ANALISIS KEANDALAN SISTEM 150 KV DI WILAYAH JAWA TIMUR Ridwan Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus Keputih-Sukolilo, Surabaya-60111, Email :
[email protected]
ABSTRAK Unit-unit pembangkit bertugas menyediakan daya dalam sistem tenaga listrik agar beban dapat terlayani. Unit pembangkit dapat mengalami gangguan setiap waktu. Gangguan tersebut mengakibatkan pembangkit tidak dapat beroperasi. Jika gangguan ini terjadi pada saat yang bersamaan atas beberapa unit pembangkit yang besar, maka ada kemungkinan daya tersedia dalam sistem berkurang sedemikian besarnya sehingga sistem tidak cukup dapat melayani beban. Dengan demikian sistem kehilanagn beban Beban berubah sepanjang waktu, maka forced outage yang berlangsung pada saat-saat beban puncak akan mempunyai pengaruh yang berbeda terhadap cadangan daya tersedia dibandingkan dengan forced outage yang berlangsung pada saat-saat beban rendah. Pada tugas akhir ini akan dibahas mengenai keandalan sistem 150 KV di Jatim. Kata Kunci : Force Outage dan Loss of Load Probability. 1.
PENDAHULUAN
Sistem tenaga listrik memilki unit-unit pembangkit yang bertugas menyediakan daya agar beban dapat terlayani. Setiap waktu unit pembangkit dapat mengalami gangguan sehingga tidak dapat beroperasi. Ketika beberapa unit pembangkit yang besar mengalami gangguan dan terjadi secara bersamaan, maka ada kemungkinan daya tersedia dalam sistem berkurang sedemikian besarnya sehingga sistem tidak mampu melayani beban. Dalam hal yang demikian terpaksa dilakukan pelepasan beban atau terpaksa sistem kehilangan beban, terjadi pemadaman dalam sistem. Beban berubah-ubah sepanjang waktu, maka forced outage yang berlangsung pada saat-saat beban puncak akan mempunyai pengaruh yang berbeda terhadap cadangan daya tersedia dibandingkan dengan forced outage yang berlangsung pada saat-saat beban rendah[1]. Forced outage selain bisa dihitung kemungkinan tejadinya juga memberikan
kemungkinan timbulnya pemadaman dalam sistem, atau sering pula disebut kehilangan beban. Kemungkinan kehilangan beban dapat diketahui dari nilai indeks Loss of load probablility (LOLP). Aplikasi teknik probability untuk evaluasi keandalan sistem tenaga listrik dikemukankan pertama kali pada tahun 1933. Konsep dari loss of probablity (LOLP) diperkenalkan pada tahun 1947. LOLP didefinisikan sebagai kemungkinan dimana kapasitas daya yang mengalami force outage melebihi dari cadangan daya pada sistem. LOLP ini dievaluasi untuk beberapa beban puncak atau distribusi beban puncak [2-3]. Kemungkinan kehilangan beban ini merupakan resiko yang dihadapi dalam mengoperasikan sistem tenaga listrik. Metoda segmentasi adalah salah cara perhitungan untuk mendapatkan nilai LOLP. Nilai LOLP sebagai representasi dari keandalan suatu sistem. 2.
DASAR TEORI
2.1 Daya tersedia dalam Sistem Keandalan operasi sistem tidak hanya bergantung pada cadangan daya tersedia dalam sistem tetapi juga pada besar kecilnya nilai FOR per tahun dari unit-unit pembangkit yang beroperasi. Keandalan operasi sistem akan makin tinggi apabila daya tersedia dalam sistem makin terjamin. Tingkat jaminan tersedianya( availibility) dalam sistem bergantung pada : a) Besarnya cadangan daya tersedia b) Besarnya forced outage hours unit pembangkit dalam satu tahun Ukuran sering tidaknya pembangkit unit pembangkit mengalami gangguan dinyatakan dengan Forced Outage Rate (FOR) atau unavailabilty. Ut
Unavailability ( FOR)
Availability
Ub
Ub Ub
Keterangan : Ut : jam unit terganggu Ub : jam unit beroperasi
Ut
(1a) Ut
1 FOR
(1b)
Konsep unavailibility (FOR) dan availability ditunjukkan pada persamaan (1a) dan (1b)[ 4]. Apabila sebuah unit pembangkit mempunyai FOR = 0.07 maka kemungkinan unit ini beroperasi adalah sesuai rumus availibility atau 1- FOR yaitu bernilai 9.93, sedangkan kemungkinan mengalami gangguan adalah 0.07 sesuai dengan nilai FORnya. Dengan demikian maka besarnya cadangan daya tersedia yang bisa diandalkan bergantung juga pada FOR unit-unit pembangkit. 2.2 Loss of Load Probability Forced outage selain bisa dihitung kemungkinan tejadinya juga memberikan kemungkinan timbulnnya pemadaman dalam sistem, atau sering pula disebut kehilangan beban. Kemungkian kehilangan beban ini merupakan resiko yang dihadapi dalam mengoperasikan sistem tenaga listrik dan perlu diformulasikan. Kurva beban harian terlebih dahulu diubah menjadi kurva lama beban. Kemungkinan kehilangan beban atau dalam bahasa inggris disebut “loss of load probability” disingkat LOLP adalah perkalian antara P×t. Secara umum persamaan LOLP adalah; LOLP = P × t Keterangan : LOLP P t
(2)
: Loss of load probability : Kemungkinan daya beroperasi :Waktu terjadinya daya beroperasi pada kurva lama beban
LOLP sesungguhnya merupakan resiko dalam opersi. LOLP biasanya dinyatakan dalam hari per tahun. Makin kecil garis daya tersedia harus makin kecil kemungkinan memotong kurva lama beban. Daya terpasang harus makin tinggi dan forced outage rate harus makin kecil berarti diperlukan investasi yang besar dan juga kualitas pembangkit yang baik. 3.
SISTEM 150 KV di JAWA TIMUR
3.1 Pembangkit Thermis di Jawa Timur Tugas akhir ini membahas mengenai sistem 150 KV. Pembangkit yang terhubung dengan sistem 500 KV tidak diperhatikan. Namun IBT 500/150KV sebagai penyalur daya dari sistem 500 KV ke sistem 150 KV dalam hal ini dianggap sebagai pembangkit. Berdasarkan single line diagram yang terdapat pada lampiran I konfigurasi sistem region jawa timur dan bali serta berdasarkan data Rencana pekerjaan tanggal 12 Maret 2010 PLN. Terdapat dua blok PLTU yaitu blok PLTU Perak 3dan 4 dan blok PLTU Gresik 1-4. Blok PLTGU terdapat dua buah blok yaitu PLTGU Grati 2 dan PLTGU Gresik 2. Blok PLTG terdapat dua buah yaitu PLTG
Gresik1&2 dan PLTG Gilitimur 1&2. Total terdapat tujuh buah blok pembangkit thermis yang terhubung dengan sistem 150 KV di jawa timur. Setiap blok pembangkit memilki beberapa pembangkit. Total pembangkit untuk seluruh blok pembangkit di jawa timur terdapat 17 buah pembangkit thermis. Masingmasing pembangkit di setiap blok akan dihitung nilai FORnya pada subbab 3.4. 3.2
PLTA di Jawa Timur Pembangkit yang terhubung dengan saluran selain 150 KV dan 500 kV di Jatim adalah seluruh PLTA kecuali PLTA Wlingi dan Sutami. Terdapat total 12 blok PLTA di jawa timur. Untuk beberapa blok PLTA terdiri beberapa pembangkit seperti pada blok PLTA Sutami yang terdiri dari 3 pembangkit. Total kemampuan daya PLTA di Jawa timur sebesar 278.60 PLTA dalam perhitungan nanti dianggap sebagai satu kesatuan pembangkit dengan besar daya adalah daya total seluruh PLTA. Hal ini dilakukan karena FOR dari seluruh PLTA Jawa Timur berdasarkan data catatan pembangkit PLN selama satu tahun sejak tanggal 20 Maret 2009- 21 Maret 2010 tidak mengalami outage sama sekali atau bernilai nol. Serta faktor transmisi dalam tugas akhir ini dianggap tidak pernah terjadi gangguan atau diabaikan. Maka seluruh PLTA di Jatim termasuk PLTA wlingi dan sutami dianggap sebagai satu kesatuan pembangkit dengan kapasitas daya sama dengan kapasitas daya total seluruh PLTA dijatim yaitu 278.60 MW. Nilai FOR gabungan seluruh PLTA di jatim sama juga dengan nol. Penggabungan seluruh PLTA di jatim bertujuan untuk efisiensi waktu saat simulasi menggunakan program . 3.3 Inter Bus Transformer(IBT) 500/150 KV di Jawa Timur IBT 500/150kV dalam konfigurasi sistem 150 KV region 4 jawa timur dianggap sebagai suatu sumber generator yang menyuplai sistem 150 KV. Terdapat 5 IBT 500/150kV yaitu; Tabel 3.3.1 IBT 500/150 KV [5] LOKASI
MVA
GITET GRESIK IBT 1
500
GITET GRATI IBT 1 GITET KEDIRI IBT 1
500 500
GITET KEDIRI IBT 2 GITET SURABAYA BARAT IBT 1
500 500
GITET SURABAYA BARAT IBT 2
500
GITET PAITON IBT 1
500
GITET PAITON IBT 2
500
Berdasarkan data pada Laporan Singkat Inter Bus transformer(IBT) Transfer selama 2 bulan mulai tanggal 12 februari sampai 11 mei bahwa kemampuan maksimum suplai IBT 500/150 kV sebesar 2500 MW. IBT 500/150 kV memiliki FOR = 0 karena dianggap tidak pernah terjadi gangguan. 3.4 Forced Outage Rate Pembangkit Sesuai dengan metoda segmentasi akan dicari semua kombinasi pembangkit yang sesuai dengan beban sistem. Maka masing –masing pembangkit yang ada harus dicari nilai FOR. Susunan pembangkit beserta masing-masing nilai forced outage rate untuk sistem 150 kV terdapat pada tabel dibawah.
Gambar 3.5 kurva lama beban[8] 4.
Tabel 3.4.1 Pembangkit yang terhubung langsung dengan sistem 150 KV [6-7] NO PEMBANGKIT 1
K.Daya (MW) 2778.6
FOR
1-FOR
0
1
189.00
0.035024734
0.964975266
2
PLTA+IBT 500/150kv PLTU GRSIK 3
3
PLTU GRSIK 4
189.00
0.064912481
0.935087519
4
165.00
0.100456621
0.899543379
99.00
0.000825723
0.999174277
99.00
0.009216134
0.990783866
99.00
0.02777968
0.97222032
95.00
0.06321347
0.93678653
95.00
0.021582953
0.978417047
95.00
0.017496195
0.982503805
11
PLTGU GRBRU 1 .0 PLTGU GRATI 2 .1 PLTGU GRATI 2 .2 PLTGU GRATI 2 .3 PLTGU GRBRU 1 .1 PLTGU GRBRU 1 .2 PLTGU GRBRU 1 .3 PLTU GRSIK 1
92.00
0.149335997
0.850664003
12
PLTU GRSIK 2
92.00
0.043544521
0.956455479
13
PLTU PERAK 3
41.00
0.140563166
0.859436834
14
PLTU PERAK 4
41.00
0.18180175
0.81819825
15
PLTG GRSIK 1
16.00
0.065612633
0.934387367
16
PLTG GRSIK 2
16.00
0.027165145
0.972834855
17
PLTG GILITIMUR 1 PLTG GILITIMUR 2 TOTAL
16.00
0.034906773
0.965093227
16.00
0.200989346
0.799010654
5 6 7 8 9 10
18
SIMULASI DAN ANALISIS
4.1. Kombinasi Pembangkit Dalam subbab ini, akan ditunjukkan hasil simulasi menggunakan running program tiap kombinasi pembangkit menggunakan software MATLAB R2008a. Terdapat 18 pembangkit yang harus dikombinasikan. Dalam program ini hanya 17 pembangkit yang dikombinasikan. Pembangkit IBT 500/150KV + PLTA tidak disertakan dalam proses program agar mempercepat hasil simulasi menggunakan running program. Nilai FOR IBT 500/150KV + PLTA = 0 sehingga pembangkit IBT 500/150KV + PLTA akan dikombinasikan dengan 17 pembangkit lainnya menggunakan teori penambahan unit pembangkit karena cara ini lebih mudah dan efektif mengurangi waktu running program. Hasil simulasi program: Hasil dari program menghasilkan tabel a yang yang berisi matriks kombinasi 131072×17. Terdapat 131072 kombinasi seperti pada gambar 4.1.
4233.6
3.5 Beban Sistem Beban sistem ditunjukkan oleh kurva lama beban pada gambar 3.5. Kurva beban yang akan digunakan adalah kurva beban pada hari senin sampai hari minggu mulai tanggal 8 Maret 2010 sampai 14 Maret 2010.
Gambar 4.1 Matriks kombinasi
4.2. Perhitungan Daya yang Beroperasi Setiap kombinasi menghasilkan daya yang dioperasikan atau dibangkitkan. Setiap daya
dioperasikan diurutkan dan nantinya dibuat segmensegmen yang sesuai dengan kurva beban. Hasil simulasi program: Hasil dari program I pada subbab 4.1 menghasilkan tabel jum yang yang berisi hasil perkalian antara matriks Gen dan matriks a. hasil perkaliannya adalah matriks daya 131072 × 1 seperti pada gambar 4.2.
4.4. Sorting dan Penggabungan Data Data hasil simulasi pada subbab 4.1, subbab 4.2 dan subbab 4.3 digabungkan dan diurutkan berdasarkan besar daya mulai dari yang terendah menggunkaan metoda sorting yang ada pada matlab. Sorting data ini dilakukan untuk mempermudah saat perhitungan probability kumulatif pada subbab 4.5. Hasil penggabungan dan sorting dari ketiga data seperti pada gambar 4.4.1 dibawah ini:
Gambar 4.2 Matriks daya
4.3. Perhitungan Probability Subbab ini akan membahas mengenai perhitungan probability yang telah dihasilkan oleh 131072 macam hasil kombinasi dari subbab 4.1 kombinasi pembangkit. Subbab 4.1 kombinasi pembangkit didapatkan matriks a. Matriks a merupakan matriks hasil kombinasi 17 pembangkit. Nilai probability didapatkan dari matriks a dikalikan dengan matriks FOR 17 × 1 jika kolom bernilai 0 atau matriks R 17 × 1 jika bernilai 1. Matriks FOR dan matriks R tercantum pada program I pada subbab 4.1. Hasil simulasi menggunakan running program dalam tabel prob. Tabel prob berisi matriks probability 131072 × 1 yang menggambarkan nilai kemungkinan untuk setiap daya beroperasi dari setiap kombinasi pembangkit. Matriks probability terdapat pada gambar 4.3 matriks probability.
Gambar 4.4.1 Hasil penggabungan data daya, kombinasi dan probability
4.5. Perhitungan Probability Kumulatif Setelah didapatkan hasil sorting berdasarkan urutan daya maka langkah selanjutnya menghitung probability kumulatif. Dari kombinasi yang terjadi terdapat beberapa kombinasi yang menghasilkan daya beroperasi yang sama. Kombinasi yang memiliki daya beroperasi yang sama maka nilai probability dari kombinasi tersebut dijumlah sehingga didapatkan nilai probability kumulatif. Matriks daya yang telah dihasilkan pada subbab 4.2 menjadi input pada program probability kumulatif Tabel yang dihasilkan seperti pada gambar dibawah:
Gambar 4.5.5 Matriks kumultif
Gambar 4.3 Matriks probability
4.6. Penambahan Pembangkit IBT 500/150 KV Hasil akhir akan dihitung namun terlebih dahulu matriks kumulif sebagai hasil akhir ditambahkan dengan pembangkit IBT 500/150 KV dan PLTA
menggunakan metode penambahan pembangkit . Perhitugan secara manual menggunakan persamaan PN (x ) = PN-1( x) × (1-FORN) + PN-1( x-CN) × FORN
(3)
Perhitungan mengunakan software MATLAB didapatkan hasil yang sesuai dengan perhitungan manual. Dengan cara menambahkan kolom pertama dengan kapasitas IBT 150/500KV+PLTA sebesar 3078.6 hasilnya sepeti pada gambar berikut: Gambar 4.7.2 nilai LOLP
Standart internasional untuk nilai LOLP adalah 0.25 hari/tahun. Secara internasional sistem 150 KV masih belum memenuhi. PLN memiliki standart LOLP=1 hari/tahun untuk wilayah jawa bali, sistem 150 KV masih memenuhi standart tersebut.
Gambar 4.6 Hasil penambahan IBT 150/500KV+PLTA
4.7. Segmentasi Sistem pada Kurva Beban Pada subbab 4.6 akan menghitung nilai LOLP jika sistem dihadapkan pada kurva beban menggunakan metoda segmentasi. Berdasarkan data tanggal 8-14 maret 2010 mulai dari hari senin sampai hari minggu. Asumsi bahwa dalam satu tahun karakteristik beban selama satu tahun berulang seperti tanggal 8-14 maret 2010. Hasil dari program secara urut mulai dari kolom satu sampai tujuh seperti pada gambar dibawah nilai LOLP untuk masing-masing daya beroperasi.
4.8. Cara meningkatkan Keandalan Sistem Berdasarkan bab II bahwa keandalan sistem dipengaruhi nilai FOR dari masing-masing pembangkit dan ketersediaan cadangan daya dalam sistem. Maka untuk meningktakan keandalan sistem sebagai berikut; 4.8.1. Memperkecil nilai FOR pembangkit Pada sistem 150 KV di jatim pembangkit yang memiliki nilai FOR yang paling tinggi adalah PLTG GILITIMUR 2 dengan kemampuan daya 16.00 MW dan nilai FOR sebesar 0.200989346. Hal yang menyebabkan nilai FOR PLTG GILITIMUR 2 tinggi adalah sebagai berikut [7] ; 1. Status Waktu
: FO1( forced outage ) : 23/01/2010 pukul 20:24 09/02/2010 pukul 21:14 Total waktu : 408 jam 50 menit Level : Balance of plant electrical Alasan : Trip, indikasi gangguan pada MTR tap. no.5 coilnya ngepong
2. Status Waktu
: PO (planed outage) : 24/10/2009 pukul 00:00 14/12/2009 pukul 14:00 Total waktu : 1238 jam Alasan : Major inspection
Gambar 4.7.1 nilai LOLP tiap daya beroperasi
PLTU PERAK 4 Hasil akhir perhitungan nilai LOLP didapatkan nilai 0.3007 hari/tahun. Berarti dalam waktu satu tahun kemungkinan kehilangan beban adalah 0.3007 hari.
Penyebab outage: Status : FO1( forced outage ) Waktu : 06/01/2010 00:46 - 13/02/2010 21:51 0.00 Total waktu : 933 jam 5 menit Alasan : dikeluarkan, boiler bocor
PLTU PERAK 3 Penyebab outage: Status : FO1( forced outage ) Waktu : 18/12/2009 00:28 - 06/01/2010 20:59 0.00 Total waktu : 476 jam 31 menit Alasan : Dikeluarkan, boiler bocor Dari dua penyebab diatas dapat disimpulkan bahwa faktor yang paling mempengaruhi adalah waktu maintenance yang panjang selama 1238 jam dan terjadi force outage selama 408 jam sehingga membuat PLTG GILITIMUR 2 mempunyai nilai FOR yang tinggi. PLTU 3 &4 PERAK mengalami waktu outage akibat boiler bocor yang lama sehingga nilai FOR dari kedua pembangkit tersebut tinggi. Solusinya adalah penyebab-penyebab dari pemabngkit tersebut diminimalsisr yaitu dengan memperpendek waktu maintenance untuk PLTG GiLITIMUR dan penanganan lebih cepat akibat forced ourage sehingga nilai FOR pembangkit lebih rendah. 4.8.2. Memperbesar Cadangan Daya Kapasitas maksimum total pembangkit untuk sistem 150 KV adalah 4,233.60 MW sedangkan beban sistem tertinggi adalah 3708.3 MW. Cadangan daya sebesar terendah 533.6 MW untuk sistem 150 KV dijatim. Cadangan daya sangat yang besar akan meningkatkan keandalan atau dengan kata lain nilai LOLP semakin kecil. Namun untuk menambah cadangan daya dengan meambah pembangkit memerlukan investasi yang besar dan perencanaan yang tepat. 5.
KESIMPULAN
Berdasarkan hasil yang didapatkan dari simulasi dalam penulisan tugas akhir ini, dapat diambil beberapa kesimpulan yaitu : 1. Faktor yang paling mempengaruhi nilai keandalan sistem 150 KV dari sisi pembangkit PLTG GILITIMUR 2 yang memiliki nilai FOR yang tinggi dikarenakan pada tahun 2009 mengalami waktu maintenance yang panjang dan pada periode tahun 2009 sampai 2010 mengalami waktu force outage yang lama. 2. Perhitungan LOLP menggunakan metoda segmentasi pada sistem 150 KV ketika dihadapkan pada beban sistem bernilai 0.3007 hari/tahun memenuhi standart PLN yaitu 1 hari/tahun.
3. Keandalan sistem 150 KV di jawa timur lebih dari 0.25 hari/tahun hal ini berarti keandalan sistem belum memenuhi standart internasional. 4. Cara meningkatkan keandalan sistem 150 KV di jatim terdapat dua pilihan yaitu: Memperkecil nilai FOR dari pembangkit yang memiliki nilai FOR paling besar dalam hal ini adalah pembangkit GILITIMUR 2. Menambah kapasitas daya terpasang namun harus memperhatikan nilai investasi yang diperlukan. DAFTAR PUSTAKA [1]
Marsudi, Djiteng, “Operasi Sistem Tenaga LIstrik”, Graha Ilmu, Yogyakarta, 2006.
[2]
J. Endrenyi, “Reliability Modeling in Electric Power Systems” John Wiley Sons, New York,1973
[3]
R. Billinton, “Power System Reliability Evaluation’, Gordon and Breach Science Publisher, New York, 1970
[4]
Allan, R.N & Billinton, R, “Reliability Evaluation of Power System”, New York,1996
[5]
Laporan Singkat IBT Transfer PT PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban Jawa bali tanggal 12 Februari 2010 – 11 Mei 2010
[6]
Rencana Pekerjaan PT PLN PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban Jawa bali tanggal 12 Maret 2010
[7]
Catatan Pembangkit PT PLN PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban Jawa bali tanggal 21 Maret 2009 – 20 Maret 2010
[8]
Laporan Harian Pelaksana Operasi Region 4 PT PLN PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban Jawa bali tanggal 8 maret 2010 – 14 maret 2010 RIWAYAT HIDUP PENULIS Penulis bernama lengkap Ridwan dilahirkan pada tanggal 22 Maret 1988 di Probolinggo, Tahun 2006 penulis masuk ke Jurusan Teknik Elektro ITS melalui jalur SPMB dengan NRP 2206100091.
