Evaluasi Operasi Pembangkitan Tenaga Listrik Pada PT. Cikarang Listrindo Menggunakan Metode Lagrange Multipliers

Evaluasi Operasi Pembangkitan Tenaga Listrik Pada PT. Cikarang Listrindo Menggunakan Metode Lagrange Multipliers Stephanie Rizka Permata1, Amien Rahardjo2 Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik Universitas Indonesia Depok, Indonesia [email protected], [email protected]

Abstrak Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) bekerja berdasarkan kombinasi dari Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU, dimana sisa gas panas hasil pembuangan dari turbin gas digunakan untuk memutar turbin uap. Hal ini dilakukan dalam rangka meningkatkan efisiensi. Permasalahan yang terjadi pada PLTGU tidak hanya terbatas pada efisiensi saja, melainkan juga pada pola operasi yang efektif dan biaya pembangkitan yang efisien (optimal). Oleh karena itu, diperlukan suatu usaha pengevaluasian PLTGU, yaitu dengan cara Metode Lagrange Multipliers. Studi kasus pada skripsi ini dilakukan pada PLTGU PT. Cikarang Listrindo. Dari hasil studi diperoleh bahwa pola operasi yang paling optimal untuk PLTGU PT. Cikarang Listrindo adalah Blok I CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, Blok II CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, dan Blok III CC 2-2-1 GTG Gas Frame 9 dengan biaya pembangkitan Rp. 349,69 juta untuk total beban 300 MW, Rp. 380,2 juta untuk total beban 350 MW, Rp. 413,94 juta pada saat total beban 400 MW, dan Rp. 448,28 juta ketika total beban 440 MW. Selain itu, diperoleh pula bahwa penggunaan bahan bakar solar dapat membuat biaya pembangkitan menjadi dua kali lipat daripada biaya pembangkitan dengan menggunakan bahan bakar gas.

Evaluation of Power Generation Operations in PT. Cikarang Listrindo using Lagrange Multipliers Method Abstract Combined Cycle Power Plant (CCPP) is one of the thermal power plant that operates based on a combination of gas power plant and steam power plant. CCPP applies combined cycle operating system, where the residual heat of exhaust gas from the gas turbine is used to turn a steam turbine. This is done in order to improve efficiency. Problems that occur in the CCPP is not limited to efficiency, but also to the pattern of effective operation and efficient (optimal) generation cost. It is, therefore, requires the effort to evaluation of CCPP, ie by Lagrange Multipliers Method. Case studies in this thesis is done on CCPP owned by PT. Cikarang Listrindo. The results obtained from this study are that the most optimal operating patterns for CCPP PT. Cikarang Listrindo is 3-3-1 CC Block I Frame 6 GTG Gas, 3-3-1 CC Block II Frame 6 Gas GTG, and Block III CC 2-2-1 Frame 9 Gas GTG with generation costs of Rp. 349.69 million for a total load of 300 MW, Rp. 380.2 million for a total load of 350 MW, Rp. 413.94 million in total current load of 400 MW, and Rp. 448.28 million when the total load is 440 MW. It is obtained also that the use of diesel fuel can make the cost of power generation will be twofold or 200 percents of the cost of power generation using fuel gas. Keywords: CCPP, Combine Cycle, Evaluation, Lagrange Multipliers Method.

PENDAHULUAN Energi listrik merupakan salah satu faktor yang penting dalam kebutuhan masyarakat dan berperan dalam pembangunan negara. Krisis energi listrik yang terjadi akhir-akhir ini di

Evaluasi Operasi ..., Stephanie Rizka Permata, FT UI, 2013

Indonesia merupakan titik puncak dari kondisi ketidakseimbangan antara ketersediaan listrik dengan kebutuhan konsumen. Akibat adanya krisis energi tersebut, maka diperlukan solusi untuk meningkatkan daya energi listrik, salah satunya adalah dengan menggunakan pembangkit listrik yang memiliki kapasitas daya yang besar. Pembangkit listrik tenaga termal memiliki kapasitas daya yang paling besar dibandingkan dengan pembangkit listrik yang lainnya dan memiliki pengaruh yang cukup besar guna memenuhi kebutuhan listrik bagi masyarakat Indonesia. Contoh pembangkit listrik tenaga termal yang cukup besar kapasitas dayanya adalah Pembangkit Listrik Tenaga uap (PLTU) dan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU). Melihat keuntungan dari PLTGU yaitu dapat dioperasikan sebagai pembangkit untuk beban dasar maupun beban puncak, dapat menambah daya listrik sebesar 50 persen tanpa menambah bahan bakar, efisiensi panasnya dapat mencapai 42 persen dan waktu pembangunannya relatif singkat, maka diperlukan suatu upaya evaluasi pengoperasian PLTGU sehingga dapat meningkatkan kinerja PLTGU. Oleh karena itu, pembahasan pada jurnal ini mengenai evaluasi operasi pembangkit termal, dimana studi kasus dilakukan pada salah satu PLTGU di Jawa Barat yaitu PLTGU PT. Cikarang Listrindo yang tidak hanya mendistribusikan energi listrik ke pelanggan, tetapi juga ke PLN. PT. Cikarang Listrindo tidak menangani proses transmisi sehingga pengevaluasiannya mengabaikan rugi-rugi daya pada saluran transmisi. Perhitungan dalam proses evaluasi pengoperasian PLTGU ini hanya memperhitungkan pemakaian bahan bakar dan biaya produksi. TINJAUAN TEORITIS A. Definisi dan Jenis Pembangkit Termal Pembangkit termal adalah suatu sistem pembangkitan listrik yang beroperasi dengan mengubah energi kimia menjadi energi panas, dimana energi kimia yang berupa bahan bakar diubah menjadi energi panas melalui proses pembakaran, kemudian dikonversikan menjadi energi mekanik untuk menggerakkan generator yang kemudian menghasilkan listrik [1]. Pembangkit termal terdiri dari beberapa macam pembangkit listrik, seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG), Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU), Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP), Pembangkit

[1] Astra, Made, et al. “Hasil Perhitungan Efisiensi Termal PLTGU dan Peluangnya Sebagai Penyumbang Pemanasan Udara (Studi Pada PLTGU Priok dengan Pola Operasi 2-2-1 Menggunakan Metode NewtonRaphson)”.pdf. Jakarta: 2010


Listrik Tenaga Diesel (PLTD), Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG), dan Pembangkit Listrik Tenaga Gasifikasi Batubara (PLTGB).B. Definisi Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap [2] Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) merupakan gabungan atau kombinasi dari Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dengan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), di mana panas dari gas buang yang dihasilkan oleh pembakaran di PLTG digunakan untuk menghasilkan uap yang digunakan sebagai fluida kerja di PLTU. PLTGU merupakan suatu instalasi peralatan yang berfungsi untuk mengubah energi panas (hasil pembakaran bahan bakar dan udara) menjadi energi listrik yang bermanfaat. C. Metode Lagrange Seperti yang telah diketahui bahwa dalam penyelesaian fungsi optimasi yang nonlinier khususnya pada optimasi multivariabel, digunakan metode Lagrange Multipliers. Metode Lagrange merupakan metode konvensional yang banyak digunakan untuk menyelesaikan masalah optimasi biaya atau economic dispatch. Metode Lagrange ini dipilih karena prinsip kerjanya sederhana dan mudah dimengerti. Metode ini bergantung pada sejumlah independen variabel dan kendala fungsional yang terlibat. Dengan demikian, dapat diterapkan untuk berbagai situasi praktis disediakan fungsi tujuan dan kendala dapat dinyatakan sebagai fungsi kontinu dan terdiferensialkan. Selain itu, kendala kesetaraan hanya dapat dipertimbangkan dalam proses optimasi. Persamaan fungsi objektif yang digunakan dalam metode Lagrange adalah sebagai berikut: !

ℒ = !t + ! !D + !L −

!i

(1)

!!!

dengan, ℒ

= persamaan Lagrange

CT = total biaya pembangkitan [$/jam] λ

= bilangan pengali Lagrange

Pi

= daya output pembangkit [MW]

PD = total permintaan beban [MW] PL = rugi-rugi saluran transmisi [MW] i

= indeks pembangkit ke-i, dimana

i={1

,2,

3,

[2] Marsudi, Djiteng. Pembangkitan Energi Listrik. Jakarta: Penerbit Erlangga. 2005


....,

n}

D. Biaya Operasi Pembangki Termal Biaya pengoperasian suatu pembangkit tergantung pada beberapa hal seperti efisiensi generator yang beroperasi, biaya bahan bakar, dan rugi-rugi yang terjadi pada saluran transmisi. Meskipun demikian, generator yang beroperasi secara efisien tidak menjamin bahwa biaya operasi pembangkit tersebut akan minimum. Hal ini disebabkan oleh biaya bahan bakar yang tinggi. Selain itu, apabila pembangkit tersebut berada jauh dari pusat beban, maka rugi-rugi daya yang terjadi pada saluran transmisi akan semakin besar sehingga pembangkit tersebut menjadi sangat tidak ekonomis. Oleh karena itu, dapat disimpulkan bahwa setiap unit pembangkit memiliki karakteristik tersendiri dalam pengoperasiannya sehingga untuk memperoleh optimalisasi pengoperasian pembangkit, maka perbedaan setiap karakteristik perlu diketahui. Biasanya biaya pengoperasian pembangkit termal dapat ditinjau dari laju panas dan biaya bahan bakar dari pembangkit termal tersebut. Hubungan antara bahan bakar termal dengan daya yang dibangkitnkannya menunjukkan input pembangkit termal yang umumnya diukur dalam satuan Btu/jam, sedangkan output-nya diukur dalam Mega Watt (MW). Perubahan Btu/jam terhadap MW menjadi $/jam terhadap MW akan menghasilkan hubungan antara biaya bahan bakar dengan daya yang dibangkitkan pada generator. Hubungan antara biaya bahan bakar yang dihasilkan pembangkit dirumuskan oleh persamaan sebagai berikut:

Ci= αi+ βiPi+ γiP2i dengan, Ci

= biaya bahan bakar sebagai input dari unit i [$/jam]

Pi

= daya yang dihasilkan sebagai output dari unit i [MW]

αi, βi, γi = karakteristik unit pembangkit


(2)

D. Penyaluran Daya Optimal dengan Mengabaikan Batasan Pembangkitan dan Rugi-Rugi Daya[3] Masalah sederhana dalam pengiriman daya optimal secara ekonomi adalah ketika rugirugi daya pada saluran transmisi diabaikan. Masalah ini tidak mempertimbangkan bentuk konfigurasi dari sistem dan impedansi saluran. Pada dasarnya, masalah ini mengasumsikan sebuah sistem hanya terdiri dari satu bus yang terhubung dengan banyak pembangkit dan beban, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1.

Gambar 1 Beberapa Pembangkit yang Terhubung ke Sebuah Bus

Ketika rugi-rugi daya diabaikan, jumlah permintaan beban PD akan sama dengan jumlah daya yang dihasilkan oleh semua pembangkit, dimana fungsi biaya Ci diasumsikan dari masing-masing pembangkit. Untuk menentukan total biaya produksi pada masing-masing pembangkit, dapat menggunakan persamaan sebagai berikut: ng

!t = =

!i !!! ng !!! !i

+ !i!i + !i!2i (3)

[3] Saadat, Hadi. Power System Analysis. McGraw-Hill. 1999


Sedangkan untuk menentukan jumlah daya yang dibangkitkan dapat menggunakan persamaan sebagai berikut: ng

!i = !D (4) !!!

dimana: Ct

= total biaya produksi [$/jam]

Ci

= biaya produksi dari pembangkit ke-i [$/jam]

Pi

= daya yang dibangkitkan oleh pembangkit ke-i [MW]

PD

= total permintaan beban [MW]

ng

= total seluruh pembangkit [unit] Untuk melakukan pendekatan dalam rangka menambah batasan ke dalam fungsi

objektif dapat menggunakan bilangan pengali Lagrange seperti persamaan berikut: ng

ℒ = !t + ! !D −

!i (5) !!!

Dalam Lagrange ini diperlukan minimum dari fungsi tanpa batas untuk menentukan titik, dimana sebagian dari fungsi untuk beberapa variabel sama dengan nol seperti persamaan berikut: !ℒ

=0

(6)

= 0

(7)

!"i

!ℒ !"

Ada dua kondisi awal yang digunakan apabila rugi-rugi daya diabaikan dan tanpa batasan pembangkitan. Untuk kondisi pertama, menggunakan persamaan 6 yang menghasilkan persamaan berikut: !"t !"i

+ ! 0 − 1 = 0

(8)

Sementara itu, karena Ct merupakan total biaya produksi atau dengan kata lain merupakan hasil dari penjumlahan C1, C2, sampai Cng, maka persamaan 8 dapat disederhanakan menjadi:


!"t !"i

=

!"i !"i

= !

(9)

Oleh karena itu, kondisi pengiriman daya yang optimal berdasarkan total biaya produksi adalah dengan menggunakan persamaan: !"i !"i

= !

; i= 1, ......., ng

(10)

atau

βi + 2γiPi = !

(11)

Kondisi kedua menggunakan persamaan 7 yang hasilnya berasal dari peninjauan persamaan 4. Sebelumnya telah diperoleh persamaan 11, dimana untuk menentukan nilai Pi dapat menggunakan persamaan sebagai berikut:

Pi =

! -‐ βi

(12)

!γi

Setelah itu, persamaan 12 disubstitusikan dengan persamaan 4 dan menghasilkan persamaan: ng

!!!

! -‐ βi = PD 2γi

(13)

atau

! =

ng βi !!!!γi ng 1 !!!!γi

PD!

(14)

Penyelesaian untuk memperoleh nilai Pi dan nilai λ dapat dilakukan dengan cara iterasi. Dalam sebuah teknik iterasi, pertama-tama diberikan dua buah nilai λ, nilai λ yang paling baik akan digunakan untuk proses selanjutnya hingga mendapatkan nilai Pi yang akurat. Namun, penyelesaian secara cepat dapat dilakukan dengan menggunakan metode gradien. Untuk melakukan iterasi menggunakan metode gradien, maka persamaan 13 ditulis kembali menjadi persamaan berikut ini:

! ! = !D

(15)

Persamaan 15 dapat ditulis ke dalam deret Taylor pada sebuah titik operasi λ(k) dan dengan mengabaikan bentuk orde paling tinggi, maka akan menghasilkan persamaan berikut:


! !

(!)

(!)

!" !

+

!"

∆!(!) = !D

(16)

Atau dapat ditulis menjadi persamaan berikut ini: ∆! (!)

∆!(!) =

∆! (!)

∆!(!) =

(17)

(18)

!

!" ! !"

!

!"i !"

Persamaan 17 dan 18 dapat disederhanakan menjadi:

∆!(!) =

∆! (!)

(19)

! !γi

Sehingga pada akhirnya memperoleh persamaan berikut ini:

!(!!!) = !(!) + ∆!(!)

(20)

dan untuk proses iterasinya menggunakan persamaan: !g

∆!

(!)

!i(!)

= !D −

(21)

!!!

dimana, k merupakan banyaknya iterasi, sedangkan Pi(k) adalah nilai Pi pada iterasi ke-k. Proses akan terus berlangsung hingga memperoleh nilai ∆P(k) yang akurat. Akurat berarti nilai harus lebih kecil atau sama dengan nilai tingkat kesalahan yang diizinkan (ē). E. Penyaluran Daya Optimal dengan Mempertimbangkan Batasan-Batasan Pembangkitan dan Mengabaikan Rugi-Rugi Jaringan[3] Daya output pada generator apapun sebaiknya tidak melebihi nilai ratingnya. Dengan kata lain, harus sesuai dengan kebutuhan dalam rangka menjaga stabilitas pengoperasian sistem. Oleh karena itu, daya output generator memiliki batas minimum dan maksimum. Permasalahannya adalah bagaimana memperoleh daya nyata yang optimal untuk setiap pembangkit sehingga fungsi objektif seperti total biaya produksi yang didefinisikan pada persamaan 3 dapat seminimum mungkin dengan memperhitungkan batasan yang diberikan dan ketentuan pertidaksamaan seperti berikut ini: Pi(min) < Pi < Pi (max)

; i= 1, ..., ng

[3] Saadat, Hadi. Power System Analysis. McGraw-Hill. 1999


(22)

dimana, Pi(min) dan Pi (max) batasan minimum dan maksimum suatu pembangkit ke-i. Syarat Kuhn-Tucker melengkapi syarat dari Lagrangian untuk dimasukkan ke dalam pertidaksamaan sebagai kondisi batasan minimum dan maksimum pembangkitan. Syaratsyarat yang digunakan untuk penyaluran daya optimal dengan mengabaikan rugi-rugi daya adalah sebagai berikut: !"i !"i !"i !"i !"i !"i

= ! untuk Pi(min) < Pi < Pi (max) ≤ ! untuk Pi = Pi (max)

(23)

≥ ! untuk Pi = Pi (min)

Seperti penyelesaian sebelumnya, nilai Pi diperoleh dari persamaan 12 dan iterasi akan terus dilakukan hingga mendapatkan nilai ∑ Pi = PD. METODE PENELITIAN Pembahasan yang dilakukan pada penulisan skripsi ini adalah mengevaluasi apakah pengoperasian pembangkit termal sudah optimal dari segi biaya pembangkitan menggunakan Metode Lagrange Multipliers, dimana studi kasus dilakukan pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) PT. Cikarang Listrindo. Upaya evaluasi pada PLTGU PT. Cikarang Listrindo ini dimaksudkan supaya dapat menentukan pola operasi unit pembangkit yang optimal dengan biaya pembangkitan yang seminimal mungkin dan mengetahui apakah PLTGU PT. Cikarang Listrindo sudah optimal. Skripsi ini juga menentukan apakah pola operasi yang digunakan di PLTGU PT. Cikarang Listrindo ini sudah optimal. Perlu diketahui bahwa PLTGU PT. Cikarang Listrindo menggunakan sistem pembangkitan combine cycle, dimana Blok I dan Blok II di PLTGU ini menggunakan GTG Gas Frame 6 GE (General Electric) dengan kapasitas 34 MW yang dioperasikan dengan pola 3-3-1 dan menghasilkan dua steam turbine dengan kapasitas 62,2 MW, dimana susunan pola operasinya ditunjukkan oleh Gambar 2 dan Blok III menggunakan GTG Gas Frame 9 dengan kapasitas 120 MW yang dioperasikan dengan pola 2-2-1 menghasilkan satu steam turbine dengan kapasitas 128 MW, dimana susunan pola operasinya ditunjukkan oleh Gambar 3.


Gambar 2 Susunan Pola Operasi GTG Gas Frame 6 GE di Unit Pembangkit Blok I dan Blok II

Gambar 3 Susunan Pola Operasi GTG Gas Frame 9 GE di Unit Pembangkit Blok III

Skema-skema perencanaan (skenario) pola operasi ini dilakukan untuk menentukan pola operasi yang optimal untuk beban yang dibutuhkan dengan memvariasikan pola operasi pembangkit dengan beban PLTGU yang ditentukan. Beban yang digunakan ada empat macam yaitu 300 MW, 350 MW, 400 MW, dan 440 MW. Besar beban yang berbeda ini diperoleh dari pendekatan beban aktual setiap 5 menit yang terdapat di Load Profile PLTGU PT. Cikarang Listrindo seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 4.


Gambar 4 Kurva Pembebanan Pembangkit PT. Cikarang Listrindo pada Rabu, 24 April 2013

Hal ini dilakukan untuk memperoleh pola operasi yang efektif dengan biaya produksi yang optimal (seminimal mungkin) untuk mengoperasikan pembangkit guna memenuhi kebutuhan daya listrik sektor industri. Secara umum, proses perencanaan atau skenario pola operasi PLTGU PT. Cikarang Listrindo ini adalah: 1. Menentukan daya yang akan dibangkitkan (PD) atau beban harian PLTGU PT. Cikarang Listrindo. 2. Menentukan pola operasi pembangkit yang sesuai untuk digunakan termasuk bahan bakarnya. 3. Menentukan batasan beban berdasarkan data karakteristik pola operasi pembangkit (data terlampir). 4. Memasukkan nilai β dan γ yang diperoleh dari karakteristik persamaan biaya bahan bakar pola operasi pembangkit serta nilai PD ke dalam persamaan berikut ini: !(k) =

PD +

ng βi !!! !γi

ng 1 !!! !γi


Persamaan tersebut bertujuan untuk memperoleh faktor pengali Lagrange (λ) yang menentukan nilai optimal suatu unit pembangkit. 5. Setelah mengetahui besar dari λ, maka daya yang dibangkitkan oleh tiap blok unit pembangkit dapat diketahui melalui persamaan sebagai berikut:

Pi(k) =

!(k) -‐ βi 2γi

Daya yang diperoleh untuk tiap blok unit pembangkit harus sesuai dengan batasan yang ada dan totalnya harus mendekati atau sama dengan daya yang sudah ditentukan (PD). 6. Dengan diketahuinya daya yang dibangkitkan oleh tiap unit pembangkit tersebut, maka biaya pembangkitan tiap unit pun dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan di bawah ini:

Ci= αi+ βiPi+ γiP2i 7. Untuk menghitung biaya total pembangkitan, maka biaya pembangkitan tiap unit itu pun diakumulasikan. Proses evaluasi ini digambarkan dalam diagram alur evaluasi operasi pembangkitan seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 5.

Gambar 5 Alur Evaluasi Operasi Pembangkitan Tenaga Listrik dengan Metode Lagrange


Dalam melakukan semua perhitungan yang berguna untuk mengevaluasi pembangkit termal khususnya PLTGU yang dibahas pada skripsi ini, maka diperlukan program komputer yang sangat tepat. Dalam rangka mempermudah pembuatan program tersebut, maka dibuatlah algoritma atau flowchart yang digunakan pada software MATLAB seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 6.

Gambar 6 Diagram Alur Skema Perencanaan Evaluasi Biaya Pembangkitan dengan Pembatasan Pembangkitan Menggunakan Metode Lagrange Multipliers

Gambar 6 tersebut menjelaskan proses perhitungan dari awal hingga akhir, dimana proses ini bertujuan untuk memperoleh nilai optimal dari suatu pembangkit. Nilai tersebut


mencakup daya dan biaya pembangkitan. Dalam proses optimalisasi tersebut terdapat batasan-batasan pembangkitan dan menggunakan bilangan pengali Lagrange. HASIL DAN PEMBAHASAN Berikut ini adalah tabel skema perencanaan (skenario) pola operasi PLTGU PT. Cikarang Listrindo yang menggunakan software MATLAB. Tabel 4.7 - 4.16 merupakan hasil rangkuman dari program MATLAB yang dijalankan berdasarkan metode Lagrange Multipliers. Tabel 1 Total Biaya Pembangkitan PT. Cikarang Listrindo Saat Beban 300 MW dengan Variasi Pola Operasi

Tabel 2 Total Biaya Pembangkitan PT. Cikarang Listrindo Saat Beban 350 MW dengan Variasi Pola Operasi




Tabel 1 sampai Tabel 4 menjelaskan biaya pembangkitan yang terjadi pada tiap blok unit pembangkit dengan variasi pola operasi untuk beban yang telah ditentukan, dimana GTG Frame 6 dan GTG Frame 9 yang digunakan berbahan bakar gas. Perlu diketahui bahwa harga bahan bakar gas yang digunakan dalam proses perhitungan adalah harga Gas PGN (Perusahaan Gas Negara) pada bulan April 2013 sebesar 10,05 $/Mmbtu, dimana kurs dolar pada bulan Mei 2013 yaitu 1 $ = Rp. 9.731,00. Dapat dilihat pada Tabel 1 sampai Tabel 4 bahwa pola operasi Blok I CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, Blok II CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, dan Blok III CC 1-1-1 GTG Gas Frame 9


memiliki biaya pembangkitan yang paling rendah dibandingkan pola operasi yang lainnya sehingga dapat dikatakan bahwa biaya pembangkitan ini tergolong minimum dan efisien. Meskipun demikian, pola operasi ini tentunya memiliki kekurangan yaitu apabila terjadi trip pada salah satu unit GTG, maka akan terjadi kekurangan daya sehingga kebutuhan daya akan sulit terpenuhi. Sebagai contoh, dari data karakteristik GTG yang diperoleh, diketahui bahwa GTG Gas Frame 6 dengan pola operasi CC 3-3-1 mempunyai batasan sekitar 52440 MW) meskipun ada 1 unit GTG Frame 6 yang trip. Namun pola operasi ini masih kurang handal karena apabila 1 unit GTG Frame 9 yang mengalami trip, maka daya yang dibangkitkan akan kurang dari daya maksimal yang dibutuhkan. Hal ini dapat dilihat dari perhitungan yaitu apabila 1 unit GTG


Frame 9 yang trip, maka daya akan berkurang sekitar 118 MW sehingga daya yang dibangkitkan menjadi (523-118) MW = 405 MW sedangkan total daya yang dibutuhkan adalah 440 MW. Oleh karena itu, ditinjau dari segi kehandalannya dapat disimpulkan bahwa pola operasi Blok I CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, Blok II CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, dan Blok III CC 2-2-1 GTG Gas Frame 9 merupakan pola operasi yang paling optimal. Sebagai contoh misalkan total daya maksimal yang dibutuhkan (saat beban puncak) adalah 440 MW. Dari data karakteristik GTG yang diperoleh dapat diketahui bahwa GTG Gas Frame 6 dengan pola operasi CC 3-3-1 memiliki batasan 52

Tabel 5 Perbandingan Total Biaya Pembangkitan antara Bahan Bakar Gas dan Bahan Bakar Solar

Tabel 5 di atas ini menunjukkan perbandingan biaya pembangkitan yang dilakukan dengan menggunakan bahan bakar gas dan bahan bakar solar. Perbandingan ini dilakukan dengan menerapkan pola operasi yang sama yaitu Blok I CC 3-3-1 GTG Frame 6, Blok II CC 3-3-1 GTG Frame 6, dan Blok III CC 2-2-1 GTG Frame 9 dengan bahan bakar yang berbeda. Dari tabel ini dapat diketahui bahwa dengan pola operasi yang sama, penggunaan GTG dengan bahan bakar solar membutuhkan biaya pembangkitan yang sangat besar atau dapat dikatakan mencapai dua kali lipat atau 200 persen dari biaya pembangkitan dengan menggunakan GTG berbahan bakar gas. Oleh karena itu, penggunaan bahan bakar solar disarankan hanya sebagai cadangan apabila diperlukan dalam keadaan mendesak meskipun kebutuhan daya tidak dipengaruhi oleh bahan bakar yang digunakan. Perlu diketahui bahwa harga solar yang digunakan dalam perhitungan adalah harga solar pada bulan Mei 2013 menurut Kementerian dan Sumber Daya Mineral adalah 107,42 $/barrel, dimana 1 barrel = 159 liter dan 1 Mmbtu = 29,41 liter sehingga harga solar yang digunakan dalam perhitungan adalah 19,87 $/Mmbtu, sedangkan kurs dollar pada bulan Mei 2013 adalah 1 $ = Rp. 9.731,00. Dari hasil perencanaan dan perhitungan yang dilakukan, dapat dikatakan bahwa PLTGU PT. Cikarang Listrindo sudah beroperasi dengan pola operasi yang efektif dan efisien dengan biaya pembangkitan yang optimal, dimana PT. Cikarang Listrindo memilih pola operasi Blok I CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, Blok II CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, dan Blok III CC 2-2-1 GTG Gas Frame 9. Meskipun demikian, pola operasi tersebut dapat diubah tiap harinya sesuai dengan daya yang dibutuhkan.


KESIMPULAN Dari kurva karakteristik dan skema perencanaan pola operasi pembangkit yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa: 1) Sistem pembangkitan PT. Cikarang Listrindo, dimana Blok I dan Blok II menggunakan GTG Gas Frame 6 GE dengan kapasitas 34 MW yang dioperasikan dengan pola 3-3-1 dan menghasilkan dua steam turbine dengan kapasitas 62,2 MW, dan Blok III menggunakan GTG Gas Frame 9 dengan kapasitas 120 MW yang dioperasikan dengan pola 2-2-1 menghasilkan satu steam turbine dengan kapasitas 128 MW sudah optimal karena pola operasi ini memiliki kehandalan (reability) yang besar serta memiliki karakteristik heat rate yang paling baik karena meskipun panas (heat rate) yang digunakan cukup rendah namun menghasilkan daya output yang besar (maksimal). 2) Biaya pembangkitan pada pola operasi Blok I CC 3-3-1 GTG Gas Frame 6, Blok II CC 33-1 GTG Gas Frame 6, dan Blok III CC 2-2-1 GTG Gas Frame 9 tergolong minimum dengan Rp. 349,69 juta untuk total beban 300 MW, Rp. 380,2 juta untuk total beban 350 MW, Rp. 413,94 juta pada saat total beban 400 MW, dan Rp. 448,28 juta ketika total beban 440 MW. 3) Hasil perencanaan dengan menggunakan GTG berbahan bakar solar menunjukkan bahwa biaya pembangkitan dengan bahan bakar solar lebih mahal yaitu dapat mencapai dua kali lipat atau 200 persen dari biaya pembangkitan dengan bahan bakar gas. DAFTAR PUSTAKA Akram, Muh Zubair, @ al. “Makalah Pembangkit Listrik Gas Uap”. Makassar: 2011. Kementerian ESDM RI. Indonesia Energy Outlook 2010. Jakarta: Pusat Data dan Informasi Energi dan Sumber Daya Mineral. 2010. Kementerian ESDM RI. Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia. Jakarta: Pusat Data dan Informasi Energi dan Sumber Daya Mineral. 2012. Santoso, Sugeng. “Optimisasi Pada Sistem Daya Listrik”.pdf. Klaten. 2011.


Wantoro, Basuki Sri, @ al. “Particle Swarm Optimization untuk Optimasi Penjadwalan Pembebanan Pada Unit Pembangkit PLTG di PLTGU Tambak Lorok”,pdf. Semarang: Makalah Seminar Tugas Akhir Fakultas Teknik Universitas Diponegoro. 2012 Wood, Allen J. and Bruce F. Wollenberg. Power Generation, Operation, and Control. Second Edition. New York: John Willey & Sons, Inc. 1996.


Evaluasi Operasi Pembangkitan Tenaga Listrik Pada PT. Cikarang Listrindo Menggunakan Metode Lagrange Multipliers

Recommend Documents