THE STUDY OF ECONOMIC OPERATING ON ELECTRICAL POWER GENERATION IN SOUTH SULAWESI SYSTEM 1
Sofyan1 Lecturer of Bosowa Polytechnic
Abstrak Penelitian ini bertujuan untuk :(1) mengetahui besarnya daya yang harus dibangkitkan oleh setiap pusat pembangkit dalam menanggung beban maksimum dengan biaya operasi paling minimum, (2) mengetahui total biaya operasi, dan (3) mengetahui besar rugi-rugi daya total sistem setelah penjadwalan pembangkitan. Penelitian ini dilaksanakan di Unit pembagkitan I Tello, Area Penyaluran dan pengaturan Beban (AP2B) sistem Sulsel PT PLN (Pesero) wilayah Sultanbatara. Metode yang digunakan adalah analisis deskriptif dengan incremental production cost (IPC), yakni mengidentifikasi pusat-pusat pembangkit yang beroperasi saat terjadinya beban puncak. Setelah itu melakukan pengambilan data bulanan energi yang dibangkitkan dan lama operasi, kemudian melakukan analisis regresi kuadratik untuk mendapatkan nilai konstanta a,b,c untuk membentuk fungsi objektif dari setiap pusat pembangkit. Hasil penelitian menunjukkan bahwa Daya yang harus dibangkitkan oleh setiap pusat pembangkit pada sistem Sulsel dalam menanggung beban Maksimum dengan biaya operasi paling minimum adalah bus bakaru 126,00 MW, bus mamuju 4,00 MW, bus Makale 3,20 MW, bus Palopo 25,7 MW, bus sengkang 192,30 MW, bus suppa 62,5 MW, bus tello150 70,08 MW, bus Barangloe 20,00 MW, bus Tellolama 40,25 MW, Bus Jeneponto 10,8 MW dan Bus Bulukumba 11,1 MW. Adapun total biaya operasi Pusatpusat pembangkit adalah 195.877.459,39 Rp/jam. Sedangkan Besar rugi-rugi daya total sistem setelah penjadwalan pembangkitan adalah 27.7335 MW
setiap unit pada pusat pembangkit tersebut
A. PENDAHULUAN Pengoperasian beberapa unit pembangkit
harus ditentukan sedemikian rupa sehingga
dalam suatu pusat pembangkit memerlukan
biaya
manajemen yang baik. Khususnya dalam
minimum (William D. Stevenson, Jr. 1983).
pembebanan dan jumlah daya yang harus
Menurut
disumbangkan oleh suatu unit pembangkit
pembangkit tenaga listrik yang beroperasi
atau suatu pusat pembangkit ke dalam
secara terus menerus selama 24 jam pada
sistem
baik.
sistem kelistrikan Sulawesi selatan terdapat
Manajemen pengoperasian yang ekonomis
sebelas pusat pemabangkit yang menyuplai
dapat menghemat biaya produksi daya
daya ke sistem pada saat beban puncak
terutama biaya bahan bakar.
yang terjadi pada tanggal 20 mei 2010,
Dalam
harus
diatur
pengoperasian
dengan
sistem
untuk
daya
yang
daftar
diserahkan
menjadi
inventarisasi
mesin
yaitu PLTA Bakaru, PLTD Suppa, PLTGU
keadaan beban bagaimanapun, sumbangan
Sengkang,
PLTA
Bili-bili,
Pembagkit
daya dari suatu pusat pembangkit dan dari
Tello, PLTD Palopo dan PLTD Makale, 27
PLTD Arena, PLTD Matekko, dan PLTD
tenaga listrik dapat dilkukan dengan cara
Agrego.
yang paling ekonomis.
Perioritas pengoperasian unit-unit mesin
Konfigurasi
pembebanan
atau
pembangkit pada sistem sulsel dalam
penjadwalan pembangkit yang berbeda
menanggung
dapat
beban
sistem
adalah
memberikan
biaya
operasi
berdasarkan BPP [Biaya Pokok Produksi
pembangkit yang berbeda pula, tergantung
(Rp/kWh)] dari tiap unit mesin pembangkit.
dari
Nilai BPP dari suatu pusat pembangkit
pembangkit
manyatakan biaya bahan bakar untuk
beberapa
memproduksi satu kWh. Dengan demikian
pembagkit dalam usaha menekan biaya
pusat pembangkit yang mempunyai BPP
operasi, yakni :
yang lebih rendah akan dioperasikan lebih
a. Berdasarkan Umur Pembangkit
karakteristik
masing-masing
unit
dioperasikan.
Ada
yang metode
dalam
penjadwalan
dahulu sebelum pusat pembangkit yang
Pada metode ini, dengan asumsi bahwa
mempunyai BPP lebih tinggi. Sekarang
unit-unit
yang menjadi pertanyaan adalah apakah
mempunyai efisiensi yang lebih tinggi,
biaya pemakaian bahan bakar ini dapat
maka unit-unit pembangkit yang baru
ditekan (sehingga lebih kecil) dengan
dibebani
mengganti metode penjadwalan operasi?
kapasitasnya, dan unit-unit yang tua
Inilah yang menjadi pokok permasalahan
(efisiensi lebih rendah) memikul beban
dalam penelitian ini,
sisanya.
yakni dengan
menggunakan metode penjadwalan operasi unit-unit
pembangkit
berdasarkan
Incremental Production Cost (IPC).
pembangkit
sesuai
b. Berdasarkan
yang
dengan
Rating
baru
rating
(daya
Guna)
Pembagkit Pembagian
beban
diantara
unit-unit
pembangkit sebanding dengan rating B. LANDASAN TEORI
kapasitasnya,
a.
meningkatnya beban maka daya akan
Optimasi Pembagkit Tenaga Listrik
yaitu
dengan
Operasi ekonomis adalah proses
dicatu oleh unit yang paling berdaya
pembagian atau penjatahan beban total
guna hingga titik daya guna maksimum
kepada masing-masing unit pembangkit,
unit
seluruh unit pembangkit dikontrol terus-
peningkatan beban selanjutnya, unit
menerus dalam interval waktu tertentu
berikutnya yang paling berdaya guna
sehingga
yang
akan mulai beroperasi pada sistem, dan
optimal, dengan demikian pembangkitan
unit ketiga tidak dioperasikan sebelum
dicapai
pengoperasian
itu
dicapai.
Kemudian
untuk
28
titik daya guna maksimum unit kedua
b. Teknik
telah tercapai.
Distribusi
Beban
Berdasarkan
c. Berdasarkan Kriteria Peningkatan Biaya Produksi yang sama ( Equal Incremental
Incremental
Production Cost Incremental production cost atau biaya
Cost)
produksi tambahan suatu unit untuk setiap
Pengurangan beban pada unit dengan
keluaran daya yang ditetapkan, adalah limit
biaya tambahan paling tinggi akan
perbandingan kenaikan biaya masukan
menghasilkan suatu pengurangan biaya
produksi dalam Rupiah per jam terhadap
yang lebih besar daripada peningkatan
kenaikan keluaran daya yang bersesuaian
biaya untuk menambahkan sejumlah
dalam megawatt pada saat kenaiakan
beban yang sama pada unit dengan biaya
keluaran daya mendekati nol (William D.
tambahan
rendah.
Stevenson Jr., 1983). Biaya produksi
Pemindahan beban dari satu unit ke unit
tambahan yang mendekati kebenaran dapat
yang
diperoleh
yang
lain
lebih
dapat
menghasilkan
dengan
menentukan
biaya
pengurangan biaya pengoperasian total
produksi yang meningkat untuk suatu
sehingga biaya pengoperasian tambahan
selang waktu tertentu di mana keluaran
dari kedua unit sama (equal incremental
daya yang ditingkatkan sedikit. Misalnya,
cost). Dengan jalan yang sama dapat
biaya tambahan pendekatan pada setiap
diperluas
keluaran
untuk
pembagkit
pada
mempunyai
lebih
pembangkit.
Jadi
pengoperasian
unit
stasiun
yang
dari
dua
patokan
unit untuk
daya
tertentu
adalah
biaya
tambahan dalam Rupiah per jam untuk meningkatkan keluaran dengan 1 MW. Pendistribusian
beban
berdasarkan
pembagian beban yang ekonomis antara
biaya produksi tambahan antara setiap dua
unit-unit di dalam suatu stasiun adalah
unit
semua
harus
menaikkan beban salah satu unit pada saat
bekerja dengan biaya pengoperasian
beban unit lain diturunkan dengan jumlah
tambahan yang sama. Jika keluaran
yang sama, akan mengakibatkan suatu
stasiun akan dinaikkan, biaya tambahan
kenaikan atau penurunan biaya total. Biaya
dengan masing-masing unit bekerja juga
total operasi meliputi biaya bahan bakar
akan naik, tetapi harus sama untuk
utamanya, gaji pegawai, biaya komponen-
semua unit.
komponen
unit-unit
pembangkit
adalah
pemeliharaan.
pertimbangan
pendukung,
dan
Biaya-biaya
apakah
biaya tersebut
29
diasumsikan menjadi bagian dari biaya
pada
produksi (Hadi Saadat, 1999)
menambahkan sejumlah beban yang sama
Sebagai
contoh
untuk
pada unit dengan biaya tambahan yang
pembangkit termal keluaran dayanya adalah
lebih rendah. Pemindahan beban dari satu
300 MW, biaya tambahan yang ditentukan
unit ke unit yang lain dapat diteruskan
dari
dengan suatu pengurangan dalam biaya
jenis
Rp125.000,Maksud
pendekatan
per
dari
suatu
biaya
unit
suatu
bila
peningkatan
megawatt
nilai
ini
adalah jam-nya.
adalah
untuk
produksi
total
sehingga
biaya-biaya
produksi tambahan dari keuda unit itu
menaikkan daya unit pembangkit termal
adalah
tersebut sebesar 1 MW maka dibutuhkan
dinaikkan, biaya tambahan dengan mana
biaya
sebesar
masing-masing unit bekerja juga akan naik
Rp125.000,-Jika hendak menurunkan daya
tetapi harus tetap sama untuk semuanya
unit pembangkit termal tersebut sebesar 1
(William D. Stevenson Jr.,1983).
tambahan
per
jam
sama.
Jika
keluaran
stasuin
MW maka terjadi pengurangan biaya per jam sebesar Rp125.000,-. Demikianlah
2.3 Perhitungan Pembagian Beban
dasar-dasar
untuk
memahami distrubusi beban antara unit-unit dalam
suatu
pusat
memperhitungkan
pembangkit biaya
yang
produksi
Berdasarkan Incremetal Production Cost. 2.3.1
Biaya
Bahan
Bakar
sebagai
Fungsi Kuadrat dari Daya Aktif
tambahan. Misalkan keluaran total suatu
Dalam semua kasus praktis , biaya
pusat pembangkit dicatu oleh dua unit dan
bahan bakar dari generator i dapat
pembagian beban antara kedua unit adalah
direpresentasikan
sedemikian
fungsi kuadrat dari daya aktif yang
sehingga
unit
yang
satu
mempunyai biaya produksi tambahan yang
sebuah
dibangkitkan. (Hadi Saadat)
lebih tinggi dari unit yang lain. Dan
Ci
misalkan dilakukan pemindahan sebagian
(1)
beban dari unit yang mempunyai biaya
sebagai
ai
dimana
bi Pi
ci Pi 2 ..........................
ci
= biaya bahan bakar
produksi yang lebih tinggi ke unit yang
unit pembangkit ke-i
mempunyai biaya produksi yang lebih
(Rp/jam)
rendah. Pengurangan beban pada unit yang
Pi
= daya output unit
mempunyai biaya produksi tambahan lebih
pembangkit ke-i
tinggi
(MW)
akan
menghasilkan
suatu
pengurangan biaya yang lebih besar dari 30
ai, bi, dan ci, adalah
Prinsip
distribusi
antara
beban
unit-unit
yang
konstanta dari fungsi
ekonomis
pembangkit
kuadrat
termal di dalam suatu pusat pembangkit
Konstanta-konstanta ai, bi, dan ci dapat
adalah bahwa semua unit itu harus bekerja
ditentukan berdasarkan data hasil percobaan
dengan IPC yang sama, dalam hal ini
atau
dengan
adalah Incremental Fuel Cost (IFC) yang
yang
sama. (Glover, 2007). Jika keluaran pusat
hasil
penelitian,
mengambil
beberapa
yaitu data
Ci
diperlukan untuk membangkitkan daya
pembangkit
nyata sebesar Pi dari unit pembangkit ke-i
tambahan (incremental production cost)
selama selang waktu tertentu, dan ai, bi, dan
dari masing-masing unit yang bekerja juga
ci dapat dihitung dari sistem persamaan,
harus naik, tetapi harus tetap sama untuk
Ci
n.ai
bi
Pj
Pj Ci
ai
Pj
Pj2 Ci
ai
Pj2 bi
ci
Pj2
Pj2 ci
bi
Pj3 ci
2.3.2
Pj3 Pj4
konstanta ai, bi, dan ci, serta fungsi biaya tiap
unit
pembangkit
dapat
diperoleh.
Fungsi
Objektif
untuk
Tujuan pembentukan fungsi objektif adalah
untuk
memperoleh
biaya
pembagkitan total yang diperlukan untuk mensuplai
beban
total
yang
harus
ditanggung oleh sistem. Masalah distribusi beban ekonomis
2.3.2 Incremental Production Cost
yang paling sederhana adalah ketika rugi-
IPC adalah biaya tambahan yang diperlukan untuk membangkitkan setiap 1 MW setiap jam pada tiap bus pembagkit. Turunan
biaya
Penjadwalan Pembangkitan (2)
yang diambil. Dengan cara ini
kuadratis
dinaikkan,
semuanya.
dimana j = 1, 2, 3,…n, dan n = banyaknya data
akan
pertama
dari
persamaan
(1)
terhadap daya output, dCi dPi
2ci Pi
bi …………………(3)
disebut Incremental Production Cost (IPC), yaitu hubungan linear, yang menyatakan
rugi saluran transmisi diabaikan. oleh sebab itu, model masalah tidak memperhitungkan konfigurasi sistem dan impedansi jaringan. pada hakikatnya, model mengasumsikan bahwa sistem hanya terdiri dari satu bus dengan semua pembangkit dan beban terhubung ditunjukkan
padanya secara
sebagaimana sistematis
dalam
Gambar 2.9 berikut :
biaya tambahan yang diperlukan (Rp/jam) untuk manaikkan daya output pembangkit ke-i sebesar 1 MW. 31
C2
C1
artinya semua unit harus bekerja pada biaya
Cn
bahan bakar tambahan λ yang sama atau P2
P1
Pn
IPC yang sama dan minimum. 2.3.3 Gambar 1. Model Sistem yang
Pembatas
Mengabaikan Rugi-Rugi Saluran Transmisi
Persamaan dan Pertidaksamaan
Pertidaksamaan pembatas adalah pertidaksamaan yang menyatakan bahwa daya yang dibangkitkan oleh tiap bus
Sejak rugi-rugi transmisi diabaikan, total permintaan PD adalah penjumlahan dari semua pembangkit. Sebuah fungsi biaya Ci diasumsikan akan diketahui untuk tiap unit. Masalahnya adalah mencari pembangkitan daya nyata untuk tiap-tiap unit dengan demikian fungsi objektif (biaya total
produksi)
sebagaimana
yang
didefinisikan oleh persamaan
pembangkit
tidak
lebih
kecil
dari
kemampuan minimum atau tidak lebih besar
dari
kemampuan
maksimum
pembangkit. Sedangkan
persamaan
pembatas
adalah persamaan yang menyatakan bahwa jumlah daya yang dibangkitkan oleh semua bus pembangkit sama dengan jumlah beban yang harus ditanggung sistem. Jika kondisi
n
Ct
C1
C2
.......... C n
Ci
tersebut tidak terpenuhi maka slack bus
i 1
akan menyuplai semua kekurangan dari
n
ai
bi .Pi
ci .Pi
2
selisih daya antara jumlah daya beban total
i 1
…………………(4)
yang harus ditanggung sistem dengan jumlah daya total yang harus dibangkitkan
yaitu jumlah biaya bahan bakar unit pembangkit ke-1, pembangkit ke-2, sampai pembangkit ke-n harus minimum. Ct adalah
oleh bus pembangkit selain slack bus. Persamaan pembatas yang harus dipenuhi adalah:
biaya produksi total, Ci adalah biaya
n
produksi dari unit ke-i, Pi adalah daya yang
i 1
Pi
PD …………………(6)
dibangkitkan dari unit ke-i. Agar biaya
dimana Pi adalah daya yang dibangkit dari
bahan
unit ke-i, PD adalah total permintaan, dan
bakar
minimum,
dipenuhi: dC1 dP1
maka
harus
ngadalah jumlah total unit-unit pembangkit ,
dC 2 dP2
,......,
……………(5)
dC i dPi
yang terdistribusi. Selain itu ada pertidaksamaan pembatas yang juga harus dipenuhi, yakni: 32
Pi (min) Pi
Pi (max) i = 1, 2, 3, .., n
pembangkitan daya yang optimal dicapai untuk seluruh unit pembangkit dengan
….. (7) dimana Pi (min) dan Pi (maks) adalah
biaya produksi tambahan yang sama. Akan
kemampuan daya minimum dan maksimum
tetapi pada sistem besar yang saling
yang dapat dibangkitkan oleh pembangkit
terinterkoneksi,
ke-i.
ditransmisikan pada jarak yang sangat jauh
2.3.4 Persamaan koordinasi
ke area dengan tingkat kepadatan beban
Dari persamaan (3) dapat diperoleh dCi dPi
2 ci .Pi
atau Pi
bi
bi 2 ci
faktor utama yang harus diperhitungkan dalam
pembangkitan
disebut
dengan
pengaruh
persamaan koordinasi. Fungsinya
adalah
menyatakan
di
atas
daya
yang rendah, rugi-rugi transmisi merupakan
optimum.
persamaan umum untuk
…….(8) Persamaan
dimana
rugi-rugi
Satu
memasukkan
transmisi
rugi-rugi
yang
transmisi
total
untuk menghitung daya yang dibangkitkan
sebagai fungsi kuadratis dari daya output
oleh setiap pembangkit, sedangkan
generator, i
2 i Pi
2
Bij Pij
Boi
…………..…….(9) Atau :
Untuk mendapatkan nilai konstanta tersebut
ng
diperoleh
dengan
cara
menyelesaikan
persamaan:
j 1
adalah
konstanta-konstanta pada fungsi objektif.
oleh
ng
(lambda) adalah Incremental production cost, sedangkan konstanta a,b,c
dinyatakan
i
Bii Pi
Bij Pj j 1 j i
1 1 B0i 2
i
persamaan (2), dimana data yang digunakan
(saadat,Hadi:2002)…………………………
dari persamaan tersebut diperoleh dari data
………(10)
sekunder yang diperoleh dari PLN berupa
Dengan menggunakan persamaan (15) di
data daya rata-rata yang dibangkitkan dan
atas rugi-rugi total jaringan dapat dihitung
biaya pembangkitan rata-rata perjam yang
setelah optimasi dilakukan.
diperlukan oleh setiap bus pembangkit perbulan selama 4.5 tahun. 2.3.5 Perhitungan rugi – rugi daya total
C. METODOLOGI PENELITIAN Penelitian
ini
dimulai
dengan
akibat rugi-rugi pada saluran
mengamati aliran daya tertinggi pada tahun
transmisi
2010, kemudian mengidentifikasi pusat-
Jika jarak saluran transmisi sangat
pusat pembagkit mana saja yang beropersai
pendek dan kerapatan beban sangat tinggi,
dalam menyuplai beban yang ada. Metode
rugi – rugi jaringan dapat diabaikan dan
yang digunakan adalah analisis deskriptif 33
dengan incremental production cost (IPC),
kelistrikan ini menyediakan daya listrik
yakni
untuk
mengidentifikasi
pusat-pusat
kebutuhan
masyarakat
yang
pembangkit yang beroperasi saat terjadinya
berada di provinsi Sulawesi selatan, dan
beban puncak. Setelah itu melakukan
Sulawesi Barat. Saat ini sistem sistem
pengambilan data bulanan energi yang
kelistrikan di Sulawesi Selatan disuplai
dibangkitkan dan lama operasi, kemudian
oleh empat pembangkit utama, yaitu :
melakukan analisis regresi kuadratik untuk
1. PLTA Bakaru yang terdiri atas dua
mendapatkan nilai konstanta a,b,c untuk membentuk fungsi objektif dari setiap pusat
generator 2. Pusat pembangkit tenaga listrik Tello
pembangkit. Selanjutnya dapat dilihat pada
di Makassar terdiri dari :
gambar dibawah ini :
a. PLTD, yang terdiri dari enam generator b. PLTG,
yang
terdiri
dari
5
generator c. PLTU,
yang terdiri
dari
dua
generator dan dua transformator daya dua kumparan. 3. PLTGU Sengkang yang terdiri dari tiga generator 4. PLTD Suppa yang terdiri dari enam Generator. Pusat-pusat pembangkit tersebut tersebar dan
terinterkoneksii
melalui
saluran
transmisi dan saluran distribusi seperti yang terlihat pada gambar 13. Jumlah bus pada Gambar 2. Diagram alir metode IPC
sistem kelistrikan Sulsel saat ini telah mencapai
37
bus
yang
saling
D. HASIL DAN PEMBAHASAN
terinterkoneksi secara loop (melingkar),
4.1 Sistem Kelistrikan Sulawesi Selatan
dengan total daya terpasang pada sistem
Sistem kelistrikan Sulawesi Selatan
sebesar 746,9 MW, sedangkan daya mampu
dikelola oleh PT PLN (persero) wilayah
sebesar 550 MW
Sulawesi selatan, Sulawesi Tenggara dan
4.2 harga bahan bakar minyak untuk
Sulawesi Barat (sultanbatara). Sistem
industri 34
Harga bahan bakar merupakan salah satu faktor yang angat berpengaruh dalam
Marine fuel oil (MFO), sedangkan jenis minyak diesel (MDF) tidak digunakan.
penetuan harga energi listrik. Hal ini disebabkan karena hamper 80 persen biaya
4.3 Tegangan bus dan rugi-rugi daya
produksi listrik berasal dari harga bahan
sistem
bakar. Teknik optimasi dengan IPC juga
Tegangan bus beban tertinggi terjadi
tidak bisal terlepas dari faktor ini, karena
pada bus 15 (pangkep 70) sebesar 1,033 p.u
penentuan biaya pembangkitan per jam dari
atau
setiap bus pembangkit sangat terkait dengan
terendah terjadi pada bus
konsumsi
pusat
bosowa sebesar 0.940 p.u atau 141 kV.
pembangkit tersebut dan harga bahan bakar
Teganngan pada bus 18 ini turun lebih dari
yang dipakai oleh pusat pembangkit yang
5% atau toleransi penurunan tegangan yang
sedang dianalisis.
diizinkan oleh PLN, jadi perlu upaya PLN
bahan
bakar
pada
Adapun harga bahan bakar minyak
72,31
kV,
sedangkan
tegangan
18 yaitu bus
untuk memperbaiki tegangan pada bus ini.
untuk industri yang digunakan dalam
Daya tertinggi yang mengalir disaluran
pengoperasian
dari
pada kondisi beban puncak tanggal 20 mei
tahun 2006 hingga bulan mei 2010 dapat
2010 jam 19.00 wita dari saluran 11 ke 10
dilihat pada gambar di bawah ini :
(bus sengkang ke bus soppeng) sebesar
pembangkit
termal
Diagram Harga rata-rata pertahun bahan bakar HSD dan MFO HSD
MFO
terdapat pada saluran 14 ke 21 (Bus Pangkep 150 ke Tello 150) sebesar 2,454
8906,79 5674,98 5780,84 3772,29 3828,02
176,5 MW, sedangkan aliran daya terendah
6774,51 7215,99 5488,75 6087,24 3828,02
MW. Dari hasil analisis aliran daya di atas juga terlihat bahwa rugi-rugi total sistem adalah sebesar 27.7335 MW.
2006
2007
2008
2009
2010
4.4 hasil perhitungan optimasi Gambar 3. Harga bahan bakar minyak untuk industri Untuk
sistem
kelistrikan
Dari hasil analisis aliran daya dapat diketahui daya yang harus dibangkitkan
sulawesi
oleh tiap-tiap bus pembangkit dalam
selatan, umumnya pembangkit termal yang
menanggung beban sistem, dari hasil
diopersaikan mengkonsumsi bahan bakar
perhitungan yang dilkukan diperoleh
berupa minyak solar atau high speed diesel
hasil sebagai berikut :
(HSD) dan sebagai kecil menggunkan 35
juga berperan untuk menyuplai bus-bus lain
Daya yang dibangkitkan tiap bus pembagkit sebelum dan sesudah optimasi
Lain
halnya
pada bus
yang
menggunakan bahan bakar minyak, dari 92,18 70,08
hasil optimasi dapat dilihat bahwa daya
12,40 11,10
lebih 15,70 10,80
42,40 40,25
yang dibangkitkan setelah optimasi sedikit 18,90 20,00
25,60 25,70
1,50 3,20
1,00 4,00
61,80 62,50
102,15 126,00
Daya yang dibagkitkan [MW]
192,30 192,30
yang mengalami kekurangan daya.
kecil
dibadingkan
dengan
daya
sebelum dilakukannya proses optimasi. Hal ini dilakukan karena pembangkit termal rata-rata memiliki biaya operasi yang lebih mahal dibandingkan dengan pembangkit
Bus Pembagkit
hidro.
Gambar 4. Daya output tiap bus setelah
4.5 perhitungan
optimasi
biaya
total
bus
pembagkit
Dari gambar di atas dapat dilihat
Untuk menghitung biaya total bus
bahwa terdapat tiga bus utama yang
pembangkit, maka terlebih dahulu harus
menyuplai daya terbesar pada sistem saat
ditentukan fungsi objektif dari tiap-tiap bus
terjadinya beban puncak yaitu, bus Bakaru,
pembangkit. Adapun fungsi objektif dari
bus
setiap bus pembangkit adalah sebagai
Sengkang
dan
bus
Tello
150,
sedangkan bus yang lain menanggung
berikut :
beban yang terdistribusi secara merata
a.
dalam menyuplai daya ke sistem. Pada bus Bakaru sebagai slack bus, terlihat bahwa
C1
b.
daya yang dibangkitkan sebelum optimasi dilakukan sebesar 102,146 MW, sedangkan
c.
126 MW. Hal ini disebabkan karena pada bus tesebut memiliki biaya operasi yang murah karena berbahan bakar air, sehingga kapasitas
dayanya
dioptimalkan
untuk
memenuhi kebutuhan beban sistem dan
6,311x10 5
643591P8
2,5989 P82
1,784 x10 7 1,272 x10 7 P9
2,426 x10 P92
Bus Sengkang (11): C11
f.
2,41x10 4 P12 164,3274 P122
Bus Palopo (9) : C9
e.
4,9 x10 5
Bus Makale (8) : C8
d.
86,3909 2,2117 P1 0,0741P12
Bus suppa (12) : C12
setelah optimasi dilakukan daya yang dibangkitkan mengalami kenaikan menjadi
Bus bakaru (1) :
2,7839 x10 6
2,400 x10 4 P11 137.9539 P112
Bus Mamuju (12) : C12
4,9 x10 5
2,41x10 4 P11 164.3274 P122
36
g.
Bus Tello 150 (21): C21
5
Perbandingan Biaya Tiap Bus Antara Merit Order dengan Optimasi IPC
2 21
2,497 x10 P21 1,3089 P
MERIT ORDER
Bus Barang Loe (23): C23
i.
15,889 9,6397 P23
0,033P232
Bus Tello Lama 150 (27): C27
8,0300 x10 5 P27 1,0787 P272
Bus Jeneponto (34): C34
5,6212 x10 4
6,429 x10 5 P34
4,842 x10 5 P342 Bakaru Mamuju Majene Polmas Pinrang Parepare Sidrap Makale Palopo Soppeng Sengkang Suppa Barru Pangkep Pangkep 70 Tonasa3 Maros Bosowa Mandai Daya Tello Tello70 Barangloe Tello(B) Tello(A) Barawaja Tello Lama Tello Lama70 Bontoala Panakukang Tanjung Bunga Sungguminasa Tallasa Jeneponto Bulukumba Sinjai Bone
j.
1,641x10 7
OPTIMASI IPC
BIAYA [Rp]
h.
4,36 x10
7
Bus Bulukumba(35):
k.
C35
4,9140 x10 5
Dengan
7,2506 x10 5 P35
5,3654 x10 5 P352
menggunakan
program
MATLAB, maka fungsi objektif dari tiap untuk
Dari hasil perbandingan tersebut dapat
menghitung biaya total yang dibutuhkan
dilihat bahwa terdapat selisih biaya total
oleh
pembangkitan
bus
pembangkit
bus
dapat
dipakai
pembangkit
dalam
sebesar
31.984.000,61
membangkitkan daya optimal sistem. Dari
Rp/jam jika metode IPC ini diaplikasikan,
hasil perhitungan diperoleh biaya total
sehingga biaya total pembangkitan sistem
pembangkitan
dapat lebih dioptimalkan.
sebesar
195.877.459,39
Rp/jam. Dari angka tersebut dapat diketahui bahwa harga energi listrik per kWH untuk
E. KESIMPULAN Dari
sistem sulsel adalah 355.888478 rupiah.
hasil
perhitungan
yang
telah
Perbandingan hasil perhitungan dengan
dilkukan dapat ditarik simpulan sebagai
menggunakan metode merit order PLN
berikut :
dengan metode IPC dapat dilihat pada
1.
gambar dibawah ini :
Daya yang harus dibangkitkan oleh tiap-tiap
pusat
pembangkit
yang
beroperasi di wilayah SULSEL dalam menanggung beban Maksimum dengan biaya operasi paling minimum adalah bus bakaru 126,00 MW, bus mamuju 4,00 MW, bus Makale 3,20 MW, bus Palopo 25,7 MW, bus sengkang 192,30 MW, bus suppa 62,5 MW, bus tello150 70,08 MW, bus Barangloe 20,00 MW, 37
bus
Tellolama
Jeneponto
40,25
10,8
MW
MW,
Bus
dan
Bus
Bulukumba 11,1 MW. 2.
Total
biaya
operasi
Pusat-pusat
pembangkit yang dikeluarkan dalam menanggung
beban sistem adalah
195.877.459,39 Rp/jam 3.
Besar rugi-rugi daya total sistem setelah
penjadwalan
pembagkitan
adalah 27.7335 MW.
[10] Saadat, Hadi. (2002). Power System Analysis. Singapore : The McGrawHill Book Co, Inc. [11]Sudjana, Prof. Dr. M.A. (2002). Metoda Statistika. Bandung: Penerbit Tarsito. [12] Wood, Allen J and Bruce F. Wollenberg. (1984). Power Generation Operation and Control. New York: Power Technologies, Inc and Rensselaer Polytechnic Institute. [13] Walpole, Ronald E & Raymond H. Myers.(1995). Ilmu Peluang dan Statistika Untuk Insinyur dan Ilmuwan. Bandung:Penerbit ITB.
DAFTAR PUSTAKA [1] Almanda, Deni. (1998). Strategi Operasi Sistem Tenaga Listrik.www.elektroindonesia.com [2] Chapra, Steven C, Ph.D & Raymond P. Canale, Ph.D.(1995). Metode Numerik. Jilid I. Jakarta : Penerbit Erlangga. [3] D Stevenson, William Jr.(1983). Analisis Sistem Tenaga Listrik. Jakarta: Erlangga. [4] Gen, Mitsuo & Cheng, Runwei. (2000). Genetic Algorithms And Engineering Optimization. United State of Amerika: John Wiley & Sons Inc. [5] Glover, J.D, dkk. (2007). Power System Analysis and Design. Singapore: The McGraw-Hill Book Co, Inc. [6] Imran, Al. (2008). Optimasi Penjadwalan Pembangkitan di Antara Unit-Unit Pembangkit Termal Berdasarkan Incremental Cost yang Sama. Makassar: Jurnal Elektrik. [7] Kusumadewi, Sri & Purnomo, Hari. (2005). Penyelesaian Masalah Optimasi dengan Teknik-Teknik Heuristik. Yogyakarta : Graha ilmu [8] Marsudi, Djiteng (2006). Operasi Sistem Tenaga Listrik. Jakarta: Penerbit Graha Ilmu. [9] Robandi, Imam. (2006). Desain Sistem Tenaga Modern.Yogyakarta : Andi Offset
38
27
