Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali

Seminar Final Project Power System Engineering – Majoring of Electrical Engineering Institut Teknologi Sepuluh Nopember – Surabaya

Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali

Pembimbing : Dr. Eng. Rony Seto Wibowo, ST., MT. Dr. Ir. Soedibyo, M.MT. Teknik Sistem Tenaga Listrik, Jurusan Teknik Elektro ITS

Latar Belakang Hal-hal yang menjadi latar belakang penulisan Tugas Akhir ini sebagai berikut :

INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energii Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

1. Penggunaan Bahan Bakar Minyak (BBM) dalam pengoperasian pembangkit listrik menimbulkan kerugian dari sisi biaya operasi. 2. Hal yang menjadi alasan BBM masih dipakai pada pembangkit listrik ialah karena pembangkit-pembangkit PLN kekurangan cadangan gas bumi untuk operasional pembangkit, meskipun gas alam di Indonesia masih sangat potensial, namun pemanfaatan di dalam negeri masih minimal, dikarenakan lebih dari 50% gas bumi dikhususkan untuk kebutuhan ekspor. Hal ini menjadi sorotan pemerintah bahwa penggunaan BBM pada pembangkit harus dibatasi dan penggunaan gas bumi harus dimaksimalkan. 3. Keterbatasan stok gas pada pipa saluran gas yang tersambung pada pembangkit listrik menyebabkan BBM masih dipakai di PLTG dan PLTGU untuk memikul beban puncak.

Tujuan INDEKS

Tujuan yang ingin dicapai pada Tugas Akhir ini adalah

1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Mengetahui seberapa besar dampak kerugian penggunaan BBM pada pembangkit listrik khususnya PLTG dan PLTGU yang terhubung di sistem 500 kV dengan cara menghitung biaya operasional tahunan memakai metode Quadratic Programming (QP).

Batasan Masalah INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

 Data Input yang digunakan adalah data bus dan data saluran pada sistem interkoneksi Jawa Bali 500 kV yang terdiri dari 25 bus, 30 saluran, dan 8 unit pembangkit yang terdiri enam pembangkit thermal dan dua pembangkit hydro.  PLTA diasumsikan telah dioptimalkan terpisah dengan pembangkit thermal.  Kondisi sistem selalu dalam keadaan stabil (normal) dan tidak memperhitungkan apabila terjadi gangguan.  Data yang digunakan adalah data P3B tahun 2012 dan data stastitik PLN tahun 2012  Beban harian dinamis selama 24 jam dan beban mingguan mengikuti kurva beban dalam 4 layer.  Semua pembangkit diasumsikan selalu dalam keadaan menyala

Karakteristik Input Output Pembangkit Thermal Hal yang paling mendasar dalam operasi ekonomis adalah membuat karakteristik input-output dari unit pembangkit thermal. Pengertian dari karakteristik input-output pembangkit itu sendiri adalah formula yang menyatukan hubungan antara input pembangkit sebagai suatu fungsi dari output suatu pembangkit

INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP

Turbin

5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan

Boiler

10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal

Pemakaian Sendiri

Ke Jala-jala Gross

8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban

Generator

Net

Auxilary System

Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Gambar Pemodelan boiler-turbin-generator pada pembangkit thermal

Pusat Listrik Tenaga Gas INDEKS

Bahan Bakar

1. Outline Latar Belakang

Pengabut Gas Buang

Udara

Tujian Batasan Masalah

Energi Listrik

2. PLTG

Ruang Bakar

3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit

POROS

9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Kompresor

Turbin

Generator

Pusat Listrik Tenaga Gas Uap GENERATOR

GENERATOR

GENERATOR

INDEKS POROS

1. Outline

POROS

POROS

Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG

Turbin Gas

Turbin Gas

Turbin Gas

3. PLTGU 4 DOPF pada QP

Gas Buang

6. Data Single line

Ketel Uap

Ketel Uap

Ketel Uap

5. Flowchart

Gas Buang

Gas Buang

7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit

Header Uap

UAP

9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa

Header Air

AIR UAP POROS

Perhitungan Costfunction pembankit thermal

Turbin

Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi

AIR

Kondensor

UAP

Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

POMPA

End Air Laut

GENERATOR

Dynamic Optimal Power Flow INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Dynamic Optimal Power Flow merupakan pengembangan dari OPF Arus Searah yang digunakan untuk melakukan penjadwalan pembangkit dengan beban bersifat dinamis. Beban dinamis dalam tugas akhir ini diasumsikan sebagai beban yang bervariasi dengan perubahan yang terjadi dalam selang waktu 1 jam. Dalam permasalahan realtime, pembangkitan generator harus disesuaikan dengan perubahan beban. Di sisi lain perubahan daya pembangkitan generator harus dijaga pada batas tertentu yang disebut dengan ramp rate, hal ini berfungsi untuk menjaga life time dari pembangkit dan peralatan pendukung pembangkit. Cost function dari unit Generator ke-i pada level waktu ke-t dimodelkan dengan persamaan :

𝐹𝐹 𝑡𝑡𝑖𝑖 (𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡 )

𝑡𝑡 2 = 𝑎𝑎𝑖𝑖 𝑃𝑃𝑖𝑖 + 𝑏𝑏𝑖𝑖 𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡

+ 𝑐𝑐𝑖𝑖

Dynamic Optimal Power Flow Lanjutan… INDEKS

Fungsi biaya tersebut diminimalkan melalui batasan-batasan berikut :

1. Outline

Equality constaint

Latar Belakang

Inequality constaint

Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Quadratic programming (QP) merupakan metode yang digunakan untuk menyelesaikan masalah optimasi dari fungsi objektif berupa persamaan kuadrat dengan constraints linear. Batasan linear digunakan untuk membatasi nilai variabel yang dioptimasi. Sesuai constraints linier :

Flowchart Penyelesaian TA INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Data Single Line Sistem 500 kV Suralaya 1

INDEKS

`

1. Outline

Cilegon

2

24

Balaraja

Sistem Jawa Bali 500 kV terdiri dari 25 Bus dengan 30 saluran dan 8 pembangkit. Diantara 8 pembangkit tersebut ada 2 pembangkit listrik tenaga air.

Latar Belakang Kembangan

Tujian

5

Cibinong

3

Gandul 4

Batasan Masalah 2. PLTG

18 Depok


Muaratawar

8 19

6

5. Flowchart

Bekasi 10

7

Cawang

Tasikmalaya

Cirata

6. Data Single line 7. Data Pembebanan

Mandiracan 9

8. Data Pembangkit

Pedan 20

13

Cibatu

9. Kurva Beban

11

Saguling


Ungaran

Kediri

14

21

Ngimbang 25 `

Perhitungan Energi

12 Bandung Selatan

15

Simulasi biaya Operasi

Tanjung Jati 22

16

Analisa Hasil Simulasi

Surabaya Barat

11. kesimpulan

17 23

Home

Paiton

End

Grati

Gresik

Data Beban Sistem Jawa Bali 500 kV Beban No Bus INDEKS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Home

End

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Nama Bus

Type Bus

Suralaya Cilegon Kembangan Gandul Cibinong Cawang Bekasi MuaraTawar Cibatu Cirata Saguling Bandung Selatan Mandiracan Ungaran Tanjung Jati Surabaya barat Gresik Depok Tasik Malaya Pedan Kediri Paiton Grati Balaraja Ngimbang

Slack Load Load Load Load Load Load Generator Load Generator Generator Load

220 186 254 447 680 566 621 0 994 550 0 666

69 243 36 46 358 164 169 0 379 177 0 400

Load Load Generator Load

293 494 0 440

27 200 0 379

Generator Load Load Load Load Generator Generator Load Load

123 327 213 530 551 267 111 681 279

91 67 73 180 153 50 132 226 59

P (MW)

Q (MVar)

Sistem pembangkit 500 kV terdiri dari beberapa bus yang memiliki data beban berbeda pada masing – masing busnya. Data ini digunakan untuk menentukan kurva beban sistem jawa bali 500 kV.

Jumlah Unit Pembangkit Sistem Jawa Bali 500 kV Data jumlah unit pembangkit dan penggunaan bahan bakar tahun 2012 diberikan pada gambar sebagai berikut :

INDEKS 1. Outline

4500

Daya Mampu Netto (MW)

Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line

4000 3500

3842 3190

3000 2500 2000 1500 1000 500

PLTU 1322

1440 494

1088 840 450

PLTG 952

700

PLTGU PLTA

0

7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa

Penggunaan Bahan Bakar pada Unit Pembangkit yang terhubung di Sistem Jawa Bali 500 kV

Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi

Batubara pada PLTU 29%

43%

Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

17%

11%

GAS pada PLTU GAS/HSD pada PLTG dan PLTGU AIR pada PLTA

Kurva Beban Harian dalam Setahun INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Pada tugas akhir ini dibutuhkan data beban selama 1 tahun. Data beban diolah agar didapat beban harian dalam setahun. Beban tersebut kemudian dibagi dalam 4 layer, yakni data beban senin sampai kamis, data beban jumat, data beban sabtu, dan data beban minggu.

Hasil Simulasi dan Analisis INDEKS

Pada Bagian Ini akan dijelaskan


Home

End

Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3

INDEKS 1. Outline Latar Belakang

Daya (MW)


Heatrate (kcal/MWh)

(kcal/h)

4419890 3141720 2741120 2624670

154696150 251337600 328934400 367453800

2. PLTG

Pmin

3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line

Pmax

7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban

35 80 120 140

Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTGU Muara Tawar blok 1


Daya (MW)

Heatrate (kcal/MWh)

(kcal/h)

2591000 2313000 2211000 2176000

816165000 948330000 1114344000 1272960000

Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi

Pmin

Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Koefisien biaya pembangkit (kcal/h) ap^2+bp+c a= -1869,124015 b= 2347727,7375 c= 74956583,885

Pmax

315 410 504 585

Koefisien biaya pembangkit (kcal/h) ap^2+bp+c a= 1583,757822 b= 272114,3781 c= 572626027,67

Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar Lanjutan… Harga bahan bakar pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 dan PLTGU Muara Tawar Blok 1 Pemakaian gas


Harga Gas (Rp/MMBTU)

Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU

69.153,88

Kandungan kalori (kcal/MMBTU) 252000

Harga (Rp/kcal) 0,274

4 DOPF pada QP

Harga bahan bakar pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 dan PLTGU Muara Tawar Blok 1 Pemakaian HSD

5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan

Harga HSD (Rp/Liter)

8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

13.229,87

Kandungan kalori (kcal/Liter) 9095

Harga (Rp/kcal) 1,4546

kemudian menentukan karakteristik input-output dalam R/h :

𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏

1 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔

= 𝐻𝐻𝑖𝑖 × 0.274 = 434,5831464 P2 + 74668,18533P + 157128582 Rp/h

𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏

1 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 = 𝐻𝐻𝑖𝑖 × 1.4546 = 2303,734128 P2 + 395817,5743P + 832941819,8 Rp/h

Perhitungan Energi Tahunan Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Senin-Kamis


7213234, 17%


7862400, 19% Batubara Gas

2. PLTG

24076162, 58%

3. PLTGU

Gas/HSD

4 DOPF pada QP

Air

5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

2520334, 6%

Untuk menentukan energi, maka dibutuhkan daya generation pada masing-masing layer. Setelah diketahui daya generation yang disimulasikan pada DOPF, maka dihitung energi berdasarkan bahan baku primer pada pembangkit listrik yang terhubung di sistem 500 kV. Selanjutnya dicari energi tahunan. Energi tahunan dapat dirumuskan pada persamaan 1 dan 2.

Energi Mingguan = 4 x energi hari senin-kamis Energi Tahunan = Energi mingguan x 52 minggu

(1) (2)

Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gas dan HSD INDEKS

Kurva disamping menggambarkan simulasi biaya dengan beban yang tampak pada kurva beban seninkamis.


Home

End

Perbandingan Biaya Operasi menggunakan bahan bakar Gas dan HSD Jam INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Total

Biaya operasi hari senin - kamis Penggunaan Gas Penggunaan HSD Rp 3.006.600.000 Rp 6.155.100.000 Rp 2.938.900.000 Rp 5.988.600.000 Rp 2.885.000.000 Rp 5.856.400.000 Rp 2.890.400.000 Rp 5.854.600.000 Rp 3.032.700.000 Rp 6.234.600.000 Rp 3.028.700.000 Rp 6.209.600.000 Rp 2.963.100.000 Rp 5.930.000.000 Rp 3.212.900.000 Rp 6.706.300.000 Rp 3.423.400.000 Rp 7.294.400.000 Rp 3.502.700.000 Rp 7.485.500.000 Rp 3.543.600.000 Rp 7.587.300.000 Rp 3.390.000.000 Rp 7.137.200.000 Rp 3.483.200.000 Rp 7.427.600.000 Rp 3.592.900.000 Rp 7.706.100.000 Rp 3.561.300.000 Rp 7.629.600.000 Rp 3.549.400.000 Rp 7.600.500.000 Rp 3.554.400.000 Rp 7.517.300.000 Rp 3.812.900.000 Rp 8.309.100.000 Rp 3.847.500.000 Rp 8.322.200.000 Rp 3.803.300.000 Rp 8.222.200.000 Rp 3.688.800.000 Rp 7.969.800.000 Rp 3.454.600.000 Rp 7.281.700.000 Rp 6.798.100.000 Rp 3.271.000.000 Rp 3.133.200.000 Rp 6.445.300.000 Rp80.570.500.000 Rp169.669.100.000

Selisih Rp 3.148.500.000 Rp 3.049.700.000 Rp 2.971.400.000 Rp 2.964.200.000 Rp 3.201.900.000 Rp 3.180.900.000 Rp 2.966.900.000 Rp 3.493.400.000 Rp 3.871.000.000 Rp 3.982.800.000 Rp 4.043.700.000 Rp 3.747.200.000 Rp 3.944.400.000 Rp 4.113.200.000 Rp 4.068.300.000 Rp 4.051.100.000 Rp 3.962.900.000 Rp 4.496.200.000 Rp 4.474.700.000 Rp 4.418.900.000 Rp 4.281.000.000 Rp 3.827.100.000 Rp 3.527.100.000 Rp 3.312.100.000 Rp89.098.600.000

Tabel disamping menggambarkan perbandingan biaya operasi pada saat PLTG dan PLTGU menggunakan bahan bakar gas dan biaya operasi saat menggunakan bahan bakar HSD

Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gabungan Jam INDEKS

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart

10

6. Data Single line

11

7. Data Pembebanan

12

8. Data Pembangkit

13

9. Kurva Beban

14

10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi

15 16 17 18 19

Simulasi biaya Operasi

20

Analisa Hasil Simulasi

21

11. kesimpulan

Home

22 End

23 24 Total

Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan Rp 3.006.600.000 Rp 2.938.900.000 Rp 2.885.000.000 Rp 2.890.400.000 Rp 3.032.700.000 Rp 3.028.700.000 Rp 2.963.100.000 Rp 3.212.900.000 Rp 3.423.400.000 Rp 3.502.700.000 Rp 3.543.600.000 Rp 3.390.000.000 Rp 3.483.200.000 Rp 3.592.900.000 Rp 3.561.300.000 Rp 3.549.400.000 Rp 7.517.300.000 Rp 8.309.100.000 Rp 8.322.200.000 Rp 8.222.200.000 Rp 7.969.800.000 Rp 7.281.700.000 Rp 3.271.000.000 Rp 3.133.200.000 Rp 106.031.300.000

Penggunaan bahan bakar gabungan ini dimaksudkan untuk meminimalkan biaya pembangkitan saat terjadi keterbatasan gas dan dengan pemakaian gabungan diharapkan bisa mengurangi kerugian pemakaian bahan bakar minyak.

Perhitungan Biaya operasi tahunan penggunaan Bahan Bakar Gas, HSD dan Gabungan GAS

Total Biaya Seminggu

Senin-kamis

Rp

80.570.500.000

Rp16.758.664.000.000

Latar Belakang

Jumat

Rp

78.947.600.000

Rp 4.105.275.200.000

Tujian

Sabtu

Rp

74.080.200.000

Rp 3.852.170.400.000

Batasan Masalah

Minggu

Rp

69.008.800.000

Rp 3.588.457.600.000

Total

Rp

302.607.100.000

HSD


5. Flowchart

Senin-kamis

Rp

169.669.100.000

Rp 35.291.172.800.000

6. Data Single line

Jumat

Rp

165.258.400.000

Rp 8.593.436.800.000

7. Data Pembebanan

Sabtu

Rp

152.645.100.000

Rp 7.937.545.200.000

Minggu

Rp

140.888.000.000

Rp 7.326.176.000.000

Total

Rp

628.460.600.000

Rp 59.148.330.800.000

Gabungan


INDEKS 1. Outline

2. PLTG

Total Biaya Setahun

Rp 28.304.567.200.000


8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi

11. kesimpulan

Home

End

Total Biaya Setahun

Senin-kamis

Rp 106.031.300.000

Rp 22.054.510.400.000

Jumat

Rp 103.693.100.000

Rp 5.392.041.200.000

Sabtu

Rp 96.715.900.000

Rp 5.029.226.800.000

Minggu

Rp 90.775.900.000

Rp 4.720.346.800.000

Total

Rp 397.216.200.000

Rp 37.196.125.200.000

Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi

Total Biaya Setahun

Analisa Hasil Simulasi Total Biaya Seminggu

INDEKS 1. Outline

GAS

Latar Belakang Tujian

HSD

Batasan Masalah

Gabungan

2. PLTG 3. PLTGU

Rp 302.607.100.000 Rp 628.460.600.000 Rp 397.216.200.000

Total Biaya Setahun

Rp 28.304.567.200.000 Rp 59.148.330.800.000

Tabel disamping adalah Biaya Tahunan penggunaan gas, HSD, dan Gabungan..

Rp 37.196.125.200.000

4 DOPF pada QP 5. Flowchart

Total Biaya Setahun

6. Data Single line 7. Data Pembebanan 8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal

PLTA

Rp

224.114.050.000

PLTG

Rp 12.105.981.790.000

PLTGU

Rp 30.569.166.310.000

PLTU

Rp 46.231.390.230.000

Total

Rp 89.130.652.380.000

Perhitungan Energi Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Jika biaya operasi berdasar data statistik PLN, maka dapat dilihat pada tabel disamping. Pada data tersebut terinci biaya total operasi pembangkitan PLN yang terhubung 150 kV dan 500 kV di seluruh Indonesia pada pemakaian bahan bakar batubara, gas dan hsd adalah sekitar Rp 89.130.652.380.

Dari hasil simulasi dapat disimpulakan bahwa penggunaan HSD sebagai bahan bakar pembangkit lebih mahal daripada penggunaan Gas. Akan tetapi penggunaan bahan bakar gabungan dalam sehari dapat mengurangi kerugian yang besar jika pemakaian HSD dalam sehari.

INDEKS 1. Outline Latar Belakang Tujian Batasan Masalah 2. PLTG 3. PLTGU 4 DOPF pada QP 5. Flowchart 6. Data Single line 7. Data Pembebanan

Dari hasil simulasi Penggunaan gas dalam setahun adalah Rp 28.304.567.200.000, sedangkan penggunaan HSD dalam setahun adalah Rp 59.148.330.800.000. Perbedaan yang sampai lebih dari 2 kali lipat ini sangat menimbulkan kerugian di sisi biaya operasi pembangkitan.

8. Data Pembangkit 9. Kurva Beban 10. Hasil Simulasi & Analisa Perhitungan Costfunction pembankit thermal Perhitungan Energi

Penggunaan software Matlab dan program program Matpower sangat membantu dalam melakukan simulasi biaya operasi unit pembangkit serta biaya harian dalam setahun, sehingga perkiraan biaya operasi pembangkit mudah di ketahui.

Simulasi biaya Operasi Analisa Hasil Simulasi 11. kesimpulan

Home

End

Program dynamic optimal power flow dengan quadratic programming dapat melakukan perhitungan biaya operasi pembangkitan dalam rentang waktu tertentu tanpa melanggar batasan saluran dan parameter ramp rate dari masing-masing unit pembangkit.

LAMPIRAN History Dari Bus

INDEKS 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion

Home

End

Ke Bus 1 1 2 3 4 5 5 5 6 6 8 9 10 11 12 13 14 14 14 16 16 18 18 19 20 21 22 24 25 25

R (pu) 2 24 5 4 18 7 8 11 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 17 23 5 19 20 21 22 23 4 14 16

0.00150359 0.008826427 0.015759989 0.003631629 0.000833011 0.005330256 0.00745392 0.009867312 0.002368378 0.00675072 0.006772939 0.006575904 0.003539346 0.00469872 0.016778352 0.0323472 0.016240704 0.035750688 0.010843344 0.003361296 0.009567317 0.002189765 0.0337344 0.0367464 0.0246984 0.0246984 0.010645973 0.007150138 0.028175539 0.007169966

X (pu) 0.016821043 0.084799968 0.17631096 0.040627944 0.00800316 0.05121048 0.0716136 0.110388096 0.022754208 0.0648576 0.065071104 0.06317808 0.034004299 0.05256576 0.16119816 0.310776 0.181688832 0.34347504 0.10417752 0.03229368 0.107031984 0.021038184 0.377395248 0.4110912 0.2763072 0.2763072 0.119099184 0.068695008 0.27069672 0.06888552

B (pu) 0 0 0.007 0 0 0 0 0.00884 0 0 0 0 0 0 0.0128 0 0 0 0 0 0 0 0.0302 0.033 0.022 0.022 0.009 0 0.02 0

Pada sistem pembangkitan Jawa Bali 500 kV, terdapat data saluran yang dibutuhkan untuk menentukan biaya operasi pembangkit tenaga listrik. Data tiap saluran dalam sistem Jawa bali 500 kV diberikan pada gambar disamping.

LAMPIRAN History INDEKS 1. History

.

2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion

Home

End

LAMPIRAN History INDEKS 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG AC exciter Rotating rectifier AVR 4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System 6. Conclucion

Home

End

LAMPIRAN History INDEKS 1. History 2. Nameplate Generator 3. Main Part Brushless Excitation System PMG

Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Jumat

AC exciter Rotating rectifier AVR

1965600; 19%

4. Block Diagram Excitation 5. Block Diagram for Excitation Limiter System

1739934; 17%

Batubara 5891933; 58%

Gas Gas/HSD

6. Conclucion

Air 625005; 6%

Home

End


Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Sabtu


1965600; 20%


Batubara 1562197; 16%

6. Conclucion

5544633; 58%

Gas Gas/HSD Air

575655; 6%

Home

End


Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Minggu


1965600; 22%


Batubara 1401269; 16%

6. Conclucion

5185760; 57%

Gas Gas/HSD Air

485779; 5%

Home

End

Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali

Recommend Documents