Sde tm12-f

1,555 views

Published on

Published in: Technology, Economy & Finance
0 Comments
2 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

No Downloads
Views
Total views
1,555
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
809
Actions
Shares
0
Downloads
0
Comments
0
Likes
2
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Sde tm12-f

  1. 1. EKONOMI TENAGA LISTRIKTatap Muka ke-12
  2. 2. Ekonomi Tenaga Listrik• Pengaruh energi listrik pada ekonomi• Keandalan penyediaan tenaga listrik• Biaya pusat pembangkit tenaga listrik• Karakteristik pembangkit tenaga listrik• Perencanaan sistem tenaga listrik• Pemilihan jenis pembangkit tenaga listrik• Aspek ekonomi dalam operasi tenaga listrik
  3. 3. Sistem Tenaga ListrikPusat PembangkitListrik :PLTUPLTGPLTGUPLTPPLTAPLTDSaluran TransmisiSUTET 500 kVSUTT 150 kVSKTT 150 kVSUTT 70 kVSaluran DistribusiSUTM 30 kVSUTM 20 kVSKTM 20 kVSUTT 6 kVSUTR 230 VoltsPemakai :KonsumenKTRKTMKTTPembangkitTrafo TT Trafo TM Trafo TR
  4. 4. Tantangan Bagi Sektor Kelistrikan di Indonesia• Perekonomian Indonesia:– Besar : > 60 juta rumah tangga– Tumbuh dan Berkembang– Heterogenitas yang cukup signifikan– Sekitar 24% penduduk Indonesia berada di bawah gariskemiskinan dan sekitar 50% dari penduduk rentan terhadapgoncangan ekonomi• Untuk Sektor Kelistrikan berarti:– Kinerja sektor yang kurang baik akan menyebabkan kerugianyang sangat besar bagi perekonomian– Ekspansi Sektor Listrik dibutuhkan secara terus menerus.– Penyediaan listrik yang affordable (harga yang wajar)
  5. 5. Tujuan dari Sektor Kelistrikan• Menyediakan listrik . . .• kepada konsumen sebanyak mungkin– aksesibilitas• sebersih mungkin– Ramah lingkungan• semurah mungkin– Harga kompetitif (wajar).
  6. 6. Pengaruh energi listrik pada ekonomiKeadaan Ekonomi• Produk Domestik Bruto (PDB) merupakan salah satu indikator keadaanekonomi suatu negara, meskipun sifatnya sangat kasar• Dalam PDB terdapat sekian banyak unsur produk, salah satu diantaranyaadalah energi listrik, sehingga energi listrik merupakan pendorongperekonomian suatu negara, karena :• Energi listrik merupakan bahan bakar perkembangan industrisehingga juga perkembangan ekonomi• Dengan penerangan dari energi listrik, akan mencerdaskan bangsa,meingkatkan produktifitas, sehingga mempengaruhi perekonomian• Sehingga terdapat korelasi antara konsumsi energi listrik dankeadaan perekonomian suatu negara• Negara dengan konsumsi tenaga listrik per kapita yang tinggi maka akanmemiliki PDB yang juga tinggi, (negara-negara industri, eropa, jepangamerika). Keadaan sebaliknya untuk negara-negara berkembang (asia,afrika)• Elastisitas energi dan elastisitas listrik di negara maju : 0,25 – 0,33• Untuk negara berkembang umumnya > 1
  7. 7. Kegiatan industri– Adanya tenaga listrik mendorong berkembangnya kegiatan industri– Harga tenaga listrik berpengaruh terhadap biaya produksi di sektorindustri– Pengaruh energi listrik langsung terhadap produksi, tergantungdari jenis industrinya, secara umum adalah biaya langsung listrikdalam struktur biaya produksi dan jumlah listrik per unit produksi.– Beberapa jenis industri memang sangat padat energi listrik, sepertiindustri aluminium, industri baja.– Sebaliknya beberapa industri sangat sedikit menggunakan energilistrik karena sifat industrinya yang dapat dilakukan secara padatkarya, seperti industri rokok, industri sepatu, dll.– Secara umum biaya energi listrik relatif rendah dalam strukturbiaya produksi keseluruhanPengaruh energi listrik pada ekonomi
  8. 8. PengertianKeandalan penyediaan tenaga listrik dapat dinyatakan sebagaikemungkinan suatu sistem tenaga listrik dapat menjalankanfungsinya secara memuaskan atau sempurna• Sebagaimana diketahui fungsi suatu sistem tenaga listrik adalahmembangkitkan, menyalurkan dan mendistribusikan tenaga listrikdengan mutu yang diinginkan/ ditetapkan di tempat dan pada waktudiperlukan• Dalam perencanaan sistem tenaga listrik terdapat sasaran tingkatkeandalan yang digunakan. Beberapa tolok ukur untuk menilai tingkatkeandalan suatu sistem tenaga listrik antara lain :• Kemungkinan Kehilangan Beban (KKB) atau Loss of Load Probability(LOLP), yang merupakan jumlah hari selama jangka waktu tertentudimana beban puncak sistem melebihi kapasitas pembangkit yangtersedia.• Kemungkinan Kehilangan Energi (KKE) atau Loss of EnergyProbability (LEP), jumlah energi yang tidak dapat disediakan akibatgangguan selama periode tertentuKeandalan sistem tenaga listrik
  9. 9. • Kehilangan Beban yang diperkirakan (KBD) atau expected loss ofload (ELL), perkiraan beban yang tidak dapat dipikul karenagangguan.• Frekuensi gangguan yang terjadi serta lamanya gangguan yangdiperkirakan.• Penyimpangan frekuensi dan tegangan terhadap nilai nominal• Suatu sistem tenaga listrik yang dirancang untuk keandalan yang tinggiakan lebih mahal dari pada sistem yang dirancang dengan keandalanyang rendah.• Bilamana I = nilai investasi untuk merancang suatu sistem tenaga listrikdan K = tingkat keandalan yang diharapkan, maka I = f(K)• Dari sisi pemasok tenaga listrik, untuk nilai keandalan K yang tinggidibutuhkan investasi I yang besar dan sebaliknya.• Bilamana B = biaya yang terjadi/ kesempatan yang hilang akibatgangguan listrik padam dan K = tingkat keandalan yang diharapkan,maka B = f(K)• Dari sisi konsumen tenaga listrik, untuk nilai keandalan K yang rendahakan berakibat naiknya biaya disisi konsumen, begitu pula sebaliknya.Keandalan sistem tenaga listrik
  10. 10. • Dengan demikian terdapat dua hal yang bertentangan antara sisipemasok tenaga listrik dan sisi konsumen tenaga listrik. Bagi pemasokdengan suatu tarif tertentu akan membatasi investasinya, akibatnyatingkat keandalan yang diperoleh akan rendah.• Dilain pihak, konsumen mengharapkan tingkat keandalan yang tinggidengan tarif tertentu, agar biaya akibat gangguan listrik dapat seminimmungkin.Keandalan sistem tenaga listrikIKI = f(K)100 %BKB = f(K)100 %
  11. 11. BiayaK = Tingkat keandalanI = Biaya InvestasiB = Biaya gangguan listrikBt = B + I= Beban biaya TotalKdBtmKurva biaya sebagai fungsi keandalanId
  12. 12. 14Keamanan dan KecukupanKeamanan adalah kemampuan suatu sistemtenaga listrik tahan terhadap gangguan tiba-tibaseperti short circuits atau kehilangan komponensistem yang tidak terprediksi.Kecukupanadalah kemampuan suatu sistem tenaga listrik memasok kebutuhantenaga listrik pada konsumen sepanjang waktu, dengan mempertimbangkanpemeliharaan terjadwal dan espektasi gangguan yang tidak terjadwalKeamanan suatu sistem tenaga listrik mengacu pada derajat risiko dalam halkemampuannya tahan terhadap gangguan tanpa menyebabkan terputusnya pelayanankepada konsumen. Hal ini terkait dengan kekuatan sistem terhadap terjadinyagangguan, sehingga tergantung pada kondisi operasi sistem termasuk kemungkinannyaterhadap gangguan
  13. 13. 15KRITERIA KEANDALANA) Dalam perencanaan sistem– Menetapkan ukuran jenis dan waktu pembangunanpembangkit tenaga listrik– Perancangan jaringan transmisi yang mampu terhadapterjadinya kondisi gangguan normal– Diantaranya termasuk gangguan short circuits (faults) yangbiasanya diikuti terlepasnya beberapa komponen systems (toisolate the fault).B) Dalam pengoperasian sistem– Menetapkan kondisi operasi yang paling ekonomis padakondisi normal– Mengoperasikan sistem sedemikian rupa sehingga apabilaterjadi gangguan tiba-tiba tidak melanggar kriteria keandalan.– Menetapkan “batasan operasi aman” untuk semua situasi
  14. 14. 16Perbedaan antara keandalan dan keamanan• Keandalan adalah semua sasaran dalam perancangan danpengoperasian sistem tenaga listrik. Agar handal, suatu sistemtenaga listrik harus aman sepanjang waktu.• Keamanan adalah atribut yang tergantung waktu yang bisa dievaluasi berdasarkan kinerja sistem tenaga listrik dalam kondisitertentu. Sebaliknya keandalan adalah fungsi dari kinerja rata-ratadari sistem tenaga listrik; hanya dapat dievaluasi denganpertimbangan sifat sistem dalam periode waktu tertentu.Kebutuhan sistem tenaga listrik yang handal• Tegangan dan frekuensi transient dan steady state harus dijagadalam batas toleransinya• Aliran daya Steady-state harus dalam batas-batas kapasitas jaringan• Mesin pembangkit harus dijaga tetap paralel dengan sistem dandengan kapasitas mencukupi guna memenuhi kebutuhan beban• Menjaga jangan sampai terjadi gangguan bertingkat
  15. 15. 17SecurityOverloadSecurityVoltageSecurityAngle/FrequencysecurityTrans-formerOverloadLineOverloadVoltagemagnitudeout of limitsUnstableVoltageFrequencyinstabilityRotor angleinstability“Any consequence of acredible disturbancethat requires a limit”Static security (our interest) = adequacy Dynamic security
  16. 16. • Biaya pusat pembangkit tenaga listrik terdiri atas :– Biaya Tetap• Biaya pengembalian investasi + bunga atas investasi• Biaya depresiasi (penyusutan)• Biaya asuransi• Sebagian besar biaya gaji dan upah– Bilamana Bt = biaya tetap dan P = investasi dalam pembangunan pembangkit,maka Bt berbanding lurus dengan P atau Bt = kP, diman k = suatu konstantayang ditentukan oleh suku bunga– Biaya Variabel, berhubungan dengan jumlah energi listrik yang dibangkitkan• Biaya bahan bakar• Biaya pemeliharaan• Sebagian kecil biaya gaji dan upah– Berdasarkan skala ekonomi , biaya variabel akan mengalami penurunandengan meningkatnya P, khususnya biaya bahan bakar.– Biaya secara kesuluruhan B = Bt + Bv, dalam pemilihan tipe pusat pembangkit,terdapat biaya minimal berdasarkan besarnya modal yang ditanam.Biaya pusat pembangkit tenaga listrik
  17. 17. Kurva biaya tetap dan biaya variabel pembangkitPBBtBPGaji & upahPemeliharaanBahan bakarBvBiaya tetap sebagai fungsi investasi Biaya variabel sebagai fungsi investasi
  18. 18. BiayaP = InvestasiBt = Biaya tetapB = Biaya variabelBt = B + I= Beban TotalPmBmKurva biaya total pembangkit sebagai fungsi investasiId
  19. 19. • Kinerja pembangkit termal pada prinsipnya ditentukan oleh lengkungkurva input – output. Kurva ini memberikan gambaran efisiensi termispembangkit, artinya berapa jumlah energi panas yang harus dimasukkansebagai bahan bakar dan berapa jumlah energi panas yang dihasilkansebagai tenaga listrik.• Selain tergantung dari sifat pembangkit itu sendiri, seperti efisiensikonversi dan kendalan, kurva input – output juga tergantung pada kondisidiluar pembangkit, seperti air pendingin, kualitas bahan bakar, dll.• Secara matematis kurva input – output dapat dinyatakan sebagai deretukur sbb :M = M (L)= Mo + aL + bL2 + cL3 + .....+ mLnDimana :M = jumlah panas bahan bakar yang dipakaiMo = jumlah bahan bakar yang dipakai pembangkit pada keadaan tanpa bebanL = jumlah panas energi listrik yang dihasilkanA,b,c, dst = konstantaKarakteristik kinerja pembangkit
  20. 20. Kurva input – output pembangkit termalMLkLMMnLnMoLn = beban nominal pembangkitMn = jumlah bahan bakar yangdipakai untukmenghasilkan bebannominal• Biasanya Ln dicapai padaefisiensi pemakaian bahanbakar tertinggi atauLn/Mn = maksimal• Bilamana pada setiap harga Ldicatat jumlah bahan bakar Mdan dihitung hasil bagi M/Lakan diperoleh lengkung kurvaefisiensi
  21. 21. Kurva efisiensi & pemakaian bahan bakar spesifikLηPBLKurva efisiensi sebagai fungsi output Kurva pemakaian bahan bakar spesifikLnηnLnPBn
  22. 22. Kurva pemakaian bahan bakar incrementalPBLKurva pemakaian bahan bakar incrementalLnPBnPIPBPIBahan bakar incremental PIdidefinisikan ;Sebagai tambahan bahan bakar (atautambahan masukan dM) yangdiperlukan untuk menghasilkan suatutambahan produk (atau tambahankeluaran dL)PI = dM/dLMarginal cost = incremental cost: thecost of producing the next incrementof power (the next MWh)
  23. 23. Perencanaan Sistem Tenaga Listrik
  24. 24. Skala Waktu Fungsi1 tahun - 10 tahun Perencanaan Sistem termasukModifikasi Jaringan danPengembangan Pembangkitan1 minggu - 1 tahun Pemeliharaan Sistem termasukSistem Penyaluran danSistem Pembangkitan4 jam - 1 minggu Penjadwalan Unit Pembangkit( Unit Commitment )10 menit - 4 jam Economic Dispatch5 detik - 10 menit Load Frequency Control0 detik - 5 detik Pengaturan Otomatis Pembangkitmisal : pengaturan tegangandan eksitasi otomatis (AVR)
  25. 25. Economics & DemographicsElectricity Demand ForecastLoad shapePeak Demand ForecastGeneration ExpansionPlanningReliabilityProduction CostInvestment CostTransmission PlanningDistribution PlanningElectric Utility Planning
  26. 26. PERKIRAAN BEBANPT PLN (PERSERO) P3B JAWA BALIServing Quality & Reliability- Jangka Panjang System Planning- Jangka Tahunan- Jangka Mingguan Operation Planning- Jangka Harian
  27. 27. Jenis Prakiran Beban• Long term load forecasting :- periode 1 - 5 tahun- perencanaan pemeliharaan pembangkit- perencanaan kapasitas pembangkit- kerjasama dengan perusahaan pembangkitlain yang surplus/defisit energi- transaksi energi (energy interchange)• Short term load forecasting :- periode : harian, mingguan, bulanan- sebagai data input dalam menentukan unitpembangkit yang akan dioperasikan (unitcommitment)- data input menghitung kecukupan cadangan
  28. 28. Prakiraan beban (Load forecast)Tiga metoda konvensional dalam menentukan prakiraan beban :1. Econometric regression analysisMenggunakan data historis energi tahunan dan pertumbuhan ekonomiUntuk memprakirakan pola konsumsi energi 10 – 15 tahun2. Appliances saturation methodBerdasarkan load survey konsumsi listrik di rumah tangga menurut jenis pemanfaatnya.Cocok untuk prakiraan konsumsi sektor residential3. End-use energy methodSama seperti metoda diatas namun lebioh ditekankan pada end-use proses,sehingga dapat diterapkan pada sektor comersial & industri Prakiraan beban ==> mengacu pada data realisasi beban Karakteristik realisasi data beban mempunyai pola yang spesifik Ada beberapa metode statistik yang digunakan untuk membuat prakiraanbeban ==> metoda koefisienDari ketiga metoda diatas
  29. 29. -2.0004.0006.0008.00010.00012.00014.00016.00000.3002.0003.3005.0006.3008.0009.3011,0012,3014,0015,3017,0018,3020,0021,3023,00Jkt & Btn Jabar Jateng Jatim Bali Jawa BaliJawa Bali : 14.821 MWDKI & Banten6.315 MWJawa Timur 3.160 MWJawa Barat 2.703 MWBali 388 MWJateng & DIY 2.255 MWLanggam Beban HarianSistem Jawa Bali29 April 2005
  30. 30. Tipikal Langgam Beban Mingguan1447514450145001442513000135001440070008000900010000110001200013000140001500016000HariMWJum at Sabtu Minggu Senin Selasa Rabu Kam is
  31. 31. Tipikal Langgam Beban Tahunan9,00010,00011,00012,00013,00014,00015,00016,0001 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101 105Pertumbuhan B Puncak tahun 20045% terhadap tahun 2003Pertumbuhan B puncak tahun 20052% terhadap tahun 2004B. Puncak Tertinggi14.398 MWPeriode Idul Fitri11.454 MWB. Puncak Tertinggi14.785 MWPeriode Idul Fitri13.100 MW2004 2005Realisasi 2004Prakiraan 2005
  32. 32. Tipikal Langgam Beban Harian02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000Hari Kerja MingguLebaran Tahun Baru
  33. 33. Pertumbuhan Beban Sistem Jawa Bali1984 - 20051984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Peak 1,894 2,193 2,437 2,854 3,311 3,774 4,461 4,728 5,117 5,757 6,734 7,773 8,822 10,016 9,876 11,032 11,710 12,577 13,374 13,682 14,398 14,821Growth (%) 15.8 11.1 17.1 16.0 14.0 18.2 6.0 8.2 12.5 17.0 15.4 13.5 13.5 (1.4) 11.7 6.1 7.4 9.2 2.3 5.2 2.902,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,00018,0000 60 120 180 240Realisasi Perkiraan Realisasi1985 1990 19952000Kekurangan PembangkitKrisis EkonomiKekurangan Pembangkit20052005
  34. 34. 0500010000150002000025000300003500040000 1995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010MWHighMediumLowLimitedRealizationAverage : 9.5%/yearProjectedLimited : Based on Existing Facilities, On Going & Committed Project ----- Supply DrivenLow : Average Growth 7% (Limited + Additional Facilities) ------ Demand DrivenMedium : Average Growth 9% (Low + Additional Facilities) ------ Demand DrivenHigh : Average Growth 11% (Medium + Additional Facilities) ------ Demand DrivenREALIZATION & FORECAST OF PEAK DEMANDIN JAWA-BALI SYSTEM
  35. 35. Metoda perencanaan pembangkitan :1. Levelized busbar analysisMembandingkan berbagai alternatif pembangkit baru berdasarkan total cost(Fuel cost, O&M cost, Investment cost) yang sudah di levelized sesuaiInterest rate, inflation rate, fuel escalation rate. Umumnya dihitung denganCapacity Factor yang sama2. Screening Curve analysisMembandingkan berbagai alternatif pembangkit baru berdasarkan fixed costdan variabel cost untuk berbagai Capacity Factor. Pemilihan pembangkit denganPertimbangan untuk kebutuhan operasional (CF dan merit order)3. Dynamic programingMenetapkan pemilihan alternatif pembangkit baru berdasarkan kriteria leastcumulative present worth cost selama periode studi. (10 – 20 tahun)Metoda ini bisa mendapatkan pilihan alternatif yang terbaik, namun membutuhkanwaktu perhitungan yang cukup lama, karena harus menghitung simulasi produksi dankeandalan dalam setiap penambahan alternatif pembangkit baru
  36. 36. GTCCCoalNuclear01002003004005006007000 2000 4000 6000 8000Jam operasiUS$/kW-ThLevelized Bus Bar Analysis
  37. 37. GTCCCoal0501001502002503003504004505000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100CF(%)Juta$/ThScreening Curve Analysis
  38. 38. 01000200030004000500060000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100CF(%)MWLoad Duration CurveCoalCombine CycleGas Turbine
  39. 39. Kriteria keandalan dalam perencanaan pembangkitan1. Reserve MarginReserve Margin = ((Installed Cap. – Peak Load) / Peak Load) * 100 %Umumnya dipakai kriteria Reserve Margin : 15 % - 25 %2. Loss of the Largest Generating UnitReserve requirement = reserve criteria +{Largest MW/peak load) * 100%3. Loss of Load Probability (LOLP)Kriteria probabilitas jumlah hari per tahun dimana available capacity tidakbisa memenuhi kebutuhan bebanUmumnya digunakan kriteria 0,1 hari / tahun
  40. 40. Pemilihan jenis pembangkit listrik• Dalam perencanaan dan operasi sistem tenaga listrik, pemilihan jenispembangkit selain ditentukan dari biaya tetap dan biaya variabelnya jugaditentukan dari biaya yang dinyatakan dengan fungsi pemanfaatannya.• Besar kecilnya biaya tetap dan biaya variabel setiap jenis pembangkitberbeda-beda, dan biaya tersebut dapat dinyatakan sebagai fungsi jamoperasi.• Dalam hal ini jenis pembangkit dapat dibagi dalam tiga golongan sbb :• Pembangkit dengan biaya tetap yang rendah dan biaya variabel yangtinggi, contoh PLTG• Pembangkit dengan biaya tetap yang agak tinggi dan biaya variabelyang agak rendah, contoh PLTU aau PLTGU• Pemabngkit dengan biaya tetap yang sangat tinggi dan biayavariabel yang rendah sekali, PLTN dan PLTA• Selain ditentukan oleh biaya tetap dan biaya variabel, pemilihan jenispembangkit pada waktu perencanaan dan pengoperasian sistem tenagalistrik juga ditentukan oleh karakteristik baban harian sistem tenagalistrik tersebut serta karakteristik operasi pembangkit (response timeterhadap perubahan beban = ramp rate pembangkit)
  41. 41. Kurva biaya sebagai fungsi jam operasiBJam operasiKurva biaya sebagai fungsi jam operasiBtBv• Nilai Biaya tetap tidakdipengaruhi oleh jam operasi• Besar kecilnya biaya tetaptergantung dari jenispembangkitnya• Besar kecilnya Biaya variabeldipengaruhi jam operasi• Kemiringan kurva Bv ataubesar kecilnya biaya variabelper satuan waktu tergantungdari jenis pembangkitnya
  42. 42. PLTGPLTU/ PLTGUPLTN/ PLTABt1Bt2Bt3BJam operasi0 24LpL1L2LJam operasiPeranan jenis pembangkitdalam Kurva Lama beban• Untuk kebutuhan lama waktuoperasi antara 0 s/d T1, makapengoperasian PLTG lebihekonomis atau untuk beban L1s/d Lp (sebagai peaker)• Untuk kebutuhan lama waktuoperasi antara T1 s/d T2, makapengoperasian PLTU/PLTGUakan lebih ekonomis atau untukbeban L1 s/d L2 (Medium load)• Untuk kebutuhan lama waktuoperasi diatas T2, makapengoperasian PLTN/ PLTA lebihekonomis atau untuk bebandibawah L2 (base load)T1 T2(a)(b)(a). Kurva biaya thd jama operasi(b). Kurva lama beban
  43. 43. Peranan jenis pembangkit pada kurva lama bebanPLTA :• Peranan PLTA tergantung dari desain PLTA itu sendiri yang terkaitdengan ketersediaan air• Bila PLTA tersebut didesain dengan waduk besar yang dapatmenampung banyak air, maka PLTA tersebut dapat dioperasikanbaik sebagai beban dasar maupun beban puncak tergantung darikebutuhan sistem tenaga listrik• Bila tidak tersedia air dengan jumlah yang banyak, atau waduknyahanya dapat menampung sejumlah air secara harian, maka PLTAtersebut dapat dioperasikan sebagai beban puncak (PLTA Run ofRiver dengan kolam penampung)• Bila air tersedia hampir kontinyu namun tidak ditampung terlebihdahulu dalam suatu waduk, maka PLTA tersebut dapat dioperasikansebagai beban dasar (PLTA Run of River tanpa kolam penampung)PLTP :Oleh karena uap air dari panas bumi tersedia terus menerus, makaPLTP akan dioperasikan sebagai beban dasarPLTD : umumnya dioperasikan pada sistem kecil atau sistem terisolasi
  44. 44. Aspek ekonomi dalam pengoperasiansistem tenaga listrik
  45. 45. TUJUAN PENGENDALIANOPERASI SISTEM TENAGAMENGATUR OPERASI SISTEM PEMBANGKITAN DANSISTEM PENYALURAN SECARA RASIONAL DANEKONOMIS DENGAN MEMPERHATIKAN MUTU DANKEANDALAN, SEHINGGA PENGGUNAAN TENAGALISTRIK DAPAT MENCAPAI DAYA GUNA DAN HASILGUNA YANG SEMAKSIMAL MUNGKIN
  46. 46. TUJUAN OPERASIEKONOMIMUTUSEKURITIOptimasi biayapengoperasian tenaga listriktanpa melanggar batasankeamanan & mutu.Kemampuan Sistem untukmenghadapi kejadian yangtidak direncanakan, tanpaterjadi pemadaman.Kemampuan sistem untukmenjaga agar semuabatasan operasi terpenuhi.
  47. 47. Kriteria Operasi Sistem Tenaga listrik• Kriteria Operasi Sistem Jawa-Bali : Sekuriti (security),mutu (quality) dan ekonomi (economy)• Sekuriti, menghendaki agar sistem mampu bertahanbila terjadi gangguan tiba-tiba di jaringan /pembangkit.• Mutu, mengusahakan agar pengoperasian sistemdapat memenuhi batasan operasional (tegangan &frekuensi)• Ekonomi, mengoptimasi agar biaya operasi dapatseminimal mungkin dalam memenuhi kebutuhanbeban tanpa melanggar batasan sekuriti dan mutu
  48. 48. Operasi Sistem Tenaga Listrik& Economy Dispatch
  49. 49. OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIKPrakiraan BebanUnitCommitment& Economic DispatchJadualPemeliharaanKoordinasiHidrotermalAnalisa SistemTenagaKebutuhanPemeliharaanpembangkitPenawaran Harga EnergiPola PengusahaanWadukPERENCANAAN OPERASI Real TimePengaturanFrekuensiPengaturanTeganganSuoervisiKeandalanDISPATCHECONOMICDISPATCHKontrak Jual Beli Tenaga ListrikKondisi HidrologiRevisi Kesiapan UnitKondisi JaringanTenaga ListrikRealisasi Beban Event KhususKondisi SistemActualKendala JaringanEVALUASI
  50. 50. • Unit yg siap disusun dlm priority list berdasarkan operation cost Rp/ kWh• Kendala operasi di setiap area dimodelkan dalam must run unit yang bisamenggeser urutan prioritas• Berdasarkan priority list, jumlah commited unit setiap jam diusahakanmimimum untuk memenuhi kebutuhan :– Load, menggunakan continuous operating rating dari unit– Load + spinning reserve, menggunakan maksimum rating dari unit.• Commitment Unit setiap jam dicek thd kriteria minimum down time unitUnit Commitment : Menentukan unit mana yang on lineUnit Dispacth : Menentukan power output dari unit yang commited.Economic Dispatch : Menentukan cara yang paling ekonomis untukmengoperasikan unit yang commited agar :» Operating cost minimized» Total system generation equal load demandAlgoritma Unit commitment :Unit Commitment & Economic Dispatch
  51. 51. Penjadwalan Pembebanan Pembangkit• Tercapainya keseimbangan suplai dan permintaan dengan tingkatsekuriti dan mutu pengoperasian sistem.• Penjadwalan unit pembangkit sesuai dengan merit order berdasarkanpenawaran harga energi dengan mempertimbangkan kendala untukmemperoleh tingkat keandalan sistem.• Proses penjadwalan pembangkit juga harus mempertimbangkan :– Kendala kesiapan dan komitmen pembangkit– Kebutuhan beban yang tidak direncanakan– Kendala kebutuhan cadangan sistem– Kendala jaringan dan rugi-rugi jaringan– Kendala layanan tambahan (ancillary services)Kriteria Penjadwalan Pembebanan Pembangkit
  52. 52. Penjadwalan Pembebanan Pembangkit• Ke-ekonomian operasi sistem tenaga listrikMenjadwalkan sesuai dengan merit order pembangkitMembebani pembangkit mendekati kapasitas maksimumnya• Keandalan operasi sistem tenaga listrikMenyiapkan cadangan operasi mencukupi (5 % atau 1 unit terbesar)Yang terdiri dari cadangan putar yg disebar diseluruh unit danquick start unit• Batasan operasi pembangkitMempertimbangkan minimum up time dan minimum down time unitMempertimbangkan ramp rate unit, dll.Harus mempertimbangkan 3 faktor :nnnnnLMOCOSINCPPF&
  53. 53. OPTIMASI HIDROTERMISPT PLN (PERSERO) P3B JAWA BALIServing Quality & Reliability- Pembangkit Hidro:* Run-off River* PLTA dengan waduk.- Pembangkit Termis:* Batubara, Gas Alam, Panas Bumi,Minyak (MFO & HSD)* PLTU, PLTGU, PLTP, PLTG
  54. 54. Thermal versus Hydro GenerationThe two main types of generating units arethermal and hydro, with wind rapidly growing.For hydro the fuel (water) is free but there maybe many constraints on operation:– fixed amounts of water available,– reservoir levels must be managed and coordinated,– downstream flow rates for fish and navigation.Hydro optimization is typically longer term(many months or years).We will concentrate on thermal units and somewind, looking at short-term optimization.58
  55. 55. POLA OPERASIWADUK KASKADE CITARUMTAHUN 2005AMN Rata-2 136.0 133.6 147.5 158.6 96.6 54.1 40.2 26.0 23.5 46.7 92.4 103.2 M3/detAKN Rata-2 108.8 94.6 102.3 117.2 94.8 77.9 67.2 61.1 55.8 67.7 95.9 95.7 M3/detAMK Rata-2 103.0 106.0 108.8 125.8 75.0 33.1 26.2 15.8 13.5 23.6 50.0 73.2 M3/detAKK Rata-2 90.8 77.3 80.6 97.7 76.2 63.2 59.2 38.9 25.8 37.7 53.2 70.8 M3/detAM Ren.Bul. 40.2 26.0 23.5 46.7 92.4 103.2 M3/detAK Krisis BBM 57.7 57.7 57.7 72.7 85.0 90.0 M3/detAM Real&Ren 110.9 206.1 180.2 164.3 63.8 41.7 40.2 26.0 23.5 46.7 92.4 103.2 M3/detAK Real&Ren 72.0 113.7 151.8 172.2 83.9 74.6 50.0 50.0 50.0 65.0 95.0 95.0 M3/detAMN Rata-2 232.0 208.8 228.4 231.9 180.1 116.2 95.3 83.2 81.2 119.6 175.8 187.5 M3/detAKN Rata-2 187.0 158.1 170.0 178.5 177.3 146.0 128.9 126.9 121.1 144.9 178.9 176.4 M3/detAMK Rata-2 186.7 170.2 175.9 186.4 144.3 88.4 75.1 50.0 39.5 68.2 108.5 135.4 M3/detAKK Rata-2 155.9 128.4 135.1 153.3 143.4 138.8 111.3 70.7 55.9 95.5 121.8 126.2 M3/detAM Ren.Bul. 85.8 79.8 83.1 124.6 164.9 181.8 M3/detAK Krisis BBM 190.4 112.0 80.0 120.0 150.0 150.0 M3/detAM Real&Ren 171.9 283.7 284.1 266.5 141.6 149.6 78.1 72.1 75.4 116.9 174.9 186.8 M3/detAK Real&Ren 125.6 207.1 205.6 264.4 162.9 221.9 80.0 85.0 110.0 145.0 175.0 175.0 M3/detAMN Rata-2 214.5 183.0 193.5 201.6 194.1 158.2 138.6 131.9 125.5 153.8 198.3 199.1 M3/detAKN Rata-2 98.3 99.0 96.4 113.1 191.0 210.0 197.0 207.7 194.9 198.4 205.3 182.3 M3/detAMK Rata-2 173.2 145.9 151.4 169.7 155.1 145.5 116.0 72.9 57.7 100.1 133.5 140.1 M3/detAKK Rata-2 94.3 87.8 94.2 105.5 159.6 197.3 191.7 129.4 72.2 162.8 172.7 138.2 M3/detKP Rata-2 94.3 87.8 94.2 105.5 159.6 197.3 191.7 129.4 72.2 162.8 172.7 138.2 M3/detAM Ren.Bul. 200.1 117.0 84.4 128.9 169.4 172.7 M3/detAK Krisis BBM 191.7 129.4 72.2 162.8 172.7 138.2 M3/detAM Real&Ren 153.5 233.4 235.3 294.9 179.9 234.6 89.7 90.0 114.4 153.9 194.4 197.7 M3/detAK Real&Ren 96.6 100.0 89.5 139.3 159.5 140.1 191.7 129.4 72.2 162.8 172.7 138.2 M3/detAK-KP/KS unit M3/detAK Limpasan 11.1 8.2 7.1 M3/detAK Hollw-jet 89.7 23.0 43.7 M3/detCatatan : Realisasi s.d. 15 Juni 2005SagulingJan Peb Mar Apr Mei Jun Jul Ags Sep Okt Nop DesIr. H. JuandaCirataRealisasiPrakiraanPrakiraanPrakiraanRealisasiRealisasi10793.386.790.7103.8107.3105.687.572768084889296100104108112Maksimum Normal KeringRealisasi Rencana Minimum220209.4206.4208.9206.0213.7214.1209.22022062102142182221625.0630.2626.5643.0630.2637.0637.8630.2620624628632636640644TMA(mEl.)
  56. 56. 60Load Duration Curve, CAISO 8/25/00 - 8/81/000501001502002503003504004501 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157# Hours at Load LevelSystemLoad(GW)Generator LoadingIntermediateBaseloadPeak Load
  57. 57. 61Diurnal Load Shape0501001502002503003504004501 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Hour of DayDemand(GW)Generator LoadingIntermediateBaseloadPeak Load
  58. 58. JAWA BALIMERIT ORDER SYSTEM• RUN OFF RIVER• UNITS WITH T.O.P. CONTRACT.• MUST RUN UNITS CAUSED BY TRANSMISSIONBOTTLE NECK ( IF ANY ).• LOWER FUEL PRICE UNITS.• HIGHER FUEL PRICE UNITS.• HYDRO PEAKING UNITS.
  59. 59. Contoh Kurva Beban Harian06 08 10 12 14 16 18 20 22 24 0204 HoursMWGas Turbine(Oi/Gas)Hydro (Peak)CCPP (Oil)Steam PP (Gas/Oil)CombinedCycle (Gas)GeothermalPPCoal SPPHydro (Base)
  60. 60. Pembebanan Pembangkit020004000600080001000012000140001600000.3002.3004.3006.3008.3010.3012.3014.3016.3018.3020.3022.30WadukHSDMFOBatubaraGasGeotermalROR

×