kajian potensi kerugian akibat penggunaan...

Pembimbing : Dr. Eng. Rony Seto Wibowo, ST., MT.

Dr. Ir. Soedibyo, M.MT.

Teknik Sistem Tenaga Listrik, Jurusan Teknik Elektro ITS

Se

min

ar F

inal

Pro

ject

Po

wer

Sys

tem

Eng

inee

ring

– M

ajor

ing

of E

lect

rical

Eng

inee

ring

Inst

itut T

ekno

logi

Sep

uluh

Nop

embe

r – S

urab

aya

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

Latar Belakang

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart

10. Hasil Simulasi & Analisa

Simulasi biaya Operasi

Batasan Masalah

Perhitungan Energii

Perhitungan Costfunction pembankit thermal

End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban

Analisa Hasil Simulasi

11. kesimpulan

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Tujuan yang ingin dicapai pada Tugas Akhir ini adalah

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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

Boiler

TurbinGenerator

Gross Net

Auxilary System

Ke Jala-jala

Pemakaian Sendiri

Gambar Pemodelan boiler-turbin-generator pada pembangkit thermal

Pusat Listrik Tenaga Gas

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

KompresorPOROS

Turbin

Ruang Bakar

Udara

Bahan Bakar Pengabut

Gas Buang

Energi Listrik

Generator

Pusat Listrik Tenaga Gas Uap

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

GENERATOR GENERATOR GENERATOR

TurbinGas

TurbinGas

TurbinGas

GENERATORTurbin

UAP

UAP

AIR

AIR

UAP

POROS POROS POROS

POROS

Ketel Uap Ketel Uap Ketel Uap

Gas Buang Gas Buang Gas Buang

Header Uap

Header Air

Air Laut

POMPA

Kondensor

Dynamic Optimal Power Flow

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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 𝑖𝑖𝑡𝑡(𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡) = 𝑎𝑎𝑖𝑖𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡

2 + 𝑏𝑏𝑖𝑖𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡 + 𝑐𝑐𝑖𝑖

Dynamic Optimal Power Flow

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Lanjutan… Fungsi biaya tersebut diminimalkan melalui batasan-batasan berikut :

Equality constaint Inequality constaint

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Data Single Line Sistem 500 kV

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

`

`

1

2

3

4

5

67

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

25

24

Suralaya

Cilegon Balaraja

Cibinong Gandul

Kembangan

Depok

Tasikmalaya

Muaratawar

CawangBekasiCirata

Saguling

Cibatu

Mandiracan

Bandung Selatan

Pedan

Ungaran

NgimbangTanjung Jati

Surabaya Barat

Kediri

Paiton

Grati

Gresik

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.

Data Beban Sistem Jawa Bali 500 kV

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

No Bus Nama Bus Type Bus Beban

P (MW)

Q (MVar)

1 Suralaya Slack 220 69 2 Cilegon Load 186 243 3 Kembangan Load 254 36 4 Gandul Load 447 46 5 Cibinong Load 680 358 6 Cawang Load 566 164 7 Bekasi Load 621 169 8 MuaraTawar Generator 0 0 9 Cibatu Load 994 379 10 Cirata Generator 550 177 11 Saguling Generator 0 0 12 Bandung

Selatan Load 666 400

13 Mandiracan Load 293 27 14 Ungaran Load 494 200 15 Tanjung Jati Generator 0 0 16 Surabaya

barat Load 440 379

17 Gresik Generator 123 91 18 Depok Load 327 67 19 Tasik Malaya Load 213 73 20 Pedan Load 530 180 21 Kediri Load 551 153 22 Paiton Generator 267 50 23 Grati Generator 111 132 24 Balaraja Load 681 226 25 Ngimbang Load 279 59

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Data jumlah unit pembangkit dan penggunaan bahan bakar tahun 2012 diberikan pada gambar sebagai berikut :

43%

11% 17%

29%

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

Batubara pada PLTU

GAS pada PLTU

GAS/HSD pada PLTG dan PLTGU AIR pada PLTA

3842

3190

1322

494 840

1440

450

1088 952 700

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500 D

aya

Mam

pu N

etto

(MW

)

PLTU

PLTG

PLTGU

PLTA

Kurva Beban Harian dalam Setahun

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Pada Bagian Ini akan dijelaskan

Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Daya (MW)

Heatrate (kcal/MWh)

(kcal/h)

Koefisien biaya pembangkit

(kcal/h) ap^2+bp+c

Pmin 35 4419890 154696150 a= -1869,124015 b= 2347727,7375 c= 74956583,885

80 3141720 251337600 120 2741120 328934400

Pmax 140 2624670 367453800

Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3

Batasan daya dan koefisien biaya pembangkit PLTGU Muara Tawar blok 1

Daya (MW)

Heatrate (kcal/MWh)

(kcal/h)

Koefisien biaya pembangkit

(kcal/h) ap^2+bp+c

Pmin 315 2591000 816165000 a= 1583,757822 b= 272114,3781 c= 572626027,67

410 2313000 948330000 504 2211000 1114344000

Pmax 585 2176000 1272960000

Menentukan Fungsi Biaya pembangkit Muara Tawar

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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

Harga Gas (Rp/MMBTU)

Kandungan kalori

(kcal/MMBTU)

Harga (Rp/kcal)

69.153,88 252000 0,274

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

Harga HSD (Rp/Liter)

Kandungan kalori

(kcal/Liter)

Harga (Rp/kcal)

13.229,87 9095 1,4546

kemudian menentukan karakteristik input-output dalam R/h : 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 1 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑎𝑎𝑏𝑏𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑔𝑔𝑎𝑎𝑔𝑔

= 𝐻𝐻𝑖𝑖 × 0.274 = 434,5831464 P2 + 74668,18533P + 157128582 Rp/h 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 1 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑎𝑎𝑏𝑏𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 = 𝐻𝐻𝑖𝑖 × 1.4546 = 2303,734128 P2 + 395817,5743P + 832941819,8 Rp/h

Perhitungan Energi Tahunan

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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 (1) Energi Tahunan = Energi mingguan x 52 minggu (2)

24076162, 58%

2520334, 6%

7213234, 17%

7862400, 19%

Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Senin-Kamis

Batubara

Gas

Gas/HSD

Air

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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Kurva disamping menggambarkan simulasi biaya dengan beban yang tampak pada kurva beban senin-kamis.

Perbandingan Biaya Operasi menggunakan bahan bakar Gas dan HSD

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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

Jam Biaya operasi hari senin - kamis Selisih Penggunaan Gas Penggunaan HSD

1 Rp 3.006.600.000 Rp 6.155.100.000 Rp 3.148.500.000 2 Rp 2.938.900.000 Rp 5.988.600.000 Rp 3.049.700.000 3 Rp 2.885.000.000 Rp 5.856.400.000 Rp 2.971.400.000 4 Rp 2.890.400.000 Rp 5.854.600.000 Rp 2.964.200.000 5 Rp 3.032.700.000 Rp 6.234.600.000 Rp 3.201.900.000 6 Rp 3.028.700.000 Rp 6.209.600.000 Rp 3.180.900.000 7 Rp 2.963.100.000 Rp 5.930.000.000 Rp 2.966.900.000 8 Rp 3.212.900.000 Rp 6.706.300.000 Rp 3.493.400.000 9 Rp 3.423.400.000 Rp 7.294.400.000 Rp 3.871.000.000

10 Rp 3.502.700.000 Rp 7.485.500.000 Rp 3.982.800.000 11 Rp 3.543.600.000 Rp 7.587.300.000 Rp 4.043.700.000 12 Rp 3.390.000.000 Rp 7.137.200.000 Rp 3.747.200.000 13 Rp 3.483.200.000 Rp 7.427.600.000 Rp 3.944.400.000 14 Rp 3.592.900.000 Rp 7.706.100.000 Rp 4.113.200.000 15 Rp 3.561.300.000 Rp 7.629.600.000 Rp 4.068.300.000 16 Rp 3.549.400.000 Rp 7.600.500.000 Rp 4.051.100.000 17 Rp 3.554.400.000 Rp 7.517.300.000 Rp 3.962.900.000 18 Rp 3.812.900.000 Rp 8.309.100.000 Rp 4.496.200.000 19 Rp 3.847.500.000 Rp 8.322.200.000 Rp 4.474.700.000 20 Rp 3.803.300.000 Rp 8.222.200.000 Rp 4.418.900.000 21 Rp 3.688.800.000 Rp 7.969.800.000 Rp 4.281.000.000 22 Rp 3.454.600.000 Rp 7.281.700.000 Rp 3.827.100.000 23 Rp 3.271.000.000 Rp 6.798.100.000 Rp 3.527.100.000 24 Rp 3.133.200.000 Rp 6.445.300.000 Rp 3.312.100.000

Total Rp80.570.500.000 Rp169.669.100.000 Rp89.098.600.000

Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gabungan

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Jam Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan

1 Rp 3.006.600.000 2 Rp 2.938.900.000 3 Rp 2.885.000.000 4 Rp 2.890.400.000 5 Rp 3.032.700.000 6 Rp 3.028.700.000 7 Rp 2.963.100.000 8 Rp 3.212.900.000 9 Rp 3.423.400.000 10 Rp 3.502.700.000 11 Rp 3.543.600.000 12 Rp 3.390.000.000 13 Rp 3.483.200.000 14 Rp 3.592.900.000 15 Rp 3.561.300.000 16 Rp 3.549.400.000 17 Rp 7.517.300.000 18 Rp 8.309.100.000 19 Rp 8.322.200.000 20 Rp 8.222.200.000 21 Rp 7.969.800.000 22 Rp 7.281.700.000 23 Rp 3.271.000.000 24 Rp 3.133.200.000

Total 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

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

HSD Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun

Senin-kamis Rp 169.669.100.000 Rp 35.291.172.800.000 Jumat Rp 165.258.400.000 Rp 8.593.436.800.000 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

GAS Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun

Senin-kamis Rp 80.570.500.000 Rp16.758.664.000.000 Jumat Rp 78.947.600.000 Rp 4.105.275.200.000 Sabtu Rp 74.080.200.000 Rp 3.852.170.400.000 Minggu Rp 69.008.800.000 Rp 3.588.457.600.000 Total Rp 302.607.100.000 Rp 28.304.567.200.000

Gabungan Total Biaya Seminggu 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


Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

Total Biaya Seminggu Total Biaya Setahun

GAS Rp 302.607.100.000 Rp 28.304.567.200.000

HSD Rp 628.460.600.000 Rp 59.148.330.800.000

Gabungan Rp 397.216.200.000 Rp 37.196.125.200.000

Total Biaya Setahun

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

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

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.

Home

INDEKS 1. Outline

2. PLTG

5. Flowchart



Batasan Masalah

Perhitungan Energi


End

Tujian

Latar Belakang

3. PLTGU

4 DOPF pada QP

6. Data Single line

7. Data Pembebanan

8. Data Pembangkit

9. Kurva Beban


11. kesimpulan

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.

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.

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. 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.

History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History

2. Nameplate Generator

3. Main Part Brushless Excitation System

6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier

5. Block Diagram for Excitation Limiter System

4. Block Diagram Excitation

Dari Bus

Ke Bus

R (pu) X (pu) B (pu)

1 2 0.00150359 0.016821043 0 1 24 0.008826427 0.084799968 0 2 5 0.015759989 0.17631096 0.007 3 4 0.003631629 0.040627944 0 4 18 0.000833011 0.00800316 0 5 7 0.005330256 0.05121048 0 5 8 0.00745392 0.0716136 0 5 11 0.009867312 0.110388096 0.00884 6 7 0.002368378 0.022754208 0 6 8 0.00675072 0.0648576 0 8 9 0.006772939 0.065071104 0 9 10 0.006575904 0.06317808 0

10 11 0.003539346 0.034004299 0 11 12 0.00469872 0.05256576 0 12 13 0.016778352 0.16119816 0.0128 13 14 0.0323472 0.310776 0 14 15 0.016240704 0.181688832 0 14 16 0.035750688 0.34347504 0 14 20 0.010843344 0.10417752 0 16 17 0.003361296 0.03229368 0 16 23 0.009567317 0.107031984 0 18 5 0.002189765 0.021038184 0 18 19 0.0337344 0.377395248 0.0302 19 20 0.0367464 0.4110912 0.033 20 21 0.0246984 0.2763072 0.022 21 22 0.0246984 0.2763072 0.022 22 23 0.010645973 0.119099184 0.009 24 4 0.007150138 0.068695008 0 25 14 0.028175539 0.27069672 0.02 25 16 0.007169966 0.06888552 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.

History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History



6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier



.

History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History



6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier



History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History



6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier



5891933; 58%

625005; 6%

1739934; 17%

1965600; 19%

Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Jumat

Batubara

Gas

Gas/HSD

Air

History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History



6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier



5544633; 58%

575655; 6%

1562197; 16%

1965600; 20%

Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Sabtu

Batubara

Gas

Gas/HSD

Air

History

Home End

LAMPIRAN

INDEKS 1. History



6. Conclucion

PMG

AC exciter

AVR

Rotating rectifier



5185760; 57%

485779; 5%

1401269; 16%

1965600; 22%

Prosentase Energi Tahunan Yang Disalurkan pada Hari Minggu

Batubara

Gas

Gas/HSD

Air

kajian potensi kerugian akibat penggunaan...

Documents