Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan
advertisement
2014 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan PUSAT TEKNOLOGI KONVERSI DAN KONSERVASI ENERGI BADAN PENGKAJIAN DAN PENERAPAN TEKNOLOGI Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 KAJIAN OUTAGE MANAGEMENT SISTEM KELISTRIKAN PENGARAH Dr. Ir. Unggul Priyanto,M.Sc Kepala BPPT Dr. Ir. Hammam Riza,M.Sc Deputi Kepala Bidang TIEM PENANGGUNG JAWAB Dr.Ir. M.A.M. Oktaufik Direktur PTKKE TIM PENYUSUN Ir. Ifanda, M.Sc Suhraeni Syafei,ST Khotimatul Fauziah, ST, MT Dr. Ferdi Armansyah Dr. Ir. Andhika Prastawa, MSEE Prof. Dr. Hamzah Hilal Ir. Nur Aryanto Aryono Arga Febriantoni, ST INFORMASI Bidang Rekayasa Sistem Pusat Teknologi Konversi Dan Konservasi Energi (PTKKE) Badan Pengkajian Dan Penerapan Teknologi Gedung 625, Klaster energi, kawasan PUSPIPTEK Serpong Tlp. (021). 75791366 Fax. (021). 75791366 PTKKE - BPPT ii Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 EXECUTIVE SUMMARY Energi listrik sudah menjadi kebutuhan primer bagi masyarakat saat ini. Penyediaan energi listrik yang berkualitas, ekonomis dan andal menjadi isu penting bagi produsen maupun konsumen tenaga listrik. Tingkat ketersediaan tenaga listrik dari sistem ke konsumen menjadi ukuran dari suatu keandalan sistem tenaga listrik. Keandalan sistem kelistrikan sangat dipengaruhi oleh gangguan yang terjadi pada sistem yang menyebabkan terjadinya pemutusan beban atau outage sehingga berdampak pada kontinuitas ketersediaan pelayanan ke konsumen. Kebutuhan beban listrik konsumen berubah-ubah setiap waktu, sehingga daya yang dihasilkan harus disesuaikan dengan kebutuhan beban agar frekuensi konstan. Oleh karena itu diperlukan suatu manajemen pengaturan sistem untuk mencegah terjadinya gangguan atau outage management. Beberapa indikator yang digunakan untuk menunjukkan keandalan dari suatu sistem distribusi tenaga listrik antara lain: SAIFI, SAIDI dan CAIDI. Nilai SAIDI dan SAIFI secara nasional mulai mengalami penurunan sejak tahun 2010 dan sedikit mengalami kenaikan pada tahun 2013. Nilai SAIDI dan SAIFI nasional pada tahun 2013 sebesar 5,76 jam/pelanggan dan 7,26 kali/pelanggan. Beberapa teknologi yang digunakan dalam meningkatkan keandalan suplai antara lain: sistem pembangkit peaker (PLTG, PLTGU, PLTMG) dan sistem transmisi dengan sekuriti n-1. Sedangkan teknologi peningkatan keandalan sistem distribusi antara lain: pengaturan beban (load shedding, generation shedding, island operation), isolasi gangguan (SCADA, HFD, GFD, smart meter), FACTS divais (SVC, DPFC, SCFCL, HVDC) dan teknologi penggunaan trafo yang efisien seperti trafo superconducting. Dari hasil studi dan analisa sistem kelistrikan Jakarta & Tangerang pada kondisi beban puncak 2014 diperoleh bahwa bahwa sebagian besar subsistem tidak memenuhi kondisi n-1, beberapa IBT dibebani > 60%, bahkan ada yang hampir mendekati 100% (overload) dan dibatasi oleh kapasitas SUTT. Kondisi ini tentu sangat mempengaruhi tingkat keandalan sistem kelistrikan di Jakarta. PTKKE - BPPT iii Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 DAFTAR ISI EXECUTIVE SUMMARY ........................................ iiError! Bookmark not defined. DAFTAR ISI ................................................................................................................. iv DAFTAR GAMBAR ..................................................................................................... vi DAFTAR TABEL ........................................................................................................ vii KATA PENGANTAR ................................................................................................. viii Serpong, Desember 2014............................................................................................. viii BAB 1 PENDAHULUAN ............................................................................................ 1 1.1 Gambaran Umum ............................................................................................. 1 1.2 Tujuan............................................................................................................... 2 BAB 2 KEANDALAN SUPLAI DAN DISTRIBUSI ................................................. 4 2.1 Keandalan Pembangkit dan Suplai ................................................................... 4 2.2 Keandalan Distribusi ........................................................................................ 7 BAB 3 DATA INDEKS KEANDALAN SUPLAI DAN DISTRIBUSI DI INDONESIA .................................................................................................... 9 3.1 Indeks Keandalan Suplai .................................................................................. 9 3.2 Indeks Keandalan Distribusi ............................................................................ 9 BAB 4 TEKNOLOGI PENINGKATAN KEANDALAN ......................................... 13 4.1 Teknologi Peningkatan Keandalan Suplai ..................................................... 13 4.1.1 Sistem sekuriti (n-1) ..................................................................................... 13 4.1.2 Teknologi pembangkit peaker ...................................................................... 13 4.2 Teknologi Peningkatan Keandalan Distribusi ................................................ 19 4.2.1 Pengaturan beban ......................................................................................... 19 4.2.2 Teknologi isolasi gangguan.......................................................................... 22 4.2.3 Flexible AC transmission system (FACTS) ................................................. 23 4.2.4 Teknologi trafo distribusi dan transmisi....................................................... 28 PTKKE - BPPT iv Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 5 STUDI SISTEM KELISTRIKAN JAKARTA & TANGERANG ................ 30 5.1 Sistem Kelistrikan Jakarta & Tangerang ....................................................... 30 5.2 Kondisi Subsistem Jakarta & Tangerang pada saat Beban Puncak Tahun 2014 ........................................................................................................................ 31 BAB 6 KESIMPULAN DAN REKOMENDASI ...................................................... 33 6.1 Kesimpulan.................................................................................................... 33 6.2 Rekomendasi .................................................................................................. 33 DAFTAR REFERENSI ................................................................................................ 34 PTKKE - BPPT v Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 DAFTAR GAMBAR Gambar 1 Pengelompokan status unit pembangkit[3]...................................................... 5 Gambar 2. Prinsip kerja unit pembangkit turbin gas ...................................................... 14 Gambar 3. Siklus operasi PLTG, Diagram P-V dan Diagram T-S [7] ........................... 14 Gambar 4. Prinsip Kerja PLTGU ................................................................................... 16 Gambar 5. Prinsip Kerja ICE.......................................................................................... 17 Gambar 6. Kurva engine power dan torsi ....................................................................... 18 Gambar 7. Strategi Pelepasan Beban Sistem Jawa Bali [9] .......................................... 22 Gambar 8. Compensator devices, network controller dan FACTS ................................ 24 Gambar 9. Skema rangakaian SVC (1) FC/TCR dan (2) TSC/TCR .............................. 26 Gambar 10. Konfigurasi dari DPFC ............................................................................... 26 Gambar 11 Single line diagram SCFCL ......................................................................... 27 Gambar 12. Supply daya area Jakarta Raya & Tangerang [14] ..................................... 30 Gambar 13. Konfigurasi sub sistem Jakarta Banten [9] ................................................. 31 PTKKE - BPPT vi Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 DAFTAR TABEL Tabel 1. Data SOD (jam/100 kms) ............................................................................................... 9 Tabel 2. Data SOF (kali/100 kms) ................................................................................................ 9 Tabel 3. Data SAIDI (jam/pelanggan) .......................................................................................... 9 Tabel 4. Data SAIFI (kali/pelanggan) ......................................................................................... 10 Tabel 5. Jumlah Gangguan Distribusi (kali/100 kms) ................................................................. 11 Tabel 6. Skema pelepasan beban oleh UFR[9] ........................................................................... 20 Tabel 7. Perkiraan Kondisi Beban Puncak Subsistem Jakarta & Tangerang Tahun 2014 .......... 31 PTKKE - BPPT vii Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 KATA PENGANTAR Puji syukur kepada Allah SWT atas ridha-Nya buku dengan judul “Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan” ini bisa diselesaikan dengan baik. Buku ini disusun sebagai bagian dari kegiatan “Pengembangan Kajian Teknologi Smart Grid dalam Sistem Kelistrikan Indonesia” untuk tahun anggaran 2014. Buku ini berisi kajian tentang outage management sebagai hasil dari kegiatan yang telah dilakukan pada tahun 2014 yang berupa kunjungan, diskusi dan studi literatur. Pada kajian ini akan dibahas mengenai sistem outage management dalam sistem kelistrikan. Identifikasi isu yang berkaitan dengan kondisi keandalan sistem pembangkit, transmisi dan distribusi serta teknologi-teknologi yang sudah dan bisa dimanfaatkan dalam rangka peningkatan keandalan sistem kelistrikan di Indonesia. Tim penyususn menyampaikan ucapan terima kasih dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada PT. PLN P3B, PT. PLN Distribusi Jakarta Raya & Tangerang dan para peserta FGD dan semua pihak yang telah terlibat dan memberikan dukungan terhadap penyusunan buku ini baik secara langsung maupun tidak langsung. Semoga buku ini bisa memberikan manfaat bagi pengembangan teknologi penigkatan keandalan sistem kelistrikan di Indonesia. Serpong, Desember 2014 Penyusun PTKKE - BPPT viii Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 Gambaran Umum Energi listrik sudah menjadi kebutuhan primer bagi masyarakat saat ini. Penyediaan energi listrik yang berkualitas, ekonomis dan andal menjadi isu penting bagi produsen maupun konsumen tenaga listrik. Keandalan sistem tenaga listrik menunjukkan kontinuitas penyediaan tenaga listrik yang dapat dilihat dari seberapa sering sistem tersebut mengalami gangguan. Untuk memenuhi kebutuhan energi listrik di seluruh Indonesia saat ini total kapasitas pembangkit yang terpasang (s.d Juli 2014) sebesar 50.777 MW. Daya terpasang ini disuplai dari PLN sebesar 71%, IPP (Independent Power Producer) sebesar 20% dan non PLN sebesar 9% yang terdiri atas PPU (Privat Power Utility) sebesar 4% dan Izin Operasi (IO) non BBM sebesar 5% [1]. Sementara itu dari total sekitar kapasitas pembangkit 34.206 MW (Des 2013) yang dihasilkan oleh PLN memiliki prosentase kapasitas terpasang per jenis pembangkit sebagai berikut: PLTU 15.554 MW (45,47%), PLTGU 8.814 MW (25,77%), PLTD 2.848 MW (8,33%), PLTA 3.520 MW (10.29%), PLTG 2.894 MW (8,46%), PLTP 568 MW (1,67%), PLT Surya dan PLT Bayu 8,37 MW (0,02%). Sementara beban puncak tahun 2013 mencapai 30.834 MW, beban puncak untuk sistem interkoneksi Jawa Bali mencapai 22.575 MW [2]. Total jaringan transmisi yang dibangun oleh PLN hingga akhir tahun 2013 mencapai 39.395 kms, yang terdiri atas jaringan 500 kV sepanjang 5.053 kms, 275 kV sepanjang 1.374 kms, 150 kV sepanjang 28.851 kms, 70 kV sepanjang 4.112 kms dan 25 & 30 kV sepanjang 4 kms [2]. Total panjang jaringan distribusi sebesar 798.944 kms, terdiri atas JTM sebesar 329.465 kms dan JTR sebesar 469.479 kms. Kapasitas terpasang trafo gardu induk sebesar 81.345 MVA, meningkat 5,54% dari tahun sebelumnya. Jumlah trafo gardu induk sebanyak 1.381 unit, terdiri atas trafo sistem 500 kV sebanyak 49 unit, sistem 275 kV sebanyak 5 unit, sistem 150 kV sebanyak 1.134 unit, sistem 70 kV sebanyak 192 unit, dan sistem < 30 kV sebanyak 1 unit. Kapasitas terpasang dan jumlah trafo gardu distribusi menjadi 43.184 MVA dan 362.746 unit. Untuk mendukung pasokan kelistrikan dan keandalan sistem kelistrikan Jawa dan Sumatera, saat ini sedang direncanakan untuk dibangun sistem jaringan interkoneksi Jawa-Bali dan Sumatera. PLN tengah mengembangkan proyek interkoneksi Sumatera – PTKKE - BPPT 1 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 Jawa melalui sistem transmisi kelistrikan yang disebut teknologi Tegangan Tinggi Arus Searah (High Voltage Direct Current/HVDC). Dengan sistem interkoneksi ini dimungkinkan untuk menyalurkan energi listrik dari sejumlah pembangkit yang ada di Sumatera ke Jawa maupun dari pembangkit di Jawa ke Sumatera untuk memenuhi kebutuhan listrik di Sumatera maupun Jawa-Bali. Sistim interkoneksi yang akan dibangun, dirancang untuk mampu menyalurkan daya sebesar 3.000 MW dari Sumatera ke Jawa-Bali maupun sebaliknya. Untuk memenuhi target pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik rata-rata 8,4% per tahun dalam periode 2013-2022 dan dengan mempertimbangkan kapasitas pembangkit yang dimiliki saat ini, maka dibutuhkan penambahan kapasitas pembangkit rata-rata 5.700 MW per tahun. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di luar Jawa-Bali dalam periode 5 tahun terakhir lebih tinggi daripada pertumbuhan kapasitas pembangkit listrik, sehingga kekurangan dan keterbatasan pasokan tenaga listrik di beberapa daerah tidak dapat dihindari. Untuk itu diperlukan upaya penambahan kapasitas pembangkit, sistem transmisi dan distribusi dalam rangka menjamin ketersediaan dan keandalan sistem kelistrikan secara nasional. 1.2 Tujuan Peningkatan pertumbuhan kebutuhan listrik di Indonesia perlu dibarengi dengan berbagai upaya dalam menjamin ketersediaan pasokan listrik secara nasional. Langkahlangkah yang perlu dilakukan antara lain penambahan kapasitas sistem kelistrikan yang meliputi sistem pembangkitan, transmisi dan distribusi. Peningkatan kapasitas daya pembangkit, transmisi dan distribusi harus diikuti dengan pengaturan sistem yang andal. Keandalan sistem tenaga listrik menunjukkan kontinuitas penyediaan tenaga listrik yang dapat dilihat dari seberapa sering sistem tersebut mengalami gangguan. Kebutuhan beban listrik konsumen berubah-ubah setiap waktu, sehingga daya yang dihasilkan oleh pembangkit listrik harus disesuaikan dengan kebutuhan beban agar frekuensi konstan. Pembebanan yang berlebih akan menyebabkan penurunan frekuensi yang bisa mengakibatkan terjadinya gangguan (outage). Oleh karena itu diperlukan suatu manajemen pengaturan daya dan beban untuk mempertahankan frekuensi sistem sehingga dapat mencegah terjadinya gangguan yang dikenal dengan istilah outage management. Beberapa indikator tingkat keandalan pada sistem tenaga listrik antara lain: frekuensi terjadinya pemutusan beban (SAIFI), berapa lama pemutusan terjadi PTKKE - BPPT 2 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 (SAIDI) dan waktu yang dibutuhkan untuk pemulihan sistem (CAIDI). Dalam buku ini telah dilakukan kajian tentang beberapa sistem dan teknologi yang digunakan dalam pengaturan saat terjadi gangguan dalam rangka meningkatkan keandalan sistem tenaga listrik. Dengan penerapan outage management dan advanced technology peningkatan keandalan diharapkan dapat menjamin kontinyuitas ketersediaan listrik dalam rangka memenuhi peningkatan kebutuhan listrik konsumen. PTKKE - BPPT 3 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 2 KEANDALAN SUPLAI DAN DISTRIBUSI 2.1 Keandalan Pembangkit dan Suplai Dalam sistem tenaga listrik yang terdiri atas beberapa unit pembangkit, keandalan sistem digambarkan oleh keandalan operasi unit pembangkit dibandingkan dengan beban yang harus dilayani. Dalam sistem pembangkitan, besarnya daya yang dihasilkan harus sama dengan besarnya beban yang dilayani. Apabila kebutuhan daya konsumen atau beban lebih besar dari daya yang tersedia maka akan menyebabkan terjadinya penurunan frekuensi. Sebaliknya, apabila daya yang dibangkitkan lebih besar dari kebutuhan daya konsumen maka frekuensi akan naik. Karena kebutuhan beban konsumen berubah-ubah setiap waktu, maka untuk mempertahankan frekuensi, daya yang dihasilkan oleh pusat listrik harus disesuaikan dengan kebutuhan konsumen agar frekuensi bisa konstan. Jika terjadi pembebanan lebih yang menyebabkan penurunan frekuensi yang terus menerus, maka bisa mengakibatkan terjadinya gangguan operasi pada unit pembangkit. Oleh karena itu perlu dilakukan pengaturan penyaluran dalam daya yang dihasilkan pembangkit dan pengaturan bebannya. Ketersediaan daya yang dihasilkan oleh unit-unit pembangkit dalam sistem tergantung pada kesiapan operasi unit-unit tersebut. Beberapa faktor yang dapat mempengaruhi kesiapan operasi pembangkit ini antara lain: gangguan kerusakan dan pemeliharaan pembangkit. Untuk menggambarkan kondisi status operasi dari suatu unit pembangkit tenaga listrik, berikut ini akan dijelaskan tentang pengelompokan status unit pembangkit sebagai acuan dalam Prosedur Tetap (Protap) PLN. Pada gambar 1 dapat dilihat bahwa dalam pengelompokan status unit pembangkit terdapat dua status utama dari unit pembangkit “tidak aktif” dan “aktif”. Untuk kondisi aktif dibagi menjadi dua kategori “available” yaitu kondisi pembangkit bisa dibebani dari nol sampai beban penuh, sedangkan kondisi kedua adalah “unavailable” yaitu saat pembangkit tidak dapat memikul beban (no load) atau keluar dari operasi. PTKKE - BPPT 4 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 Gambar 1 Pengelompokan status unit pembangkit[3] Pada kondisi unavailble (no load) terdapat beberapa jenis outage. Berdasarkan pada Protap Deklarasi Kondisi Pembangkit dan Indeks Kinerja Pembangkit (Protapikp) PLN, outage didefinisikan sebagai kondisi yang terjadi apabila suatu unit tidak sinkron ke jaringan dan bukan dalam status Reverse Shutdown. Berdasarkan status kejadiannya, outage dapat diklasifikasikan sebagai berikut[4]: a. Planned Outage (PO), didefinisikan sebagai keluarnya pembangkit akibat adanya pekerjaan pemeliharaan periodik pembangkit seperti inspeksi, overhaul atau pekerjaan lainnya yang sudah dijadwalkan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit atau sesuai rekomendasi pabrikan. b. Maintenance Outage (MO), didefinisikan sebagai keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan preventif, pemeliharaan korektif, perbaikan atau penggantian suku cadang atau pekerjaan lainnya pada pembangkit yang dianggap perlu dilakukan, yang tidak dapat ditunda pelaksanaannya. c. Startup Failure (SF), didefinisikan sebagai outage yang terjadi ketika suatu unit tidak mampu sinkron dalam waktu start up yang ditentukan setelah dari status outage. Periode Startup untuk masing-masing unit ditentukan oleh Unit pembangkit. d. Forced Outage (FO), didefinisikan sebagai keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi emergensi pada pembangkit atau adanya gangguan yang tidak diantisipasi sebelumnya serta yang tidak digolongkan ke dalam MO atau PO. PTKKE - BPPT 5 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 Karena perencaraan unit pembangkit yang tersedia untuk operasi sistem kemungkinan mengalami force outage maka besarnya cadangan daya tersedia menjadi ukuran dalam menentukan keandalan operasi sistem. Selain itu besarnya forced outage hour (FOH) per tahun dari unit-unit pembangkit yang beroperasi juga mempengaruhi tingkat keandalan sistem operasi pembangkit. Ukuran sering tidaknya unit pembangkit mengalami gangguan dinyatakan dalam force ouatge rate (FOR) yang dirumuskan dalam persamaan berikut: FOR = Jumlah jam unit terganggu (1) Jumlah jam unit beroperasi +Jumlah jam unit terganggu Makin kecil nilai FOR, maka makin tinggi tingkat jaminan operasi dan keandalan sistem pembangkit, dan sebaliknya. Apabila terjadi gangguan operasi pada beberapa unit pembangkit, maka ada kemungkinan daya yang tersedia dalam sistem berkurang sehingga tidak cukup untuk melayani beban yang ada. Dalam kondisi ini terpaksa dilakukan pelepasan beban atau terpaksa sistem kehilangan beban sehingga terjadi pemadaman dalam sistem. Kemungkinan kehilangan beban dalam sistem ini dikenal dengan istilah loss of load probability (LOLP). LOLP merupakan indeks tingkat resiko dalam operasi sistem tenaga listrik yang juga merupakan tingkat jaminan operasi sistem tenaga listrik [5]. Nilai LOLP biasanya dinyatakan dalam hari per tahun. Makin kecil nilai LOLP berarti tingkat keandalan sistem yang makin tinggi, sebaliknya makin besar LOLP maka makin rendah keandalan sistem karena probabilitas sistem tidak dapat melayani beban semakin besar. Nilai LOLP dapat diperkecil dengan menambah daya terpasang atau menurunkan nilai FOR unit pembangkit. Dalam sistem PLN, penentuan nilai LOLP dengan mempertimbangkan harga rupiah per kWh terputus secara nasional. Stardar PLN untuk LOLP ini adalah selama 3 hari per tahun untuk sistem interkoneksi Jawa Bali dan 5 hari per tahun untuk sistem di luar Jawa. Sebelumnya telah dijelaskan bahwa beban yang harus disuplai oleh sistem besarnya berubah-ubah sementara frekuensi sistem harus tetap dijaga konstan. Untuk itu diperlukan suatu sistem penyaluran daya yang dibangkitkan dan pengaturan beban yang dilayani. Untuk menggambarkan tingkat keandalan sistem dengan memperhitungkan kemungkinan gangguan unit pembangkit dan gangguan pada peralatan transmisi dalam PTKKE - BPPT 6 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 suatu sistem interkoneksi, bisa digunakan indeks keandalan sekuriti (n-1). Apabila dalam sistem terdapat n buah elemen baik unit pembangkit maupun peralatan transmisi, sistem tidak akan kehilangan beban (tidak terjadi pemadaman) jika sebuah elemen sistem mengalami gangguan. Syarat keandalan ini bisa juga dibuat indeks keandalan sekuriti (n-2), (n-3) dan seterusnya, tetapi hal ini akan berdampak pada nilai investasi yang besar. Dalam hal ini dapat disimpulkan bhwa LOLP adalah indeks keandalan yang berkaitan dengan neraca daya, sedangkan sekuriti (n-1) adalah indeks keandalan yang terkait dengan konfigurasi sistem. Dalam operasi jaringan sistem transmisi, ada beberapa parameter yang digunakan untuk menentukan tingkat keandalannya antara lain: SOD (system outage duration) dan SOF (system outage frequency). 1. SOD adalah indikator kinerja lama gangguan yang menyebabkan pemadaman sistem transmisi pada titik pelayanan, dengan satuan jam/100 kms. SOD = Lama gangguan yang menyebabkan pemadaman (2) 100 kms transmisi 2. SOF adalah indikator kinerja jumlah gangguan yang menyebabkan pemadaman sistem transmisi pada titik pelayanan, dengan satuan kali/100 kms. SOF = Jumlah gangguan yang menyebabkan pemadaman (3) 100 kms transmisi 2.2 Keandalan Distribusi Keandalan sistem tenaga listrik menjadi kebutuhan penting bagi penyedia, penyalur dan konsumen energi listrik. Keandalan sistem tenaga listrik merupakan ukuran yang menggambarkan tingkat ketersediaan energi listrik dari sistem ke konsumen. Jaringan distribusi merupakan sistem yang paling dekat dengan konsumen. Keandalan sistem distribusi sangat dipengaruhi oleh gangguan yang terjadi pada sistem yang menyebabkan terjadinya pemutusan beban atau outage, sehingga berdampak pada kontinuitas ketersediaan pelayanan tenaga listrik ke pelanggan. Tingkat keandalan pada sistem distribusi listrik dapat dilihat dari frekuensi terjadinya pemutusan beban (outage), berapa lama pemutusan terjadi dan waktu yang dibutuhkan untuk pemulihan sistem dari pemutusan yang terjadi (restoration). Tingkat pemutusan yang terjadi ini berbanding terbalik dengan keandalan sistem. Frekuensi pemutusan beban yang tinggi akan mengakibatkan keandalan sistem yang rendah. Beberapa indikator yang digunakan PTKKE - BPPT 7 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 untuk menunjukkan indeks keandalan dari suatu sistem distribusi listrik antara lain: SAIFI (system average interruption frequency index), SAIDI (system average interruption duration index), CAIDI (customer average interruption duration index). Berikut adalah penjelasan parameter-parameter yang digunakan dalam menentukan keandalan sistem jaringan distribusi dan cara perhitungannya. a. SAIDI adalah indikator dari total durasi interupsi atau lama gangguan untuk rata-rata pelanggan selama periode waktu yang telah ditetapkan. Secara matematis dituliskan sebagai berikut: SAIDI = (4) ∑ 𝑟𝑟 𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑇𝑇 𝑟𝑟𝑖𝑖 : waktu pemulihan gangguan 𝑁𝑁𝑖𝑖 : jumlah pelanggan yang mengalami gangguan 𝑁𝑁𝑇𝑇 : jumlah pelanggan yang dilayani b. SAIFI adalah indikator seberapa sering rata-rata pelanggan mengalami gangguan selama periode waktu yang telah ditetapkan. Secara matematis dituliskan sebagai berikut: SAIFI = (5) ∑ 𝑁𝑁𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑇𝑇 c. CAIDI adalah indikator yang menunjukkan rata-rata waktu yang dibutuhkan untuk memulihkan gangguan. Secara matematis dituliskan sebagai berikut: CAIDI = (6) ∑ 𝑟𝑟 𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑖𝑖 ∑ 𝑁𝑁𝑖𝑖 = SAIDI SAIFI PTKKE - BPPT 8 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 3 DATA INDEKS KEANDALAN SUPLAI DAN DISTRIBUSI DI INDONESIA 3.1 Indeks Keandalan Suplai Pada tabel 1 dan tabel 2 dapat dilihat data lama gangguan di jaringan transmisi dan jumlah gangguan di jaringan transmisi yang diperoleh dari data statistik listrik PLN tahun 2009-2013 [2]. Tabel 1. Data SOD (jam/100 kms) Satuan PLN/Provinsi Indonesia 2009 7,19 2010 3,32 2011 7,07 2012 4,45 2013 0,08 Tabel 1 menunjukkan data SOD atau lama gangguan jaringan transmisi yang terjadi di Indonesia. Pada tahun 2011, SOD mengalami kenaikan dibanding tahun 2010, namun pada tahun 2012 mengalami penurunan. Dan pada tahun 2013 SOD nilainya sangat rendah yang artinya lama gangguan yang terjadi di jaringan transmisi relatif singkat. Tabel 2. Data SOF (kali/100 kms) Satuan PLN/Provinsi Indonesia 2009 1,43 2010 1,42 2011 3,17 2012 1,52 2013 0,27 Tabel 2 menunjukkan data SOF atau jumlah gangguan jaringan transmisi di Indonesia. Pada tahun 2011, SOF mengalami kenaikan yang cukup besar dibanding tahun 2010 tetapi pada tahun 2012 kembali mengalami penurunan. Dan pada tahun 2013 SOF nilainya relatif sangat kecil yang artinya sangat jarang terjadi gangguan transmisi pada tahun tersebut. 3.2 Indeks Keandalan Distribusi Pada tabel 3 sampai dengan tabel 5 dapat dilihat data SAIDI, SAIFI, SOD dan SOF untuk beberapa wilayah di Indonesia yang diperoleh dari data statistik listrik PLN tahun 2009-2013. Tabel 3. Data SAIDI (jam/pelanggan) Satuan PLN/Provinsi Indonesia 2009 16,7 2010 6,97 2011 4,71 Dist. Jakarta Raya dan Tangerang 17,10 6,72 4,12 2012 2013 3,85 5,76 5,59 4,08 PTKKE - BPPT 9 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan Dist. Jawa Barat dan Banten Dist. Jawa Tengah dan Yogjakarta Dist. Jawa Timur Dist. Bali Wil. Sumatera Utara Wil. Kalsel dan Kalteng Wil. Sulsel, Sultra, Sulbar 6,02 18,53 1,99 1,04 126,49 3,86 1,99 7,57 1,68 0,83 34,41 3,56 2,10 8,94 1,04 0,71 7,39 3,11 1,71 3,51 2,12 5,15 5,21 9,02 3,08 2,22 2,00 5,69 2014 1,22 9,54 4,24 3,47 3,87 5,25 4,15 Tabel 3 menunjukkan data durasi gangguan yang dialami pelanggan selama satu tahun. Hampir semua wilayah di Indonesia pernah mengalami gangguan di jaringan distribusi. Secara nasional SAIDI mulai mengalami penurunan sejak tahun 2010 dan sedikit mengalami kenaikan pada tahun 2013. Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang memiliki kecenderungan nilai SAIDI yang menurun setiap tahunnya. Distribusi Jawa Barat dan Banten memiliki SAIDI terendah dibanding wilayah lain di Indonesia dan nilainya terus menurun sejak tahun 2009 sampai 2013. SAIDI untuk distribusi Jawa Tengah dan Yogjakarta sedikit lebih tinggi dari angka nasional dan nilainya mengalami kenaikan pada tahun 2013. Distribusi Jawa Timur mengalami kenaikan SAIDI mulai tahun 2012 tetapi nilainya masih dibawah angka SAIDI nasional. Wilayah Bali mengalami kenaikan SAIDI yang cukup tinggi pada tahun 2012 dan pada tahun 2013 mulai menunjukkan penurunan. SAIDI di wilayah Sumatera Utara mengalami penuruanan sejak tahun 2010 hingga 2013. Di wilayah Kalimantan dan Sulawesi nilai SAIDI menunjukkan terjadinya kenaikan pada tahun 2012 dan kembali turun pada tahun berikutnya. Tabel 4. Data SAIFI (kali/pelanggan) Satuan PLN/Provinsi Indonesia Dist. Jakarta Raya dan Tangerang Dist. Jawa Barat dan Banten Dist. Jawa Tengah dan Yogjakarta Dist. Jawa Timur Dist. Bali Wil. Sumatera Utara Wil. Kalsel dan Kalteng Wil. Sulsel, Sultra, Sulbar 2009 10,78 7,09 5,41 13,21 3,51 1,62 53,13 5,03 7,33 2010 6,82 4,46 3,54 9,77 2,80 1,34 20,06 4,23 4,47 2011 4,90 2,99 2,02 8,59 1,81 0,97 10,4 3,82 4,8 2012 4,22 4,07 2,8 4,24 2,99 4,74 6,64 6,1 6,91 2013 7,26 3,05 1,89 13,05 3,41 4,01 6,68 4,99 4,53 Tabel 4 menunjukkan data frekuensi gangguan yang dialami rata-rata pelanggan selama satu tahun. Frekuensi gangguan di jaringan distribusi ini dikontribusi dari seluruh PTKKE - BPPT 10 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 wilayah di Indonesia. Secara nasional SAIFI mengalami penurunan pada tahun 2010 dibanding tahun 2009 dan terus menurun sampai tahun 2012. Tetapi pada tahun 2013 nilai SAIFI kembali mengalami kenaikan. Di distribusi Jakarta Raya dan Tangerang menunjukkan terjadinya penurunan SAIFI pada tahun 2013 dibanding 2012 . Distribusi Jawa Barat dan Banten memiliki SAIFI terendah dibanding wilayah lain di Indonesia. Distribusi Jawa Tengah dan Yogjakarta mengalami kenaikan SAIFI yang cukup signifikan di tahun 2013. Distribusi Jawa Timur dan distribusi Bali menunjukkan terjadinya penurunan SAIFI pada tahun 2013 dibanding tahun sebelumnya. Wilayah Sumatera Utara memilki kecenderungan penurunan SAIFI tiap tahunnnya dimulai pada tahun 2010. Sedangkan di wilayah Kalimantan dan Sulawesi menunjukkan penurunan SAIFI di tahun 2013 dibanding tahun 2012. Tabel 5. Jumlah Gangguan Distribusi (kali/100 kms) Satuan PLN/Provinsi Indonesia Dist. Jakarta Raya dan Tangerang Dist. Jawa Barat dan Banten Dist. Jawa Tengah dan Yogjakarta Dist. Jawa Timur Dist. Bali Wil. Sumatera Utara Wil. Kalsel dan Kalteng Wil. Sulsel, Sultra, Sulbar 2009 17,54 38,19 22,85 9,61 16,57 5,07 34,48 11,44 - 2010 19,81 21,97 22,97 8,46 89,64 16,04 6,82 2011 12,98 19,67 35,1 2,45 9,97 13,32 5,28 2012 7,48 0,32 13,81 3,14 11,55 0,67 11,08 4,18 2013 19,98 19,15 18,24 11,2 0,04 9,78 52,85 8,28 4,42 Tabel 5 menunjukkan data jumlah gangguan di sistem distribusi tahun 2009-2013. Secara nasional terjadi kenaikan jumlah gangguan yang cukup signifikan pada tahun 2013 dibanding tahun 2012. Sedangkan di beberapa wilayah seperti distribusi Jawa Timur, distribusi Bali, wilayah Kalimantan dan Sulawesi mrnunjukkan terjadinya penurunan jumlah gangguan di tahun yang sama. Dalam rangka meningkatkan keandalan sistem ditribusi, PLN telah mengadakan program peningkatan keandalan sistem seperti “perang padam” dengan menerapkan target tertentu dalam penentuan parameter keandalan sistem distribusi di setiap wilayah operasi dan layanan. Sebagai contoh di PLN Distribusi Jakarta Raya & Tangerang menerapkan sistem “Andalanku 345 9” yang berati angka 3 adalah lama padam maksimal 3 jam, angka 45 adalah respon time gangguan 45 menit dan angka 9 adalah 9 PTKKE - BPPT 11 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 kali padam per tahun. Program ini menjadi acuan masing-masing unit distribusi untuk meningkatkan layanan penyediaan listrik ke masyarakat. PTKKE - BPPT 12 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 4 TEKNOLOGI PENINGKATAN KEANDALAN 4.1 Teknologi Peningkatan Keandalan Suplai 4.1.1 Sistem sekuriti (n-1) Dalam sistem transmisi tenaga listrik, apabila ada bagian sistem yang mengalami gangguan maka sistem yang tersisa harus memikul beban penyaluran yang lebih besar tetapi masih dalam batas yang diizinkan. Keandalan sistem penyaluran terkait dengan kemampuan dalam mempertahankan sistem pada gangguan yang terjadi secara tibatiba. Keandalan dan kemananan suatu sistem tenaga listrik dicapai dengan operasi sistem yang toleran terhadap gangguan satu atau lebih elemen listrik yang dapat menyebabkan gangguan total pada sistem. Dalam sistem interkoneksi, sistem sekuriti (n-1) dapat dijelaskan apabila pada n buah elemen baik unit pembangkit maupun peralatan transmisi, sistem tidak akan kehilangan beban (tidak terjadi pemadaman) jika sebuah elemen sistem mengalami gangguan. Untuk mencapai keandalan sistem penyaluran perlu memperhatikan konfigurasi dari sistem transmisi agar dapat memenuhi kondisi sekuriti (n-1) dengan memperhatikan load dari tiap-tiap elemen dalam merespon kondisi beban yang berubah-ubah. 4.1.2 Teknologi pembangkit peaker Pembangkit peaker adalah pembangkit yang berfungsi sebagai pemikul beban puncak sistem. Karakteristik pembangkit peaker ini antara lain memiliki waktu start up dan stop yang pendek untuk menghasilkan daya. Beberapa contoh jenis pembangkit yang bisa digunakan untuk pembangkit peaker adalah PLTG, PLTGU dan PLTMG. a. PLTG Skema operasi sistem PLTG diilustrasikan pada gambar 2. Udara yang telah difilter dialirkan ke kompresor untuk dinaikkan tekanannya menjadi kira-kira 13 kg/cm2 [6]. Udara yang telah terkompresi kemudian dialirkan ke combustor atau ruang bakar. Di dalam combustor, udara bertekanan dicampur dengan bahan bakar dan dibakar. Apabila menggunakan bahan bakar gas, maka gas bisa langsung dicampur dengan udara untuk dibakar, tetapi jika menggunakan minyak, maka minyak harus dijadikan kabut terlebih dahulu. Teknik pencampuran bahan bakar dan udara sangat mempengaruhi efisiensi pembakaran. Pembakaran dalam combustor menghasilkan gas bersuhu tinggi kira-kira PTKKE - BPPT 13 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 1.300°C. Gas ini kemudian dialirkan menuju turbin untuk dikonversikan menjadi energi mekanik dalam turbin sebagai penggerak generator sehingga generator menghasilkan energi listrik. Karena beroperasi pada temeperatur tinggi maka turbin perlu didinginkan dengan udara. Selain masalah pendinginan, operasi turbin pada suhu tinggi ini beresiko korosi suhu tinggi yaitu bereaksinya logam kalium, vanadium dan natrium yang terkandung dalam bahan bakar dengan bagian turbin seperti sudu dan saluran gas panas (hot gas path). Oleh karena itu bahan bakar yang digunakan tidak boleh mengandung logam-logam tersebut melebih batas tertentu (<1 ppm). Di Indonesia, bahan bakar yang memenuhi syarat hanya solar, High Speed Diesel Oil (HSD) dan gas. Siklus operasi dari PLTG dijelaskan dalam gambar 3. Gambar 2. Prinsip kerja unit pembangkit turbin gas Gambar 3. Siklus operasi PLTG, Diagram P-V dan Diagram T-S [7] Langkah-langkah siklus operasi PLTG pada gambar 3 adalah: a. Siklus 1-2 : Udara luar dihisap dan ditekan di dalam kompresor, menghasilkan udara bertekanan (langkah kompresi) b. Siklus 2-3 : Udara bertekanan dari kompresor dicampur dengan bahan bakar, terjadi reaksi pembakaran yang menghasilkan gas panas (langkah pemberian panas) PTKKE - BPPT 14 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 c. Siklus 3-4 : Gas panas hasil pembakaran dialirkan untuk memutar turbin (langkah ekspansi) d. Siklus 4-1 : Gas panas dari turbin dibuang ke udara luar (langkah pembuangan) Operasi unit PLTG termasuk unit yang masa start stopnya pendek yaitu antara 15-30 menit dan sebagain besar dapat distart tanpa pasokan daya dari luar atau dikenal dengan black start dengan menggunakan mesin diesel sebagai motor start. Unit PLTG memiliki selang waktu pemeliharaan (time between overhaul) yang pendek, yaitu sekitar 40005000 jam operasi. Semakin sering unit mengalami start-stop maka makin sering pula waktu pemeliharaannya. Meskipun jam operasi belum mencapai 4000 jam tetapi jika start-stop sudah mencapai 300 kali maka PLTG harus dilakukan pemeriksaan (inspeksi) dan pemeliharaan. Selain itu yang juga harus menjadi perhatian adalah bagian-bagian yang terkena aliran gas hasil pembakaran bersuhu tinggi seperti combuster, hot gas path dan blades. Bagian-bagian ini yang paling sering mengalami kerusakan (retak) sehingga harus diperbaiki atau diganti. Proses start-stop akan mempercepat proses kerusakan (keretakan), karena start-stop menyebabkan proses pemuaian dan pengerutan yang tidak kecil yang mengakibatkan mechanical stess. Hal ini dikarenakan pada saat unit dingin, suhunya sama dengan suhu ruangan (30°C) sedangkan pada kondisi operasi suhu mencapai 1.300°C karena terkena gas hasil pembakaran. Dengan memperhatikan buku petunjuk pabrik, ada unit PLTG yang bisa dibebani lebih tinggi 10% dari nominalnya selama 2 jam atau dikenal dengan peak operation. Apabila hai ini dilakukan maka harus diperhitungkan dengan mempercepat selang waktu antara inspeksi karena peak operation menambah keausan pada turbin gas sebagai akibat kenaikan suhu operasi. b. PLTGU PLTGU combined cycle merupakan pembangkit listrik kombinasi antara PLTG dan PLTU. Uap penggerak turbin pada PLTU diperoleh dengan memanfaatkan gas buang dari PLTG yang umumnya memiliki suhu >400°C [6]. Dengan metode ini, bisa diperoleh PLTU dengan daya sebesar 50% daya PLTG. Ketel uap yang digunakan untuk memanfaatkan gas buang PLTG didisain khusus untuk mengalirkan gas buang yang dikenal dengan heat recovery steam generator (HRSG). Prinsip kerja dari PLTGU dijelaskan pada gambar 4. Sebuah unit turbin gas beroperasi secara bersama dengan sebuah unit turbin uap yang memanfaatkan gas buang PLTG. Gas buang yang keluar dari ketel uap PLTG dialirkan ke turbin uap PLTU melalui HRSG. Keluar dari turbin PTKKE - BPPT 15 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 uap, uap dialirkan ke kondensor untuk diembunkan. Dari kondensor, air dipompa untuk dialirkan ke ketel uap. Gambar 4. Prinsip Kerja PLTGU HRSG dapat terdiri atas 3 drum uap dengan tekanan uap yang berbeda: tekanan tinggi (HP), tekanan menengah (IP) dan tekanan rendah (LP). Dalam operasinya, unit turbin gas dapat dioperasikan lebih dahulu untuk menghasilkan daya listrik, sementara gas buangnya diproses dalam HRSG untuk menghasilkan uap. Sekitar 6 jam kemudian, setelah uap dalam ketel uap cukup banyak, uap dialirkan ke turbin uap untuk menghasilkan daya listrik. Daya yang dihasilkan turbin uap tergantung pada besarnya gas buang yang dihasilkan dari unit PLTG. Oleh karena itu dalam pengoperasian PLTGU, pengaturan daya PLTGU dilakukan dengan mengatur daya PLTG, sedangkan PLTU menyesuaikan dengan gas buang dari unit PLTG. Selang waktu pemeliharaan untuk unit PLTG lebih pendek daripada unit PLTU, sehingga perlu dilakukan koordinasi pemeliharaan dalam suatu blok PLTGU agar daya yang dihasilkan tidak terlalu banyak berubah sepanjang waktu. c. PLTMG Pembangkit listrik tenaga mesin gas (PLTMG) merupakan salah satu jenis pembangkit listrik yang digunakan untuk membantu suplai lisrik pada beban puncak. Salah satu jenis gas engine (mesin gas) yang digunakan untuk pembangkit listrik adalah Piston (Reciprocating) Engine Power Plants [8]. Pembangkit berjenis ini memiliki pembangkit dengan mesin piston atau Internal Combustion Engine (ICE). Pada gambar 5 PTKKE - BPPT 16 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 ditunjukkan salah satu layout umum untuk pembangkit listrik dengan Internal Combustion Engine (ICE) : Gambar 5. Prinsip Kerja ICE ICE telah disempurnakan dan dikembangkan selama 100 tahun terakhir untuk berbagai macam aplikasi dari mesin kecil 1 cc untuk model pesawat hingga mesin raksasa untuk keperluan kelautan dengan output daya hingga puluhan megawatt. Merupakan jenin mesin reciprocating dengan ukuran yang kompak dan variasi output daya serta pilihan jenis bahan bakar yang digunakan merupakan jenis mesin yang ideal untuk menjadi satu set pembangkit listrik (genset) yang menjadi penyedia utama daya listrik di daerah terpencil atau secara umum untuk menyediakan daya listrik yang mobile dan keperluan darurat ataupun sebagai back up. Genset dirancang untuk bekerja pada kecepatan tetap karena kebutuhan untuk menghasilkan output tegangan AC dengan frekuensi yang tetap. Sebuah monitor kecepatan rotor memberikan indikasi frekuensi dari output pembangkit untuk diumpankan balikkan untuk mengontrol katup pasokan bahan bakar untuk menjaga agar frekuensi yang dihasilkan konstan. Tegangan yang dihasilkan akan sebanding dengan kecepatan hingga rangkaian magnetik mengalami saturasi ketika nilai tegangan mengalami kenaikan bersamaan dengan meningkatnya kecepatan, kemudian mesin akan memperlambat secara dramatis. Daya keluaran dapat dikontrol dengan menggunakan regulator yang dikendalikan dengan thyristor yang sudut penyalaan thyristor bervariasi yang pada gilirannya akan menghasilkan arus rata-rata yang bervariasi terhadap beban. ICE terdiri atas satu atau lebih silinder, dimana masing-masing silinder diseal di satu ujungnya dan terbuka di sisi lainnya, di mana disisi piston yang tertutup dapat bergerak ke atas dan ke bawah. Mesin mendapatkan daya dari pembakaran campuran udara dan bahan bakar yang dikompresi dalam setiap silinder secara berurut. Bahan bakar dinyalakan ketika piston berada di bagian atas tak dan dorongan dari gas pembakaran PTKKE - BPPT 17 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 mendorong piston ke bawah. Gerakan bolak balik dari piston diubah menjadi gerakan putar oleh crankshaft yang memberikan daya untuk aplikasi yang diinginkan, dalam hal ini untuk pembangkitan. Udara atau campuran antara udara dan bahan bakar dimasukkan ke dalam silinder ketika piston berada pada titik terendah silinder dan roda gila pada crankshaft memberikan momentum untuk mendorong piston ke atas untuk melakukan kompresi. Piston dan batang penghubung dalam mesin reciprocating membentuk suatu potensial yang besar yang mengalami percepatan dari nol sampai kecepatan yang tinggi dan melambat kembali ke nol lagi dalam setiap revolusi atau perputaran mesin (100 kali per detik di mesin yang beroperasi pada kecepatan 6000 rpm). Hal ini memeberikan pasokan yang besar pada bagian yang bergerak dari mesin. Banyak metode yang digunakan dalam pemasokan udara dan bahan bakar ke dalam silinder, pengendalian pengapian dan pembuangan gas buang yang telah dikembangkan selama bertahun-tahun. Dua tipe yang utama adalah spark ignition (menggunakan busi) atau mesin roda Otto dan kompresi pengapian atau mesin Diesel. Kedua jenis mesin ini dapat dirancang dengan operasi empat tak atau dua tak. Secara praktis output daya dibatasi oleh pembatasan aliran udara karena keterbatasan pada ukuran dan bentuk dari jalur intake dan exhaust, efisiensi pencampuran bahan bakar, tingkat propagasi pengapian, gesekan, kemampuan komponen mekanis untuk menahan tekanan kompresi yang tinggi dalam silinder dan gaya inersia yang sangat tinggi pada bagian reciprocating termasuk batang penghubung dan mekanisme katupnya. Karakteristik performansi untuk mesin kecil yang dihasilkan dengan mempertimbangkan batasan di atas ditunjukkan gambar 6. Gambar 6. Kurva engine power dan torsi Daya dan torsi meningkat seiring dengan peningkatan kecepatan mesin tetapi akan mencapai puncak dan mengalami penurunan setelah melewati ambang batas atasnya. Hal ini merupakan kekurangan yang cukup besar dalam aplikasi otomotif yang PTKKE - BPPT 18 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 membutuhkan tenaga dan torsi yang lebar dalam variasi kecepatan mesin, tetapi tidak untuk aplikasi pembangkit yang biasanya berjalan pada kecepatan yang konstan. 4.2 Teknologi Peningkatan Keandalan Distribusi 4.2.1 Pengaturan beban Keseimbangan antara daya dan beban menjadi masalah utama dalam sistem tenaga listrik. Untuk itu diperlukan suatu strategi pengaturan beban dalam rangka mempertahankan frekuensi sistem. Apabila terjadi penurunan frekuensi beban secara terus menerus dan pembangkit sudah maksimum, maka untuk mempertahankan frekuensi sistem harus dilakukan pelepasan beban. Pelepasan beban ini bisa dilakukan secara manual ataupun otomatis dengan beberapa tahap penurunan frekuensi. Berikut ini adalah skema pelepasan beban yang dilakukan oleh PLN P3B Jawa Bali untuk merespon frekuensi sistem [9]. a. Pelepasan Beban Manual, apabila terjadi kekurangan daya pembangkit pada sistem namun tidak mengakibatkan turunnya frekuensi secara curam, maka beban dilepas secara manual melalui skema A dan skema B. Skenario skema A dan B di tabel 6 dirancang untuk mengatasi defisit daya, yang diindikasikan oleh turunnya frekuensi antara 49,5 Hz s.d. 49,1 Hz. Beban yang akan dilepas oleh skema A adalah sebesar 625 MW dan Skema B sebesar 625 MW, dihitung berdasarkan pada indeks kekuatan sistem saat ini yaitu 900 MW/Hz. b. Pelepasan Beban Otomatis, apabila terjadi penurunan frekuensi secara terus menerus maka untuk mempertahankan frekuensi sistem bisa dilakukan pelepasan beban secara otomatis dengan menggunakan UFR (under frequency relay). Penggunaan UFR bisa dengan dua metode yaitu frekuensi tetap yang didasarkan pada kecepatan penurunan frekuensi (df/dt) di tabel 6. Penerapan skenario pelepasan beban otomatis bertahap adalah sebagai berikut: • Rentang daerah kerja UFR antara 49,0 - 48,4 Hz dengan perbedaan antara setiap tahap sebesar 0,1 Hz • Pelepasan beban dilakukan di penyulang 20 kV, trafo distribusi atau penghantar radial SUTT (saluran udara tegangan tinggi) dan SKTT (saluran kabel laut tegangan tinggi). Skema alokasi beban yang dilepas ditunjukkan pada tabel 6. Pemisahan target beban yang dilepas dilakukan karena beban yang akan dilepas ditahap 5-7 tabel 6 tidak PTKKE - BPPT 19 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 hanya untuk skenario pelepasan beban bertahap (48,6 Hz s.d 48,4 Hz) tetapi juga untuk skenario pelepasan beban oleh relay df/dt (49,2 Hz). Tabel 6. Skema pelepasan beban oleh UFR[9] c. Pelepasan Beban Pelanggan TT/TM, merupakan skema pelepasan beban berdasarkan pada segmentasi pelanggan untuk memberikan produk pelayanan dengan segmentasi keandalan. d. Over Load Shedding (OLS). IBT dan saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteria N–1 telah dilengkapi skema OLS. Ini dilakukan untuk menghindari kondisi beban lebih pada IBT atau SUTET yang masih beroperasi bila terjadi gangguan pada salah satu IBT atau SUTET. Pelepasan beban melalui OLS dilakukan berdasarkan pada indikator ampere untuk mencegah pemadaman meluas. e. Over Generation Shedding (OGS). Saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteri N–1 terkait evakuasi pembangkit, dilengkapi skema OGS yang akan melepas beberapa unit pembangkit. Pelepasan ini dilakukan untuk mencegah gangguan pada sistem secara keseluruhan karena tidak terpenuhinya kriteria n-1. Skema OGS telah dipasang di SUTET Suralaya–Balaraja, SUTET Gandul–Balaraja, Cilegon– Cibinong, SUTET Ungaran–Tanjung Jati, SUTT Priok-Plumpang dan SUTT Indramayu – Sukamandi. PTKKE - BPPT 20 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 f. Islanding Operation. Apabila setelah pelepasan beban oleh UFR dan frekuensi sistem masih merosot, maka pada frekuensi 48,3 Hz, beberapa pusat listrik akan terpisah dari sistem interkoneksi Jawa Bali yaitu: • PLTU/GU Muarakarang + PLTU Lontar ( 1198MW + 870MW) • PLTGU Priok (423MW) • PLTP Salak + PLTU Pelabuhan Ratu (170MW + 900MW) • PLTP Kamojang + Drajat (132MW + 52MW) • PLTP Drajat 3 (196MW) • PLTU Rembang + PLTU Cilacap + PLTA Mrica + PLTP Dieng (560MW + 40MW + 214MW + 45MW) • PLTU Labuan + PLTGU Cilegon (560MW + 1329MW) • PLTU Pacitan (580MW) • PLTU Indramayu (870MW) • PLTU Paiton (740MW+615MW) • PLTG Gilimanuk (130MW) • PLTU/G/GU Gresik (1380MW) • PLTGU Grati (1151MW) • PLTA Sutami (105MW) • PLTG/D Pasanggaran (124+80MW) Tujuan penerapan islanding operation adalah untuk melindungi pembangkit pada island tersebut agar tidak padam (trip). Island dibentuk dengan melepas beberapa transmisi serta beban sedemikian rupa sehingga dicapai keseimbangan antara kemampuan pembangkit yang sedang beroperasi dengan beban di island tersebut. Bila island gagal dibentuk, atau beban island tersebut terlampau besar, maka pada frekuensi 47,5 Hz pembangkit akan beroperasi host–load, yaitu hanya memikul beban pemakaian sendiri. Diagram strategi pelepasan beban pada berbagai frekuensi sistem tenaga listrik Jawa Bali ditunjukkan pada gambar 7. PTKKE - BPPT 21 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 Gambar 7. Strategi Pelepasan Beban Sistem Jawa Bali [9] 4.2.2 Teknologi isolasi gangguan Untuk mencagah meluasnya gangguan yang terjadi pada sistem tenaga listrik maka perlu dilakukan isolasi untuk mengurangi dampak pemadaman yang terjadi. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengisolasi gangguan ini adalah dengan sistem SCADA. SCADA adalah sistem yang mampu melakukan pengawasan dan pengendalian (controlling) jarak jauh. Sistem SCADA memiliki fungsi untuk telemetering, telesignal dan telecontrol. Dengan kemampuan ini SCADA dalam melakukan monitoring dan kontrol pada sistem adalah secara kontinyu. Beberapa fungsi dari sistem SCADA yaitu: a. Mempercepat proses pemulihan suplai tenaga listrik yang mengalami gangguan b. Memonitor performa jaringan untuk perbaikan atau pengembangan sistem c. Melakukan optimasi pembebanan jaringan SCADA dapat digunakan untuk mendeteksi indikator gangguan yang ada di gardu induk, gardu hubung dan gardu tengah melalui sistem remote atau jarak jauh. Dalam proses isolasi gangguan sistem, SCADA menerima adanya signal gangguan dari sistem fault detector seperti HFD (Homopolar Fault Detector) yang terpasang di feeder-feeder listrik. Dengan kemampuan telesignal dan telecontrol, SCADA dapat mendeteksi area yang mengalamai gangguan dan dapat mengirimkan perintah untuk memutuskan sambungan secara real time sehingga dampak gangguan pada area lain dapat diminimalisir dengan cepat. Tetapi untuk proses pemulihan gangguan masih harus dilakukan oleh dispatcher di lokasi gangguan. Sistem deteksi gangguan yang lain adalah melalui GFD (ground fault detector). GFD dapat mendeteksi gangguan yang terjadi di feeder tetapi masih belum bisa terkoneksi dengan sistem SCADA. Kondisi ini PTKKE - BPPT 22 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 menyebabkan deteksi gangguan tidak bisa dimonitoring secara real time sehingga harus ada tim dispathcer yang datang ke lokasi untuk melakukan pemutusan sambungan agar gangguan tidak berdampak meluas. Beberapa sistem GFD sudah memiliki kemampuan komunikasi melalui sistem GPRS, sehingga data signal gangguan tetap bisa dikirimkan melalui sistem radio GSM. Teknologi GFD, HFD dan SCADA yang dijelaskan sebelumnya digunakan dalam kontrol monitoring outage dalam skala yang besar atau outage dengan dampak gangguan yang luas seperti pada gardu induk (feeder-scale). Untuk gangguan pada skala yang lebih kecil seperti pada pelanggan (customer-scale) bisa dilakukan dengan memanfaatkan teknologi AMI (advanced metering infrastructure)[10]. AMI digunakan dalam kontrol monitoring outage dengan skala yang lebih kecil melalui smart meter yang dipasang di pelanggan. Smart meter dapat mengirimkan sinyal gangguan ke operator listrik sehingga gangguan dapat dideteksi secara cepat. 4.2.3 Flexible AC transmission system (FACTS) Pada sistem transmisi konvensional, proses pembangunan infrastruktur transmisi yang baru dilakukan melalui pembangunan saluran transmisi, gardu induk dan peralatan pendukung lain. Proses ini tentu memerlukan biaya yang sangat besar dan waktu yang relatif lama serta berbagai masalah-masalah yang harus dihadapi seperti pembebasan lahan, dampak terhadap lingkungan dll. Berbeda dengan sistem transmisi konvensional, FACTS adalah sistem operasi transmisi dengan investasi infrastuktur dan dampak lingkungan yang minimal dan waktu implementasi yang relatif lebih pendek dibandingkan dengan konstruksi saluran transmisi yang baru pada sistem transmisi konvensional. FACTS merupakan transmisi AC dengan rangkaian sistem power elektronics dan kontroler yang dapat meningkatkan kemampuan kontrol dan transfer daya pada sistem transmisi. Perbandingan berbagai jenis divais kontrol yang digunakan dalam sistem transmisi AC konvensional dan FACTS ditunjukkan pada gambar 8 [11]. Keuntungan dari divais FACTS adalah fleksibilitas dalam kontrol sehingga memungkinkan peningkatan stabilitas dan efiseinsi dari jaringan transmisi yang sudah ada. Signifikansi penggunaan divais power electronics dibandingkan dengan static controllers adalah respon yang cepat dan tanpa batasan jumlah operasi. Thyristor, GTO dan IGBT mengarah pada berbagai jenis FACTS controller dan HVDC converter. Kontroler ini secara dinamis mengontrol impedansi, tegangan, aktif dan reaktif daya PTKKE - BPPT 23 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 pada jaringan. Divais ini dapat menyerap atau mensuplai daya reaktif dan dengan storage divais ini juga dapat mengabsorp dan mensuplai daya aktif. Semua ini dilakukan dalam kecepatan tinggi, kontrol yang dinamis dan kondisi steady state. Gambar 8. Compensator devices, network controller dan FACTS Transmisi tegangan ekstra tinggi jarak jauh dengan mengguanan jaringan AC membutuhkan beberapa jenis reactive compensation. Hal ini dikarenakan adanya distribusi series reactance dan shunt susceptance yang inheren sepanjang saluran transmisi AC. Jika tidak dipasang reactive compensation yang sesuai maka operasi sistem tegangan ekstra tinggi pada steady state yang berbeda dan kondisi yang dinamis akan menjadi sangat sulit. Pada dasarnya, reactive compensation dapat diterapkan pada power sistem dalam dua cara yaitu series dan shunt compensation. Series capacitor digunakan unruk mengontrol sistem transmisi daya melalui kontrol elemen longitudinal, sebagai contoh elemen yang ditempatkan secara memanjang di saluran transmisi. Hal ini berbeda dangan shunt element controls, seperti kontrol pembangkit, beban atau menggunakan sataic var compensators. Pada sistem transmisi AC tegangan tinggi jarak jauh biasanya mengkombinasikan kedua jenis compensator ini untuk memperoleh hasil yang optimal. Berikut ini akan dijelaskan contoh beberapa tipe divais FACTS : a. Static Var Compensator (SVC), adalah divais kompensator rective power dengan teknologi high power thyristor. SVC merupakan static shunt reactive device yang dapat menghasilkan atau menyerap daya reaktif dengan menggunakan thyristor PTKKE - BPPT 24 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 switch. SVC dapat meningkatkan sistem transmisi dan distribusi dengan beberapa cara. Pemasangan SVC pada satu atau lebih titik di jaringan dapat meningkatkan kemampuan transfer dan mengurangi losses dan menjaga kestabilan profil tegangan pada kondisi jaringan yang berbeda. Berikut ini akan dijelaskan beberapa keuntungan penggunaan SVC. • Pada sistem transmisi: o Menstabilkan tegangan o Mengurangi losses transmisi o Mengingkatkan kapasitas transmisi, mengurangi atau menghilangkan kebutuhan saluran transmisi baru o Batas stabilitas transisen yang lebih tinggi o Penigkatan redamana gangguan minor o Kontrol tegangan dan stabilitas yang lebih tinggi o Redaman power swing • Pada sistem distribusi: o Menstabilkan tegangan di ujung penerimaan o Menigkatkan produktivitas, dengan tegangan yang stabil maka utilisasi kapasitas menjadi lebih baik o Mengurangi konsumsi daya reaktif o Menyeimbangkan beban yang asimetris, mengurasi losses sistem o Sedikit tekanan pada mesin asinkron o Memngkinkan penggunaan peralatan yang lebih baik (terutaman trafo dan kabel) o Mengurangi fluktuasi tegangan dan flicker Sebuah SVC biasanya terdiri dari transformator, reactors, capacitors, dan katup thyristor bi-directional. Beberapa skema umum rangkaian SVC yang dipasang di sistem trafo ditunjukkan pada gambar 9. PTKKE - BPPT 25 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 Gambar 9. Skema rangakaian SVC (1) FC/TCR dan (2) TSC/TCR 1. FC/TCR – Fixed Capacitor (filter) / Thyristor-Controlled Reactor 2. TSC/TCR – Thyristor-Switched Capacitors/Thyristor-Controlled Reactor b. Dynamic Power Flow Controller (DPFC), digunakan untuk mengontrol aliran daya. DPFC adalah divais hibrid yang terdiri dari PST (phase shifting transformer) standar dengan tap-changer, sejumlah TSC/TSR yang terhubung seri dan mechanically switched shunt capacitor (MSC). Diagram dari DPFC ditunjukkan pada gambar 10. Gambar 10. Konfigurasi dari DPFC Prinsip operasi dari DPFC dijelaskan sebagai berikut. • TSC/TSR diaktifkan jika dibutuhkan respon yang cepat • Pemulihan overload dan operasi dalam kondisi penting pertama kali dihandle oleh TSC/TSR • Switching dari PST tap-changer diminimalkan, tarutama untuk arus yang lebih tinggi dari beban standar • Total konsumsi daya reaktif dari divais dapat dioptimasi dengan pengoperasian MSC, tap-changer dan switched capacitors/reactors Karena konfigurasi hibrid ini, DPFC dapat menghasilkan kontrol yang cepat dan memungkinkan pengurangan losses dan peningkatan kapasitas transmisi dibanding divais PST yang lebih lambat atau tanpa adanya divais kontrol aliran daya. c. Short Circuit Fault Current Limiter (SCFCL), merupakan divais yang digunakan untuk membatasi arus short circuit. Konsep dari divais ini adalah kombinasi dari PTKKE - BPPT 26 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 susunan seri dari series reactor dan series capacitor. Rangkaian ini diatur pada frekuensi dasar sehingga mengeliminasi masalah pada series reactor seperti pengaruhnya pada stabilitas sistem, masalah pembagian beban dan masalah profil tegangan. Single line diagram dari divais ini ditunjukkan pada gambar 11. Gambar 11 Single line diagram SCFCL Pada saat terjadi short circuit, series capacitor akan secara cepat di-bypass oleh fast protective device (FPD) dan arus short circuit akan dibatasi oleh series reactor. d. Voltage Source Converter – HVDC (VSC-HVDC). Sistem transmisi DC tegangan tinggi yang didasarkan pada teknologi voltage source converter di mana valve-nya dibangun dari insulated gate bipolar transistor (IGBT). Converter tipe ini dapat memutus arus DC secara independen dari tegangan AC. Tegangan ± DC dijaga tetap konstan pada nilai yang diperintahkan oleh frekuensi switching rectifier. Daya aktif dan reaktif dikontrol secara terpisah. Daya aktif dikontrol dari pengaturan perbedaan antara sudut fasa tegangan output AC dari converter dan tegangan sistem AC yang diukur di phase reactors. Daya reaktif dikontrol melalui pengaturan amplitudo tegangan AC keuaran dari converter. Keuntungan dari sistem transmisi ini adalah kontrol yang cepat pada aliran daya aktif dan penentuan daya rekatif yang independen pada kedua ujungnya. Daya rekatif meningkatkan kinerja kualitas tegangan dan losses dari sistem jaringan AC. Pengontrolan aliran daya aktif mencegah terjadinya outage beruntun karena sistem dihindarkan dari kondisi overload. e. Static Compensator (STATCOM) with energy storage. STATCOM pada dasarnya adalah voltage source convereter yang menghubungkan sebuah kapasitor sebagai elemen paralel pada jaringan. Kapasitor ini sendiri merupakan penyimpan energi dengan kapasitas yang sangat terbatas. Oleh karena ini STATCOM hanya menghasilkan daya reaktif. Keuntungan dari divais ini adalah respon yang lebih cepat dibandingkan SVC dan dapat digunakan untuk peningkatan kualiatas daya yang biasanya dipasang pada sisi beban. Variasi daya aktif jangka pendek dapat PTKKE - BPPT 27 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 dibuffer dan bersama dengan gangguan daya reaktif pada jaringan dapat dikurangi secara efektif. 4.2.4 Teknologi trafo distribusi dan transmisi Pertumbuhan populasi dan industri menyebabkan kenaikan kebutuhan energi listrik. Sumber energi listrik tidak selalu berada ditempat yang sama dengan pembangkit listrik, sehingga membutuhkan system transmisi dan distribusi listrik jarak jauh yang mana transmisi listrik dalam jarak yang jauh dan melalui jaringan melibatkan loss energy. Permintaan energi listrik yang terus naik ini menciptakan kebutuhan untuk meminimalisir loss yang bertujuan untuk mencapai 2 tujuan, mengurangi konsumsi resource dengan memberikan energy yang lebih ke pengguna. Untuk mengurangi konsumsi bisa dilakukan dengan cara yaitu dengan mendeliver daya yang lebih efisien dan mengubah kebiasaan konsumen [12]. Transmisi dan distribusi energy listrik membutuhkan kabel dan trafo daya, yang mana dalam prosesnya memunculkan tiga jenis loss, antara lain : a. Efek Joule, Loss daya dalam bentuk daya pada konduktor (kabel tembaga) b. Loss Magnetis, Disipasi daya karena medan magnet c. Efek Dielektris, dimana daya diserap oleh material insulasi Efek Joule pada kabel transmisi menyebabkan loss sekitar 2,5 % sedangkan pada trafo antara 1-2 % (tergantung jenis dan rating dari Trafo). Sebagai contoh untuk sebuah pembangkit dengan loss 1% untuk kebutuhan 1000 MW butuh mentransimisikan lebih 10 MW ke pelanggan, yang mana besar daya tambahan ini bisa digunakan untuk supply 1000-3000 rumah. Untuk itu membangun system transmisi dan distribusi yang efisien adalah solusi untuk mengatasi loss yang terjadi. Trafo daya efisiensi tinggi, trafo superconducting dan superkonduktor temperatur tinggi adalah jenis teknologi yang menjanjikan mampu mengahasilkan daya listrik yang lebih efisien. Trafo dengan efisiensi tinggi sudah digunakan beberapa dekade terakhir ini. Berdasarkan pada situs “Leonardo Energy”, yang merupakan komunitas global para profesional dalam bidang energy menyebutkan bahwa perubahan ke trafo dengan efisiensi tinggi akan mampu menghemat penggunaan daya listrik hingga 200 TWh [13]. Penghematan ini bukan hanya menguntungkan secara teknis tapi juga memberikan keuntungan secara ekonomis dan dampak lingkungan. Dengan mempertimbangkan “life cycle” secara menyeluruh, penggunaan trafo dengan efisiensi tinggi merupakan pilihan PTKKE - BPPT 28 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 yang tepat secara ekonomis meskipun harganya tinggi. Karena harga yang relatif lebih tinggi dibandingkan trafo konvensional, pengguna trafo ini harus mempertimbangkan saving daya yang bisa didapat selama life cycle dari trafo dan memilih jenis yang sesuai. Jenis trafo ini berbeda dengan trafo biasa karena menggunakan material magnetis kualitas tinggi dan substansi insulator khusus serta didesain sedemikian hingga mampu memberikan system pendinginan yang lebih bagus. Penggunaan trafo superconducting mempertimbangkan kondisi ketika trafo dalam kondisi terbebani, pemanasan karena efek Joule pada koil tembaga menyebabkan loss daya. Meskipun perangkat trafo daya yang ada saat ini memiliki loss dibawah 1%, tetapi efisiensi dalam rentang 1% ini merupakan potensial saving melalui lifetime dari trafo yang lebih lama dan dapat digunakan dalam beberapa decade. Kita sudah sering melihat kabel listrik aluminium dan tembaga yang menghantarkan listrik pada suhu ruang tapi menghasilkan loss daya karena efek joule. Dengan penggunaan super konduktor, loss daya karena efek joule menjadi hampir nol, karena itu akan mampu menciptakan pengurangan yang dramatis dalam loss secara keseluruhan. Meskipun membutuhkan tambahan biaya untuk menghasilkan system super konduktor, trafo dengan daya diatas 10 MW diproyeksikan akan mampu lebih efisien secara substansial dan lebih murah dibandingkan penggunaan trafo standard. Penggunaan kabel superkonduktor menawarkan keuntungan dalam loss yang lebih rendah, berat yang lebih ringan, dan dimensi yang lebih kecil dibandingkan kabel konvensional. Selain menawarkan efisiensi daya pada system grid, penggunaan kabel jenis ini juga akan mampu mempermudah dan mempercepat instalasi system kabel, bagian sambungan yang lebih sedikit dan mengurangi bidang tanah yang digunakan. Secara keseluruhan , daya dan biaya akan mampu dihemat dalam proses manufaktur, transportasi, instalasi, penggunaan dan pendaur ulangan. PTKKE - BPPT 29 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 5 STUDI SISTEM KELISTRIKAN JAKARTA & TANGERANG 5.1 Sistem Kelistrikan Jakarta & Tangerang Sistem kelistrikan area Jakarta & Tangerang didukung oleh suplai daya dari beberapa pembangkit yang terhubung dalam sistem interkoneksi Jawa Bali. Pada gambar 9 ditunjukkan sumber-sumber supply daya yang menyediakan listrik untuk area Jakarta Raya & Tangerang dengan total daya mampu sebesar 10.110 MW. Gambar 12. Supply daya area Jakarta Raya & Tangerang [14] Sistem transmisi Jakarta masuk dalam Area Pelayanan Beban (APB) Jakarta dan Banten. APB Jakarta dan Banten terdiri dari 13 subsistem yang mana tiap subsistemnya terdiri atas 20 gardu induk. Konfigurasi jaringan subsistem 150 kV Jakarta Banten ditunjukkan dalam gambar 10. PTKKE - BPPT 30 2014 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan KONFIGURASI JARINGAN 150 KV SUBSISTEM JAKARTA BANTEN 2013 1. 0 PLTU TELUKNAGA 1 SURALAYA 1 6 1. 3 1. 2 MUARAKARANG 1. 1 5 4 3 3 2 2 1 3 PL T GU CIL EGON 2 3 4 7 87 1 4 48 22 5 4 3 8 7 6 48 34 2. 2 3 2 1 9 10 A A ANCOL ANGKE 7 6 5 4 3 2 PRIOK 1 5 4 PASARKEMIS NEW TANGERANG MAXIM 38 32 36 44 25 CENGKARENG BUDI KEMULIAAN PIK 2 2 34 42 16 28 20 68 MITSHUBISHI CHEMICAL 42 48 14 46 49 30 23 52 35 MANGGA BESAR KEBON SIRIH 30 40 26 KETAPANG 18 29 36 49 40 KEMAYORAN 24 39 22 38 38 I nterworld Steel Mills LMK POSCO CIKUPA BALARAJA 2 PENI 13 MITSUI CILEGON 3 64 CURUG 23 38 38 37 38 PLUMPANG 40 kA 41 20 kA 32 45 47 25 Gedung Pola 42 43 43 18 44 45 50 51 50 NEW SENAYAN ABADI GP KEBONJERUK GROGOL GIS GAMBIR MANG GARAI 380 21 19 KLP GDING 290 44 39 1724 42 29 36 41 41 40 41 15 19 34 41 LEGOK PETUKANGAN BINTARO SENAYAN 8 MARUNDA BEKASI 3,4 Tosan P W ahana 0 TN TINGGI MAMPANG 72 353 PEGANGSAN 25 45 29 315 345 0 2128 33 29 47 31 38 21 25 42 23 2 1 47 RANGKAS BT PLTU LABUAN 24 7 PAM GORDA PRIMA CHANDRA ASRI 25 34 36 45 25 CITRAHABITAT NKMAS 3 31 TIGARAKSA 30 15 4 KOPO 44 PLTU PELABUHAN RATU SAKETI 5 4 50 11 35 DEPOK PULOGADUNG 4012 1238 42 37 41 GIS CONV 50 42 KESA PD KELAPA 52 54 45 Tambun CAWANG 10 354 RJBR 356 9 33 43 40 371 BOGOR BARU KED. BADAK 3 2 1 29 48 CIBADAK BARU CIMANGGIS DEPOK JATIRANGON 24 43 43 43 56 CIBINONG 16 24 16 16 25 18 20 21 40 47 25 SEMENBARU GANDARIA 25 8 16 25 21 LEMBURSITU Catatan : MINIATUR 36 KEDUNG BADAK UBRUG 7 9 32 28 CIPINANG 43 40 20 39 31 CAW ANG PRATU KRACAK DUREN TIGA SETIABUDI 238 Cianjur 2413 23 MALINGPING 7 43 36 42 52 44 54 CIAW I BARU SALAK 16 24 12 23 23 23 Cianjur 11 43 42 25 45 17 28 27 SENT UL PT Semen 33 26 CILEUNGSI ITP 70 5.2 Kondisi Subsistem Jakarta & Tangerang pada saat Beban Puncak Tahun 2014 Pada tabel 7 ditunjukkan perkiraan kondisi dari sistem IBT pada sub sistem Jakarta & Tangerang pada saat beban puncak tahun 2014 [9]. Tabel 7. Perkiraan Kondisi Beban Puncak Subsistem Jakarta & Tangerang Tahun 2014 Mampu IBT (MVA) 2x250 Beban Kondisi 57% • Pembebanan IBT sangat dipengaruhi oleh penarikan daya dari industri dampak dari pertumbuhan produksinya • N–1 tidak terpenuhi, IBT–1 dan IBT–2 looping di system 150 kV • Pembebanan IBT Cilegon signifikan dipengaruhi pasokan daya dari PLTU Labuan, PLTGU Cilegon dan konsumsi listrik PT Krakatau Steel & KTT lainnya • Bila N–1 tidak terpenuhi, pengaman beban lebih IBT telah dilengkapi dengan skema OLS • N–1 tidak terpenuhi, IBT– 1&2 Balaraja telah dilengkapi dengan skema OLS. • Pembebanan IBT1&2 Balaraja dipengaruhi pasokan daya dari Pembangkit Lontar • Pada IBT 1&2 Gandul, bila N–1 tidak 1 Suralaya 2 Cilegon12 2x500 28% 3 Balaraja 2x500 78% 4 Gandul12– 2x500 34% PTKKE - BPPT 31 ASPEX P 26 Gambar 13. Konfigurasi sub sistem Jakarta Banten [9] Subsistem BEKASI 1,2 39 0 41 24 29 35 31 24 142 19 BOGORBARU BUNAR Eksisting Rencana 33 50 39 Kosambi 13 GANDUL 3 30 RKBTG II 14 8 32 18 45 41 43 237 PONDOK INDAH SALAK BARU MENES GANDUL 1,2 238 12 41 40 31 57 36 25 20 PULOMAS TAMAN RASUNA DANAYASA DUKUH ATAS KEMANG 253 PENGGI LI NGAN 38 Asahi Chemical 85 SERPONG LENGKONG CIKANDE 16 31 25 46 40 28 38 40 38 44 36 Semanggi Barat INDAH KIAT ASAHIMAS 37 34 P KARANG 39 18 24 Dukuh Atas 380 I ndofood Sukses Makmur 25 47 KEMBANGAN 20 SERANG 47 36 23 KD SAPI 5 292 20 44 BALARAJA BARU ALINDO INDOFERRO ALAM SUTERA CILEDUK 32 37 22 POLYPRIMA 44 47 44 25 48 41 CILEGON 4 1 GAMBIRBARU GD POLA 0 TANGERANG 44 32 13 CILEGON 55 10 61 3 2 4 1 25 GIS PLUMPANG BARU KARET KARETBARU DURIKOSAMBI JATAKE 6 12 No 3 28 37 37 5 7 SALIRA 0 KDL 8 B 43 44 25 2. 0 1. 3 1. 1 2. 1 1. 0 1. 2 CSW RAT1 5 4 B 6 2 129 6 TELUKNAGA SEPATAN 2. 3 1 2. 1 2. 2 2 RAT2 1 PENDO 22 16 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan Muarakarang 5 6 Gandul3 Bekasi12– Priok 1x500 2x500 76% 60% 7 Bekasi34 2x500 68% 8 Cibinong 2x500 93% 9 10 Cawang1 Cawang23 1x500 2x500 66% 61% 11 Depok 2x500 41% 2014 terpenuhi, pengaman beban lebih telah dilengkapi dengan skema OLS • Pembebanan IBT1&2 Gandul dipengaruhi pasokan daya dari Pembangkit Muarakarang dan Lontar serta dibatasi oleh kemampuan SUTT Gandul–Petukangan (2X300 MW) • IBT–3 Gandul memasok radial • Pembebanan IBT– 1&2 Bekasi tergantung dari komposisi Pembangkitan Priok • Bila N–1 tidak terpenuhi, IBT– 1&2 Bekasi telah dilengkapi dengan skema OLS. • Bila N–1 tidak terpenuhi, IBT– 3&4 Bekasi telah dilengkapi dengan skema OLS • GI Jatirangon dipasok oleh subsistem Cibinong untuk memperbaiki kualitas tegangan subsistem Bekasi34 • Pembebanan IBT Cibinong 1&2 tergantung komposisi PLTP Gunung Salak dan PLTU Pelabuhan Ratu • Bila N–1 tidak terpenuhi, IBT Cibinong 1&2 telah dilengkapi dengan skema OLS • N–1 tidak terpenuhi, IBT– 2&3 Cawang akan dilengkapi dengan skema OLS. • Bila N–1 tidak terpenuhi, IBT– 1&2 Depok telah dilengkapi dengan skema OLS • Outlet dari IBT Depok 1&2 dibatasi oleh SUTT Depok–Cawang Pada Tabel 7 dapat dilihat bahwa sebagian besar subsistem tidak memenuhi kondisi n-1, beberapa IBT dibebani >60%, bahkan ada yang hampir mendekati 100% (overload) dan dibatasi oleh kapasitas SUTT. Kondisi ini akan sangat mempengaruhi keandalan sistem kelistrikan Jakarta & Tangerang. PTKKE - BPPT 32 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 BAB 6 KESIMPULAN DAN REKOMENDASI 6.1 Kesimpulan Dari hasil kajian dan analisa outage management sistem kelistrikan dapat diambil beberapa kesimpulan sebaga berikut: a. Nilai SAIDI dan SAIFI secara nasional mulai mengalami penurunan sejak tahun 2010 dan sedikit mengalami kenaikan pada tahun 2013. b. Pada sistem interkoneksi Jawa Bali sudah diberlakukan skenario defence scheme sebagai strategi pengaturan beban dalam rangka mempertahankan frekuensi sistem. c. Pada subsistem Jakarta & Tangerang masih terdapat banyak bottleneck transmisi dan kriteria contingency n – 1 tidak terpenuhi. d. Beberapa trafo GI di sub sistem Jakarta & Tangerang berbeban > 60% dan ada yang mendekati 100% (overload). 6.2 Rekomendasi Dari hasil kajian dan analisa outage management sistem kelistrikan dapat diberikan beberapa rekomendasi sebagi berikut: a. Perlu penambahan kapasitas pembangkit untuk mengantisapasi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan menjamin ketersediaan listrik nasional. b. Perlu pembangunan dan penguatan sistem transmisi dan distribusi untuk menjamin ketersediaan dan keandalan sistem kelistrikan nasional. c. Untuk meningkatkan penyediaan dan keandalan tenaga listrik maka pada sistem pembangkit, transmisi dan distribusi perlu pemanfaatan advanced technology seperti pembangkit peaker, FACTS divais (SVC, HVDC), AMI, dll PTKKE - BPPT 33 Kajian Outage Management Sistem Kelistrikan 2014 DAFTAR REFERENSI [1] Dirjen Ketenagalistrikan ESDM, “Seminar Ketenagalistrikan Percepatan Pembangunan Ketenagalistrikan Untuk Mendukung Pertumbuhan Ekonomi”, Agustus 2014 [2] Statistik PLN 2009-2013 [3] Prosedur Tetap Dekalarasi Kondisi Pembangkitdan Indeks Kinerja Pembangkit, PLN, Juni 2007 [4] ___, “Indikator yang digunakan untuk Mengetahui Unjuk Kerja Pembangkit”, 2014 [5] Marsudi, Djiteng, “Pembangkitan Energi Listrik”, Erlangga: [6] Marsudi, Djiteng, “Pembangkitan Energi Listrik Edisi Kedua”, Erlangga : 2011 [7] Bahan Presentasi PT. PJB Muara karang, Juli 2014 [8] http://www.mpoweruk.com/piston_engines.htm [9] Rencana Operasi Sistem tenaga Listrik Jawa Bali Tahun 2014, PT PLN P3B [10] ___, “Outage Management Leveraging the Smart Grid to Improve Reliability”, Silver Spring Networks, 2013. [11] Rehtanz, Christia, “New types of FACTS-devices for power system security and efficiency”, IEEE [12] ___,Efficeient Electrical Energy Transmission and Distribution, IEC, 2007 [13] http://www.leonardo-energy.org/white-paper/global-energy-savings-potential-highefficiency-distribution-transformers [14] Bahan Presentasi PT. PLN Distribusi Jakarta Raya & Tangerang, Juni 2014 PTKKE - BPPT 34
