Studi Operasi Ekonomis Pembagkit Tenaga Listrik Pada Sistem Kelistrikan Sulswesi Selatan

8/18/2019 Studi Operasi Ekonomis Pembagkit Tenaga Listrik Pada Sistem Kelistrikan Sulswesi Selatan

1/69

BAB I

PENDAHULUAN

A. Latar Belakang

Pengoperasian beberapa unit pembangkit dalam suatu pusat

pembangkit memerlukan manajemen yang baik. Khususnya dalam

pembebanan dan jumlah daya yang harus disumbangkan oleh suatu unit

pembangkit atau suatu pusat pembangkit ke dalam sistem harus diatur

dengan baik. Manajemen pengoperasian yang ekonomis dapat

menghemat biaya produksi daya terutama biaya bahan bakar.

Dalam pengoperasian sistem untuk keadaan beban bagaimanapun,

sumbangan daya dari suatu pusat pembangkit dan dari setiap unit pada

pusat pembangkit tersebut harus ditentukan sedemikian rupa sehingga

biaya daya yang diserahkan menjadi minimum (William D. Stevenson, Jr.

1983).

Menurut daftar inventarisasi mesin pembangkit tenaga listrik yang

beroperasi secara terus menerus selama 24 jam pada sistem kelistrikan

Sulawesi selatan terdapat sebelas pusat pemabangkit yang menyuplai

daya ke sistem pada saat beban puncak yang terjadi pada tanggal 20 mei

2010, yaitu PLTA Bakaru, PLTD Suppa, PLTGU Sengkang, PLTA Bili-bili,

Pembagkit Tello, PLTD Palopo dan PLTD Makale, PLTD Arena, PLTD

Matekko, dan PLTD Agrego.


2/69

2

Masing-masing pusat pembagkit tersebut terdapat beberapa unit

mesin pembangkit yang bekerja secara paralel dalam menyuplai sistem

Sulawesi selatan, dimana total daya output dari setiap unit mesin

pembangkit akan terpusat pada sebuah bus.

Untuk PLTA Bakaru terdapat dua unit mesin pembangkit masing-masing

Bakaru 1 dengan daya mampu 62,76 MW dan Bakaru 2 dengan daya

mampu 62,54 MW. Untuk PLTD Suppa terdapat satu unit mesin

pembangkit yaitu Suppa1 dengan daya mampu 60 MW. Untuk PLTGU

Sengkang terdapat satu unit pembangkit yaitu energi sengkang dengan

daya Mampu 192 MW. Untuk PLTA Bili-bili terdapat dua unit mesin

pembangkit yaitu Bili-bili 1 dengan daya mampu 5,8 MW dan Bili-bili 2

dengan daya Mampu 13,7 MW. Untuk Pembagkit tello terdapat lima belas

unit pembangkit yaitu tello1(PLTU), tello2 (PLTU) dengan daya mampu 9

MW, tello3 (PLTG) dengan daya mampu 12 MW, tello4 (PLTG) dengan

daya mampu 15,5 MW, tello5 (PLTG) dengan daya mampu 15 MW, tello6

(PLTG) dengan daya mampu 27 MW, tello7 (PLTG) dengan daya mampu

30 MW, Tello8 (PLTD) dengan daya mampu 9 MW, Tello9 (PLTD) tidak

beroperasi,tello10 (PLTD) dengan daya mampu 9 MW, tello11 (PLTD)

dengan daya mampu 9 MW, ditambah tiga unit mesin sewa yaitu PLTD

sewatama tello1 dan 2 serta PLTD cogindo tello. Untuk PLTD Palopo

terdapat 15 unit mesin pembagkit, dan untuk PLTD Makale terdapat enam

unit mesin pembangkit.


3/69

3

Perioritas pengoperasian unit-unit mesin pembangkit pada sistem

sulsel dalam menanggung beban sistem adalah berdasarkan BPP [Biaya

Pokok Produksi (Rp/kWh)] dari tiap unit mesin pembangkit. Nilai BPP dari

suatu pusat pembangkit manyatakan biaya bahan bakar untuk

memproduksi satu kWh. Dengan demikian pusat pembangkit yang

mempunyai BPP yang lebih rendah akan dioperasikan lebih dahulu

sebelum pusat pembangkit yang mempunyai BPP lebih tinggi.

Sekarang yang menjadi pertanyaan adalah apakah biaya

pemakaian bahan bakar ini dapat ditekan (sehingga lebih kecil) dengan

mengganti metode penjadwalan operasi? Inilah yang menjadi pokok

permasalahan dalam penelitian ini, yakni dengan menggunakan metode

penjadwalan operasi unit-unit pembangkit berdasarkan Incremental

Production Cost (IPC).

B. Rumusan Masalah

Berdasarkan latar belakang dan identifikasi masalah-masalah yang

telah dikemukakan, maka permasalahan yang dapat dirumuskan yaitu:

1. Berapakah besar daya yang harus dibangkitkan oleh tiap-tiap pusat

pembangkit yang beroperasi di wilayah SULSEL dalam menanggung

beban maksimum dengan biaya operasi paling minimum?

2. Berapakah total biaya operasi pusat-pusat pembangkit yang

dikeluarkan dalam menanggung sejumlah beban tersebut?

3. Berapa besar rugi-rugi daya total sistem setelah penjadwalan

pembagkitan?


4/69

4

C. Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Untuk mengetahui besarnya daya yang harus dibangkitkan oleh tiap-

tiap unit mesin pembangkit yang beroperasi di wilayah SULSEL dalam

menanggung beban maksimum dengan biaya operasi paling minimum.

2. Untuk mengetahui total biaya operasi yang dikeluarkan dalam

menanggung sejumlah beban tersebut.

3. Untuk mengetahui besar rugi-rugi daya total sistem setelah

penjadwalan pembagkitan.

D. Manfaat Penelitian

Dengan rampungnya penelitian ini diharapkan memiliki manfaat

sebagai berikut :

1. Sebagai bahan masukan bagi PT. PLN (Persero) dalam sistem

pengoperasian ekonomis pembangkit tenaga listrik yang dijadikan

sebagai sampel.

2. Memberi sumbangsi konseptual baik pada akademisi maupun praktisi

listrik dalam upaya meningkatkan efektifitas pembangkitan tenaga listrik

khususnya diwilayah Sulawesi selatan.

3. Sebagai literatur bagi para peneliti lain yang ingin megkaji lebih dalam

tentang kendali sistem tenaga.


5/69

5

E. Ruang Lingkup dan Batasan Penelitian

Penelitian ini membahas tentang penggunaan metode penjadwalan

operasi unit-unit pembangkit yang berada dalam wilayah sistem Sulawesi

Selatan berdasarkan Incremental Production Cost (IPC), dengan dengan

batasan-batasan sebagai berikut :

1. Optimasi dihitung pada saat terjadi beban puncak Maksimum.

2. Semua pembangkit yang beroperasi pada suatu bus dianggap sebagai

sebagai sebuah pembangkit.

3. Setiap pembangkit masih beroperasi dalam batas-batas daya reaktif

yang diizinkan.


6/69

6

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

A. Sistem Operasi Ekonomis

Pembangkitan energi listirik harus efektif dan efisien. Efektif artinya

energi listrik yang dibangkitkan harus sesuai dengan kebutuhan,

sedangkan efisien artinya energi listrik yang dibangkitkan harus

menggunakan biaya operasi sehemat mungkin. Hal ini dilakukan karena

dua faktor, yang pertama permintaan beban yang semakin meningkat dari

waktu ke waktu sementara kapasitas pembangkit sangat terbatas dan

tidak bisa ditambah setiap saat, dan yang kedua sumber energi alam

seperti minyak dan batu bara persediaannya semakin menipis.

Oleh sebab itu, selain dengan terus menambah kuantitas dan

kapasitas pembangkit tenaga listrik, serta mencari sumber energi

terbarukan, perlu juga diupayakan adanya strategi operasi ekonomis pada

unit-unit atau pusat-pusat pembangkit listrik. Hal ini penting agar unit-unit

pembangkit dapat menjaga kontinuitas penyediaan energi listrik namun

dengan biaya operasi yang dapat ditekan sekecil mungkin.


7/69

7

B. Perencanaan Pengoperasian Sistem Tenaga Listrik

Keadaan sistem tenga listrik adalah keadaan yang dinamis. Tidak

ada satu kondisi yang dapat berlangsung terus menurus. Contohnya

kondisi beban yang tidak pernah stabil, dalam satu kondisi tertentu beban

mengalami kenaikan namun dalam kondisi yang lain beban tiba-tiba turun

sesuai dengan kondisi beban yang ada. Tetapi kondisi yang dinamis

tersebut akan membentuk suatu pola yang dapat diteliti dan dipelajari

sehingga memungkinkan operator untuk membuat suatu pola operasi

yang fleksibel. Dengan adanya perencanaan operasi yang baik, maka

kegiatan pengawasan relatif tidak perlu dilakukan. Perencanaan operasi

sendiri mencakup bagaimana suatu sistem diopersaikan dalam jangka

waktu tertentu. Dalam perencanaan operasi itulah teknik-teknik optimasi

operasi yang terbaik perlu diaplikasikan sehingga dapat menekan biaya

operasi sekecil mungkin namun dengan kualitas energi listrik yang baik.

Hal ini penting karena biaya operasi adalah biaya terbesar dari biaya

keseluruhan yakni 70% dari biaya-biaya keseluruhan (Deni Almanda,

1998, www.elektroindonesia.com)

C. Optimasi dan Karakteristik Unit Pembagkit Tenaga Listrik

1. Optimasi Pembangkit Tenaga Listrik

Operasi ekonomis adalah proses pembagian atau penjatahan

beban total kepada masing-masing unit pembangkit, seluruh unit

pembangkit dikontrol terus-menerus dalam interval waktu tertentu

http://www.elektroindonesia.com/http://www.elektroindonesia.com/http://www.elektroindonesia.com/http://www.elektroindonesia.com/


8/69

8

sehingga dicapai pengoperasian yang optimal, dengan demikian

pembangkitan tenaga listrik dapat dilkukan dengan cara yang paling

ekonomis.

Konfigurasi pembebanan atau penjadwalan pembangkit yang

berbeda dapat memberikan biaya operasi pembangkit yang berbeda pula,

tergantung dari karakteristik masing-masing unit pembangkit yang

dioperasikan. Ada beberapa metode dalam penjadwalan pembagkit dalam

usaha menekan biaya operasi, yakni :

a. Berdasarkan Umur Pembangkit

Pada metode ini, dengan asumsi bahwa unit-unit pembangkit yang baru

mempunyai efisiensi yang lebih tinggi, maka unit-unit pembangkit yang

baru dibebani sesuai dengan rating kapasitasnya, dan unit-unit yang

tua (efisiensi lebih rendah) memikul beban sisanya.

b. Berdasarkan Rating (daya Guna) Pembagkit

Pembagian beban diantara unit-unit pembangkit sebanding dengan

rating kapasitasnya, yaitu dengan meningkatnya beban maka daya

akan dicatu oleh unit yang paling berdaya guna hingga titik daya guna

maksimum unit itu dicapai. Kemudian untuk peningkatan beban

selanjutnya, unit berikutnya yang paling berdaya guna akan mulai

beroperasi pada sistem, dan unit ketiga tidak dioperasikan sebelum titik

daya guna maksimum unit kedua telah tercapai.

c. Berdasarkan Kriteria Peningkatan Biaya Produksi yang sama ( Equal

Incremental Cost )


9/69

9

Pengurangan beban pada unit dengan biaya tambahan paling tinggi

akan menghasilkan suatu pengurangan biaya yang lebih besar

daripada peningkatan biaya untuk menambahkan sejumlah beban yang

sama pada unit dengan biaya tambahan yang lebih rendah.

Pemindahan beban dari satu unit ke unit yang lain dapat menghasilkan

pengurangan biaya pengoperasian total sehingga biaya pengoperasian

tambahan dari kedua unit sama (equal incremental cost ). Dengan jalan

yang sama dapat diperluas untuk pengoperasian unit pembagkit pada

stasiun yang mempunyai lebih dari dua unit pembangkit. Jadi patokan

untuk pembagian beban yang ekonomis antara unit-unit di dalam suatu

stasiun adalah semua unit-unit pembangkit harus bekerja dengan biaya

pengoperasian tambahan yang sama. Jika keluaran stasiun akan

dinaikkan, biaya tambahan dengan masing-masing unit bekerja juga

akan naik, tetapi harus sama untuk semua unit.

2. Pemilihan Metode Optimasi

Sekarang metode yang berdasarkan umur pembangkit dan rating

pembangkit tidak dipakai lagi, karena penjadwalannya tidak berdasarkan

kriteria ekonomis. Pembebanan yang lebih besar pada pembangkit yang

lebih baru dan daya guna yang lebih tinggi tidak akan menghasilkan biaya

pengoperasian yang lebih minimum.

Metode yang sering digunakan sekarang adalah metode

“peningkatan biaya prodeksi yang sama bagi setiap unit”. Metode ini lebih


10/69

10

baik karena solusinya berdasarkan kriteria ekonomis, yaitu biaya

pembangkitan (pengoperasian) minimum.

Permasalahan yang dihadapi pada jadwal kerja terdiri dari 2 (dua)

masalah yang saling berkaitan, kedua masalah tersebut adalah :

1. Unit Commitemnt, yaitu penentuan kombinasi unit-unit pembangkit

yang bekerja dan tidak perlu bekerja pada suatu periode untuk

memenuhi kebutuhan beban sistem pada periode tersebut dengan

biaya yang ekonomis.

2. Economic Dispatch, yaitu menentukan keluaran masing-msing unit

yang bekerja dalam melayani beban, pada batas minimum dan

maksimum keluarannya, untuk meminimalisasi rugi-rugi saluran dan

biaya produksi.

3. Jenis dan Karakteristik Pembangkit Tenaga Listrik

a. Jenis - Jenis Pembangkit

Menurut proses pembangkit memperoleh sumber daya, maka

pembangkit tenaga listrik dapat dibagi menjadi :

1) Pembagkit listrik tenaga termal (Termal power plant)

2) Pembagkit listrik tenaga kimia (Chemical power plant)

3) Pembagkit listrik tenaga air (Water power plant)

4) Pembagkit listrik tenaga angin (Wind power plant)

Unit pembangkit termal dapat diartikan sebagai pembangkit

listrik dengan penggerak mula (prime mover) menggunakan siklus

panas, jenis pembangkit termal tersebut adalah :


11/69

11

1. Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD)

2. Pembangkit listrik tenaga Uap (PLTG)

3. Pembangkit Listrik tenaga Uap (PLTU)

Dalam tulisan ini, yang dibahas adalah unit pembangkit termal,

mengingat bahwa perhitungan penjadwalan pembangkitan ekonomis

didasarkan pada kriteria pembangkitan optimal, selain itu unit-unit termal

umumnya dioperasikan untuk memikul beban puncak, sedangkan unit

pembangkit hydro banyak dipakai untuk memikul beban dasar.

b. Karakteristik Masukan- Keluaran

Masukan pada pembangkit termal adalah bahan bakar dan

dinyatakan dalam satuan kalor/jam atau BTU/Jam. Sedangkan

keluarannya adalah besar daya yang dibangkitkan oleh unit tersebut dan

dinyatakan dalam Megawatt (MW). Hubungan masukan – keluaran suatu

unit pembangkit termal dapat digambarkan dalam bentuk kurva di bawah

ini :

Gambar 1. Karakteristik masukan-keluaran


12/69

12

Gambar 1. melukiskan karakteristik masukan - keluaran dari suatu

unit pembangkit termal, dimana pada karakteristik tersebut terlihat adanya

“ripple” , disebabkan karena adanya pengaruh katub-katub (valve) pada

saat pembukaan katub governor. Biasanya pengaruh katub-katub ini

diabaikan dan karakteristik tersebut dapat didekati oleh sebuah kurva,

yang disebut kurva masukan – keluaran, yang dinyatakan sebagai fungsi

polinomial, seperti terlihat pada gambar 2 dibawah ini :

Gambar 2. Kurva pendekatan masukan – keluaran

Bentuk fungsi kurva masukan – keluaran pembangkit termal dinyatan

sebagai berikut :

)( p f F ........................................................................................ (1)

Diamana :

F = masukan (kalori/jam atau BTU/jam)

P = keluaran (MW atau MJ/S)

Untuk membangkitkan daya sebesar P1 (MW) selama satu jam dibutuhkan

bahan bakar sebesar F1 (BTU).


13/69

13

Kurva masukan – keluaran suatu unit pembangkit termal dapat diperoleh

melalui beberapa cara, yaitu :

1. Pengetesan karakteristik (performance testing).

2. Berdasarkan data operasi (operating record).

3. Berdasarkan data dari pabrik (manufacture’s guarantee data).

Cara pertama merupakan cara yang paling teliti dan baik akan

tetapi sangat mahal. Cara kedua dapat digunakan dengan baik, karena

pengukuran nilai kalor (BTU) yang terkandung dalam bahan bakar relative

mudah dilakukan. Sedangkan cara ketiga sangat mudah dilakukan karena

tinggal melihat data yang diberikan oleh pabrik. Cara ini tepat untuk

sebuah pembangkit yang masih baru.

Pembahasan penjadwalan ekonomis yang diperlukan adalah

karakteristik yang menggambarkan hubungan antara jumlah bahan bakar

terhadap daya pembangkitan.

c. Efisiensi Unit Pembagkit

Dari hubungan antara masukan dan keluaran sebuah unit

pembangkit dapat didefinisikan besarnya efisiensi unit tersebut untuk

kondisi daya yang dibangkitkan. Efisiensi merupakan perbadingan antara

besarnya daya yang dibangkitkan dengan masukan yang diberikan.

Apabila daya yang dibangkitkan memiliki satuan Watt dan masukan yang

diberikan memiliki satuan kalori/jam maka dalam mencari efisiensi, satuan

keluaran dan masukan harus disamakan.


14/69

14

1 kalori/jam = 4,186 joule/jam = 4,186 x 1 W S/jam = 4,186 W S/(3600 S),

maka 1 kalori/jam = 1,1627 x 10-3

Watt.

Satuan dari efisiensi dinyatakan dalam %.

Rumus efisiensi unit pembangkit (setelah satuan F dikonversi kedalam

satuan P) adalah :

F

P .......................................................................................... (2)

Dimana :

= efisiensi

P = Daya output

F = Bahan Bakar

Kurva efisiensi dapat dilihat pada gambar 3 di bawah ini :

Gambar 3. Efisiensi unit pembagkit


15/69

15

d. Karakteristik Perbandingan Masukan – Keluaran

Karakteristrik perbandingan masukan – keluaran yang disebut juga

dengan Heat Rate (HR) adalah karakteristik yang menggambarkan

perbandingan antara masukan dan keluaran. Jadi HR merupakan cara

lain untuk mengetahui besarnya efisiensi dari sebuah unit pembangkit

ketika unit itu membangkitkan daya tertentu. Semakin kecil harga HR

berarti semakin baik efisiensi dari unit tersebut. HR dapat dirumuskan

dengan:

)/( MWjam Btu P

F HR .................................................................. (3)

Gambar. 4 merupakan karakteristik perbandingan masukan – keluaran.

Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa untuk membangkitkan daya

listrik sebesar P1 MW selama 1 jam, dibutuhkan energy bahan bakar

sebesar HR1 Btu per 1 MW daya yang dibangkitkan.

Gambar 4 Karakteristik perbadingan masukan – keluaran


16/69

16

e. Karakteristik Kenaikan Biaya Produksi

Kenaikan biaya-biaya produksi (incremental production cost) di

definisikan sebagai perubahan biaya bahan bakar yang terjadi bila terjadi

perubahan daya listrik yang dibangkitkan. Dari gambar 2, jika daya yang

dibangkitkan oleh unit bertambah sebesar 12 P P P , maka diperlukan

penambahan pada masukan sebesar F , yaitu 12 F F atau dengan kata

lain, bila keluaran unit pembangkit berubah, maka biaya bahan bakar turut

berubah pula. Perubahan jumlah bahan bakar yang terjadi karena

perubahan keluaran, didefinisikan sebagai IR (Incremental Rate) ,

persamaan matematisnya adalah:

P

F IR

Jika harga menjadi sangat kecil akan dicapai limit sehingga:

dP

dF IR ....................................................................................... (4)

Jadi IR diperoleh dengan mendifrensir persamaan masukan – keluaran

(P).

Bila persamaan F dari gambar 2 didifrensir terhadap P, akan dihasilkan

gambar 5, yaitu gambar grafik IR sebagai fungsi P.


17/69

17

Gambar 5. IR sebagai fungsi P

Dari persamaan (4) :

IRdpdF

IRdP dF

1

0

01 .

P

P

RdP I F F dan

2

1

12 .

P

P

RdP I F F

Luas bidang dibawah garis IR menunjukkan banyaknya

penambahan energi bahan bakar yang diperlukan untuk mengatasi

kenaikan daya keluar unit pembangkit. Sebagai contoh, F2 – F1 adalah

banyaknya bahan bakar yang dibutuhkan jika daya keluar naik dari P 1

menuju P2, sedangkan F1 – F0 merupakan penambahan bahan bakar jika

daya keluar naik dari P0 menuju P1.


18/69

18

f. Heat Rate (HR) Minimum

Dengan mengetahui karakteristik – karakteristik operasi unit

pembangkit dapat ditentukan pada kondisi daya keluar berapa unit

tersebut beroperasi paling ekonomis (efisiensi maksimum). Bila grafik HR

sebagai fungsi P dan juga grafik IR sebagai fungsi P dibuat dalam satu

buah gambar seperti tampak pada gambar 2.6, maka dapat ditentukan

berapa harga P tersebut agar HR minimum

Gambar 6. Grafik HR dan IR sebagai fungsi P

Dari definisi : P

F HR

2

)/()(

P

FdP PdF

dP

P F d

dP

HRd

Syarat agar HR minimum , 0)(

dP

HRd , sehingga 0

2 P

FdP PdF , maka :

0 FdP PdF , maka diperoleh

P

F

dP

dF atau, IR = HR

Jadi titik potong antara grafik HR dan IR, yaitu pada saat HR = IR,

merupakan pembangkitan yang paling efisien.


19/69

19

D. Area Penyaluran dan Pengaturan Beban (AP2B)

Untuk terus memantau keadaan tenaga listrik yang dinamis

khususnya dalam masalah jumlah beban yang harus disuplai dan

kemampuan sistem untuk menyuplai beban tersebut, maka dibentuklah

Area Penyaluran dan Pengaturan Beban (AP2B). Dengan adanya AP2B

maka kondisi real time sistem tenaga listrik dapat dipantau secara terus

menerus, hal ini penting untuk menjaga kelangsungan penyediaan energi

listrik. Selain itu AP2B juga bertugas untuk mengatur pembagian beban

yang harus ditanggung oleh tiap-tiap unit dalam suatu pusat pembangkit

atau tiap-tiap pusat pembangkit dalam suatu sistem tenaga listrik.

Dalam hubunganya dengan perencanaan operasi dan sistem

operasi ekonomis, AP2B berperan sebagai jembatan untuk

menghubungkan antara perencanaan operasi yang dibuat dengan kondisi

real time di lapangan. Dengan demikian jika sewaktu-waktu terjadi

perubahan kondisi sistem diluar perencanaan yang ditetapkan

sebelumnya, maka hal tersebut dapat diidentifikasi lebih dini sehingga

dapat dilakukan penyesuaian operasi terhadap perubahan yang terjadi.

Selain itu pembagian beban yang dilaksanakan oleh AP2B menggunakan

teknik-teknik optimasi sehingga pembagian beban di antara unit benar-

benar memperhatikan ekonomisasi biaya produkasi energi listrik. Dengan

adanya AP2B, maka ekonomis dan sekuritas operasi dapat dicapai dalam

tiap pelaksanaan operasi. Sekuritas artinya kemampuan sistem tenaga

listrik untuk bertahan dalam menanggung sejumlah beban.


20/69

20

E. Teknik Distribusi Beban Berdasarkan Incremental Product ion

Cost

Incremental production cost atau biaya produksi tambahan suatu

unit untuk setiap keluaran daya yang ditetapkan, adalah limit

perbandingan kenaikan biaya masukan produksi dalam Rupiah per jam

terhadap kenaikan keluaran daya yang bersesuaian dalam megawatt

pada saat kenaiakan keluaran daya mendekati nol (William D. Stevenson

Jr., 1983). Biaya produksi tambahan yang mendekati kebenaran dapat

diperoleh dengan menentukan biaya produksi yang meningkat untuk suatu

selang waktu tertentu di mana keluaran daya yang ditingkatkan sedikit.

Misalnya, biaya tambahan pendekatan pada setiap keluaran daya tertentu

adalah biaya tambahan dalam Rupiah per jam untuk meningkatkan

keluaran dengan 1 MW.

Pendistribusian beban berdasarkan biaya produksi tambahan

antara setiap dua unit adalah pertimbangan apakah menaikkan beban

salah satu unit pada saat beban unit lain diturunkan dengan jumlah yang

sama, akan mengakibatkan suatu kenaikan atau penurunan biaya total.

Biaya total operasi meliputi biaya bahan bakar utamanya, gaji pegawai,

biaya komponen-komponen pendukung, dan biaya pemeliharaan. Biaya-

biaya tersebut diasumsikan menjadi bagian dari biaya produksi (Hadi

Saadat, 1999). Sebagai contoh bila suatu unit pembangkit termal keluaran

dayanya adalah 300 MW, biaya tambahan yang ditentukan dari suatu

jenis pendekatan adalah Rp125.000,- per megawatt jam-nya. Maksud dari


21/69

21

nilai ini adalah untuk menaikkan daya unit pembangkit termal tersebut

sebesar 1 MW maka dibutuhkan biaya tambahan per jam sebesar

Rp125.000,-. Jika hendak menurunkan daya unit pembangkit termal

tersebut sebesar 1 MW maka terjadi pengurangan biaya per jam sebesar

Rp125.000,-.

Demikianlah dasar-dasar untuk memahami distrubusi beban

antara unit-unit dalam suatu pusat pembangkit yang memperhitungkan

biaya produksi tambahan. Misalkan keluaran total suatu pusat pembangkit

dicatu oleh dua unit dan pembagian beban antara kedua unit adalah

sedemikian sehingga unit yang satu mempunyai biaya produksi tambahan

yang lebih tinggi dari unit yang lain. Dan misalkan dilakukan pemindahan

sebagian beban dari unit yang mempunyai biaya produksi yang lebih

tinggi ke unit yang mempunyai biaya produksi yang lebih rendah.

Pengurangan beban pada unit yang mempunyai biaya produksi tambahan

lebih tinggi akan menghasilkan suatu pengurangan biaya yang lebih besar

dari pada peningkatan biaya untuk menambahkan sejumlah beban yang

sama pada unit dengan biaya tambahan yang lebih rendah. Pemindahan

beban dari satu unit ke unit yang lain dapat diteruskan dengan suatu

pengurangan dalam biaya produksi total sehingga biaya-biaya produksi

tambahan dari keuda unit itu adalah sama. Jika keluaran stasuin

dinaikkan, biaya tambahan dengan mana masing-masing unit bekerja juga

akan naik tetapi harus tetap sama untuk semuanya (William D. Stevenson

Jr.,1983).


22/69

22

F. Kurva Bahan Bakar

Kurva bahan bakar adalah kurva masukan-keluaran unit

pembangkit yang merupakan pemetaan (plot) antara keluaran dari unit

dalam megawatt versus masukan unit dalam Rupiah per jam yang

diperoleh dari hasil kali masukan bahan bakar dengan biaya bahan bakar

dalam Rupiah per juta Btu.

Gambar 7. Kurva Bahan Bakar

Jika suatu garis lurus ditarik melalui titik asal ke setiap titik pada

kurva masukan-keluaran tersebut, kebalikan kemiringan (slope) dapat

dinyatakan dalam megawatt dibagi dengan masukan dalam juta Btu per

jam, atau sebagai perbandingan keluaran energi dalam megawattjam

terhadap masukan bahan bakar dalam jutaan Btu. Perbandingan ini

adalah daya guna bahan bakar. Daya guna bahan bahan bakar adalah

banyakya energi yang dapat dihasilkan dalam megawattjam dalam setiap


23/69

23

Btu-nya. Daya guna maksimum terjadi pada suatu titik dimana kemiringan

garis lurus dari titik asal ke suatu titik pad garis kurva tersebut minimum,

yaitu pada titik dimana garis lurus menyinggung kurva.

Kebutuhan bahan bakar adalah jumlah bahan bakar yang

diperlukan untuk membangkitkan energi setiap megawattjam-nya atau

perbandingan antara masukan bahan bakar dalam jutaan Btu terhadap

keluaran energi dalam megawattjam. Misalnya pada suatu unit

pembangkit daya guna maksimumnya terjadi pada keluaran 280 MW,

yang memerlukan masukan sebesar 2,8 X 109 Btu/jam. Kebutuhan bahan

bakarnya adalah 10,0 X 106 Btu/MWh. Kebutuhan bahan bakar untuk

suatu keluaran tertentu dapat diubah menjadi Rupiah per megawattjam.

G. Kurva Biaya Bahan Bakar Tambahan (Incremental Fuel Cost ).

Biaya bahan bakar tambahan (incremental fuel cost ) ditentukan

oleh kemiringan kurva masukan-keluaran dari unit-unit yang bekerja. Jika

ordinat-ordinat lengkungan masukan-keluaran dinyatakan dalam rupiah

per jam dan kita misalkan bahwa

C n = masukan ke unit n, Rupiah per jam

P n = keluaran unit n, MW

Biaya bahan bakar unit tersebut dalam Rupiah per megawatt-nya adalah

dC n/dP n. sebagaimana telah dijelaskan sebelumnya, biaya bahan bakar

tambahan suatu unit untuk setiap daya keluarannya adalah limit

perbandingan kenaikan biaya masukan bahan bakar dalam rupiah per jam


24/69

24

terhadap kenaikakan keluaran daya yang bersesuaian dalam megawatt

pada saat kenaikan keluaran daya mendekati nol.

Gambar 8. Kurva Biaya Bahan Bakar Tambahan (Incremental Fuel Cost)

Gambar 8. menunjukkan suatu pemetaan dari biaya bahan bakar

tambahan versus keluaran daya. Gambar ini diperoleh dengan mengukur

kemiringan kurva masukan keluaran pada Gambar 1 untuk bermacam-

macam nilai keluaran. Gambar 2 menunjukkan bahwa biaya bahan bakar

tambahan mempunyai hubungan yang cukup linier terhadap keluaran

daya untuk suatu daerah yang cukup luas. Untuk menganalisis kurva ini,

dapat didekati dengan satu atau dua garis lurus. Garis terputus-putus

dalam gambar itu merupkan suatu model ideal untuk kurva tersebut.

Persamaan garis itu adalah:

9,80126,01 P dP

dC

i

i .......................................................................... (5)


25/69

25

Sehingga bila keluaran dayanya adalah 300 MW, biaya tambahan yang

ditentukan dengan pendekatan linear adalah $ 12,68 atau Rp125.000,-

per megawattjam. Nilai ini adalah pendekatan untuk biaya tambahan per

jam untuk menaikkan keluaran dengan 1 MW dan penghematan dalam

biaya per jam dalam penurunan keluaran sebesar 1 MW.

H. Perhitungan Pembagian Beban Berdasarkan Incremetal

Product ion Cost .

1. Biaya Bahan Bakar sebagai Fungsi Kuadrat dari Daya Aktif

Dalam semua kasus praktis , biaya bahan bakar dari generator i

dapat direpresentasikan sebagai sebuah fungsi kuadrat dari daya aktif

yang dibangkitkan. (Hadi Saadat)

2

iiiiii P c P baC .................................................................... (6)

dimana ci = biaya bahan bakar unit pembangkit ke-i (Rp/jam)

Pi = daya output unit pembangkit ke-i (MW)

ai, bi, dan ci, adalah konstanta dari fungsi kuadrat

Konstanta-konstanta ai, bi, dan ci dapat ditentukan berdasarkan

data hasil percobaan atau hasil penelitian, yaitu dengan mengambil

beberapa data Ci yang diperlukan untuk membangkitkan daya nyata

sebesar Pi dari unit pembangkit ke-i selama selang waktu tertentu, dan a i,

bi, dan ci dapat dihitung dari sistem persamaan,

2. ji jiii P c P banC

32

ji ji jii j P c P b P aC P ........................................ (7)


26/69

26

4322

ji ji jii j P c P b P aC P

dimana j = 1, 2, 3,…n, dan n = banyaknya data yang diambil. Dengan cara

ini konstanta ai, bi, dan ci, serta fungsi biaya kuadratis tiap unit pembangkit

dapat diperoleh.

2. Incremental Production Cost

IPC adalah biaya tambahan yang diperlukan untuk membangkitkan

setiap 1 MW setiap jam pada tiap bus pembagkit. Turunan pertama dari

persamaan (1) terhadap daya output,

iii

i

i b P cdP

dC 2 ....................................................................... (8)

disebut Incremental Production Cost (IPC), yaitu hubungan linear, yang

menyatakan biaya tambahan yang diperlukan (Rp/jam) untuk manaikkan

daya output pembangkit ke-i sebesar 1 MW.

Prinsip distribusi beban yang ekonomis antara unit-unit pembangkit

termal di dalam suatu pusat pembangkit adalah bahwa semua unit itu

harus bekerja dengan IPC yang sama, dalam hal ini adalah Incremental

Fuel Cost (IFC) yang sama. (Glover, 2007). Jika keluaran pusat

pembangkit akan dinaikkan, biaya tambahan ( incremental production cost )

dari masing-masing unit yang bekerja juga harus naik, tetapi harus tetap

sama untuk semuanya.


27/69

27

3. Fungsi Objektif untuk Penjadwalan Pembangkitan

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 yang paling sederhana adalah

ketika rugi-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 padanya

sebagaimana ditunjukkan secara sistematis dalam Gambar 2.9 berikut :

C1 C2 Cn

P1 P2 Pn

Gambar 9. Model Sistem yang Mengabaikan Rugi-Rugi SaluranTransmisi

Sejak rugi-rugi transmisi diabaikan, total permintaan PD adalah

penjumlahan dari semua pembangkit. Sebuah fungsi biaya C i diasumsikan

akan diketahui untuk tiap unit. Masalahnya adalah mencari pembangkitan


28/69

28

daya nyata untuk tiap-tiap unit dengan demikian fungsi objektif (biaya total

produksi) sebagaimana yang didefinisikan oleh persamaan

n

i

int C C C C C

1

21 ..........

2

1

.. iiii

n

i

i P c P ba

............................................................... (9)

yaitu jumlah biaya bahan bakar unit pembangkit ke-1, pembangkit ke-2,

sampai pembangkit ke-n harus minimum. C t adalah biaya produksi total,

Ci adalah biaya produksi dari unit ke-i, Pi adalah daya yang dibangkitkan

dari unit ke-i. Agar biaya bahan bakar minimum, maka harus dipenuhi:

i

i

dP

dC

dP

dC

dP

dC ,......,,

2

2

1

1 ............................................... (10)

artinya semua unit harus bekerja pada biaya bahan bakar tambahan λ

yang sama atau IPC yang sama dan minimum.

4. Persamaan dan Pertidaksamaan Pembatas

Pertidaksamaan pembatas adalah pertidaksamaan yang

menyatakan bahwa daya yang dibangkitkan oleh tiap bus 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 tersebut tidak terpenuhi maka slack bus akan menyuplai

semua kekurangan dari selisih daya antara jumlah daya beban total yang


29/69

29

harus ditanggung sistem dengan jumlah daya total yang harus

dibangkitkan oleh bus pembangkit selain slack bus.

Persamaan pembatas yang harus dipenuhi adalah:

D

n

i

P Pi1

............................................................................... (11)

dimana Pi adalah daya yang dibangkit dari unit ke-i, PD adalah total

permintaan, dan ng adalah jumlah total unit-unit pembangkit yang

terdistribusi.

Selain itu ada pertidaksamaan pembatas yang juga harus dipenuhi, yakni:

(max)(min) iii P P P i = 1, 2, 3, ……, n ....................................... (12)

dimana Pi (min) dan Pi (maks) adalah kemampuan daya minimum dan

maksimum yang dapat dibangkitkan oleh pembangkit ke-i.

5. Persamaan koordinasi

Dari persamaan (8) dapat diperoleh

iii

i

i b P cdP

dC .2 atau

i

i

ic

b P

2 ......................................... (13)

Persamaan di atas disebut dengan persamaan koordinasi. Fungsinya

adalah untuk menghitung daya yang dibangkitkan oleh setiap pembangkit,

sedangkan (lambda) adalah Incremental production cost, sedangkan

konstanta a,b,c adalah konstanta-konstanta pada fungsi objektif. Untuk

mendapatkan nilai konstanta tersebut diperoleh dengan cara

menyelesaikan persamaan (7), dimana data yang digunakan dari

persamaan tersebut diperoleh dari data sekunder yang diperoleh dari PLN

berupa data daya rata-rata yang dibangkitkan dan biaya pembangkitan


30/69

30

rata-rata perjam yang diperlukan oleh setiap bus pembangkit perbulan

selama 4.5 tahun.

6. Perhitungan rugi – rugi daya total akibat rugi-rugi pada saluran

transmisi

Jika jarak saluran transmisi sangat pendek dan kerapatan beban

sangat tinggi, rugi – rugi jaringan dapat diabaikan dan pembangkitan daya

yang optimal dicapai untuk seluruh unit pembangkit dengan biaya

produksi tambahan yang sama. Akan tetapi pada sistem besar yang saling

terinterkoneksi, dimana daya ditransmisikan pada jarak yang sangat jauh

ke area dengan tingkat kepadatan beban yang rendah, rugi-rugi transmisi

merupakan faktor utama yang harus diperhitungkan dalam pembangkitan

optimum. Satu persamaan umum untuk memasukkan pengaruh rugi-rugi

transmisi yang menyatakan rugi-rugi transmisi total sebagai fungsi

kuadratis dari daya output generator, dinyatakan oleh persamaan:

L D

n

i

P P Pi g

1

........................................................................... (14)

oiij

n

j

ijiii B P B P

g

1

22 ............................................... (15)

Atau :

i

i j

n

i j j

ijiii

i B P B P B g

0

1

12

1(saadat,Hadi:2002) ........ (16)

Selanjutnya persamaan (16) dapat diperluas dalam bentuk matriks seperti

terlihat pada persamaan (17) dibawah ini :


31/69

31

ng

n

g n

nn

ng

nn

g n

g n

g g g g g B

B

B

P

P

P

B B B

B B B

B B B

0

202

101

2

1

21

2222

21

112111

1

1

1

2

1

...

...

...

...... (17)

Secara singkat persamaan (17) dapat dituliskan dengan:

E.P = D ........................................................................................ (18)

.............................................................................................................

Untuk memperoleh pembagkitan yang optimal diperlukan nilai awal)1(

,

selanjutnya nilai tersebut diselesaikan dengan menggunkan persamaan

(18). Dalam matlab dapat dipakai hubunga P = E\D untuk mendapatkan

daya yang dibagkitkan oleh tiap bus pembagkit. Proses iterasinya dapat

dilihat pada persamaan (19) sampai () berikut ini :

)(2

2)1(

)(

)()(

0

)(

)(

ii

k

i

k

jiji j

k

ii

k

k

i B

P B B

P ....................................... (19)

Substitusi nilai Pi ke persamaan (14), maka diperoleh :

)(

1)(

)()(

0

)(

)(2

2)1( k L D

n

i ii

k

i

k

jiji j

k

ii

k

P P B

P B B g .............................. (20)

Atau:

)()(

)(

k

L D

k

P P f ........................................................................ (21)

Dengan meggunakan deret taylor nilai lambda pada ruas kiri dari

persamaan (21) dapat diperluar menjadi :

)()(

)(

)( )()(

k

L D

k

k

k P P

d

df f .............................................. (22)

Atau :


32/69

32

)(

)(

)(

)()(

)( k

i

k

k

k k

d

dP

P

d

df

P

.................................................... (23)

Dimana :

g g n

i

n

i ii

k

i

k

jiji jiiiioii

k

i

B

P B B B P

1 1

2)(

)()(

)(2

2)1( ............................ (22)

Dengan demikian diperoleh nilai lambda k + 1 sebagai berikut :

)()()1( k k k ........................................................................ (23)

Dimana :

g n

i

k

i

k

L D

k P P P P

1

)()()( ........................................................... (24)

Proses iterasi akan terus berlanjut hingga diperoleh nilai

)(k P lebih kecil

dari nilai tertentu yang ditetapkan. Persamaan (25) berikut ini dipakai

untuk menghitung rugi-rugi daya aktif :

g n

i

iii L P B P 1

)2( ............................................................................... (25)

Dengan menggunkan nilai Bij = 0, B00 = 0, dan solusi dari persamaan (19)

dapat disederhanakan sebagai berikut :

)(2 )(

)()(

ii

k

i

i

k k

B Pi ..................................................................... (26)

Persamaan (22) juga dapat disederhanakan menjadi :

g g n

i

n

i ii

k

i

iiii

k

i

B

B P

1 12)(

)(

)(2 ....................................................... (22)


33/69

33

Proses di atas yang digunakan dalam MATLAB untuk memperoleh nilai

daya yang dibagkitkan oleh tiap bus Pembagkit, rugi-rugi total sistem dan

biaya total perjam yang dibutuhkan untuk melayani beban sistem.


34/69

34

I. Kerangka Konseptual

Kerangka konseptual dari penelitian ini adalah sebagai berikut :

PUSAT-PUSAT PEMBAGKIT PADA SISTEM

KELISTRIKAN SULAWESI SELATAN

JUMLAH BEBAN YANG HARUS DI SUPPLAI

OPTIMASI DENGAN INCREMENTAL

PRODUCTION COST

DISTRIBUSI DAYA YANG HARUS

DIBANGKITKAN OLEH TIAP PUSAT

PEMBAGKIT

BIAYA TOTAL PRODUKSI PALING EKONOMIS

Gambar 10. Kerangka konseptual penelitian


35/69


36/69

36

B. Jenis Penelitian

Penelitian ini merupakan penelitian deskriftif analitis yang bertujuan

untuk mengetahui teknik operasi ekonomis pembangkit tenaga listrik yang

diterapkan di PT. PLN Wilayah Sulsel dalam pembebanan. Disamping itu

akan dibandingkan dengan suatu teknik operasi ekonomis yang

digunakan oleh penyusun untuk kemudian dianalisis hasilnya.

C. Waktu dan Lokasi Penelitian

Penelitian ini dilaksanakan pada 27 April 2010 sampai 31 Juni 2010

bertempat di PT. PLN Wilayah Sultanbatara, Unit Pembangkitan I Tello

dan Area Penyaluran dan Pengaturan Beban (AP2B) sistem SULSEL.

D. Variabel dan Defenisi Operasional Variabel

1. Variabel Penelitian

Variabel yang akan diteliti ada dua jenis, yaitu variabel bebas dan

variabel respon. Adapun yang termasuk variabel bebas adalah daya

output unit pembangkit ke-i (Pi) sedangkan yang termasuk variabel respon

adalah biaya operasi unit pembangkit ke-i (Ci).


37/69

37

2. Defenisi Operasional Variabel

Definisi operasional yang akan diteliti dapat dikemukakan sebagai

berikut:

a. Daya output unit pembangkit ke-i (Pi), adalah daya yang dibangkitkan

oleh pembangkit ke-i untuk menyuplai beban yang tersambung.

Satuannya adalah kilowatt (kW).

b. Biaya operasi unit pembangkit ke-i (Ci), adalah biaya operasi unit

pembangkit ke-i. diamana satuannya adalah Rupiah (Rp).

E. Teknik Pengumpulan Data

Teknik pengumpulan data dalam penelitian ini adalah:

1. Observasi; adalah teknik pengumpulan data melalui pengamatan

secara langsung dengan menggunakan panca indra. Hal-hal yang

diamati dalam penelitian ini seperti pengamatan besaran kelistrikan

pada panel kontrol, name-plat pada generator, dan unit-unit mesin

pembangkit yang sedang beroperasi.

2. Dokumentasi; adalah teknik pengumpulan data dengan

mengumpulkan berkas-berkas atau dokumen-dokumen yang berisi

infomasi yang berkaitan dengan topik penelitian. Hal-hal yang

didokumentasikan dalam penelitian ini seperti data beban tertinggi

pembangkit; data pemakaian bahan bakar; data produksi energi listrik

bulanan tiap unit; data beban (biaya) operasi bulan Januari 2006

sampai bulan mei 2010.


38/69

38

3. Wawancara; adalah teknik pengumpulan data dengan melakukan

tanya-jawab secara langsung kepada staf/karyawan yang dianggap

mengetahui informasi yang berkaitan dengan topik penelitian. Dalam

penelitian ini wawancara biasa dilakukan dengan staf bagian operasi;

staf bagian keuangan; dan supervisor unit pembangkit.

F. Teknik Analisis Data

a. Analisis regresi

Analisis regresi digunakan untuk mempelajari cara bagaimana variabel-

variabel penelitian berhubungan. Hubungan yang didapat umumnya

dinyatkan dalam bentuk matematik yang menyatakan hubungan

fungsional antar varibel-variabel (Sudjana, 2002)

Aanalisis regresi ini dapat dijabarkan sebagai berikut :

Untuk mendapatkan nilai Pi yang memenuhi persamaan dan

pertidaksamaan pembatas adalah (11) dan (12) dengan suatu nilai λ

dapat dilakukan dengan cara iterasi yang dijelaskan dalam langkah

demi langkah di bawah ini:

1) Definisikan suatu persamaan yang sama dengan persamaan (11)

dan dapat menggantikannya sebagai persamaan pembatas, yaitu:

n

i

k

i D

k P P P

1

)()( ............................................................. (14)

dimana k = banyaknya iterasi, dan Pi(k) adalah nilai Pi pada

iterasi ke-k


39/69

39

2) Perkirakan suatu nilai awal λ(1), kemudian subtitusi ke persamaan

(8) untuk mendapat nilai Pi(1)

3) Jika Pi(1) belum memenuhi persamaan dan pertidaksamaan

pembatas (11) dan (14), maka nilai λ yang baru dapat dicoba untuk

iterasi berikutnya, yaitu iterasi ke-(k+1) yang besarnya

)()()1( k k k .............................................................................. (15)

dimana

i

n

i

k k

c

P

2

1

1

)()(

(Saadat, Hadi, 2002) ................ (16)

λ(k) adalah nilai yang diperoleh pada iterasi ke-k

4) Subtitusikan nilai λ yang baru ke persamaan (13) untuk

mendapatkan nilai Pi yang baru.

5) Ulangi langkah 3 dan 4 seterusnya sampai didapat nilai Pi yang

memenuhi pertidaksamaan pembatas (12) dan sampai △P(k) lebih

kecil atau sama dengan nilai tingkat kesalahan (galat) yang

diizinkan (ε).

Untuk melakukan semua perhitungan ini, penggunaan program

computer sangatlah tepat. Untuk memudahkan pembuatan program,

berikut ini diberikan diagram alur urutan penyelesaiannya seperti pada

gambar 12, dibawah ini :


40/69

40

Gambar 12. Diagram Alir metode regresi kuadratik


41/69

41

b. Analisis fungsi –fungsi objektif

Analisis fungsi-fingsi objektif dilakukan dengan cara meminimasi dan

menyelesaikan fungsi-fungsi objektif berupa quadratic fuel function,

persamaan koordinasi, serta persamaan dan pertidaksamaan

pembatas. Dengan metode ini diperoleh besar daya yang dibangkitkan

oleh tiap unit pembangkit dengan total biaya pembangkitan yang paling

minimum.


42/69

42

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

A. Sistem Kelistrikan Sulawesi Selatan

Sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dikelola oleh PT PLN (persero)

wilayah Sulawesi selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat

(sultanbatara). Sistem kelistrikan ini menyediakan daya listrik untuk

kebutuhan masyarakat yang berada di provinsi Sulawesi selatan, dan

Sulawesi Barat. Saat ini sistem sistem kelistrikan di Sulawesi Selatan

disuplai oleh empat pembangkit utama, yaitu :

1. PLTA Bakaru yang terdiri atas dua generator

2. Pusat pembangkit tenaga listrik Tello di Makassar terdiri dari :

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 sistem kelistrikan Sulsel saat ini telah

mencapai 37 bus yang saling terinterkoneksi secara loop (melingkar),

dengan total daya terpasang pada sistem sebesar 746,9 MW, sedangkan

daya mampu sebesar 550 MW (AP2B sistem sulsel, 2010)


43/69

Gambar 13. Single Line diagram sistem sulsel kondisi normal (sumber data AP2B sistem sulsel, 2010)


44/69

44

Dari diagram satu garis pada gambar dapat dituliskan penomoran bus

sistem sulsel terinterkoneksi sebagai berikut :

Tabel 1. Penomoran Bus sistem kelistrikan Sulsel terinterkoneksi

No Bus Nama Bus Tegangan

(KV) No Bus Nama Bus

Tegangan

(KV)

1 Bakaru 150 20 Daya 70

2 Mamuju 150 21 Tello 150

3 Majene 150 22 Tello70 70

4 Polmas 150 23 Barangloe 70

5 Pinrang 150 24 Tello(B) 30 6 Parepare 150 25 Tello(A) 30

7 Sidrap 150 26 Barawaja 30

8 Makale 150 27 Tello Lama 150

9 Palopo 150 28 Tello Lama70 70

10 Soppeng 150 29 Bontoala 70

11 Sengkang 150 30 Panakukang 150

12 Suppa 150 31 Tanjung

Bunga 150

13 Barru 150 32 Sungguminasa 150

14 Pangkep 150 33 Tallasa 150 15 Pangkep 70 70 34 Jeneponto 150

16 Tonasa3 70 35 Bulukumba 150

17 Maros 70 36 Sinjai 150

18 Bosowa 150 37 Bone 150

19 Mandai 70

Sumber : Data AP2B sistem sulsel, 2010


45/69

45

Tabel 2. Data impedansi saluran sistem sulsel

Dari Ke Total Impedansi Saluran (p.u.)

R X Y/2

1 2 0.02627 0.0944 0.0743

1 4 0.03076 0.11023 0.101

2 3 0.0263 0.09451 0.00744

2 5 0.03663 0.13159 0.0182

4 5 0.01388 0.04974 0.0067

5 6 0.00393 0.01413 0.0011

5 7 0.02314 0.0829 0.01116

5 8 0.04732 0.16958 0.0228

5 16 0.01002 0.03599 0.00287 8 0.02419 0.8667 0.01167

8 9 0.0109 0.03919 0.00493

8 10 0.02382 0.08535 0.01149

9 10 0.01683 0.06049 0.00761

10 11 0.00363 0.013 0.0018

10 12 0.00236 0.00848 0.0007

10 13 0.00192 0.01318 0.0025

13 14 0.00354 0.02128 0.0027

13 15 0.00485 0.03324 0.00627

15 24 0.03333 0.11974 0.00471

16 17 0.03137 0.18876 0.0241

16 19 0.02821 0.10138 0.0096

17 18 0.01959 0.07038 0.0055

19 20 0.01053 0.06335 0.081

19 21 0.02289 0.08153 0.09

21 22 0.04064 0.14603 0.05

21 23 0.07195 0.25851 0.203

22 23 0.03131 0.11249 0.05

23 24 0.02431 0.08733 0.06925 26 0.01638 0.03006 0.00009

25 27 0.08188 0.15032 0.00045

25 28 0.18159 0.33335 0.001

27 28 0.13631 0.25024 0.00075

28 29 0.0342 0.06278 0.00019

28 30 0.05828 0.10699 0.0003

29 30 0.02408 0.04421 0.00013

30 31 0.06069 0.11141 0.00034

32 33 0.02023 0.03714 0.00011

34 36 0.12292 0.17508 0.00002


46/69

46

B. Spesifikasi Teknis Pembangkit

Ada 11 (sebelas) pembagkit yang beroperasi untuk menyuplai

beban puncak yang terjadi pada tanggal 20 mei 2010, hamper seluruhnya

adalah PLTD kecuali PLTA bakaru dan Bili-Bili, PLTU Tello dan PLTGU

sengkang. Semua PLTD yang beroperasi menggunakan bahan bakar

diesel jenis HSD (high speed diesel ), hal ini disebabkan karena fraksi

bakar HSD lebih besar dari MFO (marine fuel oil ), fraksi bakar dari HSD

lebih baik karena sebelum bahan bakar tersebut dimasukkan ke ruang

bakar maka terlebih dahulu kandungan airnya harus dipishkan, dengan

demikian konfersi energi dari MJoule ke KWH jauh lebih optimal.

Umur operasi dari masing-masing pusat pembangkit rata-rata

masih berada pada kondisi operasionalnya yaitu rata – rata 14 tahun,

kecuali PLTU tello yang telah melewati umur operasionalnya, yakni sudah

beroperasi sejak tahun 1971 atau sekitar 39 tahun, sedangkan umur

ekonomis dari sebuh pembangkit thermal idealnya hanya 20 tahun. Hal ini

merupakan salah satu faktor yang menyebabkan turunnya efiseiensi dari

pembagkit yang ada di Tello. Selain itu terdapat tiga pusat pembagkit

yang baru beroperasi pada triulan pertama di tahun 2010, masing-masing

PLTD Agrego, PLTD Matekko dan PLTD Arena.

Karakteristik dari masing-masing unit pembangkit yang beroperasi

sangat penting untuk menentukan pola operasi dari sistem kelistrikan

sulsel, karakteristik yang dimaksud adalah waktu start up dan waktu shut

down dari masing-masing jenis pembagkit yang beroperasi. Waktu start


47/69

47

Up yang dibutuhkan oleh PLTD adalah 10 menit dan PLTG 15 menit. Dari

karakteristik ini dapat diambil keputusan bahwa PLTA Bakaru, PLTA Bili-

Bili dan PLTGU sengkang dioperasikan untuk memikul beban dasar

sedangkan semua unit PLTD dipakai untuk memikul beban puncak.

Daya mampu dari pembangkit yang beroperasi berkisar antara 0,2

MW samapai dengan 192 MW. Daya mampu terkecil terdapat pada PLTD

Mamuju yakni pada generator Mamuju#1 dengan daya mampu 0,2 MW

dan terbesar terdapat pada PLTGU Sengkang, yakni pada generator

Energi sengkang dengan daya mampu 192 MW. Seluruh pusat pembagkit

terinterkoneksi pada salurang tegangan tinggi 150 kV dan tersebar di

bebarapa wilayah yang berbeda-beda.

Status kepemilikan dari pusat pembangkit yang ada dapat

dikategorikan menjadi tiga jenis yakni milik sendiri, milik swasta dan sewa.

Terdapat 8 (delapan) pusat pembangkit yang merupakan milik sendiri

yaitu PLTA Bakaru, PLTA bili-bili, PLTGU/PLTD tello, PLTD Palopo, PLTD

Makale, PLTD Mamuju,PLTD Matekko dan PLTD Arena. Tiga pembangkit

lainnya adalah milik Swasta yakni PLTD suppa milik PT. Makassar Power,

PLTGU Sengkang milik PT. Energi Sengkang, dan PLTD Agrego milik PT.

Agrego. Selain itu terdapat beberapa unit pembangkit sewa yang tersebar

di bebarapa pusat pembagkit seperti PLTD Cogindo dan Sewatama yang

beroperasi pada pusat pembakitan I Tello.


48/69

48

Berikut adalah pusat-pusat pembangkit yang beroperasi pada saat

terjadinya beban puncak pada tanggal 20 mei 2010 :

c. PLTA Bakaru

d. PLTD Suppa

e. PLTA Bili-Bili

f. PLTGU Sengkang

g. PLTU/PLTD/PLTG Tello

h. PLTD Palopo

i. PLTD Makale

j. PLTD Mamuju

k. PLTD Agrego

l. PLTD Matekko

m. PLTD Arena

Spesifikiasi teknis dari masing-masing pembangkit secara detail

terdapat dalam bagian lampiran 1.


49/69

49

C. Harga Bahan Bakar

Harga bahan bakar merupakan salah satu faktor yang sangat

berpengaruh dalam penetuan harga energi listrik. Hal ini disebabkan

karena hampir 80 persen biaya produksi listrik berasal dari harga bahan

bakar,15 persen untuk biaya pemeliharaan dan 5 persen untuk gaji

pegawai (sumber PT.PLN (Persero) wilayah Sultanbatara). Teknik

optimasi dengan IPC juga tidak bisa terlepas dari faktor ini, karena

penentuan biaya pembangkitan per jam dari setiap bus pembangkit

sangat terkait dengan konsumsi bahan bakar pada pusat pembangkit

tersebut dan harga bahan bakar yang dipakai oleh pusat pembangkit yang

sedang dianalisis.

Gambar 14. Harga rata-rata pertahun bahan bakar minyak untuk industri

5674.98 5780.84

8906.79

6774.516013.33

3772.29 3828.02

5858.33 5488.75 5072.70

2006 2007 2008 2009 2010

H a r g a B B M [ R p ]

Tahun

Harga rata-rata pertahun bahan bakar HSD dan MFO

HSD MFO


50/69

50

Harga rata-rata bahan bakar minyak untuk industri yang digunakan

dalam pengoperasian pembangkit termal dari tahun 2006 hingga bulan

mei 2010 dapat dilihat pada gambar 14. Dari grafik tersebut dapat

diketahui bahwa harga bahan bakar terus mengalami kenaikan dari tahun

ke tahun, adapun dan biaya bahan bakar minyak tertinggi terjadi pada

bulan agustus tahun 2008, dimana harga untuk jenis HSD adalah 11.825

rupiah per liter dan untuk jenis MFO seharga 7.829,80 rupiah per liter. Hal

ini tidak terlepas dari kondisi perekonomian global saat itu yang sedang

mengalami resesi, dimana harga minyak dunia berada pada level yang

paling tinggi.

Untuk sistem kelistrikan sulawesi selatan, umumnya pembangkit

termal yang dioperasikan mengkonsumsi bahan bakar berupa minyak

solar atau high speed diesel (HSD) dan sebagai kecil menggunkan Marine

fuel oil (MFO), sedangkan jenis minyak diesel (MDF) tidak digunakan.

Pemilihan jenis bahan bakar ini sangat tergantung dari spesifikasi mesin

yang beroperasi, dan umumnya mesin-mesin pembangkit yang beroperasi

pada sistem sulsel memakai kedua jenis bahan bakar tersebut dalam

operasionalnya.


51/69

51

D. Tegangan bus dan aliran daya sistem

1. Tegangan bus sistem Sulsel

Kondisi opersai sebuah sistem tenaga harus selalu berada pada level

tegangan yang di izinkan yakni ± 5 %, jika tegangan bus berada

dibawah level tersebut maka perlu upaya perbaikan berupa

penambahan kapasitor pada saluran atau melakukan injeksi arus

pada sisi pembangkit, dan jika tegangan bus berada diatas level yang

ditentukan maka biasanya dipasang inductor bank pada sisi beban

sistem. Umumnya tegangan kerja bus pada sistem Sulsel berada

pada kategori tegangan tinggi 150 kV, dan biasanya dinyatakan dalam

satuan per unit (pu). Setiap bus pembangkit memiliki nilai tegangan 1

per unit, sedangkan pada bus beban biasanya tidak dapat mencapai

nilai tegangan 1 p.u seperti halnya pada bus pembagkit.

Adapun tegangan tiap bus berdasarkan pembebanan pada tanggal

20 mei 2010 dapat dilihat pada tabel 3 dibawah ini :


52/69

52

Tabel 3. Tegangan output bus pada sistem sistem sulsel.

No. bus Tegangan Bus Beban Daya Injected

Mag. Angle Degree MW Mvar MW Mvar Mvar 1 1.02 0 3.5 0.2 102.146 13.387 0

2 1.03 -4.522 6.4 0.7 1 7.435 0

3 1.011 -3.377 8.7 1.8 0 0 0

4 1.006 -2.478 11.9 3.9 0 0 0

5 0.993 -2.962 17.1 5 0 0 0

6 0.986 -3.873 12.2 3.6 0 0 0

7 0.984 -3.552 15.5 9 0 0 0

8 1 -6.82 8.9 1 1.5 49.272 0

9 0.97 -7.219 26.2 4 6.6 -32.379 0

10 0.974 3.553 11 4.8 0 0 0

11 0.98 10.34 15.8 6 192.3 -4.016 0

12 0.99 -3.944 51.8 17 51.8 47.572 0

13 0.963 -5.062 8 1.8 0 0 0

14 0.941 -5.919 13.2 5.8 0 0 0

15 1.033 -7.541 6.7 0 0 0 0

16 1.031 -7.738 12.2 0 0 0 0

17 0.993 -4.86 5.8 1.6 0 0 0

18 0.94 -6.459 30.4 10.5 0 0 0

19 1.01 -7.495 7.7 1.9 0 0 0 20 1.01 -7.827 19.3 2 0 0 0

21 0.95 -6.207 17 6 82.18 63.466 0

22 1.016 -7.61 0 0 0 0 0

23 0.99 -5.66 4.7 10.5 18.9 -19.871 0

24 1.216 -9.955 7.5 3 0 0 0

25 0.412 -6.207 0 0 0 0 0

26 0.412 -6.208 39.9 10.9 0 0 0

27 0.95 -6.033 11.5 6.5 42.4 59.675 0

28 0.993 -8.305 0 0 0 0 0

29 0.973 -7.974 39.6 0 0 0 0

30 0.948 -6.422 43.89 14.8 0 0 0

31 0.961 -7.245 23 9.9 0 0 0

32 0.955 -6.471 20 5.8 0 0 0

33 0.952 -5.817 3.9 1.43 0 0 0

34 0.95 -3.032 9.9 3.4 15.7 -11.047 0

35 0.96 -1.533 3.9 0.8 12.4 8.441 0

36 0.957 -1.043 14.3 3.4 0 0 0

37 0.962 0.852 19 5.7 0 0 0

Total 550.39 162.73 565.926 181.935 0


53/69

53

Tegangan bus beban tertinggi terjadi pada bus 15 (Pangkep 70)

sebesar 1,033 p.u atau 72,31 kV, sedangkan tegangan terendah terjadi

pada bus 18 yaitu bus bosowa sebesar 0.940 p.u atau 141 kV.

Teganngan pada bus 18 ini turun lebih dari 5% atau toleransi penurunan

tegangan yang diizinkan oleh PLN, jadi perlu upaya PLN untuk

memperbaiki tegangan pada bus ini.

2. Aliran Daya sistem Sulsel

Aliran daya merupakan pondasi dasar dalam melakukan

perhitungan untuk semua kasus dalam sistem tenaga. Optimasi dengan

metode IPC juga tidak terlepas dari kondisi aliran beban sistem yang

sedang dianalisis. Hal ini disebabkan karena beban total sistem dapat

diketahui dengan melihat aliaran daya sistem tersebut, selain itu jumlah

bus pembagkit yang beroperasi saat terjadinya kondisi pembebanan

tertentu juga dapat dilihat pada studi aliran daya. Aliran daya sistem Sulse

saat terjadinya beban puncak tanggal 20 mei 2010 dapat dilihat pada

lampiran 2.

Daya tertinggi yang mengalir disaluran pada kondisi beban puncak

tanggal 20 mei 2010 jam 19.00 wita dari saluran 11 ke 10 (bus sengkang

ke bus soppeng) sebesar 176,5 MW, sedangkan aliran daya terendah

terdapat pada saluran 14 ke 21 (Bus Pangkep 150 ke Tello 150) sebesar

2,454 MW. Daya sebesar 176,5 MW yang ada pada bus Soppeng adalah

daya yang dilewatkan untuk menyuplai pusat-pusat beban yang ada di

bus pare-pare sebesar 107,936 MW dan selebihnya dialirkan ke bus Bone


54/69

54

sebesar 54,139 MW. Daya tersebut berasal dari bus sengkang sebagai

bus pembangkit yang pada saat terjadinya beban puncak dioptimalkan

pembangkitannya sesuai dengan daya mamapu yang dimiliki oleh

pembangkit tersebut yakni sebesar 192,30 MW, sedangkan saluran yang

dipakai untuk menyuplai beban yang ada di Pare-pare sebagai saluran

untuk meyuplai beban yag ada di bus bosowa dan pusat beban di kota

Makassar harus melewati bus soppeng.

E. OPTIMASI DENGAN IPC

Optimasi dengan metode IPC bertujuan untuk mengetahui berapa

daya optimum yang harus dibangkitkan oleh setiap pusat pembangkit

untuk meyuplai beban sistem sulsel sebesar 550,39 MW, selanjutnya akan

diketahui berapa biaya total yang dibutuhkan untuk kebutuhan tersebut,

dan juga berapa besar rugi-rugi total sistem akibat pengaruh rugi-rugi

pada saluran transmisi yang menghubungkan pusat-pusat pembangkit ke

pusat-pusat beban.

Untuk mencapai tujuan tersebut maka hal pertama yang harus

diketahui adalah fungsi objektif dari setiap pusat pembagkit yang

beropersi. Untuk mendaptkan fungsi objektif ini, maka dibutuhkan data

daya rata-rata yang dibagkitkan oleh setiap pusat pembangkit per tahun

selama 5 tahun dalam satuan Mega Watt (MW), dan data biaya

pembagkitan per jam setiap pusat pembagkit dalam satuan rupian per

jam.


55/69

55

Sebagai contoh, perhitungan konstata a,b,c untuk membentuk fungsi

objektif pada pusat pembagkit Tello yang selanjutnya diberi nama bus

Tello.

Tahun

(i) Pi Ci (Pi)2 (Pi)3 (Pi)4 Pi. Ci (Pi)2. Ci

2006 35.77 61,423,801.43 1,279.37 45,760.81 1,636,785.04 2,197,022,993.86 78,583,707,346.25

2007 10.40 48,355,962.95 108.20 1,125.44 11,706.56 502,987,642.92 5,231,962,171.22

2008 36.98 74,194,303.51 1,367.35 50,561.55 1,869,650.83 2,743,536,163.51 101,449,711,423.83

2009 55.81 94,228,654.99 3,114.43 173,807.41 9,699,687.06 5,258,627,675.92 293,468,744,053.25

2010 48.04 93,671,269.08 2,308.30 110,901.81 5,328,253.30 4,500,415,584.45 216,221,479,991.77 = 187.00 371,873,991.96 8,177.65 382,157.03 18,546,082.78 15,202,590,060.66 694,955,604,986.33

Dimana n = 5

Dengan menggunakan persamaan (7) :

2. ji jiii P c P banC

32


4322


Diperoleh persamaan sebagai berikut :

371.873.991,96 = 5a + 187b + 8.177,65c

15.202.590.060,66 = 187a + 8.177,65b + 382.157,03c

694.955.604.986,33 = 8.177,65a + 382.157,03b + 18.546.082,78c

Selanjutnya ketiga persamaan di atas dinyatakan dalam bentuk matriks,

yaitu sebagai berikut :

33,986.604.955.694

66,060.590.202.15

96,991.873.371

78,082.546.1803,157.38265,177.8

03,157.38265,177.8187

65,177.81875

c

b

a


56/69

56

Dengan menggunakan metode Cramer (listing program pada lampiran 3),

maka nilai a, b, dan c dapat diketahui sebagai berikut :

a = 4.3627e+007

b= 2.4976e+005

c = 1.3089e+004

nilai a,b,c selanjutnya dimasukkan ke persamaan (6) untuk mendapatkan

fungsi objektif untuk bus Tello150 dengan nomor bus 21

2

iiiiii P c P baC

Sehingga fungsi objektifnya adalah :

C21 = 4.3627e+007 + 2.4976e+005P21 + 1.3089e+004P212

Dengan cara yang sama, fungsi objektif untuk pusat pemabgkit lain dapat

ditentukan. Adapun fungsi objektif dari semua bus pembangkit adalah

sebagai berikut :

a. Bus bakaru (1) : 2111 0741,02117,23909,86 P P C

b. Bus suppa (12) : 2

1212

45

12 3274,1641041,2109,4 P P x xC

c. Bus Makale (8) : 2885

8 5989,264359110311,6 P P xC

d. Bus Palopo (9) :

2

99

77

9 10426,210272,110784,1 P x P x xC

e. Bus Sengkang (11): 2

1111

46

11 9539.13710400,2107839,2 P P x xC

f. Bus Mamuju (12) : 2

1211

45

12 3274.1641041,2109,4 P P x xC

g. Bus Tello 150 (21): 2

2121

57

21 3089,110497,21036,4 P P x xC

h. Bus Barang Loe (23): 2

232323 033,06397,9889,15 P P C

i. Bus Tello Lama 150 (27): 227275727 0787,1100300,810641,1 P P x xC


57/69

57

j. Bus Jeneponto (34): 2

34

5

34

54

34 10842,410429,6106212,5 P x P x xC

k. Bus Bulukumba (35): 2

35

5

35

55

35 103654,5102506,7109140,4 P x P x xC

Setelah medapatkan fungsi objektif dari masing-masing bus

pembangkit maka selanjutnya dilakukan perhitungan untuk mendapatkan

daya output tiap bus pembagkit, total biaya pembagkitan dan rugi-rugi

daya aktif total sistem. Contoh perhitungannya adalah sebagai berikut :

Jika diketahui fungsi objektif dari tiga buah pembangkit adalah :

C1 = 200 + 7.0P1 + 0.008P12 $/jam

C2 = 180 + 6.3P2 + 0.009P22 $/jam

C3 = 140 + 6.8P3 + 0.007P32 $/jam

Dimana P1, P2, dan P3 dalam MW, dan batas daya yang dibangkitkan

adalah :

10 MW ≤ 85 MW

10 MW ≤ 80 MW

10 MW ≤ 70 MW

Persamaan rugi-rugi daya nyata adalah :

PL(pu) = 0.0218 P12(pu) + 0.0228P2

2(pu) +0.0179 P3

2(pu)

Jika dasar tegangan per unit sebesar 100 MVA dan total beban system

adalah 150 MW maka besarnya daya optimal yang dibangkitkan adalah

sebagai berikut :

MW x P P P

P L 100100

0179.0100

0228.0100

0218.0

2

3

2

2

2

1

= 0.000218P12

+0.000228P22

+0.000179P32

MW


58/69

58

Diasumsikan nilai λ (1)=8.0 sehingga nilai P1(1), P2

(1), dan P3(1) adalah :

MW x

P

MW x

P

MW x

P

1575.71)000179.00.8007.0(2

8.60.8

5292.78)000228.00.8009.0(2

3.60.8

3136.51)000218.00.8008.0(2

0.70.8

)1(

3

)1(

2

)1(

1

Rugi-rugi daya aktif adalah :

PL(1)

=0.000218(51.3136)

2

+ 0.000228(78.5292)

2

+ 0.000179(71.1575)

2

= 2.886

Untuk PD = 150 MW, maka

ΔP(1) = 150 +2.8864 – (51.3136 + 78.5292 + 71.1575) = -48.1139

3

1222

)1(

4924.152)000179.00.8007.0(2

8.6000179.0007.0

)000228.00.8009.0(2

3.6000228.0009.0

)000218.00.8008.0(2

0.7000218.0008.0

i

i

x

x

x

x

x

x P

31552.04924.152

1139.48)1(

Sehingga nilai λ yang baru adalah :

6845.731552.00.8)2(

Dan nilai P1, P2 dan P3 pada iterasi yang kedua adalah :

MW x

P

MW x

P

MW x

P

8015.52)000179.06845.7007.0(2

8.66845.7

3821.64)000228.06845.7009.0(2

3.66845.7

3728.35000218.06845.7008.0(2

0.76845.7

)2(

3

)2(

2

)2(1


59/69

59


PL(2) = 0.000218(35.3728)2 + 0.000228(64.3821)2 + 0.000179(52.8015)2

= 1.717

Untuk PD = 150 MW, maka :

ΔP(2) = 150 + 1.7169 – (35.3728 + 64.3821 + 52.8015) = - 0.8395

3

1222

)2(

588.154)000179.06845.7007.0(2

8.6000179.0007.0

)000228.0684.7009.0(2

3.6000228.0009.0

)000218.0684.7008.0(2

0.7000218.0008.0

i

i

x

x

x

x

x

x P

005431.0588.154

8395.0)2(


679.7005431.06845.7)3(

Dan nilai P1, P2, dan P3 pada iterasi yang ketiga adalah :

MW x

P

MW x

P

MW x

P

4834.52)000179.0679.7007.0(2

8.6679.7

1369.64)000228.0679.7009.0(2

3.6679.7

0965.35000218.0679.7008.0(2

0.7679.7

)3(

3

)3(

2

)3(

1


PL(3)=0.000218(35.0965)2 + 0.000228(64.1369)2 + 0.000179(52.4834)

2 =

1.699

Untuk PD = 150 MW, maka :

ΔP(3) = 150 + 1.6995 – (35.0965 + 64.1369 + 52.4834) = - 0.01742

3

1222

)3(

624.154)000179.0679.7007.0(2

8.6000179.0007.0

)000228.0679.7009.0(2

3.6000228.0009.0

)000218.0679.7008.0(2

0.7000218.0008.0

i

i

x

x

x

x

x

x P

0001127.0624.154

01742.0)3(


60/69

60


6789.70001127.0679.7)4(

Nilai Δλ yang lebih kecil dari nilai yang telah ditentukan diperoleh pada

iterasi yang ke 4 sehingga nilai pembangkitan optimal untuk λ = 7.6789

adalah :

MW x

P

MW x

P

MW x

P

4767.52)000179.0679.7007.0(2

8.66789.7

1317.64)000228.0679.7009.0(2

3.66789.7

0907.35000218.0679.7008.0(2

0.76789.7

)4(

3

)4(

2

)4(

1


PL(4) = 0.000218(35.0907)2 + 0.000228(64.1317)2 + 0.000179(52.4767)

2

= 1.699

Dan biaya pembangkitan adalah :

Ct = 200 + 7.0(35.0907) + 0.008(35.0907)2 + 180 + 6.3(64.1317) +

0.009(64.1317)2 + 140 + 6.8(52.4767) + 0.007(52.4767)2

= 1592.65 $/jam

Cara yang sama dipakai dalam perhitungan untuk sistem sulsel. Dengan

menggunakan Program IPC (listing program pada lampiran 3), maka untuk

sistem sulsel diperoleh nilai daya output sebagai berikut :

1. Bus bakaru : 126 MW

2. Bus Mamuju : 4 MW

3. Bus Makale : 3.2 MW


61/69

61

4. Bus Palopo : 25.7 MW

5. Bus Sengkang : 192.3 MW

6. Bus Suppa : 62.5 MW

7. Bus Tello 150 : 70.08 MW

8. Bus Barangloe : 20 MW

9. Bus Tello Lama 150 : 40.25 MW

10. Bus Jeneponto : 10.8 MW

11. Bus Bulukumba : 11.1 MW

Perbandingan daya output setiap bus pembangkit sebelum dan

sesudah optimasi dapat dilihat pada tabel 4 di bawah ini :

Tabel 4. Daya yang dibangkitkan tiap bus pembangkit

no bus Nama Bus Daya yang dibangkitkan

setiap bus pembangkit

sebelum optimasi [MW]

Daya yang dibangkitkan

setiap bus pembangkit

setelah optimasi [MW]

1 Bakaru 102.15 126.00

2 Mamuju 1.00 4.00

8 Makale 1.50 3.20

9 Palopo 25.60 25.70

11 Sengkang 192.30 192.30

12 Suppa 61.80 62.50 21 Tello 150 92.18 70.08

23 Barangloe 18.90 20.00

27

Tello lama

150 42.40 40.25

34 Jeneponto 15.70 10.80

35 Bulukumba 12.40 11.10

total Daya 565.926 565.926


62/69

62

Secara grafis dapat dilihat pada diagram dibawah ini :

Gambar 15. Daya optimal tiap bus pembangkit sistem sulsel dalammenaggung beban puncak.

Dari hasil di atas dapat dilihat bahwa terdapat tiga bus utama yang

menyuplai daya terbesar pada sistem saat terjadinya beban puncak yaitu,

bus Bakaru, bus Sengkang dan bus Tello 150, sedangkan bus yang lain

menanggung beban yang terdistribusi secara merata dalam menyuplai

daya ke sistem. Pada bus Bakaru sebagai slack bus, terlihat bahwa daya

yang dibangkitkan sebelum optimasi dilakukan sebesar 102,146 MW,

sedangkan setelah optimasi dilakukan daya yang dibangkitkan mengalami

kenaikan menjadi 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

1 0 2 . 1

5

1 . 0 0

1 . 5 0 2

5 . 6

0

1 9 2 . 3

0

6 1 . 8

0 9 2 . 1

8

1 8 . 9

0 4 2 . 4

0

1 5 . 7

0

1

2 . 4

0

1 2 6 . 0

0

4 .

0 0

3 . 2 0 2

5 . 7

0

1 9 2 . 3

0

6 2 . 5

0

7 0 . 0

8

2 0 . 0

0 4 0 . 2

5

1

0 . 8

0

1

1 . 1

0

0.0010.0020.0030.00

40.0050.0060.0070.0080.0090.00

100.00110.00120.00130.00140.00150.00160.00170.00180.00190.00200.00

D a y a

y a n g d i b a g k i t k a n [ M W ]

Bus Pembagkit

Daya yang dibangkitkan tiap bus pembagkit sebelum dansesudah optimasi

Daya bus pembagkit sebelum

optimasidaya bus pembagkit setelah

optimasi


63/69

63

dan juga berperan untuk menyuplai bus-bus lain yang mengalami

kekurangan daya.

Lain halnya pada bus yang menggunakan bahan bakar minyak,

dari hasil optimasi dapat dilihat bahwa daya yang dibangkitkan setelah

optimasi sedikit lebih 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 hydro.

F. Hasil Perhitungan Rugi-rugi daya aktif total sistem dan biaya total

Bus Pembangkit

Dengan menggunakan program yang sama juga diperoleh rugi-rugi

daya aktif total sistem adalah 27.7335 MW, sedangkan biaya total

pembangkitan untuk sistem sulsel sebesar 195.877.459,39 Rp/jam. Jika

beban total sistem sebesar 550,39 MW, maka dapat diketahui bahwa

harga energi listrik per kWH untuk sistem Sulsel adalah 355.888478

rupiah.


64/69

64

G. Perbandingan Merit Order PLN dengan Metode IPC

Data merit order yang dipakai oleh PLN wilayah Sultanbatara dalam

menentukan harga energi listrik per kWH diketahui bahwa tarif dasar listrik

reguler untuk keperluan rumah tangga dengan golongan tarif R-1/TR

dengan pemakaian diatas 60kWH adalah 495 Rupiah/kWH dan untuk tarif

Prabayar sebesar 415 rupiah/kWH (tarif dasar listrik selengkapnya dapat

dilihat pada lampiran 7). Jika mengacu pada tarif prabayar tersebut maka

dapat dilihat perbadingan biaya setiap bus beban pada sistem Sulsel

antara metode merit order PLN dengan metode Optimasi IPC dapat dilihat

pada tabel 5.

Dari tabel 5 dapat dilihat bahwa terdapat selisih biaya total pembangkitan

antara metode Merit Order PLN dengan metode optimasi IPC sebesar

32.534.390,61 Rp/jam jika metode IPC ini diaplikasikan, sehingga biaya

total pembangkitan sistem dapat lebih dioptimalkan. Secara Visual tabel 5

dapat dilihat pada gambar 16 .


65/69

65

Tabel 5. Perbandingan biaya merit order dan IPC

No. bus Nama Bus Beban Biaya [Rp/jam]

MW KW merit order PLN Optimasi IPC 1 Bakaru 3.5 3500.00 1449000.00 1245609.67

2 Mamuju 6.4 6400.00 2649600.00 2277686.26

3 Majene 8.7 8700.00 3601800.00 3096229.76

4 Polmas 11.9 11900.00 4926600.00 4235072.89

5 Pinrang 17.1 17100.00 7079400.00 6085692.97

6 Parepare 12.2 12200.00 5050800.00 4341839.43

7 Sidrap 15.5 15500.00 6417000.00 5516271.41

8 Makale 8.9 8900.00 3684600.00 3167407.45

9 Palopo 26.2 26200.00 10846800.00 9324278.12

10 Soppeng 11 11000.00 4554000.00 3914773.26

11 Sengkang 15.8 15800.00 6541200.00 5623037.95

12 Suppa 51.8 51800.00 21445200.00 18435023.16

13 Barru 8 8000.00 3312000.00 2847107.82

14 Pangkep 13.2 13200.00 5464800.00 4697727.91

15 Pangkep 70 6.7 6700.00 2773800.00 2384452.80

16 Tonasa3 12.2 12200.00 5050800.00 4341839.43

17 Maros 5.8 5800.00 2401200.00 2064153.17

18 Bosowa 30.4 30400.00 12585600.00 10819009.73

19 Mandai 7.7 7700.00 3187800.00 2740341.28 20 Daya 19.3 19300.00 7990200.00 6868647.62

21 Tello 17 17000.00 7038000.00 6050104.13

22 Tello70 0 0.00 0.00 0.00

23 Barangloe 4.7 4700.00 1945800.00 1672675.85

24 Tello(B) 7.5 7500.00 3105000.00 2669163.58

25 Tello(A) 0 0.00 0.00 0.00

26 Barawaja 39.9 39900.00 16518600.00 14199950.27

27 Tello Lama 11.5 11500.00 4761000.00 4092717.50

28 Tello Lama70 0 0.00 0.00 0.00

29 Bontoala 39.6 39600.00 16394400.00 14093183.73

30 Panakukang 43.89 43890.00 18170460.00 15619945.30

31 Tanjung Bunga 23 23000.00 9522000.00 8185434.99

32 Sungguminasa 20 20000.00 8280000.00 7117769.56

33 Tallasa 3.9 3900.00 1614600.00 1387965.06

34 Jeneponto 9.9 9900.00 4098600.00 3523295.93

35 Bulukumba 3.9 3900.00 1614600.00 1387965.06

36 Sinjai 14.3 14300.00 5920200.00 5089205.23

37 Bone 19 19000.00 7866000.00 6761881.08

Total 550.39 550390.00 227861460.00 195877459.39


66/69

Gambar 16. Diagram perbandingan Biaya tiap Bus antara metode MeritOrder dengan IPC

0.00

2500000.00

5000000.00

7500000.00

10000000.00

12500000.00

15000000.00

17500000.00

20000000.00

22500000.00

25000000.00

r j j l

s

i r

r

r

Studi Operasi Ekonomis Pembagkit Tenaga Listrik Pada Sistem Kelistrikan Sulswesi Selatan

Documents