Optimlaisasi Pola Operasi Sistem Sulselbar 2013

PT PLN (Persero) WILAYAH SULSELRABAR AP2B SISTEM SULSELRABAR

OPTIMALISASI POLA OPERASI

SISTEM TENAGA LISTRIK SULSELBAR Oleh: Muhammad Tahir Rasyid

*)

1. LATAR BELAKANG

Sistem tenaga listrik Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sistem Sulselbar)

merupakan sistem terbesar ke-3 di Indonesia setelah sistem Jawa-Madura-Bali dan

sistem Sumatera.

Sistem Sulselbar saat ini merupakan barometer perkembangan sistem tenaga listrik

di Wilayah Indonesia Timur. Beban puncak tertinggi yang pernah dicapai sebesar

777,2MW, dengan jumlah produksi perhari sekitar 13 juta kWh.

Sistem Sulselbar mempunyai karakteristik topografi yang cukup unik, di mana pusat

pembangkit utama non BBM berada di utara sedangkan pusat beban terkonsentrasi

di selatan dengan dominasi pembangkit BBM, sehingga diperlukan evakuasi daya

melalui saluran utama tegangan tinggi (SUTT) yang panjang. Hal ini berdampak

pada besarnya susut transmisi dan jatuh tegangan di Makassar sebagai pusat

beban.

Gambar-1 Peta Topografi Sistem Sulselbar

262MW


Optimalisasi Pola Operasi Sistem Sulselbar 2

Persentase fuel mix sebesar 3,0% dan susut transmisi 2,82% adalah target kinerja

PLN AP2B Sistem Sulselrabar Tahun 2013 yang terkait dengan optimalisasi operasi

sistem.

Untuk mencapai target tersebut, diperlukan strategi operasi dengan membuat kajian

dan simulasi pada beberapa kondisi sistem, agar diperoleh pola operasi dengan

komposisi pembangkit dan biaya operasi yang optimum.

2. BATASAN MASALAH

Simulasi aliran daya dilakukan pada kondisi sistem normal dengan fokus utama pada

susut transmisi, profil tegangan, fuel mix dan biaya energi (komponen C & D).

Simulasi dilakukan dalam beberapa kondisi, dengan data pendukung dan asumsi

sebagai berikut :

a. Data beban puncak Sistem Tanggal 27 Maret 2013 Jam 19.00;

b. Data pembebanan pembangkit hidro bulan September 2012;

c. Pembangkit yang terhubung di jaringan 20kV tidak diperhitungkan, kecuali

PLTA Bili-bili dan Tangka Manipi;

d. Tegangan pada slack bus dipertahankan 1,0 pu;

e. Parameter pengukuran masih dalam range yang ditentukan;

f. Semua kapasitor shunt posisi menutup dan reaktor shunt terbuka.

Gambar-2: Model SLD Sistem Sulselbar



Simulasi dilakukan menggunakan software DIgSILENT v.14, dengan data-data sistem

dan pemodelan yang sudah dibuat oleh Tim Defense Scheme sistem Sulselbar.

3. KOMPOSISI PEMBANGKIT

Untuk mendapatkan gambaran beberapa kondisi sistem, maka dilakukan simulasi

komposisi pembangkit pada beberapa case, termasuk kondisi real pada saat beban

puncak tertinggi - tanggal 27 Maret 2013 jam 19.00 wita (lihat Tabel-1).

Tabel-1: Simulasi Komposisi Pembangkit

SEKTOR / JML

CABANG JENIS UNIT UNIT DMN REAL CASE-1 CASE-2 CASE-3 CASE-4 CASE-5

PLTA Bakaru 1 1 150 63.00 63.00 63.00 63.00 63.00 50.00 50.00

PLTA Bakaru 2 1 150 63.00 62.20 63.00 63.00 63.00 40.00 40.00

PLTA Bili Bili 1 20 19.00 19.00 19.00 19.00 19.00 3.19 3.19

PLTM Sawitto 3 20 1.00 - - - - - -

PLTM Balla 2 20 0.70 - - - - - -

PLTM Kalukku 2 20 1.30 - - - - - -

10 148.00 144.20 145.00 145.00 145.00 93.19 93.19

PLTU Barru #1 1 150 50.00 - - - - - 45.00

PLTU Barru #2 1 150 50.00 - - - - 45.00 45.00

PLTG Westcan 1 30 10.00 - - - - - -

PLTG Alsthom 1 1 30 10.00 - - - - - -

PLTG Alsthom 2 1 70 - - - - - - -

PLTG GE 1 1 150 28.00 - - - - - -

PLTG GE 2 1 150 28.00 - - 17.35 - - -

PLTD Mitsubishi 1 1 150 8.00 - - - - - -

PLTD Mitsubishi 2 1 150 8.00 - - - - - -

PLTD SWD 1 1 150 8.00 - - - - - -

PLTD SWD 2 1 150 8.00 - - - - - -

11 208.00 - - 17.35 - 45.00 90.00

PLTG GT 11 1 150 42.50 40.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00

PLTG GT 12 1 150 42.50 40.40 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00

PLTU ST 18 1 150 50.00 43.80 45.00 45.00 45.00 45.00 45.00

PLTG GT 21 1 150 60.00 - 45.00 45.00 45.00 45.00 45.00

PLTG GT 22 1 150 60.00 57.80 56.00 56.00 59.00 59.00 59.00

PLTU ST 22 1 150 60.00 - - - 59.00 59.00 59.00

PT MP PLTD Suppa 6 150 62.20 30.00 - - - - -

PLTU Jeneponto#1 1 150 100.00 62.64 100.00 100.00 77.35 100.00 104.00

PLTU Jeneponto#2 1 150 100.00 62.79 100.00 100.00 78.00 100.00 104.00

PLTA Tangka Manipi 2 20 10.00 9.80 9.80 9.80 9.80 2.00 2.00

PLTA Malea 2 20 6.70 4.04 4.04 4.04 4.04 2.00 2.00

PLTA Poso 1 1 275 65.00 56.80 56.80 56.80 56.80 50.00 50.00

PLTA Poso 2 1 275 65.00 58.30 58.30 58.30 58.30 40.00 40.00

PLTA Poso 3 1 275 65.00 55.90 55.90 55.90 55.90 - -

21 788.90 522.27 614.84 614.84 632.19 586.00 594.00

PLTD Sungguminasa 1 20 20.00 - - - - - -

PLTD Cogindo 8 20 50.00 54.00 17.35 - - 30.00 -

PLTD Tallasa 11 150 110.00 56.72 - - - 23.00 -

PLTD Tallo Lama 24 20 20.00 - - - - - -

PLTD Sewatama Masamba 5 20 5.00 - - - - - -

49 205.00 110.72 17.35 - - 53.00 -

PLTD Makale 7 20 - - - - - - -

PLTD Palopo 4 20 - - - - - - -

PLTD Masamba 7 20 3.00 - - - - - -

PLTD Mamuju 6 20 - - - - - - -

24 3.00 - - - - - -

94 1,352.90 777.19 777.19 777.19 777.19 777.19 777.19 TOTAL SISTEM SULSELBAR

SKENARIO KOMPOSISI PEMBANGKIT

Sub total Kit. interkoneksi 20kV

Sektor

Bakaru

Sub Total Hidro Sektor Bakaru

Sektor

Tello

Sub Total Termis Tello

IPP

HIDRO

Sub Total IPP

Sewa MFO

Sub Total Sewa

PLTD

Int.

20 KV

PT Energi

Sengkang

PEMBANGKIT TEG

(kV)



4. SIMULASI ALIRAN DAYA

Berdasarkan neraca daya terakhir dan simulasi beberapa komposisi pembangkit

pada Tabel-1 di atas, diperoleh hasil kalkulasi aliran daya berdasarkan grid

summary.

Tabel-2: Profil Tegangan, Fuel Mix, Susut & Biaya Operasi

Dari Tabel-2 di atas, terlihat bahwa Case-5 merupakan kondisi yang paling ideal

dalam merepresentasikan besaran fuel mix, susut transmisi dan biaya operasi yang

optimum.

5. SIMULASI CASE-5 PADA BEBERAPA KONDISI

Case-5 adalah simulasi kondisi sistem pada saat terjadi beban puncak tertinggi pada

tanggal 27 Maret 2013 jam 19.00 wita dengan mengoptimalkan PLTU Jeneponto,

PLTU Barru dan PLTGU Sengkang. Sedangkan pembangkit hidro dioperasikan

sesuai daya mampu pasok akibat kondisi hidrologi yang rendah.

Pada kondisi tersebut, pembangkit BBM tidak dioperasikan dan spinning reserve

tersebar pada PLTA Poso, PLTA Bakaru dan GT21 sebagai load follower.

Pada Case-5 ini diasumsikan saluran transmisi 150kV ruas Jeneponto Tallasa

sudah tersambung kembali.

Volt. Volt. Level REAL CASE-1 CASE-2 CASE-3 CASE-4 CASE-5

kV 150 149.44 150.14 150.42 150.39 151.84 149.79

kV 150 142.31 136.56 137.70 135.57 142.46 136.91

kV 150 141.70 137.36 138.27 136.03 142.59 137.98

kV 150 146.56 140.89 141.80 140.01 146.69 140.96

kV 150 142.02 136.23 137.78 136.03 142.17 135.98

kV 66 66.81 63.69 64.31 63.15 66.89 63.56

MW 780.49 780.72 781.45 783.46 775.31 775.03

% 18.0% 2.2% 2.2% - 6.8% -

MW 23.80 28.84 28.02 32.93 17.54 23.12

% 3.05% 3.69% 3.59% 4.20% 2.26% 2.98%

MW 20.80 25.84 25.02 29.93 16.84 22.42

% 2.66% 3.31% 3.20% 3.82% 2.17% 2.89%

Juta Rp 537,842.91 351,123.86 400,182.72 326,753.99 400,944.22 321,513.30

Juta Rp 15,600.00 19,380.00 18,765.00 22,447.50 12,630.00 16,815.00

Juta Rp 553,442.91 370,503.86 418,947.72 349,201.49 413,574.22 338,328.30

Rp/kWh 709.10 474.57 536.12 445.72 533.43 436.54

Keterangan :

*) Susut transmisi setelah dikurangi faktor koreksi

1. Slack bus di GI Sengkang dengan referensi GT21

2. Case-1 dan Case-2 adalah kondisi real beban sistem tgl 27 Maret 2013 jam 19.00

3. Case-3 adalah kondisi pembangkit utara dioptimalkan dan pembangkit selatan minim

4. Case-4 dan Case-5 adalah kondisi pembangkit hidro tidak maksimal (hidrologi terendah), ST22 sudah beroperasi dan

SUTT jalur timur sudah tersambung kembali.

3. Rp/kWh untuk susut : Rp.750,0- berdasarkan transfer price 2012.

Fuel Mix

Busbar

GI Sengkang (SL)

GI Tello (PV)

GI Pangkep (PQ)

GI. Tallasa (PQ)

GI. Tallo Lama (PQ)

GI. Bontoala (P)

Total dibangkit

Grid Losses

Susut Transmisi *)

Biaya Energi (Komp. C+D)

Biaya Susut

Biaya Operasi



Hasil simulasi untuk kondisi Case-5 dapat dilihat pada grid summary (Tabel-4).

Tabel-4: Grid Summary pada Simulasi Case-5

Selanjutnya dilakukan simulasi pada beberapa kondisi dan komposisi pembangkit,

pengaturan daya reaktif pembangkit dan penambahan kapasitor shunt, dengan tujuan

untuk mendapatkan susut jaring (grid losses) paling rendah tanpa fuel mix, dengan

konfigurasi sebagai berikut:

1. Case-5a: Semua pembangkit hidro dan batubara dibebani maksimal, sedangkan

PLTGU Sengkang sebagai load follower;

2. Case-5b: Semua pembangkit non BBM maksimal kecuali PLTA Poso yang

berfungsi sebagai load follower, dan beban sistem bertambah 10%;

Dari dua kondisi tersebut di atas, disimulasikan beberapa langkah perbaikan, yaitu:



Opt Q-Gen PTBE : Mengoptimalkan MVAr generator PLTU Jeneponto;

Opt Q-SC1 TLAMA : Menambah kapasitor shunt 1x10MVAr di GI Tallo Lama;

Opt Q-SC2 TLAMA : Menambah kapasitor shunt 2x10MVAr di GI Tallo Lama;

Opt Q-SC SMNSA : Menambah kapasitor shunt 3x10MVAr di GI Sunggumi-

nasa.

Simulasi penambahan kapasitor shunt di GI Tello70 dan GI Daya tidak

memberikan pengaruh yang signifikan pada perbaikan tegangan dan susut,

sehingga tidak dimasukkan sebagai alternatif perbaikan tegangan.

Tabel-5: Profil tegangan, fuel mix, susut & biaya operasi

Berdasarkan Tabel-5 pada kolom 8 di atas, terlihat bahwa biaya operasi terendah

terjadi ketika semua pembangkit non BBM (kecuali PLTA Poso) dioperasikan

maksimal dengan GT21 Sengkang sebagai load follower, dan memasang kapasitor

shunt sebesar 3x10MVAr ( 3 stage) di GI Sungguminasa sebagai kompensator daya

reaktif induktif.

Kondisi pada kolom 7 relatif sama ketika salah satu unit PLTA Poso (dalam hal ini

HU2) sebagai load follower.

Opt Q-Gen

PTBE

Q-SC TLAMA

10 MVAr

Q-SC TLAMA

20 MVAr

Q-SC SMNSA

30 MVAr

Q-SC SMNSA 30

MVAr

2 3 4 5 6 7 8 *)

kV 275 273.31 273.46 273.67 273.69 273.71

kV 150 149.34 149.86 150.54 150.48 150.49

kV 150 133.85 135.29 137.15 137.53 137.54

kV 150 135.69 136.76 138.15 138.41 138.42

kV 150 138.92 140.26 141.98 142.56 142.57

kV 150 133.47 135.00 136.96 137.17 137.18

kV 66 61.93 64.28 67.03 63.90 63.90

MW 849.90 852.59 854.67 855.02 855.02

% - - - - -

MW 30.87 30.57 30.08 30.01 29.96

% 3.63% 3.59% 3.52% 3.51% 3.50%

MW 28.67 28.37 28.08 28.01 27.96

% 3.37% 3.33% 3.29% 3.28% 3.27%

Juta Rp 339,243.72 339,243.72 339,243.72 339,243.72 339,243.72

Juta Rp 21,502.50 21,277.50 21,060.00 21,007.50 20,970.00

Juta Rp 360,746.22 360,521.22 360,303.72 360,251.22 360,213.72

Rp/kWh 424.46 422.85 421.57 421.34 421.29

Keterangan :

*) Kolom 8 : GT21 sebagai referensi (load follower)

1

Biaya Susut

Biaya Operasi

GI. Bontoala (P)

Total dibangkit

Fuel Mix

Grid Losses

Susut Transmisi *)

Biaya Energi (Komp. C+D)

GI Pamona (SL)

GI Sengkang (SL)

GI Tello (PV)

GI Pangkep (PQ)

GI. Tallasa (PQ)

GI. Tallo Lama (PQ)

Busbar Volt. Volt. Level

SIMULASI CASE-5b



Tabel-6: Grid summary pada simulasi Case-5b

Tabel-7 Profil Tegangan sebelum & sesudah pemasangan shunt kapasitor



Gambar-3: Profil Tegangan di GI Sungguminasa sebelum dan sesudah pemasangan

kapasitor shunt

PT PLN (Persero) WILAYAH SULSELRABARAP2B SISTEM SULSELRABAR

6. KESIMPULAN & SARAN

a) Optimalisasi operasi sistem Sulselbar

non BBM dioperasikan maksimal dan jatuh tegangan di

Makassar diminimalkan dengan pe

Sungguminasa;

b) Seiring dengan pertambahan beban,

follower (1 unit) menggantikan PLTGU Sengkang

mempunyai ramp rate

lebih besar;

c) Segera menyambung kembali

Tip.57 ke GI Jeneponto)

proses recovery jika terjadi gangguan meluas.

d) Produksi energi dari PLTA Tangka Manipi agar diserap di sekitar pembangki

untuk mengurangi susut jaring pada sisi distribusi.

e) Pola operasi PLTA Poso dan PLTGU Sengkang perlu

sisi PPA (CFmin, ECE,

f) Beberapa permasalahan pada Lampiran

dikoordinasikan lebih lanjut dengan pihak terkait untuk penyelesaiannya

Makassar, 03 Mei 2013

*)Asisten Manajer Operasi Sistem Sulselbar

WILAYAH SULSELRABAR

Gamba-4: Profil tegangan 150kV

& SARAN

lisasi operasi sistem Sulselbar dapat dilakukan jika semua pembangkit

non BBM dioperasikan maksimal dan jatuh tegangan di pusat beban

diminimalkan dengan pemasangan kapasitor shunt 3 stage

Seiring dengan pertambahan beban, PLTA Poso difungsikan sebagai

(1 unit) menggantikan PLTGU Sengkang, dengan pertimbangan

ramp rate dan dan kecepatan merespon perubahan beban

Segera menyambung kembali SUTT 150kV ruas Tallasa Jeneponto (

Jeneponto) untuk meningkatkan keandalan dan mempercepat

jika terjadi gangguan meluas.

Produksi energi dari PLTA Tangka Manipi agar diserap di sekitar pembangki

untuk mengurangi susut jaring pada sisi distribusi.

PLTA Poso dan PLTGU Sengkang perlu dipertimbangkan

ECE, TOP gas, DCH dll) untuk efisiensi biaya produksi

Beberapa permasalahan pada Lampiran-1 agar diselesaikan

dikoordinasikan lebih lanjut dengan pihak terkait untuk penyelesaiannya

Sistem Sulselbar

semua pembangkit

pusat beban

3 stage di GI

sebagai load

dengan pertimbangan

espon perubahan beban yang

Jeneponto (dari

untuk meningkatkan keandalan dan mempercepat

Produksi energi dari PLTA Tangka Manipi agar diserap di sekitar pembangkit,

ertimbangkan dari

TOP gas, DCH dll) untuk efisiensi biaya produksi;

selesaikan dan

dikoordinasikan lebih lanjut dengan pihak terkait untuk penyelesaiannya.



LAMPIRAN



Lampiran-1

KENDALA-KENDALA OPERASI SISTEM SULSELBAR

No. Permasalahan Dampak

1 Daya mampu pasok pembangkit

hidro menurun pada bulan Juli

Oktober

Kekurangan pembangkit hidro akan

diisi oleh pembangkit BBM, yang

mengakibatkan fuel mix naik

2

PLTU Jeneponto dan Barru tidak

dapat dioptimalkan pada saat

musim hujan, karena batubara

basah

Kekurangan pembangkit batubara

akan diisi oleh pembangkit BBM, yang

mengakibatkan fuel mix naik

3

PLTA Tangka Manipi dioperasikan

kontinyu (must run), dan produksi-

nya disalurkan melalui JUTM

express yang panjang ke GI Sinjai.

Mengakibatkan susut jaring yang

tinggi karena pengaruh kapasitansi

jaringan

4

PLTGU Sengkang sebagai load

follower lambat merespon

perubahan beban dan perintah dari

dispatcher

Pengaturan beban pembangkit tidak

efektif dan terjadi in-efisiensi pada

pembangkit BBM jika frekuensi sistem

tinggi.

5

PLTA Poso belum terintegrasi ke

dalam sistem SCADA, sehingga

beban dan parameter lainnya tidak

dapat dipantau secara real time.


efektif dan terjadi in-efisiensi pada

pembangkit BBM jika frekuensi sistem

tinggi.

6 PLTD sewa Tallasa tidak dapat

dipantu bebannya secara real time


efektif dan terjadi in-efisiensi

7

Operasi PLTD Masamba tidak dapat

dikendalikan secara langsung dari

AP2B karena masalah komunikasi,

operasi pembangkit diatur oleh Area

Palopo


efektif dan terjadi in-efisiensi

8

Beberapa pembangkit PLTM tidak

dapat dipantau bebannya karena

tidak ada radio komunikasi

Pengaturan beban tidak efektif dan

neraca daya sistem tidak akurat


Lampiran-2

Documents

Optimlaisasi Pola Operasi Sistem Sulselbar 2013