JAWA

CLGON

SLAYA

KMBNG

BKASI

GNDUL

CWANG

CBATU

CIBNGCRATA

SGLNG

BDSLN

CRBON

KLTEN

UNGAR SBBRT

GRSIK

SBLTN

PITON

KDBRU

MADURA

BALI

BLRJA

DEPOK

MRTWR

TJATI

NGBNG

GRATI

TSMYA

TMBUN

RWALO

OPTIMASI UNIT PEMBANGKIT LISTRIK DENGAN PENAMBAHAN PASOKAN GAS DAN

PEMANFAATAN PEMBANGKIT PLTU BATUBARA DI SISTEM JAWA BALI

RETNO HANDAYANI9107201614

Dosen Pembimbing : Prof.Ir Suparno. MSIE. Ph.D

a. PERUMUSAN MASALAH

Bagaimana mengoptimalkan alokasi energy dengan  penambahan PLTU batubara dan penambahan pasokan gas yang sama‐sama sebagai base load, sehingga dapat meminimalkan biaya produksi.

b. TUJUAN PENELITIAN

Menentukan  biaya bahan bakar yang minimal dengan cara mengoptimalkan alokasi energy dengan  penambahan PLTU batubara dan penambahan pasokan gas yang sama‐sama sebagai base load.

Latar Belakang

c. MANFAAT  PENELITIAN

menurunkan biaya produksi pembangkit listrik karena pemakaian bahan bakar minyak yang diakibatkan oleh  kenaikan harga BBM.

d. BATASAN

•Penelitian dilakukan di PT PLN P3B yaitu instansi  transmisi PT PLN  

•Rencana  kebutuhan energi listrik di Jawa Bali tahun 2010

e. ASUMSI

• Tidak ada kendala pasokan gas maupun batubara• PLTU batubara yang baru, dapat beroperasi sesuai rencana (tahun 2010)

• Tidak ada kendala transmisi • Data performance mesin pembangkit sesuai data komisioning.• Pertumbuhan energi listrik 5 % 

TINJAUAN PUSTAKA

a. Pola operasi pembangkit

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

00.30

02.30

04.30

06.30

08.30

10.30

12.30

14.30

16.30

18.30

20.30

22.30

WadukHSDMFOBatubaraGasGeotermalROR

Kurva Biaya Bahan Bakar sebagai Fungsi Beban

b. Perencanaan Operasi Pembangkit

Perkiraan Beban

t11 = adalah koefisien minggu pertamap11 = adalah beban puncak minggu pertama pada tahun pertamap1max = adalah beban tetinggi pada periode tahun pertama

Metode Koefisien

• Koefisien Tahunan• Koefisien mingguan • Koefisien Harian

Koefisien Tahunan berdasarkan data realisasi beban puncak mingguan selama 3 tahun sehingga diperoleh:

Ada 3 macam urutan koefisien untuk perhitungan prakiraan beban tiap jam dalam 1 tahun

Koefisien rata-rata diatas masih belum menemukan nilai 1. Oleh karena itu koefisien mingguan perlu dibagi lagi dengan koefisien maksimum yang ada pada rata-rata, sehingga akan didapat koefisien baru dengan nilai tertinggi 1. Tabel dibawah menunjukkan data koefisien tertinggi dalam 1 tahun

• Dilakukan perhitungan koefisien mingguan yaitu periode (Jumat sampai dengan Kamis).• Perhitungan harian untuk periode waktu jam 00.30 sampai dengan 24.00

P11renc = P11 real x Pmaxt tertinggi

Formulasi matematis untuk optimasi sebagai berikut:m

Fungsi obyektif : Z = ∑ f(Xij) j=1

mFungsi kendala : (1) ∑ gi (Xj) = bi

j=1

(2) Xij ≥ 0

i = 1,2,3....n j = 1,2,3,...m

Notasi tersebut dijelaskan sebagai berikut:Z : nilai biaya operasi listrik minimal bi : beban / daya yang dibutuhkan di Jawa Bali Xij : produksi listrik (MWh) unit ke j pada waktu ke i sebagai

variabel keputusan f(Xij): biaya bahan bakar pada waktu ke i dari unit termal ke j

Persamaan Kendala :

1. Persamaan kendala beban Jawa Bali

2. Persamaan kendala ketersediaan air

dimana :q (PHj) = jumlah air per satuan waktu yang mengalir melalui unit hidro ke j sebagai fungsi beban unit hidro ke jPHj = beban unit hidro ke jQ = jumlah air yang tersedia untuk subsistem hidro selama i jam

n m∑ ∑q(PHj).Δti – Q = 0i=1 j=1

Metode Optimasi menurut Marsudi (1990): Metode LaGrange

Syarat optimasi :

n m termal n n n m hidro L = ∑ ∑ f j (PTj) .Δti + λ (∑ PB Δti + ∑PL. Δti – ∑ ∑ PHj. Δ ti

i = 1 j=1 i = 1 i = 1 i = 1 j=1

n m termal n m hidro - ∑ ∑ PTj .Δti ) + γ ∑ ∑ PHj. Δti - Q

i = 1 j=1 i= 1 j=1

Bila syarat optimasi dipenuhi maka persamaam menjadi :

Dimana :

q(PH) mewakili pemakaian sub sistem hidro (m3/det)

F(PT) mewakili biaya bahan bakar sub sistem termal (Rp/jam)

Flow chart Optimasi

Tidak

PB + PL – PT – PH ≤ €1

Tidak

168 ∑ q(PH) – Qtotal ≤ €2 Tidak i =1

€1 dan €2 adalah nilai ketelitian iterasi

Pilih nilai permulaan untuk λ, γ, PT

ambil i = 1

∂f(PT) ∂PL λ = ──── + λ ── ∂ PT ∂PT ∂q(PH) ∂PH λ = γ ──── + ─── ∂PH ∂PH

hitung q(PH)

i=168 ?

Coba nilai λ lain

i=i +1

Cetak jadwal pembebanan

Coba nilai λ lain

Penjadwalan unit Pembangkit

• Pemilihan unit pembangkit yang beroperasi dengan biaya produksi (Rp/Kwh) minimum.

• Mempertimbangkan daerah/area yang ditentukan sesuai aturan prioritas. Daerah yang mempunyai daya lebih akan disalurkan ke area yang membutuhkan sesuai kapasitas transmisinya.

• Cadangan daya sistem besarnya adalah 1 kali nilai kapasitas unit terbesar

• Mempertimbangkan minimum down time unit, yaitu waktu yang dibutuhkan untuk menurunkan kapasitas beban mesin pembangkit sebelum mesin tersebut mati.

METODOLOGI PENELITIAN

Penetapan tujuan penelitian

Studi pustaka dan identifikasi metode analisa

Pengumpulan data • Data pembangkit termal • Data pembangkit hydro • Data konstrain transmisi • Data beban per 1jam untuk tiap-tiap

area yang dipengaruhi oleh pertumbuhan energi di Jawa Bali sebesar 5 %

Pelaksanaan simulai untuk penjadwalan pembangkit

Analisa dan pembahasan

Kesimpulan dan Saran

Awal

Pengembangan model untuk solusi optimal

Akhir

Observasi masalah

Pengumpulan dan Pengolahan Data

1. Data spesifikasi pembangkit

2. Data pertumbuhan energi

PLTU.Srlaya.1-4 base 400 4 1600 Jawa.Barat.500 PLTU_BB_PLN PLTU.Srlaya.5-7 base 600 3 1800 Jawa.Barat.500 PLTU_BB_PLN PLTGU.Priok.G peak 590 2 1180 Area1_150 PLTGU_GASPLTU.Priok.3-4 medium 50 2 100 Area1_150 PLTU_MFO

PLTP.Salak base 55 3 165 Area1_150 PLTP_PLNPLTP.Kamojang base 30 1 30 Area2_150 PLTP_PLNPLTP.Kamojang base 55 2 110 Area2_150 PLTP_PLNPLTP.Daradjat base 55 1 55 Area2_150 PLTP_PLN

Plant Sifat Beban TransArea FuelKap.mesin (MW) Unit Kap.Total (MW)

  PertumbuhanTh 2007 Th 2008 (%)

PT IP 43,276              42,555            (1.7)                      PT PJB 27,287              29,092            6.6                        PMT 1,546                1,912              23.7                     PLTGU Cilegon 1,338                3,712              177.4                   PLTU TJB 7,906                8,534              7.9                        Swasta 26,621              26,508            0.4                        Total  107,974            112,313          4.2                        

Perusahaan Pembangkit

Realisasi Energi (GWh) 

3. Data Realisasi beban puncak Jawa Bali periode mingguan selama 3 tahun terakhir

Minggu ke

Th 2007 Th 2008 Th 20091 14,569 14,761 12,170 2 15,186 15,565 15,003 3 15,081 15,834 14,780 4 15,192 16,166 15,442 5 14,845 15,732 15,247 - - - -- - - -

51 15896 14433 1713452 15614 13489 15978

Realisasi Beban Jawa Bali(MW)

4. Data Transfer Area

Model Solusi Optimal

Xij adalah: produksi listrik (MWh) pada jam ke i dari pembangkit ke jdimana i = 1, 2, 3,... s/d 168 (periode waktu satu minggu)j = 1, 2, 3,... s/d 182 (jumlah mesin pembangkit)

Variabel Keputusan

168 182 Z = ∑ ∑ fj (PTj) . Δti

i = 1 j=1

168 182 Z = ∑ ∑ SFC . harga BB. Xij Δti

i = 1 j=1

Fungsi Obyektif: Fungsi Kendala:

168 ∑ PB + PL – PH – PT = 0 i = 1

Pengolahan Data

• Pembuatan beban puncak mingguan selama 1 tahun• Optimasi  untuk mendapatkan rencana produksi setiap mesin pembangkit 

• Penjadwalan berdasarkan biaya operasi

ASUMSI yang di gunakan untuk proses pengolahan data yaitu;

PLTU batubara yang beroperasi tahun 2010

Contoh : Pemodelan meminimal biaya produksi untuk periode 1 jam pada pembangkit yang beroperasi di area 4 (Jawa Timur)

Ada 12 mesin pembangkit listrik di area 4 yaitu di Gresik, Paiton, Grati, Perak dan Brantas. Pembangkit tersebut menyalurkan energi di saluran 150 KV dan 500 KV.Maka , meminimalkan biaya produksi adalah :

12 Z = ∑ ∑ SFC . harga BB. Xij . Δti

i = 1 j=1

= 0,00813 . 3,85 X11 +0,2738 . 8,013X12 + 0,2738 . 8,013X13 + 0,2843 . 11,545X14 + 0,2843. 11,545X15 + 0,2834 . 11,545X16 + 0,2843. 11,545X17 + 0,2843. 11,545 X18+ 0,2843. 11,545X19 + 0,5038 . 750X1 10 + 0,5038 . 750X1 11 + 0,5038 . 750X1 12

Notasi: i =1 (jam ke 1)j = 12 ( jumlah unit pembangkit di area 4)

Persamaan kendala / pembatas :Beban daya yang dibutuhkan pada area 4 jam ke 1 (jam 00:00 sampai 01:00) adalah 2255 MW.maka persamaan pembatas :

PB – PH – PT = 0 atau PT + PH = PB

P.PLTGU Grsk + P.PLTU1,2 Grsk Grsk + P.PLTU 3,4 + P.PLTG 1,2 Grsk + P.PLTGGilitimur + P.PLTU Perak + P.PLTGUGrati + P.PLTU.Grati +P.PLTU Ptn + P.PLTU PEC + P.PLTU JP + P PLTA Brt = PBPT1 + PT2 + PT3 + PT4 + PT5 + PT6 + PT7 + PT8 + PT 9 + PT 10 + PT 11 + P122 = 2550140 X1 + 975 X2 + 380 X3 + 1600 X4 + 210 X5 + 1600 X6 + 1600 X7 = 0

EVO-SJB MAR 2010

Aliran Daya Saat Beban Puncak MalamKamis, 22 April 2010 19:00 WIB – BP 17.776 MW

OK

Jawa-Bali: 167 MWJawa-Madura: 79 MW

SLAYA

CRATAGRSIK

KRIANUNGAR

CLGON

PITON

JAWAMADURA

GRATI

GU

CIBNG

SGLNG

BDSLN

CBATU

MTWARBKASI

KMBNG

MDCAN

PEDAN

KEDIRI

GNDUL

CWANG

TASIK

TJATIDPOK

1.803 MW

2.408 MW

7.203 MW3.609 MW

2.707 MW 3.501 MW480

483

493473

493

508

505

489

466

5.643 MW

3.472 MW 2.694

MW

497

505

506

503468464

5.968 MW 296 MW

499 MW

1.406 MW

Contoh Aliran Daya

Proses Perencanaan Beban (File Beban)

Flow Chart Optimasi menggunakan

software Prosym

 Jenis Bahan Bakar Produksi Volume Harga Produksi Volume Harga

GWh KL/BBTU/Ton Rpx1000 GWh KL/BBTU/Ton Rpx1000

HSD

PLTD 172.89 61,565.77 710,776,868.69 449.06 159,910.27 1,846,164,020.97 PLTG 3,605.26 1,283,832.10 14,821,841,606.36 1,132.05 403,123.01 4,654,055,092.73 PLTGU 10,357.58 3,688,334.04 42,581,816,479.56 4,696.51 1,672,427.21 19,308,172,151.00 PLTGU (Swasta) - - - Sub Total 14,135.73 5,033,731.91 58,114,434,954.61 6,277.62 2,235,460.48 25,808,391,264.69 MFO

PLTU 8,960.39 2,362,854.21 18,933,550,773.01 2,017.67 532,059.58 4,263,393,406.53 Sub Total 8,960.39 2,362,854.21 2,017.67 Total BBM 23,096.11 7,396,586.12 77,047,985,727.62 8,295.29 2,235,460.48 30,071,784,671.22GasPLTG 6.11 50.03 172.75 1,361.04 11,146.92 38,490.31 PLTGU 19,639.21 160,845.13 555,398.25 27,270.23 223,343.18 771,204.01 PLTU 672.00 5,503.68 19,004.21 PLTG (Swasta) 1,105.54 9,054.34 31,264.63 981.96 8,042.25 27,769.90 PLTGU (Swasta) - Sub Total 20,750.86 169,949.50 586,835.63 30,285.23 248,036.03 856,468.42 LNGPLTGU - Sub Total - - BatubaraPLTU (PLN) 34,228.06 17,244,094.27 12,933,070,703.19 58,974.00 29,711,101.20 22,283,325,900.00 PLTU (Swasta) 19,850.84 10,000,854.34 7,500,640,757.73 21,124.90 10,642,724.62 7,982,043,465.00 Sub Total 54,078.90 27,244,948.61 20,433,711,460.92 80,098.90 40,353,825.82 30,265,369,365.00 Panas BumiPLTP (PLN) 2,915.09 2,915,094.59 0.00 2,777.60 2,777,600.00 PLTP (Swasta) 4,902.17 4,902,165.23 5,719.95 5,719,950.00 Sub Total 7,817.26 7,817,259.82 0.00 8,497.55 8,497,550.00 PLTA 5,572.35 5,142.00 PLTA swasta 590.51 799.00 Sub Total 6,162.85 - - 5,941.00 - - T O T A L 111,905.98 97,482,284,024.18 133,117.97 60,338,010,504.64

Realisasi 2008 Rencana 2010

Analisa dan pembahasan

Analisa dan pembahasan

  Produksi Volume HargaGWh KL/ BBTU/ Ton Rpx1000

HSD (7,858.11) (2,798,271.43) (32,306,043,689.92) MFO (6,942.72) (1,830,794.63) (14,670,157,366.49) Total BBM (14,800.82) (4,629,066.06) (46,976,201,056.41) COAL 26,020.00 13,108,877.21 9,831,657,904.08 GAS 9,657.95 79,098.62 273,127.52 GEOT (137.49) HYDRO (430.35) Total 208.49 (37,144,270,024.81)

Bila dibandingkan terhadap tahun 2008 terhadap rencana tahun 2010 maka, ada deviasi rencana jumlah produksi dan volume bahan bakar pada masing-masing pembangkit berdasarkan jenis bahan bakar sebagai berikut:

NAMA PEMBANGKIT GWh CF(%)

PJBPLTA Cirata 999.00 0.11

Sutami 851.00 0.49 Non Sutami - - Area-4 180.00 0.26 Jumlah 2,030.00

PLTU Paiton (BB) 5,204.21 0.74 Mkrng 4-5 (MFO) 1,110.72 0.32 Mkrng 1-3 (MFO) - - Grsik 3-4 (Gas) 672.00 0.19 Grsik 3-4 (MFO) - - Gresik 1-2 (Gas) - - Gresik 1-2 (MFO) 376.12 0.21 Jumlah 7,363.05

PLTGU Mkrng (Gas) 2,596.32 0.58 Mkrng Rep (HSD) - - Mkrng Rep (LNG) 2,722.20 0.52 Gresik Blok 1-3 (HSD) - - Gresik Blok 1-3 (Gas) 8,910.71 0.64 Mtwr Blok 1 (Gas) 4,059.00 0.72 Mtwr Blok 1 (HSD) - - Jumlah 18,288.23

PLTG Mtwr Blok 2 (Gas) 1,281.84 0.52 Mtwr Blok 2 (HSD) 2.00 0.00 Gresik (HSD) - - Gilitimur (HSD) - - Jumlah 1,283.84

Total Produksi PJB 28,965.12

Contoh hasil rencana energi tahun 2010 untuk PT PJB

SARAN 

• Menurunkan volume pemakaian minyak dari data tahun 2008 sebesar 7.396.586 KL menjadi 2.235.460 KL untuk perencanaan tahun 2010. Sehingga menurunkan volume pemakaian minyak sebesar 4,6 juta KL

• Menurunkan biaya produksi total pembangkit yang beroperasi di Jawa Bali dari Rp 97 T menjadi Rp 60 T sehingga terjadi penurunan sebesar Rp 37 T

• Merubah pola operasi proses pembebanan unit pembangkit (merit order), yaitu dari pola operasi medium atau peak load menjadi base load

KESIMPULAN 

• Perlu ditambahkan factor ekonomi yaitu inflasi terkait perubahan harga bahan bakar.

• Informasi yang akurat dari Badan Meteorologi dan Geofisika (BMG) terkait volume air yang masuk ke waduk.