DAYA DUKUNG SISTEM.pdf

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera PENGARAH Dr. Ir. Marzan Aziz Iskandar, M.Sc Kepala BPPT Dr. Ir. Unggul Priyanto, M.Sc Deputi Kepala Bidang TIEM PENANGGUNG JAWAB Dr. M.A.M. Oktaufik, M.Sc Direktur PTKKE

TIM PENYUSUN Prof. Dr. Hamzah Hilal, M.Sc Dr. Ferdi Armansyah Ir. Nur Aryanto Aryono Ir. Syamsul Kamar, MT Ir. Mustari Lamma, MT Dra. Endang Sri Hariatie Ir. Suryo Busono,M.Sc Suhraeni Syafei, ST Kornelis K Ola, ST

Pengolah Grafik

: AWeS

INFORMASI Bidang Rekayasa Sistem Pusat Teknologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi Gedung BPPT II, lantai 20 Jl. M.H. Thamrin No. 8, Jakarta 10340 Tlp. (021) 316 9754 Fax. (021) 3169765

DAFTAR ISI DAFTAR ISI ............................................................................................................................ i DAFTAR GAMBAR ................................................................................................................. ii DAFTAR TABEL .................................................................................................................... v KATA PENGANTAR ............................................................................................................. vii Bab-2 SISTEM PEMBANGKITAN ........................................................................................... 1 2.1. Pemetaan Sistem Pembangkit Listrik ............................................................ 2 2.2. Potret Energi Primer ............................................................................................ 11 2.3. Potret Energi Primer Sistem Pembangkit Listrik .............................................. 12 2.3.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) ....................................................... 12 2.3.2. Pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) ............................................... 20 2.4. Operasi dan Pemeliharaan Sistem Pembangkit Listrik ............................... 27 2.4.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) ...................................................... 27 2.4.2. Pembangkit Listrik Tenaga gas Uap (PLTGU) ............................................. 35 2.4.3. Kinerja sistem pembangkit listrik ...................................................................... 42 2.4.4. Kualitas dan produksi, biaya pokok produksi .................................................... 79 Bab-3 SISTEM PENYALURAN ........................................................................................... 103 3.1.

Pemetaan Sistem Penyaluran Tenaga Listrik............................................. 103

3.1.1. Konfingurasi jaringan transmisi dan distribusi sistem jawa bali ............ 104 3.1.2. Operasi jaringan transmisi dan distribusi sistem jawa bali..................... 104 3.1.3. Kapasitas dan daya mampu penyaluran sistem jawa-bali ....................... 104 3.2. Sistem Penyaluran dan Beban ..................................................................... 104 3.2.1. Sistem penyaluran tenaga listrik ................................................................ 105 3.3 Sistem Konfingurasi Jaringan Transmisi & Distribusi Sistem Jawa-Bal ......... 107 3.3.1. Operasi Sistem Transmisi & Distribusi Sistem Jawa-Bali ......................... 113 3.3.2. Kapasitas dan daya mampu penyaluran sistem jawa- bali................... 119 3.4. Jenis Beban ................................................................................................... 129 3.4.1. Beban domestik ............................................................................................ 129 3.4.2. Beban komersial ........................................................................................... 129 3.4.3. Beban industri .............................................................................................. 130 3.4.4. Beban publik ................................................................................................. 133 3.4.5. Beban pertanian ........................................................................................... 133 3.4.6. Beban social .................................................................................................. 134 3.4.7. Beban residential ......................................................................................... 134 3.4.8. Beban bisnis .................................................................................................. 135 3.4.9. Beban lain-lain............................................................................................. 135 Bab-4 KESIMPULAN DAN REKOMENDASI ........................................................................ 137 4.1

Kesimpulan ........................................................................................................ 137

4.1.1 Sistem pembangkitan ................................................................................. 137 4.1.2 Sistem penyaluran ...................................................................................... 137 4.2. Rekomendasi ................................................................................................. 138 4.2.1 Sistem pembangkitan ................................................................................. 138 Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

i

4.2.2 Sistem penyaluran ...................................................................................... 139

DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1 Alur Kegiatan Audit Sistem Kelistrikan ....................................................... 1 Gambar 1.2 Lokasi Pembangkit listrik yang diaudit ....................................................... 2 Gambar 1.3 Penyaluran Gasbumi Pertamina ke Pembangkit di Sektor 1 .................. 22 Gambar 1.4 Kebutuhan dan pasokan gas ....................................................................... 26 Gambar 1.5 Grafik nilai CF 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC ................................. 45 Gambar 1.6 Grafik nilai EFOR 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC............................. 46 Gambar 1.7 Grafik nilai EAF 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC ............................... 46 Gambar 1.8 Grafik NCF PLTU 2vs NERC ......................................................................... 49 Gambar 1.9 Grafik EAF PLTU 2 vs NERC ........................................................................ 50 Gambar 1.10 Grafik EFOR PLTU 2 vs NERC .................................................................... 50 Gambar 1.11 Grafik SOF PLTU 2 vs NERC ...................................................................... 51 Gambar 1.12 Grafik Nilai CF PLTU 3 Unit 1-4 vs NERC ................................................ 54 Gambar 1.13 Grafik Nilai CF PLTU 3 Unit 5-7 vs NERC ................................................ 55 Gambar 1.14 Grafik EAF PLTU 3 Unit 1- 4 dibanding dengan NERC ........................... 55 Gambar 1.15 Grafik EAF PLTU 3 Unit 5-7 dibanding dengan NERC ............................ 56 Gambar 1.16 Grafik EFOR PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibanding dengan NERC ... 56 Gambar 1.17 Grafik EFOR PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibanding dengan NERC ... 57 Gambar 1.18 SFC rata-rata tahunan gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 ........... 59 Gambar 1.19 PHR gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 tahun 2010 ...................... 59 Gambar 1. 20 PHR gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 tahun 2011 ..................... 60 Gambar 1.21 Faktor kapasitas PLTU 4 tahun 2010 ....................................................... 60 Gambar 1.22 Faktor beban PLTU 4 tahun 2010 ............................................................ 61 Gambar 1.23 Faktor pelayanan PLTU 4 tahun 2010 ..................................................... 62 Gambar 1.24 Kapasitas terpasang dan daya mampu pembangkit .............................. 63 Gambar 1.25 Diagram pengamatan kWh dan bahan bakar pembangkit .................... 63 Gambar 1.26 Nilai kalori bahan bakar dan heat rate................................................... 64 Gambar 1.27 Diagram Specific Fuel Consumption (SFC) rata-rata ............................. 64 Gambar 1.28 SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1................................................ 69 Gambar 1.29 SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik Inderalaya................................ 69 Gambar 1.30 PHR PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1 ............................................... 70 Gambar 1.31 PHR PLTG dan PLTU pada Pusat Listrik Inderalaya ............................... 70 Gambar 1.32 Faktor kapasitas Pusat Listrik 1 ............................................................... 71 Gambar 1.33 Faktor kapasitas Pusat Listrik .................................................................. 72 Gambar 1.34 Faktor Ketersediaan Energi (EAF) Pusat Listrik 1 .................................. 73 Gambar 1.35 Faktor Ketersediaan Energi (EAF) Pusat Listrik Indera laya ................. 73 Gambar 1.36 PHR gabungan PLTU unit 4 dan PLTU unit 5 tahun 2010 ...................... 74 Gambar 1.37 Net PHR PLTGU Blok 1. ............................................................................ 75 Gambar 1.38 Faktor kapasitas PLTU unit 4 dan unit 5 tahun 2010 ............................ 75 Gambar 1.39 Faktor kapasitas PLTGU Blok 1 tahun 2010 ............................................ 76 Gambar 1.40 EAF PLTU unit 4, 5 .................................................................................... 76 Gambar 1.41 EAF PLTG Blok 1 ........................................................................................ 77 Gambar 1.42 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 14 Januari 2011 ............. 79 Gambar 1.43 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 15 Januari 2011 ............. 79 ii

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 1.44 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 16 Januari 2011 ............. 80 Gambar 1.45 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 6 Mei 2011 ...................... 80 Gambar 1.46 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 7 Mei 2011 ...................... 81 Gambar 1.47 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 8 Mei 2011 ...................... 81 Gambar 1.48 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 2, 3 dan 4 pada tanggal 23 Juni 2011 ................................................................................................................................... 82 Gambar 1.49 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 3 dan 4 pada tanggal 25 Juni 2011 ................................................................................................................................... 82 Gambar 1.50 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 3 dan 4 pada tanggal 26 Juni 2011 ................................................................................................................................... 83 Gambar 1.51 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 23 Juni 2011 ................................................................................................................................... 83 Gambar 1.52 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 24 Juni 2011 ................................................................................................................................... 84 Gambar 1.53 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 25 Juni 2011 ................................................................................................................................... 84 Gambar 1.54 Pembebanan PLTU 5 ................................................................................. 85 Gambar 1.55 Beban harian PLTU unit-1 ........................................................................ 86 Gambar 1.56 Beban harian PLTU 4 unit-2 ..................................................................... 87 Gambar 1.57 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (GT 1.1) ........................................... 88 Gambar 1.58 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (GT 1.2) ........................................... 89 Gambar 1.59 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (ST 1.0) ............................................ 90 Gambar 1.60 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.1) ........................................... 91 Gambar 1.61 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.2) ........................................... 92 Gambar 1.62 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.0) ........................................... 93 Gambar 1.63 Pembebanan PLTGU 2 .............................................................................. 95 Gambar 1.64 Produksi Listrik dari PLTGU 4 .................................................................. 96 Gambar 1.65 Pola Pembebanan PLTG di Sistem PLTGU 4 ........................................... 97 Gambar 1.66 Kuantitas penggunaan sendiri energi listrik PL 1 .................................. 98 Gambar 1.67 Kuantitas penggunaan sendiri energi listrik PL 1 .................................. 98 Gambar 1.68 Persentasi energi listrik penggunaan sendiri Pusat Listrik 1 ................ 99 Gambar 1.69 Persentasi energi listrik penggunaan sendiri Pusat Listrik 2 ................ 99 Gambar 1.70 Energi yang diekspor ke penyalur oleh Pusat Listrik 1 ....................... 100 Gambar 1.71 Energi yang diekspor ke penyalur oleh Pusat Listrik 2 ....................... 100 Gambar 2.1 Alur Kegiatan Audit Sistem Kelistrikan ................................................... 105 Gambar 2.2 Sistem Penyaluran Tenaga Listrik ........................................................... 108 Gambar 2.3 Konfigurasi jaringan 500 kV Sistem Jawa-Bali ....................................... 110 Gambar 2.4 Konfigurasi Region 1 Jakarta dan Banten Sistem Jawa-Bali ................ 111 Gambar 2.5 Konfigurasi Region 2 Jawa Barat Sistem Jawa-Bali ............................... 112 Gambar 2.6 Konfigurasi Region 3 Jawa Tengah dan Yogyakarta Sistem Jawa-Bali 113 Gambar 2.7 Konfigurasi Region 4 Jawa Timur dan Bali Sistem Jawa-Bali ............... 114 Gambar 2.8 Konfigurasi Sistem Jawa-Bali................................................................... 116 Gambar 2.9 Daerah kerja RCC Cawang untuk Region Jakarta Raya dan Banten .... 117 Gambar 2.10 Daerah kerja RCC Cigereleng untuk Region Jawa-Barat. ................... 118 Gambar 2.11 Daerah kerja RCC Ungaran untuk Region Jawa-Tengah dan DIY. ...... 119 Gambar 2.12 Daerah kerja RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali 1 ........... 120

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

iii

Gambar 2.13 Daerah kerja RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali 2 ........... 120 Gambar 2.14 Peta jaringan 500 kV sistem kelistrikan Pulau Jawa ........................... 121 Gambar 2.15 Anatomi sistem 500 kV di Pulau Jawa .................................................. 122 Gambar 2.16 Anatomi sistem kelistrikan Region 1 ..................................................... 123 Gambar 2.17 Struktur beban pada Region 1 (DKI Jakarta dan Tangerang) ............. 124 Gambar 2.18 Struktur beban pada Region 1 (Banten) ............................................... 124 Gambar 2.19 Anatomi sistem kelistrikan Region 2 ..................................................... 125 Gambar 2.20 Struktur beban pada Region 2 ............................................................... 126 Gambar 2.21 Anatomi region 3 Jawa Tengah dan Yogyakarta .................................. 127 Gambar 2.22 Struktur beban pada Region 3 (Jawa Tengah) ..................................... 128 Gambar 2.23 Struktur beban pada Region 3 (DIY)...................................................... 128 Gambar 2.24 Anatomi sistem kelistrikan Region 4 Jawa Timur................................ 129 Gambar 2.25 Struktur beban pada Region 4 (Jawa Timur) ....................................... 130 Gambar 2.26 Pola beban secara umum ....................................................................... 132 Gambar 2.27 Beban Puncak Harian Sistem Jawa Bali ................................................ 133 Gambar 2.28 Pola beban harian gardu 1 suatu pabrik tekstil ................................... 134 Gambar 2.29 Pola beban harian gardu 2 suatu pabrik tekstil ................................... 134 Gambar 2.30 Pola beban publik ................................................................................... 135 Gambar 2.31 Pola beban sosial ..................................................................................... 136 Gambar 2.32 Pola beban residensial ............................................................................ 136 Gambar 2.33 Pola beban sektor bisnis ......................................................................... 137

iv Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

DAFTAR TABEL Tabel 2.1 Kandungan dan Gross Calorific Value batubara berdasarkan disain Boiler ...................................................................................................................... 12 Tabel 2.2 Spesifikasi batubara sesuai disain boiler ...................................................... 14 Tabel 2.3 Data Spesifikasi Batubara sesuai kontrak dan realisasi kontrak ................ 14 Tabel 2.4 Batubara dengan Nilai Kalor 4900 Kcal/kg .................................................. 16 Tabel 2.5 Batubara dengan Nilai Kalor 5000 Kcal/kg .................................................. 16 Tabel 2.6 Jenis pembangkit yang ada di 1 ................................................................... 20 Tabel 2.7 Unit PLTGU 3. .................................................................................................. 24 Tabel 2. 8 Nilai SFC untuk interval jam tertentu pada Unit 1 dan 2 ......................... 43 Tabel 2.9 Nilai heat rate untuk interval jam tertentu pada Unit 1 ........................... 43 Tabel 2.10 Nilai heat rate untuk interval jam tertentu pada Unit 2 ......................... 43 Tabel 2.11 Sejarah Mesin Pembangkitan 1 Unit 1 ........................................................ 43 Tabel 2.12 Sejarah Mesin Pembangkitan 1 Unit 2 ........................................................ 44 Tabel 2.13 Indeks kehandalan gabungan unit pembangkitan 1(unit 1 dan 2) ........... 44 Tabel 2.14 Standar NERC untuk beberapa indeks kehandalan pembangkitan .......... 44 Tabel 2.15 Perhitungan nilai SFC PLTU 2 Unit 1 ........................................................... 47 Tabel 2.16 Perhitungan nilai NPHR PLTU 2 Unit 1........................................................ 47 Tabel 2.17 Perhitungan nilai SFC PLTU 2 Unit 2 ........................................................... 47 Tabel 2.18 Perhitungan nilai NPHR PLTU 2 Unit 2........................................................ 48 Tabel 2.19 Sejarah mesin pembangkit PLTU 2 Unit 1 .................................................. 48 Tabel 2.20 Sejarah mesin pembangkit PLTU 2 Unit 2 .................................................. 48 Tabel 2.21 Nilai NCF Pembangkitan 2 Gabungan (Unit 1 dan 2)................................. 48 Tabel 2.22 Nilai EAF PLTU 2unit gabungan (unit 1 dan 2) ........................................... 49 Tabel 2.23 Nilai EFOR Pembangkitan 2Gabungan (Unit 1 dan 2)................................ 50 Tabel 2.24 Nilai SOF Pembangkitan 2Gabungan (Unit 1 dan 2) .................................. 51 Tabel 2.25 Perhitungan nilai SFC PLTU 3 Unit 1-7 ....................................................... 51 Tabel 2.26 Nilai Heat rate pada unit Pembangkit 1 s/d 7 ........................................... 52 Tabel 2.27 Sejarah mesin pembangkitan PLTU 3 unit 1-7 ........................................... 52 Tabel 2.28 Indeks Kehandalan PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7...................................... 53 Tabel 2.29 Indeks Kinerja PLTU Batubara berdasar standar NERC............................. 54 Tabel 2.30 Test Pembebanan PLTU 7 ............................................................................ 57 Tabel 2.31 Test Pembebanan PLTGU 2 .......................................................................... 58 Tabel 2.32 Test Pembebanan PLTU 5 ............................................................................ 62 Tabel 2.33 Kebutuhan Bahan Bakar dan Produksi Listrik PLTU 5 ............................... 62 Tabel 2.34 SFC, Heat Rate, dan Nilai Kalori Bahan Bakar Pembangkit PLTU ........... 63 Tabel 2.35 SFC, Heat Rate, dan Nilai Kalori Bahan Bakar Pembangkit PLTGU & PLTG .................................................................................................................. 64 Tabel 2.36 Sejarah Mesin Pembangkit Listrik PT PLN (Persero) Sektor Pembangkitan 6 .................................................................................................... 65 Tabel 2.37 Indeks Keandalan Pembangkit ..................................................................... 66 Tabel 2.38 Daya mampu Pusat Listrik 1 & Inderalaya ................................................. 68 Tabel 2.39 Test Pembebanan PLTGU 2 .......................................................................... 77 Tabel 2.40 Efisiensi dan Heat Rate dari PLTGU 4......................................................... 78 Tabel 2.41 Indeks Keandalan PLTGU 4 .......................................................................... 78 Tabel 2.42 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (GT 1.1)............................................... 88 Tabel 2.43 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (GT 1.2)............................................... 89 Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

v

Tabel Tabel Tabel Tabel Tabel

2.44 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (ST 1.0) ............................................... 90 2.45 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (GT 2.1)............................................... 91 2.46 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (GT 2.2)............................................... 92 2.47 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (ST 2.0) ............................................... 93 2.48 Daya Mampu PLTGU 2 ................................................................................... 93

vi Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

KATA PENGANTAR Dalam penyediaan tenaga listrik di Indonesia, terdapat beberapa permasalahan misalnya adanya kebijakan yang kurang sinkron, seperti dapat dilihat pada beberapa pembangunan pembangkit berukuran cukup besar yang semestinya menggunakan gas supaya dapat menurunkan biaya operasi, ternyata dioperasikan dengan menggunakan bahan bakar minyak. Kebijakan perencanaan penempatan pembangkit sering tidak tepat sehingga menimbulkan masalah pada optimalisasi operasi pembangkit misalnya pembangkit batubara dibangun pada daerah yang tidak menghasilkan batubara pada hal biaya tranportasi batubara lebih mahal dibanding dengan biaya transmisi tenaga listrik. Oleh karena itu perlu diketahui dengan jelas aspek-aspek yang mempengaruhi sistem penyediaan dan pelayanan tenaga listrik untuk mengantisipasi tuntutan konsumen akan perlunya tenaga listrik yang lebih andal, berkualitas dan efisien. Berkenaan dengan kondisi kelistrikan di Indonesia seperti yang telah dijelaskan di atas, perlu dilakukan audit teknologi di bidang kelistrikan nasional di tinjau dari segi penyediaan tenaga listrik yang terjangkau, andal dan berkualitas mulai dari sistem pembangkitan sampai dengan penyaluran tenaga listrik agar permasalahan mengenai daya dukung sistem kelistrikan nasional terhadap pertumbuhan konsumsi listrik saat ini serta optimalisasi subsidi pemerintah dibidang energi listrik dapat diketahui dengan jelas. Dalam Rencana Pembangunan Jangka Menengah (RPJM) tahun 2009 – 2014 Buku I Prioritas Nasional di bidang inovasi, telah ditetapkan bahwa Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi (BPPT) diberi tugas untuk melakukan Program Pengkajian dan Penerapan Audit Teknologi yang pada tahun 2011 salah satu programnya adalah akan melakukan Audit Teknologi Sistem Kelistrikan Nasional. Kegunaan dari kegiatan ini adalah mengumpulkan data kemampuan (performance) terakhir dari unit-unit pembangkit yang diaudit. Melalui kegiatan ini dapat diklarifikasi pembangkit mana yang peralatannya dan sistemnya mengalami masalah, serta masalah apa saja yang dihadapi. Untuk berbagai macam unit pembangkit, peralatan dan sistem yang ada, penyebab dari masalah dan penanggulangannya harus dipelajari dan diteliti pada tahap / langkah berikutnya. Hal-hal teknis yang tercakup dalam kegiatan ini dimulai dari energi primer atau bahan bakar, kondisi peralatan pembangkit, operasi dan pemeliharaan, sampai dengan produksi pembangkit. Beberapa pusat pembangkit tenaga listrik yang diaudit diangap dapat mewakili berbagai jenis pembangkit kecuali PLTP yaitu: PLTU (1, 2, 3, 4, 5, 6, 6, dan 6), PLTGU (1, 2, 3, dan 4), PLTA (1, dan 2). Hasil Audit Kelistrikan menunjukkan daya dukung berkurang dengan melihat faktor derating, indeks kehandalan, kecukupan dan kualitas energi primer serta manajemen pemeliharaan. Pembangkit mengalami derating yang besar karena

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

vii

umur yang sudah tua, untuk PLTU Batubara berumur di atas 25 tahun sedangkan PLTG/PLTGU berumur lebih dari 15 tahun. Indeks kehandalan mengalami penurunan terutama untuk PLTU yang menggunakan teknologi CFB yang relatif masih baru digunakan, dimana dari segi penggunaan material boiler masih belum mendukung. Penurunan tingkat kehandalan disebabkan juga oleh kecukupan dan kualitas energi primer. Disamping itu pelaksanaan pemeliharaan sering terkendala dengan masalah penyediaan suku cadang peralatan-peralatan utama pembangkit yang sebagian besar masih harus diimpor serta keterlambatan pelaksanaan overhaul pembangkit-pembangkit yang sudah berumur. Pemakaian bahan bakar yang tidak sesuai dengan dedikasi pembangkit menyebabkan penurunan kinerja dan kehandalan pembangkit serta meningkatkan biaya produksi listrik. Dengan demikian, kegiatan audit teknologi kelistrikan pada tahun 2011 ini telah memberikan pemetaan daya dukung sistem kelistrikan nasional terhadap pertumbuhan beban pada jaringan Jamali dan Sumatra dan optimalisasi subsidi pemerintah di bidang energi listrik.

viii Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Bab-1 SISTEM PEMBANGKITAN Alur pelaksanaan kegiatan ini dengan melakukan pengumpulan data berupa data sekunder dan data primer (pengamatan langsung). Hasil data tersebut diperoleh melalui wawancara/diskusi. Hasil semua data tersebut selanjutnya dilakukan analisis dengan arahan/bantuan dari pemberi data serta Supervisor kegiatan audit tersebut. Hasil analisis tersebut akan memberikan hasil sementara untuk selanjutnya dilakukan kesimpulan dan dibuatkan rekomendasi hal-hal apa saja yang perlu diperhatikan dari hasil audit tersebut.

Gambar 1.1 Alur Kegiatan Audit Sistem Kelistrikan

Kegiatan audit kelistrikan ini hanya dilakukan pada beberapa lokasi mengingat keterbatasan dana dan waktu. Pembangkit listrik yang diaudit sebanyak 12 lokasi dengan jenis PLTU, PLTGU dan PLTA dan untuk sistem penyaluran hanya dilakukan pada sistem Jawa Bali. Untuk menjaga kerahasiaan data maka pembangkit yang diaudit tidak secara langsung dinyatakan dengan nama dan lokasi yang sepatutnya, tetapi diberi inisial tertentu.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

1

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 1.2 Lokasi Pembangkit listrik yang diaudit 1.1.

Pemetaan Sistem Pembangkit Listrik Pemetaan sistem pembangkit dilakukan dengan melihat 4 unsur yaitu : a. Potret energi primer sistem pembangkit b. Pemetaan operasi dan pemeliharaan pembangkit c. Pemetaan kinerja pembangkit d. Kualitas dan produksi, BPP pembangkitan

2 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.1.1. Potret energi primer sistem pembangkit listrik

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

3

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

4 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

5

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

6 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.1.2. Operasi dan Pemeliharaan Sistem Pembangkit Listrik a.

Masalah Operasi : Masalah Operasi yang terjadi saat diaudit mengakibatkan beberapa pembangkit dioperasikan di bawah kapasitas antara lain : 1. Derating pembangkit 2. Keterbatasan cadangan/pasokan energi primer berupa BBM, air dan BBG 3. Permintaan pengaturan beban, karena keterbatasan sistem atau karena take or pay IPP

b.

Sistem Pemeliharaan Sistem

pemeliharaan

pembangkit

dilakukan

berdasarkan

waktu

dan

kondisi/prediktif dan secara umum telah dilakukan sesuai manual das SOP yang berlaku pada imasing-masing unit pembangkit. Adapun pelaksanaan sistem pemeliharaan dilakukan dengan berbagai hal antara lain : 1. Material kritis tetap memakai original equipment material (OEM) 2. Major overhaul dilakukan dengan outsourcing (sebatas expert) 3. Kualitas SDM umunya memadai 4. Kuantitas SDM terdapat over atau understaffing

1.1.3. Kinerja Sistem Pembangkit Listrik Indikator yang digunakan dalam menilai kinerja baik buruknya suatu pembangkit dalam laporan ini yakni dengan mengathui beberapa hal : a. Force Outage Rate (FOR) b. Equivalent availability factor (EAF) c. Capacity Factor (CF) d. SFC e. Heat Rate

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

7

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.1.3.1.Faktor Kapasitas (Capacity Factor-CF) Faktor Kapasitas (Capacity Factor) adalah rasio produksi bruto kWh selama jam pelayanan terhadap kWh bruto yang dapat dibangkitkan bila dibebani sesuai dengan kapasitas terpasang selama jam periode. Keadaan ini mencerminkan kapasitas mesin yang dioperasikan selama periode tertentu.

CF 

Pr oduksi Bruto ( MWh) 100% Daya Terpasang ( MW )  Jam Periode

1.1.3.2.Laju Keluar Paksa (Force Outage Rate-FOR) Laju Keluar Paksa (Force Outage Rate-FOR) adalah perbandingan antara jam keluar terpaksa terhadap jumlah jam pelayanan ditambah jam keluar terpaksa. Keadaan ini mencerminkan lamanya unit pembangkit mengalami gangguan.

FOR 

Jumlah Jam Gangguan 100% Jumlah Jam Operasi  Jumlah Jam Gangguan

1.1.3.3.Faktor Ketersedian Equivalent (Equivalent Availability Factor-EAF) Faktor ketersediaan equivalent (Equivalent availability factor) adalah ekivalen Availability Factor yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit (jumlah energi listrik yang dapat disediakan thp jumlah total energi listrik yang dipasok). .

=

AH - ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH ) x 100% PH

Keterangan : AH-Available hours adalah jumlah jam unit pembangkit siap dioperasikan yaitu Service hours ditambah Reserve shutdown hours. PH-Period hours adalah total jumlah jam dalam suatu periode tertentu yang sedang diamati

8 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

EFDH-Equivalent Forced Derated Hours adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating secara paksa (forced derating) dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. EPDH- Equivalent

Planned

Derated

Hours adalah perkalian antara

jumlah jam unit pembangkit derating terencana

(planned derating) dan

besar penurunan derating dibagi dengan DMN. ESDHESEDH- Equivalent Seasonal Derated Hours adalah perkalian antara MW derating unit pembangkit akibat pengaruh cuaca/musim dikali jumlah jam unit pembangkit siap dibagi dengan DMN EMDH- Equivalent Maintenance Derated Hours adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit mengalami maintenance derating dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. 1.1.3.4.

Pemakaian Bahan Bakar Spesifik (Specific Fuel Consumption - SFC)

Pemakaian Bahan Bakar Spesifik adalah besarnya volume bahan bakar yang dikonsumsi untuk memproduksi kWh bruto pada suatu periode tertentu, hal ini menunjukkan tingkat keborosan pemakaian bahan bakar.

SFC  1.1.3.5.

Jumlah Pemakaian Bahan Bakar (l ) Jumlah Pr oduksi Bruto (kWh)

Heat Rate Pembangkit (Plant Heat Rate)

Heat Rate Pembangkit (Plant Heat Rate) adalah total konsumsi panas bruto (kJ) yang dihasilkan dari pembakaran bahan bakar untuk memproduksi kWh bruto. HR = (Total konsumsi panas bruto bahan bakar)/(Jumlah produksi kWh bruto)

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

9

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.1.4. Kualitas dan Produksi, BPP Sistem Pembangkit Listrik a. Produksi tidak optimal

b. Produksi optimal (normal)

c. Produksi optimal (over)

10 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.2. Potret Energi Primer Pertumbuhan ekonomi dan jumlah penduduk suatu negara tentu saja sejalan dengan pertumbuhan kebutuhan energi listriknya. Di Indonesia khususnya, masalah kelistrikan timbul akibat kebutuhan energi listrik yang meningkat lebih pesat dibandingkan kemampuan PT. PLN (Persero) untuk memenuhi pasokan listrik yang dibutuhkan. Akibatnya, terjadi pemadaman bergilir dimana-mana dan masih terdapat beberapa daerah di Indonesia yang belum mendapatkan kesempatan untuk dialiri listrik. Menurut para pakar di bidang manajemen kelistrikan, pertumbuhan dari peningkatan kapasitas listrik itu harus 1,5 kali kali dari pertumbuhan ekonomi, jadi kalau pertumbuhan ekonomi Indonesia tahun 2011 sekitar enam persen berarti peningkatan kapasitas listrik itu harus delapan hingga sembilan persen. Namun pada kenyataanya, pertumbuhan energi listrik hanya berkisar pada angka 3% pertahun. Rasio elektrifikasi adalah tingkat perbandingan jumlah penduduk suatu negara yang menikmati listrik dengan jumlah total penduduk di negara tersebut. Dalam beberapa tahun terakhir, rasio elektrisifikasi nasional telah meningkat dari 59% menjadi 65% atau sekitar 1,5% per tahun. Peningkatan rasio elektrifikasi tersebut dilakukan melalui sambungan baru pelanggan PLN dan pemanfaatan energi setempat (PLTMH, PLTB, PLTS Terpusat dan PLTS Tersebar yang khusus diperuntukkan bagi daerah-daerah terpencil). Disamping itu biaya produksi untuk pengadaan listrik tinggi. Hal ini disebabkan karena beberapa faktor, antara lain: masih banyak pembangkit yang menggunakan bahan bakar minyak (BBM) sebagai bahan bakarnya (pada tahun 2008 sekitar 25% energi dibangkitkan dari BBM), lalu banyak pembangkit listrik yang sudah berusia melebihi 25 tahun sehingga biaya operasional dan pemeliharaan relatif lebih mahal. Sehingga harga produksi listrik lebih tinggi dari harga jual ke konsumen. Untuk mengatasi hal ini

pemerintah pada tahun 2011 memberikan

subsidi energi listrik sebesar Rp 50 trilyun lebih (Pemerintah memberikan kompensasi PSO sesuai UU No 19, tahun 2003) Untuk merespon kondisi diatas, maka dilakukan analisis hasil audit beberapa pembangkit dan sistem Penyaluran milik PT.PLN (Persero). Adapun kegiatan lain dilakukan dalam melengkapi sumber tersebut dilakukan Studi literature dan Focus Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

11

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Grup Discussion (FGD) yang akan memberikan masukan langsung dari beberapa pihak, baik yang terlibat langsung maupun tidak.

1.3. Potret Energi Primer Sistem Pembangkit Listrik Pelaksanaan Audit telah dilakukan oleh tim yang dibentuk dan telah berkunjung pada 12 lokasi pembangkit dan menyelesaikan laporannya berdasarkanTerm Of Referens (TOR). Ke 12 laporan hasil audit ini disiapkan sebagai laporan akhir untuk masing - masing pembangkit yang diaudit. Berikut ini dapat dilihat pengelompokan energi primer yang digunakan secara berturut-turut pada PLTU, PLTGU dan PLTG : a. Kelompok PLTU : menggunakan energi primer batubara, MFO dan HSD sebagai bahan bakar untuk boilernya yang kemudian memberikan energi kepada turbin dan menggerakan generator pembangkit listrik. Adapun PLTU yang diaudit Seperti PLTU 2, PLTU 1, PLTU 3, PLTU 5 dan lain-lain. b. Kelompok PLTG, PLTGU: Pembangkit – pembangkit jenis ini menggunakan gas alam, HSD atau MFO. Gas alam dipasok oleh PSC Migas, dan pertamina memasok HSD dan MFO. Berikut ini dapat dilihat pengelompokan pembangkit yang telah diaudit : 1.3.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) 1.3.1.1. PLTU 1 Berdasarkan pada disain boiler seperti terlihat pada tabel 1.1 menunjukkan bahwa nilai kalor batubara yang dibutuhkan oleh unit pembangkit adalah 6.718 Kcal/kg. Dengan menggunakan batubara jenis ini, hanya diperlukan 4 mesin penghancur batubara (mesin pulverized mill), akan tetapi, batubara jenis ini umumnya sulit diperoleh di Indonesia. Tabel 1.1 Kandungan dan Gross Calorific Value batubara berdasarkan disain Boiler Parameters Moisture Ash Sulfur Carbon Hydrogen Nitrogen

Unit % % % % % %

Design Coal 5.10 17.50 0.67 60.70 4.90 1.10

As Received Coal 5.30 10.55 0.67 66.70 5.42 1.06

12 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

As Received Coal Dry Basis 11.14 0.71 70.43 5.72 1.11

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Oxygen Gross Calorivic Value

%

10.00

10.30

10.89

Kcal/kg

6035

6718

7094

Batubara yang digunakan pada PLTU 1 umumnya adalah batubara dengan jenis sub-bituminus atau level di bawahnya. Batubara tersebut sebagian besar dipasok dari Kalimantan dengan menggunakan tongkang. Beberapa

pemasok

batubara untuk PLTU 1 diantaranya yaitu PT. Berau Coal, PT. Adaro Indonesia, PT. MHU, PT. Bentala Coal Mining, dan PT. Arthindo. Nilai kalor batubara yang digunakan ada dua macam yaitu batubara dengan nilai kalor sekitar 5100 Kcal/kg (high quality) dan batubara dengan nilai kalor sekitar 4700 Kcal/kg dan 4500 Kcal/kg (low quality). Dalam pemakaian

kedua

jenis batubara tersebut dicampur dengan perbandingan 60 % untuk batubara high quality dan 40 % untuk batubara low quality. Berdasarkan pada pengalaman sejak tahun 2000 membuktikan bahwa pencampuran batu bara antara nilai kalor rendah dan nilai kalor tinggi dengan perbandingan seperti disebutkan diatas menghasilkan nilai kalor baru yang optimum, yang mampu memasok permintaan daya listrik sampai dengan daya mampu gross 400 MW, bila sewaktu-waktu P3B membutuhkan hal tersebut. Data di atas menunjukkan bahwa nilai kalor batubara yang digunakan pada saat ini, masih di bawah nilai kalor batubara yang sesuai dengan desain awal boiler, sehingga untuk memenuhi kebutuhan nilai kalor sesuai desain boiler, maka jumlah (volume) bahan bakar yang masuk ke ruang bakar pun ditambah. Penambahan volume bahan bakar ini secara langsung berdampak pada penggunaan mesin mill, yaitu semua mesin mill yang berjumlah lima buah harus dijalankan. Sedangkan penggunaan mesin mill bila nilai kalori sesuai dengan disain boiler hanya digunakan empat buah dan yang satunya disiapkan untuk standby.

1.3.1.2. PLTU 2 Pembangkit Listrik Tenaga Uap 2 terdiri atas dua unit dengan kapasitas masingmasing unit sebesar 100 MW. Kedua unit tersebut beroperasi dengan menggunakan bahan bakar batubara dan HSD (solar). Adapun HSD digunakan hanya pada saat start up, dan ketika terjadi gangguan yang menyebabkan beban turun secara drastis sehingga diperlukan pemakaian HSD untuk meningkatkan kembali beban Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

13

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

sesuai kebutuhan. Spesifikasi batubara berdasarkan pada desain boiler (As Received Basis) seperti dapat dilihat pada tabel 1.2. Tabel 1.2 Spesifikasi batubara sesuai disain boiler

Berdasarkan pada data di atas, batubara yang sesuai dengan desain pabrikan adalah batubara dengan nilai kalor berkisar antara 5800 – 7700 Kcal/kg. Kadar ash yang diizinkan maksimal 13 % dengan kandungan air antara 3 - 5 % . Dengan menggunakan batubara seperti di atas, hanya diperlukan tiga mesin pulverized mill yang beroperasi, sedangkan satu mesin pulverized mill lainnya dalam keadaan standby. Batubara yang digunakan pada PLTU sektor pembangkitan 2 umumnya dipasok melalui kontrak pembelian batubara, dengan kebutuhan 80.000 ton tiap bulan. Kontrak yang dilakukan umumnya berjangka panjang yaitu 5 tahun. Berdasarkan pada data kontrak, diketahui bahwa sekitar 30 % batubara dipasok dari Sawahlunto atau sekitar PLTU sektor 2, sedangkan sisanya sebanyak 70% dipasok dari Muara Bungo dengan menggunakan transportasi darat melalui jalan umum. Adapun spesifikasi batubara yang digunakan dapat dilihat pada tabel 1.3. Tabel 1.3 Data Spesifikasi Batubara sesuai kontrak dan realisasi kontrak

Data pada tabel 1.3 menunjukkan bahwa nilai kalor batubara yang biasa digunakan tidak jauh berbeda dengan nilai kalor batubara yang sesuai dengan desain boiler. Batubara yang dipasok dari Muara Bungo mempunyai kandungan moisture cukup besar, Sedangkan yang dipasok dari tambang spot di Sawahlunto merupakan batubara yang berasal dari tambang rakyat yang mengandung banyak unsur pengotor dan tidak diproses lebih lanjut melalui tahap preparasi standar, sehingga kualitas batubara yang dihasilkan tidak homogen dan terdapat banyak 14 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

kandungan pengotor di dalamnya. Ketidakhomogenan batubara dan banyaknya kandungan pengotor yang terdapat di dalam batubara menyebabkan penurunan kinerja mesin pulverized mill, bahkan pernah mengakibatkan mesin mill mengalami trip. Dengan terjadinya trip pada mesin mill, maka dibutuhkan pemakaian HSD untuk mensupport agar kebutuhan beban tetap terpenuhi. Permasalahan lain yang berkaitan dengan batubara adalah susahnya memenuhi kebutuhan batubara sebanyak 80.000/bulan, di samping itu terdapat pula kendala yang sifatnya non teknis seperti akses jalan yang digunakan untuk mengangkut batubara dan protes masyarakat sekitar PLTU terutama yang berkaitan dengan polusi udara. 1.3.1.3. PLTU 3 Indonesia Power Unit Bisnis Pembangkitan 3 terdiri atas 7 unit Pembangkit dengan kapasitas masing-masing adala 4 x 400 MW dan 3 x 600 MW dengan total kapasitas adalah 3200 MW, beroperasi dengan 2 jenis bahan bakar yaitu batu bara dan HSD (solar). Untuk mendukung operasional PLTU 3

dengan dua macam bahan bakar

tersebut, PT. Indonesia Power melakukan kontrak pembelian batubara yang sifatnya jangka panjang dan jangka pendek dengan pemasok, PT. Bukit Asam, PT. Berau Coal, PT. Kideco Jaya Agung, KP dari Kalimantan, dan KP dari Sumatera. Sedangkan pengadaan bahan bakar HSD dilakukan dengan menggunakan kontrak pembelian dengan PT. Pertamina Berdasarkan pada disain boiler, batubara yang memenuhi persyaratan untuk menjalankan unit yang ada di unit bisnis pembangkitan 3 diharuskan memenuhi persyaratan seperti nilai kalor harus sama atau lebih besar dari 5242 Kcal/kg, kadar ash tidak boleh melebihi 7,8 % dan kandungan moisture 23,6 %, serta nilai HGI yang dipersyaratkan harus terletak antara 55 dan 65. Dengan menggunakan batubara sesuai dengan yang disyaratkan di atas, maka setiap unit yang beroperasi hanya memerlukan tiga mesin pulverized mill, sedangkan satu unit lainnya dalam posisi stand by, kondisi ini berlaku untuk unit 1 sampai dengan dengan unit 4, sedangkan unit 5 sampai dengan unit 7 pada saat beroperasi mengoperasikan 4 mesin pulverized mill ditambah satu mesin lagi dalam keadaan standby (untuk unit 5 sampai dengan unit 7).

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

15

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Untuk memenuhi kebutuhan akan batubara yang jumlahnya antara 800.000 sampai dengan 1.100.000 Metrik Ton setiap bulan, UBP 3 melakukan pengadaan batubara melalui pembelian dengan menggunakan kontrak. Kontrak yang dilakukan umumnya berjangka panjang dan menengah yaitu 10 tahun untuk kontrak jangka panjang dan 3 sampai 5 tahun untuk kontrak jangka menengah. Apabila spesifikasi batubara tidak sesuai dengan kontrak, pihak PLN memberikan penalti kepada pihak pemasok sesuai dengan ketentuan yang tertuang dalam kontrak. Batubara yang diguanakan di UBP 3 dipasok dari PT. Bukit Asam, PT. Berau Coal, PT. Kideco Jaya Agung dan KP dari Kalimantan dan Sumatera. Spesifikasi batubara yang digunakan ada dua jenis seperti dapat dilihat pada tabel 1.4. dan 1.5 yaitu : Tabel 1.4 Batubara dengan Nilai Kalor 4900 Kcal/kg Parameter

Unit

Design Coal

Nilai Kalor

Kcal/kg

4900

Moisture

%

28

Ash

%

5

HGI Sulphur

49 %

0,25

Tabel 1.5 Batubara dengan Nilai Kalor 5000 Kcal/kg Parameter

Unit

Design Coal

Nilai Kalor

Kcal/kg

5000

Moisture

%

27

Ash

%

6

HGI Sulphur

48 %

1.05

Berdasar pada data yang ditunjukkan di atas terlihat bahwa nilai kalor batubara yang digunakan belum sesuai dengan standar disain boiler, disamping kandungan moisture yang juga relatif besar yaitu sekitar 27 – 28%. Hal ini akan berpengaruh terhadap efisiensi pembakaran dari boiler. Semakin besar kandungan moisture dari batubara yang digunakan akan menyebabkan energi yang diperlukan

16 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

untuk menguapkan moisture tersebut pada saat pembakaran berlangsung di boiler menjadi tinggi, yang menyebabkan efisiensi pembakaran boiler menjadi turun. Dari data yang disebutkan di atas diketahui pula bahwa nilai HGI dari kedua jenis batubara yang digunakan juga lebih rendah dari dari ketentuan disain boiler, yang menyebabkan batubara tersebut sulit untuk dihaluskan oleh mesin pulverized mill. Nilai HGI dari batubara yang rendah berdampak langsung terhadap turunnya kinerja mesin pulverized mill. Turunnya kinerja mesin pulverized mill akan berpengaruh juga terhadap proses pembakaran di boiler menjadi tidak sempurna, karena batu batubara dengan nilai HGI rendah tidak dapat dihaluskan secara sempurnah oleh mesin pulverized mill. Dari aspek lingkungan, kandungan ash dan sulphur pada batubara 4900 Kcal/kg terbilang cukup baik karena masih di bawah spesifikasi desain boiler, namun untuk batubara dengan nilai kalor 5000 Kcal/kg kandungan sulphurnya lebih tinggi dibandingkan dengan spesifikasi desain boiler. Semakin banyak kandungan sulphur batubara, semakin banyak pula kandungan sulphur di dalam gas buang. Hal ini tentu saja dapat merugikan apabila dilihat dari aspek lingkungan

1.3.1.4. PLTU 4 PLTU 4 menggunakan batubara sebagai energi primer. Batubara tersebut diperoleh dari beberapa pemasok dengan kontrak jangka pendek yaitu antara lain PT. Kasih Industri Indonesia, PT IRSAC, PT Bara Adhi Pratama, PT Dwi Guna Laksana, PT PLN Batubara dan PT Titan Mining Indonesia. Dengan banyaknya pemasok tersebut terkesan bahwa ketersediaan batubara sangat terjamin. Namun karena kontrak jangka pendek dan keadaan harga batubara menyebabkan pemasok dengan perhitungan ekonomi dapat membatalkan secara sepihak kontrak yang telah ditandatangani, sehingga ketersediaan batubara tidak terjamin. Untuk mengatasi hal tersebut, PT PLN (Persero) membentuk unit batubara yaitu PT PLN Batubara. Disamping itu, banyaknya pemasok tersebut menyebabkan kualitas batubara yang diterima bervariasi, namun dengan nilai kalor yang masih masuk dalam batas yang disyaratkan yaitu antara 4.200 kcal/kg sampai dengan 4.600 kcal/kg. Adapun kebutuhan batubara untuk 2 unit PLTU tersebut adalah 90.000 ton/bulan.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

17

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.3.1.5. PLTU 5 Pasokan bahan bakar PLTU 5 yang berupa batubara dengan nilai 4900 kkal/kg berasal dari PT Bukit Asam di Tarahan. Kontrak pembelian berdasarkan pada SK Direktur PLN No. D243.PJ/061/DIR/2004 yang berlaku hingga Desember 2031. Pembelian berdasarkan pada spesifikasi tertentu seperti ditunjukkan pada Tabel 2.1 dan Tabel 2.2. Bila ada ketidakcocokan spesifikasi batubara yang dikirimkan maka akan ada penalti. Bahan bakar batubara dideliver dari tambang PT Bukit Asam ke PLTU 5 dengan menggunakan belt-conveyor. Laju (tingkat) deliver bahan bakar sekitar 400 ton/jam. 1.3.1.6. PLTU 6 (Unit 1, 2, 3 dan 4)(PLTGU Unit 1 dan 2)+(PLTG Lot3) PLTU Sektor Pembangkitan Belawan terdiri atas 4 unit dengan kapasitas masingmasing sebesar 65 MW yang beroperasi dengan menggunakan 2 jenis bahan bakar, yaitu untuk PLTU Unit 1 & Unit 2 menggunakan bahan bakar MFO (Marine Fuel Oil), dan untuk PLTU Unit 3 & Unit 4 menggunakan bahan bakar MFO dan Gas Alam. Sedangkan untuk PLTGU terdiri atas 2 blok, yaitu PLTGU-1 (GT 1.1, GT 1.2, dan ST 1.0) dengan kapasitas masing-masing 117,5 MW (GT 1.1), 128,8 MW (GT 1.2), dan 140 MW (ST 1.0), PLTGU-2 (GT 2.1, GT 2.2, dan ST 2.0) dengan kapasitas masingmasing 130 MW (GT 2.1), 135 MW (GT 2.2), dan 162,5 MW (ST 2.0). Bahan bakar yang digunakan untuk PLTGU tersebut adalah HSD (High Speed Diesel) dan Gas Alam. Selain itu pada, Februari 2010 telah dioperasikan PLTG LOT 3 dengan kapasitas 120 MW dengan menggunakan bahan bakar HSD. Untuk mendukung operasional PLTU, PLTGU, dan PLTG dengan tiga jenis bahan bakar tersebut, PT PLN (Persero) telah mengadakan kontrak pembelian yang sifatnya jangka panjang dan jangka pendek dengan pemasok : Pertamina, Pertagas, PGN, PNR (Pertamina Nusantara Resort). Sedangkan untuk membawa bahan bakar minyak ke storage penyimpanan, PLN harus menyewa Jasa Transporter dimana dari pengalaman menunjukkan bahwa terdapat kebocoran (losses) hingga + 0,5% yang sangat merugikan PLN. Untuk mengetahui kemurnian bahan bakar minyak yang dikirim, apakah tercampur zat cair lainnya atau tidak, maka setelah pengisian tangki dilakukan pengecekan pengukuran dengan sounding, yaitu segera setelah selesai pengisian dan satu hari setelah selesai pengisian.

18 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

a.

Bahan Bakar Minyak Bahan bakar minyak yang digunakan oleh PLTU (Unit 1, Unit 2, Unit 3, dan Unit 4), PLTGU-1, PLTGU-2, dan PLTG LOT 3 sebagian besar adalah HSD dan MFO. Disebutkan bahwa ada kontrak pembelian bahan bakar dengan jangka waktu kontrak selama 4 tahun. Kebutuhan bahan bakar minyak MFO setiap bulan mencapai 90.000 kL, dan untuk HSD mencapai 40.000 kL. Pengukuran kualitas bahan bakar yang dideliver dari kapal sebelum masuk ke tangki storage sudah sesuai dengan hasil pengukuran dan analisis dalam sertifikat pengetesan bahan bakar yang dikeluarkan oleh PT Sucofindo sesuai dengan yang dikehendaki PT PLN.

b.

Bahan Bakar Gas Estimasi kebutuhan bahan bakar gas untuk PLTU dan PLTGU adalah sebesar 150 MMSCF per hari. Spesifikasi gas yang diterima di titik serah dari pemasok sudah sesuai dengan spesifikasi engine gas turbine. Ada perjanjian jual-beli gas untuk TAC/SENSL dengan jangka waktu kontrak selama 8 tahun. Kebutuhan bahan bakar gas ini digunakan oleh PLTU (Unit 3 & Unit 4), PLTGU-1 (GT 1.1 & GT 1.2), dan PLTGU-2 (GT 2.1 & GT 2.2). Tangkitangkinya dikonstruksi pada tahun 1983 dan mulai dipakai pada tahun 1987. Tangki yang ada berjumlah 13 buah yang terdiri atas 9 buah tangki besar dan 4 buah tangki kecil. Kondisi pipa-pipa tangki gas sekarang ini dalam keadaan bagus, karena selalu dikontrol sebelum di pigging. Tangki-tangki tersebut terjamin keamanannya, kondisinya masih cukup bagus baik dari cat maupun pengelasan, dan juga tidak terdapat cacat maupun korosi. Sedangkan pada kubikal meter terdapat alat ukur tekanan, temperatur, dan flowmeter. Prosedur pengisian dan pemakaian bahan bakar gas ini langsung masuk ke sistem pembakaran.

Dari data yang telah dikumpulkan terlihat bahwa : -

Biaya BBM per tahun saat ini adalah Rp. 7.868.957,27 juta/tahun, dimana biaya BBM/kWh adalah sebesar Rp. 1.284,28/kWh

-

Jika semua BBM diganti dengan HSD, maka biaya BBM akan naik menjadi Rp. 10.132.458 juta/tahun, atau naik menjadi Rp. 1.830,05/kWh

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

19

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

-

Jika semua BBM diganti MFO, maka biaya BBM akan naik menjadi Rp.8.225.709 juta/tahun atau naik menjadi Rp.1.485,67/kWh.

-

Jika semua BBM diganti gas, maka akan ada penghematan biaya BBM atau biaya BBM akan turun menjadi Rp.2.179.758 juta/tahun (turun Rp. 5.689.198,82 juta/tahun) atau turun menjadi Rp. 355,76/kWh.

-

Jika hanya HSD yang diganti dengan MFO, maka biaya BBM/tahun akan turun menjadi Rp.6.372.518 juta/tahun atau turun menjadi Rp1.040,07/kWh.

-

Jika hanya HSD yang diganti dengan gas, maka biaya BBM/tahun akan turun menjadi Rp.3.633.859 juta/tahun atau turun menjadi Rp593,09/kWh.

-

Jika hanya MFO yang diganti dengan gas, maka biaya BBM/tahun akan turun menjadi Rp. 6.436.865 juta/tahun atau turun menjadiRp. 1.050,57/kWh. Jadi dapat disimpulkan bahwa saving terbesar dapat dilakukan jika semua

BBM diganti dengan gas, jika tambahan gas terbatas, maka saving terbesar jika mengganti HSD dengan gas. Jika suplai gas tidak ada, maka dapat dilakukan penggantian HSD dengan MFO, yang juga akan memberikan saving yang cukup besar. 1.3.2. Pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) 1.3.2.1. PLTGU dan PLTU 1 Pembangkit listrik yang ada di PLTGU dan PLTU 1 yang diaudit terdiri atas 2 jenis pembangkit yakni PLTU dan PLTG. Masing-masing jenis pembangkit ini terdiri atas 2 unit PLTU dan 4 unit PLTG dengan berbagai jenis bahan bakar, kapasitas dan merek seperti dapat dilihat pada tabel 1.6 Tabel 1.6 Jenis pembangkit yang ada di 1 No.

Pembangkit

1 2 3 4 5 6

PLTU Unit 1 PLTU Unit 2 PLTG Unit 1 PLTG Unit 2 PLTG Unit 3 PLTG Unit 4

Bahan bakar Gas Gas HSD Gas Gas Gas

Kapasitas

Merek

12,8 MW 12,8 MW 14 MW 14,8 MW 14,8 MW 24,5 MW

JUGOTURBINA JUGOTURBINA AEG WESCAN WESCAN ALSTHOM

PLTU 1 dibangun pada tahun 1968 dengan menggunakan teknologi dari Yugoslavia. PLTU ini memiliki kapasitas 2 x 12,8 MW, dengan komersial produksi 20 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

untuk PLTU Unit I dimulai pada tanggal 18 Mei 1974 dan PLTU Unit II pada tanggal 6 Agustus 1974. Bahan bakar yang digunakan pada saat itu adalah bahan bakar cair (residu). Dengan adanya ketersediaan pasokan gas bumi dari PERTAMINA, maka dilakukan modifikasi dengan menggunakan bahan bakar gas. Pelaksanaan gasifikasi dikerjakan pada tahun 1994, dan dioperasikan pada akhir tahun 1995. Kebutuhan gas untuk PLTG 1 dipasok oleh Pertamina dan MEDCO dengan spesifikasi sesuai dengan kebutuhan mesin yang telah disepakati bersama antara Pertamina, MEDCO dan PT PLN (Persero) dengan kontrak yang berjangka waktu 10 (sepuluh) tahun. Mulai tahun 1995 PLTU 1 menggunakan gas bumi yang dikembangkan oleh Pertamina di Daerah Sumatera Bagian Selatan. Kontrak jual beli gas bumi dari Pertamina didasarkan pada Perjanjian antara PT PLN (Persero) dan Pertamina no 1020/C00000/2001-S1 dan no 074.PJ/060/DIK/2001. Perjanjian tersebut telah diamandemen dengan nomor 1020/C00000/2001-S1 dan no 074.PJ/060/DIR/2001. Perjanjian terakhir mulai berlaku efektif sejak tanggal 1 Januari 2002 dan akan berakhir sampai

lima tahun sejak penandatanganan atau terpenuhinya jumlah

penyaluran gas bumi keseluruhan sebesar 24,46 BSCF, mana yang lebih dahulu dicapai. Terbatasnya pasokan gas dari Pertamina pada angka tertinggi 24,46 BSCF tersebut akan menjadi kendala bagi PT PLN di masa mendatang untuk memproduksi listrik karena ketidakpastian Pertamina untuk menyuplai gas. Sehingga PT PLN perlu mencari alternatif untuk mengatasi masalah tersebut. Jumlah dan kualitas gas yang diserahkan oleh Pertamina ke PT PLN diukur oleh Pertamina (suplier), sedangkan pihak PT PLN hanya menerima hasilnya saja tanpa ada pengecekan ulang terhadap hasil yang diberikan oleh Pertamina. Jumlah dan kualitas gas yang tidak sesuai akan mengakibatkan ketidaksesuaian jumlah energi (dalam satuan British Thermal Unit/BTU) yang diterima oleh PT PLN. Kondisi ini terpaksa diterima oleh PT PLN karena kerusakan flow meter PT PLN dan ketidaktersediaan alat ukur kualitas gas (misal gas chromatography).

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

21

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Flow Meter PTPLN STASIUN GAS PT PLN

STASIUN GAS PT PLN

Flow Meter Pertamina

FM

FM

PERTAMINA

GAS BUMI

FM

FM

PLTU 1

FM

PLTU 2

FM

PLTG 2

FM

PLTG 3

FM

PLTG 4

Gambar 1.3 Penyaluran Gasbumi Pertamina ke Pembangkit di Sektor 1 Penyerahan jumlah HSD diukur dengan menggunakan flowmeter Pertamina melalui sistem perpipaan dan dimasukkan ke tongkang milik PT PLN. Kondisi penyerahan HSD berlangsung pada temperatur sekitar 39-40 0C. Pada temperatur tersebut volume HSD lebih besar dibandingkan dengan volume HSD pada temperatur lebih rendah, sehingga dengan demikian PT PLN mengalami kerugian berupa penyusutan volume HSD yang diterimanya. Adapun kualitas HSD yang diterima PT PLN juga ditentukan oleh pihak suplier. Apabila HSD yang dipasok mengalami perubahan kualitas atau ada kotoran (impurities) yang melebihi ambang batas dalam spesifikasi HSD, pihak PT PLN juga tidak tahu karena tidak dilakukan pengecekan silang karena ketidaktersediaan alat ukur kualitas HSD tersebut. Kualitas bahan bakar yang dikehendaki oleh PT PLN dari PT. Pertamina ( Persero ) tidak diketahui karena pada saat diadakan audit tidak ada data berupa kontrak. Kualitas bahan bakar minyak mengikuti spesifikasi BBM yang telah ditentukan oleh Pertamina. Bahan bakar HSD di delivery dengan menggunakan tongkang yang dilengkapi dengan alat ukur berupa level meter tongkang. Jarak antara depo Pertamina dengan Pusat Listrik Tenaga Gas Boombaru adalah kurang lebih 6 km. Pengiriman dilakukan setiap hari kerja dengan volume pengiriman sekitar 191 kl/rit. Tidak ada pengujian laboratorium pada HSD yang dikirim.

22 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.3.2.2. PLTGU 2 Untuk mendukung operasional Unit Pembangkit Bisnis Semarang, PT. PLN (Persero) melakukan kontrak pembelian bahan bakar dengan Pertamina dan TPPI. Kontrak PLN dengan Pertamina dilakukan sejak tanggal 16 Mei 2007 dan dilakukan pembaruan dengan kontrak yang baru adalah: 

Nomor PT. Pertamina (Persero)

: 1270/C00000/2009/S-3



Nomor PT. PLN (Persero)

: 382-2.PJ/040/2009

Sedangkan kontrak PLN dengan TPPI dilakukan pada tanggal 10 Desember 2010 dengan nomor kontrak adalah: 

Nomor PT. PLN (Persero)

: 427.PJ/040/DIR/2010



Nomor Tuban Konsorsium

: 001/TubanKons/PLN/XII/2010

Hal-hal pokok yang diatur dalam kontrak tersebut antara lain jumlah kebutuhan BBM, cara penyerahan, mekanisme pengangkutan dan storage facility. Kebutuhan Bahan Bakar setiap bulan berbeda untuk PLTU maupun PLTGU 2. Untuk PLTU 7 setiap bulan membutuhkan 40.000 kilo liter MFO untuk memasok Unit PLTU 1,2 dan 3. Sedang Untuk PLTGU 2 setiap bulan membutuhkan sekitar 60.000 kilo liter HSD untuk memasok PLTGU 1 dan 2. Bahan Bakar yang dipakai adalah High Speed Diesel (HSD) dengan spesifikasi bahan bakar dari supplier. Untuk menjaga kualitas bahan bakar yang diterima, dilakukan pengecekan oleh surveier dengan cara sampling. Spesifikasi bahan bakar yang diterima harus sesuai dengan Keputusan Dirjen Migas 3675K/24/DJM/2006. a.

PLTU PLTU 7 setiap bulan membutuhkan sekitar 40.000 kilo liter MFO untuk memasok Unit PLTU unit 1, 2 dan 3. Unit 1 dan 2 mulai beoperasi pada tahun 1978 dengan kapasitas terpasang masing-masing 50 MW sedangkan unit 3 mulai beroperasi pada tahun 1983 dengan kapasitas terpasang 200 MW. Meskipun PLTU ini menggunakan MFO yang biaya operasinya relatif lebih mahal dari pada PLTU berbahan bakar batubara, namun mengingat kondisi ketenagalistrikan di wilayah Jawa Tengah masih mengalami kekurangan

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

23

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

pasokan maka PLTU 7 tetap terus dioperasikan. Nilai SFC (rata-rata) mencapai 0.267 l/kWh, sedangkan heat rate sebesar 2.794 kcal/kWh. PLTU secara teoritis mempunyai umur ekonomis 25 tahun, namun PLTU 7 sudah beroperasi selama 32 tahun. Pada tahun 1996 sudah direhabilitasi dan daya mampu maksimum yang semula adalah 200 MW turun menjadi 170 MW. Secara teknis PLTU masih layak beroperasi dan sudah ada sertifikasi dari Dirjen LPE untuk layak digunakan. b.

PLTGU PLTGU 2 setiap bulannya membutuhkan sekitar 60.000 kilo liter HSD untuk memasok PLTGU unit 1 dan 2. Setiap blok terdiri atas 3 turbin gas, 1 HRS dan 1 turbin uap, dimana masing-masing blok mempunyai daya terpasang sebesar 109 MW. Nilai SFC (rata-rata) mencapai 0.334 l/kWh, sedangkan heat rate sebesar 2.893 kcal/kWh. Pada kondisi normal PLTGU biasanya beroprasi untuk memenuhi beban puncak, namun PLTGU 2 ini beroperasi untuk melayani beban dasar. Meskipun PLTGU ini menggunakan HSD yang biaya operasinya relatif lebih mahal dari pada PLTGU berbahan bakar gas sesuai desain, namun mengingat kondisi ketenagalistrikan di wilayah Jawa Tengah masih mengalami kekurangan pasokan maka PLTGU 2 tetap terus dioperasikan.

1.3.2.3. PLTGU 3 PLTGU 3 menggunakan gas, MFO dan HSD sebagai energi primer. Gas dipasok langsung dari sumur-sumur, setelah terlebih dahulu diolah di pusat pengolahan, melalui pipa langsung ke PLTGU 3. Konfigurasi unit pembangkit dan bahan bakar diperlihatkan pada tabel 1.7. Tabel 1.7 Unit PLTGU 3. Plant Type -1 STEAM FIRE 4&5 GE 9001E

-2 PLTU #4 PLTU #5 GTG 1.1

Mulai Beroperasi -3 26-Nov1981 07 Juni 1982 02 Des 1992

Kapasitas Terpasang -4

Bahan Bakar -5

Manufacturer -6

200 MW

MFO/GAS

MHI

200 MW

MFO/GAS

MHI

107 MW

GAS/HSD

GE

24 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

GTG 1.2 GTG 1.3 STG 1.4 GTG 2.1 GTG 2.2 MHI 701F

STG 2.1 STG 2.2 STG 2.3

STEAM FIRE 1,2&3

Pada

PLTU 1 PLTU 2 PLTU 3 tabel

02 Des 1992 02 Des 1992 08 Juni 1995 05 Oct 2009 27 Oct 2009 13 Jan 2011 27-Jan-11 02 Feb 2011 1978 1978 1978

terlihat

bahwa

ada

107 MW

GAS/HSD

GE

107 MW

GAS/HSD

GE

185 MW

GE

250 MW

GAS

MHI

250 MW

GAS

MHI

70,6 MW

MHI

70,6 MW

MHI

70,6 MW

MHI

100 MW 100 MW 100 MW unit

MFO MFO MFO pembangkit

MHI MHI MHI yang

dirancang

menggunakan 2 (dua) jenis bahan bakar yaitu PLTU unit 4 dan PLTU unit 5 menggunakan bahan bakar MFO dan gas, PLTG unit 1.1, PLTG 1.2, PLTG unit 1.3, menggunakan bahan bakar gas dan HSD, kemudian gas panas direcycle untuk SGT 1.4. Disamping itu ada unit pembangkit yang menggunakan hanya 1 (satu) jenis bahan bakar yaitu PLTG unit 2.1, PLTG unit 2.2 menggunakan gas sebagai bahan bakar kemudian sisa gas yang masih panas dari kedua PLTG tersebut digunakan untuk STG unit 2.1, STG unit 2.2, dan STG unit 2.3. Unit pembangkit lain yaitu PLTU unit 1, PLTU unit 2, dan PLTU unit 3 menggunakan MFO sebagai bahan bakar. Sesungguhnya PLTGU 3 didesain untuk menggunakan energi primer berupa gas semaksimal mungkin untuk memproduksi energi listrik, kebutuhan energi primer berupa gas tersebut dari tahun ke tahun belum terpenuhi semuanya sehingga dibantu dengan menggunakan enrgi primer berupa MFO dan HSD.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

25

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

ENERGI PRIMER (BBTUD)

600 500 400 300 200 100 0

2008

2009

2010

2011

KEBUTUHAN

320

560

560

560

PASOKAN

135

100

100

100

DEPISIT

185

460

460

460

Gambar 1.4 Kebutuhan dan pasokan gas Pada gambar 1.4 diperlihatkan kebutuhan dan pasokan gas untuk PLTGU 3. Dimana terlihat bahwa pasokan gas yang diterima jauh lebih rendah dari kebutuhan. Selisih pasokan gas tersebut diisi dengan bahan bakar minyak berupa MFO dan HSD. Kebutuhan gas untuk PLTG 3 dipasok oleh BP ONWJ (GSA) dengan spesifikasi sesuai dengan kebutuhan mesin yang telah disepakati bersama. 1.3.2.4. PLTGU 4 Kapasitas terpasang total PLTGU 4 sebesar 1.180 MW. Bahan bakar yang digunakan sebagain besar berupa gas dan bila gas tidak mencukupi bisa digunakan bahan bakar minyak berupa HSD. Dalam periode 2005 - 2010 pasokan gas makin menurun sehingga harus digunakan HSD dan MFO. Pada tahun 2005 pasokan gas untuk PLTGU mencapai 41,26 BBTUD dan menurun hampir separohnya menjadi hanya 23,85 BBTUD pada tahun 2010. Menurunnya pasokan gas ini karena memang berkurangnya pasokan gas dari ONWJ. Mulai tahun 2008 penggunaan HSD meningkat pesat dari 341 juta liter pada tahun 2007 meningkat menjadi 752 juta liter pada tahun 2010. Pasokan gas PLTGU berasal dari tambang gas ONWJ (PHE - Pertamina Hulu Energi) dengan total pasokan 162 BBTUD (miliar BTU per hari) yang terbagi menjadi tiga, yaitu untuk PLTGU Priok sebesar 40 BBTUD, untuk PLTGU 3 sebesar 8 BBTUD dan sisanya disalurkan ke PGN.. Ada rencana untuk penambahan satu blok PLTGU lagi di lokasi ini di masa depan. Untuk memenuhi pasokan gas mendatang maka

26 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

perlu ada tambahan sebesar 30 BBTUD yang diusahakan dipasok dari jaringan pipa gas PGN. Kebutuhan gas untuk PLTGU sampai tahun 2016 diprakirakan akan tetap sebesar 65,7 ribu BBTU karena kapasitas PLTGU diasumsikan tetap. Dengan mempertimbangkan komited gas yang ada hanya sebesar 29,1 ribu BBTU, sehingga kondisi ini, akan terus ada defisit pasokan gas sebesar 310 BBTUD hingga tahun 2017. Tidak ada prosedur pengisian gas karena suplai gas langsung dari sumur melalui pipa. Dalam kondisi tertentu (pemeliharaan peralatan suplai gas) dibahas prosedur khusus yang bersifat insidentil. Dalam kondisi gangguan unit, penormalan suplai bahan bakar mengacu pada Prosedur Tanggap darurat dalam Mengatasi Gangguan Dari tahun ke tahun selama periode 2005-2010 terlihat bahwa pembangkitan dengan menggunakan gas terus menurun disubtitusi dengan penggunaan HSD. Hal ini menyebabkan biaya produksinya menjadi sangat mahal. PLTGU Priok setiap hari membutuhkan gas sekitar 41 BBTUD namun pasokan yang tersedia hanya sebesar 24 BBTUD. Untuk menutup kekurangan ini digunakan HSD yang menyebabkan biaya pembangkitan relatif lebih mahal dari pada PLTGU berbahan bakar gas seperti desain. Namun mengingat kondisi ketenagalistrikan di wilayah DKI Jakarta dan Tangerang masih mengalami kekurangan pasokan maka PLTGU yang separuhnya menggunakan HSD tetap terus dioperasikan.

1.4.

Operasi dan Pemeliharaan Sistem Pembangkit Listrik

Rangkuman Operasi dan Pemeliharaan pada seluruh pembangkit yang diaudit dikelompokkkan dalam PLTU, PLTGU dan PLTG : 1.4.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) 1.4.1.1. PLTU 1 PT. PJB (PT. Pembangkitan Jawa Bali) unit 1 mengoperasikan unit pembangkit Listrik Tenaga Uap sebanyak 2 buah dengan kapasitas masing-masing 400 MW, yang digunakan untuk mensupplai daya listrik di Jawa, Bali dan Madura melalui interkonneksi atau saluran transmissi 500 kV. Kedua unit pembangkit ini memikul beban dasar. Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

27

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Besarnya daya listrik yang dibangkitkan oleh unit pembangkitan 1 tergantung permintaan dari P3B yang besar dayanya dapat berubah setiap waktu berdasarkan pada permintaan beban di pulau Jawa, Bali dan Madura pada saat itu. Pemeliharaan Unit Pembangkitan 1 mengikuti standar SOP yang ditetapkan oleh Pabrikan seperti a. Simple inspection, setelah mesin beroperasi selama 8000 jam. b. Main Inspection, setelah mesin beroperasi selama 16.000 jam. c. Serious Inspection, setelah mesin beroperasi selama 32.000 jam. Penggunaan spare part yang tergolong OEM di unit pembangkitan 1 sebanyak 70% sedangkan untuk critical part yang tergolong non OEM hanya 30%, sedangkan non critical part yang menggunakan OEM adalah 10% dan non OEM sebanyak 90%. Adapun spare part yang tergolong

non OEM banyak digunakan di unit

pembangkitan 1 dibuat oleh industri dalam negeri seperti PT. Kajian Logam dan PT. PAL Indonesia. Dan berdasarkan pada pengalaman selama bertahun-tahun menunjukkan bahwa performansi suku cadang yang diproduksi di dalam negeri cukup memadai. Kebijakan pemeliharaan di unit pembangkitan 1 dilakukan dengan dua cara seperti inhouse dan outsourcing karena cara tersebut mempunyai keuntungan dan kerugian. Keuntungan menggunakan cara inhouse antara lain, Biaya lebih murah, menjadikan karyawan setempat lebih mampu, lebih familiar dengan peralatan, sedangkan kerugiannya adalah control schedule kurang serta kekurangan jumlah personil. Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa kontinuitas bahan bakar seperti batubara dan HSD yang disuplai oleh beberapa perusahaan besar dan spot di Kalimantan yang diangkut dengan menggunakan tongkan hanya terkendala apabila terjadi musim hujan dan ombak yang tinggi, sedangkan untuk bahan bakar HSD tidak mengalami kendala karena disamping kebutuhannya kecil pertahun juga lokasi pengirimannya yaitu depo Pertamina tidak terlalu jauh dari unit pembangkit. Untuk menangani gangguan di unit pembangkitan, salah satu yang manjadi persyaratan utama adalah tersedianya suku cadang, oleh karena itu suku cadang yang sering mengalami gangguan, selalu tersedia di gudang. 28 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Komponen utama pembangkit yang sering mengalami gangguan yang menyebabkan terhentinya operasi unit adalah kebocoran tube boiler yang frekuensi kerusakannya adalah 2 kali dalam satu tahun. Sedangkan kecepatan unit pembangkit untuk mengejar perubahan beban adalah 2,5 MW permenit. 1.4.1.2. PLTU 2 PLTU sektor pembangkitan 2 mengoperasikan unit pembangkit Listrik Tenaga Uap sebanyak 2 buah dengan kapasitas masing-masing 100 MW, yang digunakan untuk mensupplai daya listrik di Sumatera melalui interkonneksi atau saluran transmissi 150 kV. Kedua unit pembangkit ini memikul beban dasar. Besarnya daya listrik yang dibangkitkan oleh sektor pembangkitan 2 tergantung permintaan dari P3BS yang besar dayanya dapat berubah setiap waktu berdasarkan permintaan beban pada di Sumatera pada saat itu. Pemeliharaan sektor pembangkitan 2mengikuti standar SOP yang ditetapkan oleh Pabrikan seperti a. Simple inspection, setelah mesin beroperasi selama 8000 jam. b. Main Inspection, setelah mesin beroperasi selama 16.000 jam. c. Serious Inspection, setelah mesin beroperasi selama 32.000 jam. Penggunaan spare part yang tergolong local OEM (non OEM)

di sektor

pembangkitan 2 sebanyak 40% sedangkan untuk no critical part yang tergolong non OEM hanya 60%. Adapun spare part yang tergolong

non OEM yang banyak

digunakan di sektor pembangkitan 2 di produksi oleh PT. Nuscaco, PT. Alshtom Surabaya dan PT. Cokro. Dan berdasarkan pada pengalaman selama bertahuntahun menunjukkan bahwa performansi suku cadang yang diproduksi di dalam negeri cukup memadai, karena sektor semua suku cadang non OEM yang diproduksi di dalam negeri yang digunakan di sektor pembangkitan 2 disertai dengan sertifikat. Kebijakan pemeliharaan di unit pembangkitan 2 dilakukan dengan dua cara seperti inhouse dan outsourcing karena cara tersebut mempunyai keuntungan dan kerugian. Keuntungan menggunakan cara inhouse antara lain, biaya lebih murah, menjadikan karyawan setempat lebih mampu, lebih familiar dengan peralatan,

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

29

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

sedangkan kerugiannya adalah control schedule kurang serta kekurangan jumlah personil. Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa kontinuitas bahan bakar seperti batubara dan HSD yang disuppaly oleh beberapa perusahaan besar dan spot di sekitar pembangkit dan pembelian batubara di Muara Bungo yang diangkut dengan menggunakan truk melalui jalan, hanya terkendala apabila terjadi musim hujan di daerah yang masih kondisinya masih merupakan jalan tanah, disamping itu kendala lain yang mungkin terjadi adalah kesulitan masuk di area tambang. Untuk menangani gangguan di unit pembangkitan, salah satu yang manjadi persyaratan utama adalah tersedianya suku cadang, olehnya itu suku cadang yang sering mengalami gangguan selalu disediakan dalam bentuk minimum stock terutama untuk critical part. Setelah tahun 2008 tidak pernah terjadi lagi gangguan berulang pada turbin, generator, dan boiler yang menyebabkan force outage dalam waktu yang lama. Sedangkan kecepatan unit pembangkit untuk mengejar perubahan beban adalah 1,67 MW permenit. 1.4.1.3. PLTU 3 PT. Indonesia Power Unit Bisnis Pembangkitan 3 mengoperasikan unit pembangkit Listrik Tenaga Uap sebanyak 7 buah dengan total kapasitas 3200 MW, yang digunakan untuk mensupplai daya listrik di Jawa, Bali dan Madura melalui interkoneksi atau saluran transmissi 500 kV. Ketujuh unit pembangkit ini memikul beban dasar sebesar 2400 MW. Pemeliharaan Unit Bisnis Pembangkitan 3

mengikuti standar SOP yang

ditetapkan oleh pabrikan seperti : a. Simple inspection, setelah mesin beroperasi selama 8000 jam. b. Main Inspection, setelah mesin beroperasi selama 16.000 jam. c. Serious Inspection, setelah mesin beroperasi selama 32.000 jam. Penggunaan spare part pada Unit Bisnis Pembangkitan 3 adalah untuk critical part menggunakan OEM dan non OEM yang kebanyakan diproduksi di dalam negeri. Dan berdasarkan pada pengalaman selama bertahun-tahun menunjukkan bahwa performansi suku cadang yang diproduksi di dalam negeri cukup memadai. 30 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Kebijakan pemeliharaan di unit bisnis pembangkitan 3 dilakukan dengan dua cara seperti inhouse dan outsourcing karena cara tersebut mempunyai keuntungan dan kerugian. Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa kontinuitas bahan bakar seperti batubara dan HSD yang disuplai oleh beberapa perusahaan besar dan spot di Kalimantan yang diangkut dengan menggunakan tongkan hanya terkendala apabila terjadi musim hujan dan ombak yang tinggi, sedangkan untuk bahan bakar HSD tidak mengalami kendala karena disamping kebutuhannya kecil pertahun juga lokasi pengiriman yaitu depo Pertamina tidak terlalu jauh dari unit pembangkit. Untuk menangani gangguan di unit pembangkitan, salah satu yang manjadi persyaratan utama adalah tersedianya suku cadang, olehnya itu suku cadang yang sering mengalami gangguan, selalu tersedia di gudang. Komponen utama pembangkit yang sering mengalami gangguan yang menyebabkan terhentinya operasi unit adalah peralatan control, gangguan mill, boiler bocor. Sedangkan kecepatan unit pembangkit untuk mengejar perubahan beban adalah 5 MW permenit. 1.4.1.4. PLTU/PLTGU 2 Cara pengoperasian unit PLTU dan PLTGU dilakukan dengan menggunakan Buku Petunjuk Operasi (SOP) dengan pola pembebanan yang diatur oleh Unit Pengatur Beban. Pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit pada dasarnya mengikuti petunjuk yang disusun oleh pabrikan. Khusus mengenai pemeliharan dilakukan berdasarkan pada keadaan, penggantian parts yang rusak/kurang berfungsi dan ada yang berdasarkan pada jadwal (maintenance rutin maupun periodik). Untuk parts peralatan boiler dilakukan juga predictive maintenance setelah dilakukan kajian BRLA (boiler remaining life assessment). Secara ringkas salah satu hasil dari BRLA PLTU unit 1 adalah pembebanan unit tidak tidak melebihi 70% sebelum dilakukan penggantian beberapa tube. Data operasi pembangkit (temperatur, tekanan dan lain sebagainya) secara rutin setiap jam dilakukan pencatatan dalam logsheet yang didokumentasikan. Namun demikian tidak semua data operasi tercatat karena kerusakan alat ukur, misalnya untuk flowmeter uap masuk turbin, tekanan uap ekstraksi, level air, pH air pengisi, pemakaian air pengisi, flow meter uap ke luar dari boiler. Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

31

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Namun demikian ada beberapa hal yang sedikit berbeda dalam hal pemeliharaan unit pembangkit, diantaranya adalah sebagai berikut. a. Skedul pergantian pelumas mesin dalam manual yang ada dilakukan secara periodik namun dalam kenyataannya pelaksanaan pemeliharaan pergantian pelumas dilakukan dengan cara analisa di laboratorium. b. Skedul maintenance rutin yang dianjurkan dalam manual bila dipandang perlu pada pelaksanaannya dilakukan lebih awal karena umur operasi unit pembangkit yang relatif tua dan dilakukan di turbin dan generator. Pelaksanaan disesuaikan

dengan

pergantian skedul

sparepart

pemeliharaan

dilaksanakan jam

(di

operasi.

luar

kerusakan)

Berdasarkan

pada

pengalaman pemeliharaan komponen yang sering diganti yaitu bearing, sedangkan untuk yang lainnya tetap mengacu kepada manual book atau bila ada kerusakan sebelum masa pergantian. Pengecekan sistem pendingin dilaksanakan berdasarkan pada monitoring rutin per jam. Bila nilai tekanan vacum sudah rendah atau lebih dari yang disyaratkan, maka dilakukan tube cleaning. Pemeliharaan pompa air pendingin (cooling water pump) bila unit shut down. Kondisi aliran udara dilakukan dengan pengecekan fan dan chimney berdasarkan pada data monitoring yang akan disesuaikan dengan RPL dan RKL. Aliran air dan uap diukur setiap 4 jam sekali dengan memperhatikan kondisi kadar PH, conductivity, phosphate dan alkanility. Adapun yang berkaitan dengan getaran dan bunyi-bunyi mesin, monitoring dilakukan oleh operator secara manual dan on line. Selain getaran dan bunyi juga diperhatikan jalannya sistem pendingin, pompa-pompa, meter-meter pada panel penghubung serta katup-katup. Usaha-usaha yang dilakukan agar operasi unit berjalan dengan efisiensi tinggi adalah: a. Pembersihan compressor secara berkala. b. Pengaturan pola operasi. c. perbaikan kualitas air, maintenance rutin kebocoran, pembersihan tube kondensor, mengganti labirin-labirin turbin, mengatur temperatur gas buang dan menanggulangi kebocoran uap.

32 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.4.1.5. PLTU 4 Pada umumnya, cara pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit mengikuti petunjuk

yang

disusun

oleh

pabrik.

Khusus

mengenai

pemeliharan,

ada

pemeliharaan berdasarkan pada keadaan dan ada yang berdasarkan pada jadual. Pemeliharaan berdasarkan jadual seperti: a. Harian (preventive) b. Mingguan (predictive) c. 2 Bulanan d. 8 Bulanan e. Simple inspection (1,5 th) f. Major inspection (5 th) Berdasarkan pada pengalaman, ternyata pemeliharaan yang sering dilakukan adalah pemeliharaan berdasarkan pada keadaan karena seringnya pembangkit mengalami gangguan sejak mulai dioperasikan sampai sekarang. Berdasarkan pada data yang diperoleh pada saat dilakukan audit diketahui bahwa setiap bulan pada tahun 2010 terjadi gangguan yang menyebabkan pembangkit shutdown kecuali pada bulan September 2010. Shut down tersebut dilakukan secara bergantian antara PLTU unit-1 dan PLTU unit-2. PLTU unit-1 mengalami gangguan tiba-tiba rata-rata 0,75 kali/bulan dan PLTU unit-2 mengalami gangguan tiba-tiba rata-rata 1,5 kali/bulan. Gangguan tersebut umumnya berupa Coal blocking mengharuskan unit shutdown untuk pengosongan silo dan plugging di seluruh coal feeder, bahkan trip karena MFT (all fuel lost, furnace pressure high). Gangguan lain yang terjadi adalah gangguan pada sistem kontrol (DEHC sistem) dan unit 2 yang berulang kali menyebabkan trip Dukungan suku cadang untuk keperluan pemeliharaan yang dibicarakan di atas sebagian tercermin pada persediaan suku cadang di gudang. Adapun suku cadang yang tersedia di gudang dikelompokkan menjadi : a. Bekas pakai b. Sisa proyek c. Material belum dimanfaatkan. Adapun sifat suku cadang tersebut ada yang tergolong Original Equipment and Material (OEM) dari proyek dan non OEM terutama untuk motor bantu (auxiliary).

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

33

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Kendala besar yang dihadapi adalah persoalan boiler dan penanganan batubara yang sering mengalami gangguan. Begitu seringnya terjadi gangguan menyebabkan yang sering dilakukan adalah perbaikan dan atau mengatasi persoalan, bukan pemeliharaan rutin. Berdasarkan pada pengalaman tersebut perlu dilakukan kajian tentang sistem control dan sistem proteksi yang digunakan. Untuk pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit PLTU dan PLTGU sudah mengikuti SOP (Standard Operating Procedure) yang berlaku di PT PLN (Persero)

Sektor

Pembangkitan

4.

Pemeliharaan

mesin-mesin

pembangkit

dilaksanakan secara rutin sesuai dengan schedule ataupun dilaksanakan sesuai kebutuhan, seperti penggantian oli pelumas mesin dengan menggunakan oli pelumas jenis shell t-46. Untuk menjaga agar mesin-mesin pembangkit dapat beroperasi dengan efisiensi tinggi, dilakukan dengan cara pengaturan udara, meminimalkan bocoranbocoran uap dan udara. Sedangkan komponen peralatan yang sudah aus atau rusak dilakukan penggantian dengan sparepart serep yang ada di workshop, dan apabila sebagian sparepart tidak tersedia maka harus dilakukan order. Ketidak-tersediaan sparepart yang sering mengalami gangguan ini memerlukan perhatian khusus, karena untuk mendapatkan sparepart tersebut harus indent dimana proses pemesanannya memerlukan waktu 3 – 6 bulan. Untuk menjamin kualitas serta memenuhi persyaratan teknis dan ekonomis, maka di dalam proses pengadaan suku cadang (barang/material) harus tetap mengacu pada peraturan yang berlaku. Prosedur pengadaan suku cadang harus sesuai dengan Instruksi Kerja yaitu mengecek material melalui stock code pada katalog. Bila tidak ada pada stock code, maka dimintakan purchase request sesuai dengan suku cadang yang diperlukan. Semua suku cadang harus ada sertifikatnya, baik dari pabrikan (COM) maupun dari vendornya (COO). Apabila tidak ada sertifikat, barang tidak bisa diterima. Proses penyimpanan suku cadang harus sesuai dengan kondisi ruangan yang disyaratkan dalam spesifikasi teknis peralatan. Kondisi ruangan penyimpanan suku cadang selalu diinspeksi 2 kali dalam seminggu. Penggunaan suku cadang di Sektor Pembangkitan 4 dilakukan sebagai berikut a. Critical part menggunakan OEM (Original Equipment Manufacture) b. Non critical part menggunakan Non OEM

34 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

c. Suku cadang Non OEM yang didapat dari dalam negeri diproduksi oleh Fajar Benra Indopack (Flexible Joint). Suku cadang Non OEM yang dimanfaatkan tersebut memenuhi performansi dan cukup handal. Dalam melakukan pemeliharaan mesin pembangkit, di PT PLN (Persero) menggunakan kebijakan inhouse dan outsourcing. Berdasarkan pada pengamatan selama beroperasinya pembangkit PLTU dan PLTGU, kontinuitas suplai bahan bakar selalu tercukupi dan tidak pernah terjadi keterlambatan. Ketersediaan suku cadang tidak semuanya tersedia di gudang (minimum stock), sehingga harus dilakukan pengadaan secara emergency. Sedangkan untuk kebutuhan air pendingin dalam kondisi normal, karena kebutuhan air pendingin dengan mudah diambil dari air laut. Peralatan kontrol yang sudah mengalami perubahan dari originalnya adalah PLTU Unit 1 dan PLTU Unit 2 karena sudah di up-grade dari sistem analog ke sistem digital, dan perubahan ini tidak menimbulkan masalah pengoperasian. Komponen utama

pembangkit

yang

sering

mengalami

gangguan

yang

menyebabkan

terhentinya operasi pembangkit adalah bearing pompa dan bearing motor. Gangguan peralatan tersebut mencapai 10 – 15 kali per tahun. Penanganan yang dilakukan untuk mengejar perubahan beban adalah sebagai berikut : a. Untuk Open Cycle (GT 1.1, GT 1.2, GT 2.1, dan GT 2.2) dengan kecepatan pembangkit 10 MW/menit. b. Untuk Combined Cycle dengan kecepatan pembangkit 8 MW/menit. 1.4.2. Pembangkit Listrik Tenaga gas Uap (PLTGU) 1.4.2.1. PLTGU 1 Cara pengoperasian unit PLTU dan PLTG dilakukan dengan menggunakan Buku Petunjuk Operasi dengan pola pembebanan yang diatur oleh Unit Pengatur Beban. Pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit pada dasarnya mengikuti petunjuk yang disusun oleh pabrikan. Khusus mengenai pemeliharan dilakukan berdasarkan pada keadaan, seperti penggantian parts yang rusak/kurang berfungsi dan ada yang berdasarkan pada jadwal (maintenance rutin maupun periodik).

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

35

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Untuk parts peralatan boiler dilakukan juga predictive maintenance setelah dilakukan kajian BRLA (boiler remaining life assessment). Secara ringkas salah satu hasil dari BRLA PLTU unit 1 adalah pembebanan unit tidak tidak melebihi 70% sebelum dilakukan penggantian beberapa tube. Data operasi pembangkit (temperatur, tekanan dan lain sebagainya) secara rutin setiap jam dilakukan pencatatan dalam logsheet yang didokumentasikan. Namun demikian tidak semua data operasi tercatat karena kerusakan alat ukur, misalnya untuk flowmeter uap masuk turbin, tekanan uap ekstraksi III, level air, pH air pengisi, pemakaian air pengisi, flow meter uap keluar dari boiler. Namun demikian ada beberapa hal yang sedikit berbeda dalam hal pemeliharaan unit pembangkit, diantaranya adalah sebagai berikut. a. Skedul pergantian pelumas mesin dalam manual yang ada dilakukan secara periodik namun dalam kenyataannya pelaksanaan pemeliharaan pergantian pelumas dilakukan dengan cara penambahan minyak pelumas. b. Skedul maintenance rutin yang dianjurkan dalam manual bila dipandang perlu pada pelaksanaannya dilakukan lebih awal karena umur operasi unit pembangkit yang relatif sudah tua. Pelaksanaan pergantian sparepart ( di luar kerusakan ) disesuaikan dengan skedul pemeliharaan jam operasi. Berdasarkan pada pengalaman pemeliharaan, komponen yang sering diganti yaitu bearing dan flue gas van., sedangkan untuk yang lainnya tetap mengacu kepada manual book atau bila ada kerusakan sebelum masa pergantian. Pengecekan sistem pendingin dilaksanakan berdasarkan pada manual book. Bila nilai tekanan vacum sudah rendah atau lebih dari yang disyaratkan maka dilakukan tube cleaning. Pemeliharaan pompa air pendingin (cooling water pump) bila unit shut down. Usaha-usaha yang dilakukan agar operasi unit berjalan dengan efisiensi tinggi dilakukan dengan cara: a. pemeliharaan pembangkit disusun agar pelaksanaan dapat dilakukan secara terjadwal dan terencana.

36 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

b. perbaikan kualitas air, maintenance rutin kebocoran, pembersihan tube kondensor, mengganti labirin-labirin turbin, mengatur temperatur gas buang dan menanggulangi kebocoran uap. Suku cadang sebagian besar merupakan barang COM (certified

of

manufacture) dan ditandai dengan nomor parts sehingga umumnya sesuai dengan yang diharapkan unit. Beberapa sparepart yang menggunakan COM adalah : a. holding down bolt b. accessory for firsh trill c. spring for combustor chamber d. thermocouple e. dan lain-lain Beberapa material yang tidak menggunakan COM diantaranya adalah: a. Sealing ring b. Filter patroon c. Molikut d. Dan lain-lain Di dalam melakukan pemeliharaan, masih menggunakan kebijakan inhouse dan outsourcing, karena kedua kebijakan tersebut mempunyai keuntungan dan kerugian. Kontinuitas pengadaan bahan bakar gas dan HSD belum pernah mengalami kendala yang berarti, unit belum pernah shutdown karena kekurangan bahan bakar. Demikian juga tentang ketersediaan suku cadang selama ini tidak masalah. Kebutuhan air untuk boiler dan cooling tower (pendingin), serta kebutuhan air penunjang lainnya juga tidak mengalami kendala. 1.4.2.2. PLTGU 2 Cara pengoperasian unit PLTU dan PLTGU dilakukan dengan menggunakan Buku Petunjuk Operasi (SOP) dengan pola pembebanan yang diatur oleh Unit Pengatur Beban. Pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit pada dasarnya mengikuti petunjuk yang disusun oleh pabrikan. Khusus mengenai pemeliharan dilakukan berdasarkan pada keadaan, seperti penggantian parts yang rusak/kurang berfungsi

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

37

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

dan ada yang berdasarkan jadwal (maintenance rutin maupun periodik). Untuk parts peralatan boiler dilakukan juga predictive maintenance setelah dilakukan kajian BRLA (boiler remaining life assessment). Secara ringkas salah satu hasil dari BRLA PLTU unit 1 adalah pembebanan unit tidak tidak melebihi 70% sebelum dilakukan penggantian beberapa tube. Data operasi pembangkit (temperatur, tekanan dan lain sebagainya) secara rutin setiap jam dilakukan pencatatan dalam logsheet yang didokumentasikan. Namun demikian tidak semua data operasi tercatat karena kerusakan alat ukur, misalnya untuk flowmeter uap masuk turbin, tekanan uap ekstraksi, level air, pH air pengisi, pemakaian air pengisi, flow meter uap keluar dari boiler. Namun demikian ada beberapa hal yang sedikit berbeda dalam hal pemeliharaan unit pembangkit, diantaranya adalah sebagai berikut. a. Skedul pergantian pelumas mesin dalam manual yang ada dilakukan secara periodik namun dalam kenyataannya pelaksanaan pemeliharaan pergantian pelumas dilakukan dengan cara analisa di laboratorium. b. Skedul maintenance rutin yang dianjurkan dalam manual bila dipandang perlu pada pelaksanaannya dilakukan lebih awal karena umur operasi unit pembangkit yang relatif tua dan dilakukan di turbin dan generator. Pelaksanaan pergantian sparepart (diluar kerusakan) disesuaikan dengan skedul pemeliharaan jam operasi. Berdasarkan pada pengalaman, pemeliharaan komponen yang sering diganti yaitu bearing, sedangkan untuk yang lainnya tetap mengacu kepada manual book atau bila ada kerusakan sebelum masa pergantian. Pengecekan sistem pendingin dilaksanakan berdasarkan pada monitoring rutin per jam. Bila nilai tekanan vacum sudah rendah atau lebih dari yang disyaratkan maka dilakukan tube cleaning. Pemeliharaan pompa air pendingin (cooling water pump) bila unit shut down. Kondisi aliran udara dilakukan dengan pengecekan fan dan chimney berdasarkan data monitoring yang akan disesuaikan dengan RPL dan RKL. Aliran air dan uap diukur setiap 4 jam sekali dengan memperhatikan kondisi kadar PH, conductivity, phosphate dan alkanility. Adapun yang berkaitan dengan getaran dan bunyi-bunyi mesin monitoring dilakukan oleh operator secara manual dan on line. Selain getaran dan bunyi juga diperhatikan jalannya sistem pendingin, pompapompa, meter-meter pada panel penghubung serta katup-katupnya. 38 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Usaha-usaha yang dilakukan agar operasi unit berjalan dengan efisiensi tinggi dilakukan dengan cara: a. Pembersihan compressor secara berkala. b. Pengaturan pola operasi. c. perbaikan kualitas air, maintenance rutin kebocoran, pembersihan tube kondensor, mengganti labirin-labirin turbin, mengatur temperatur gas buang dan menanggulangi kebocoran uap. 1.4.2.3. PLTGU 3 Pada umumnya cara pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit mengikuti petunjuk

yang

disusun

oleh

pabrik.

Khusus

mengenai

pemeliharan,

ada

pemeliharaan berdasarkan pada keadaan dan ada yang berdasarkan pada jadual. Pemeliharaan berdasarkan pada jadual seperti: a. Harian (preventive) b. Mingguan (predictive) c. 2 Bulanan d. 8 Bulanan e. Simple inspection (1,5 th) f. Major inspection (5 th) PLTGU 3 yang sebagian besar pembangkitnya berusian antara 20 sampai dengan 30 tahun, walaupun ada yang umur pengoperasiannya belum sampai 10 tahun yaitu PLTGU Blok 2. Agar pembangkit-pembangkit tersebut mempunyai performansi yang baik, PLTGU 3 mengembangkan suatu manajemen pemeliharaan yang disebut ―Manajemen Outage‖. Manajemen tersebut adalah proses sinergi dan berkesinambungan pengendalian,

dari

kegiatan

monitoring,

evaluasi

perencanaan, dan

rencana

persiapan, tindak

pelaksanaan,

lanjut

program

pemeliharaan ‖ Planed Outage ‖ yang mencakup : a. Penentuan lingkup pekerjaan b. Penjadwalan c. Pembuatan Work Package d. Penetapan kebutuhan sumber daya (SDM, material, dan tools) e. Penetapan kesiapan sarana f. Penetapan standar kualitas dan sasaran hasil pekerjaan g. Penetapan Anggaran dan Biaya Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

39

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

h. Penentuan metode / standar prosedur komunikasi i. Pelaksanaan Overhaul (OH) j. Pelaporan Hasil Overhaul (OH) Manajemen outage bertujuan untuk: a. Meningkatkan kesiapan, keandalan dan efisiensi Unit Pembangkit b. Meningkatan Overall Equipment Effectiveness (OEE). Keberhasilan Overhaul harus dapat meningkatkan performansi mesin, menurunkan biaya operasi, mengefisienkan sumber daya, menurunkan durasi Overhaul dan meningkatkan EAF Unit Pembangkit Dukungan suku cadang untuk keperluan pemeliharaan yang dibicarakan di atas sebagian tercermin pada persediaan suku cadang di gudang. Adapun suku cadang yang tersedia di gudang dikelompokkan menjadi : a. Bekas pakai b. Sisa proyek c. Material belum dimanfaatkan. Dengan penerapan manajemen outage, perencanaan perawatan dan pemeliharaan dapat dilakukan dengan baik, dan perbaikan yang tidak direncanakan akibat gangguan dapat dilakukan dengan menggunakan waktu yang relative singkat. Perencanaan pengadaan suku cadang dapat dilakukan berdasarkan pada pengelompokan berdasarkan lamanya waktu pengadaan seperti pada table-tabel berikut ini. Kendala yang dihadapi adalah persoalan ketersediaan bahan bakar gas yang tidak mencapai 50% dari kebutuhan, sehingga selisih kebutuhan diisi dengan bahan bakar minyak. Selain itu adanya persoalan sampah yang dihadapi setiap akhir musim hujan yang berpengaruh tidak langsung pada performansi pembangkit. 1.4.2.4. PLTGU 4 Cara pengoperasian unit PLTU dan PLTGU dilakukan dengan menggunakan Buku Petunjuk Operasi (SOP) dengan pola pembebanan yang diatur oleh Unit Pengatur Beban. Pengoperasian dan pemeliharaan unit pembangkit pada dasarnya mengikuti petunjuk yang disusun oleh pabrikan. Khusus mengenai pemeliharan dilakukan 40 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

berdasarkan pada keadaan, seperti penggantian parts yang rusak/kurang berfungsi dan ada yang berdasarkan pada jadwal (maintenance rutin maupun periodik). Untuk parts peralatan boiler dilakukan juga predictive maintenance setelah dilakukan kajian BRLA (boiler remaining life assessment). Secara ringkas salah satu hasil dari BRLA PLTU unit 1 adalah pembebanan unit tidak tidak melebihi 70% sebelum dilakukan penggantian beberapa tube. Data operasi pembangkit (temperatur, tekanan dan lain sebagainya) secara rutin setiap jam dilakukan pencatatan dalam logsheet yang didokumentasikan. Namun demikian tidak semua data operasi tercatat karena kerusakan alat ukur, misalnya untuk flowmeter uap masuk turbin, tekanan uap ekstraksi, level air, pH air pengisi, pemakaian air pengisi, flow meter uap keluar dari boiler. Namun demikian ada beberapa hal yang sedikit berbeda dalam hal pemeliharaan unit pembangkit, diantaranya adalah sebagai berikut. a. Skedul pergantian pelumas mesin dalam manual yang ada dilakukan secara periodik namun dalam kenyataannya pelaksanaan pemeliharaan pergantian pelumas dilakukan dengan cara analisa di laboratorium. b. Skedul maintenance rutin yang dianjurkan dalam manual bila dipandang perlu pada pelaksanaannya dilakukan lebih awal karena umur operasi unit pembangkit yang relatif tua dan dilakukan di turbin dan generator. Pelaksanaan pergantian sparepart, (diluar kerusakan) disesuaikan dengan skedul

pemeliharaan

jam

operasi.

Berdasarkan

pengalaman

pemeliharaan

komponen yang sering diganti yaitu bearing, sedangkan untuk yang lainnya tetap mengacu kepada manual book atau bila ada kerusakan sebelum masa pergantian. Pengecekan sistem pendingin dilaksanakan berdasarkan pada monitoring rutin per jam. Bila nilai tekanan vacum sudah rendah atau lebih dari yang disyaratkan maka dilakukan tube cleaning. Pemeliharaan pompa air pendingin (cooling water pump) bila unit shut down. Kondisi aliran udara dilakukan dengan pengecekan fan dan chimney berdasarkan pada data monitoring yang akan disesuaikan dengan RPL dan RKL. Aliran air dan uap diukur setiap 4 jam sekali dengan memperhatikan kondisi kadar PH, conductivity, phosphate dan alkanility. Adapun yang berkaitan dengan getaran dan bunyi-bunyi mesin, monitoring dilakukan oleh operator secara manual dan on

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

41

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

line. Selain getaran dan bunyi juga diperhatikan jalannya sistem pendingin, pompa-pompa, meter-meter pada panel penghubung serta katup-katupnya. Usaha-usaha yang dilakukan agar operasi unit berjalan dengan efisiensi tinggi dilakukan dengan cara: a. Pembersihan compressor secara berkala. b. Pengaturan pola operasi. c. perbaikan kualitas air, maintenance rutin kebocoran, pembersihan tube kondensor, mengganti labirin-labirin turbin, mengatur temperatur gas buang dan menanggulangi kebocoran uap.

1.4.3. Kinerja sistem pembangkit listrik Indeks kehandalan pembangkitan menunjukkan nilai dan kinerja pembangkitan dilihat dari sisi jam ketersediaan, besar daya mampu yang dapat dihasilkan, nilai derating, dan jam keluar pembangkit karena terpaksa (forced outage) dan penjadwalan (schedulle outage). Dalam acuan internasional, standar yang sering digunakan adalah standar NERC. NERC (The North American Electricity Reliability Organization) merupakan organisasi yang didirikan dengan tujuan untuk memastikan keandalan sistem tenaga listrik di Amerika Utara. NERC disertifikasi oleh Federal Energi Regulatory Commission, memiliki fungsi untuk membentuk dan menegakkan standar-standar kehandalan, memonitor sistem tenaga listrik, serta menilai kecukupan energi selama 10 tahun ke depan.

1.4.3.1. Pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) 1.4.3.1.1. PLTU 1 Perhitungan SFC, Heat Rate Kebutuhan peralatan terhadap nilai kalor bahan bakar berdasarkan pada spesifikasi teknis awal adalah sebesar 5.000 – 5.500 kCal/kg. Saat ini nilai kalor batubara yang digunakan di Unit Pembangkitan 1 unit 1 dan 2 ada 14 jenis batubara dengan tipikal nilai kalor 5.000 kCal/kg dan 4.500 kCal/kg

42 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Berdasar pada pengamatan sesaat pada waktu pelaksanaan audit (6 Mei 2011), diperoleh data pemakaian bahan bakar dan kWh yang diproduksi pada interval jam tertentu yang dapat digunaan untuk menghitung SFC dan heat rate seperti dapat dilihat pada tabel 1.8 s/d 1.10 . Tabel 1. 8 Nilai SFC untuk interval jam tertentu pada Unit 1 dan 2 1

SFC (Rata-rata) Unit 1

0,50 kg/kWh

2

SFC (Rata-rata) Unit 2

0,49 kg/kWh

Tabel 1.9 Nilai heat rate untuk interval jam tertentu pada Unit 1 1

GPHR (Rata-rata) (kCal/kWh)

2419,81

2

NPHR (Rata-rata) (kCal/kWh)

2818,50

Tabel 1.10 Nilai heat rate untuk interval jam tertentu pada Unit 2 1

GPHR (Rata-rata) (kCal/kWh)

2.337,48

2

NPHR (Rata-rata) (kCal/kWh)

2726,30

Untuk membandingkan antara SFC dan heat rate pada saat dilakukan audit dan pada saat awal pembangkit diopersikan, hal ini dapat dilihat pada Sejarah mesin pembangkit PLTU 1 seperti pada table 1.11 dan tabel 1.12. Tabel 1.11 Sejarah Mesin Pembangkitan 1 Unit 1 No

Kejadian

Tahun

1

Mulai dibangun

1988

2

Mulai beroperasi

17/04/94

Daya Mampu Maksimum

SFC

GPHR

Nilai Kalor Batubara

400 MW

0,345 kg/kWh

2.279,00 kCal/kW h

6.718 kCal/kg

Dengan peningkatan nilai SFC dari tahun ke tahun menunjukkan bahwa semakin banyak kuantitas batubara yang dibutuhkan untuk menghasilkan energi yang sama. Dari tahun 2005 ke 2006 terjadi kenaikan nilai SFC sebesar 2,7% sedangkan dari tahun 2006 ke 2008 kenaikan SFC sebesar 2,2%. Namun apabila diperhatian kenaikan SFC dari pertama unit 1 mulai beroperasi sampai dengan

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

43

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

dilakukannya simple inspection pada tahun 2010 terdapat kenaikan SFC sebesar 36% Tabel 1.12 Sejarah Mesin Pembangkitan 1 Unit 2 No

Kejadian

Tahun

1

Mulai dibangun

1988

2

Mulai beroperasi

17/04/94

Daya Mampu Maksimum

SFC

GPHR

Nilai Kalor Batubara

400 MW

0,345 kg/kWh

2.279,00 kCal/kWh

6.718 kCal/kg

Kenaikan nilai SFC untuk mesin pembangkit 1 Unit 2 dari tahun 2006 ke 2007 adalah sebesar 3,2%, hal ini berarti ada penambahan kuantitas batubara sebesar 3,2% untuk menghasilkan energi listrik yang sama. Namun apabila diperhatian kenaikan SFC dari pertama unit 2 mulai beroperasi sampai dengan dilakukannya simple inspection pada tahun 2007 terdapat kenaikan SFC sebesar 28,8% Untuk melakukan penilaian terhadap indeks kehandalan unit pembangkitan 1, dilakukan perhitungan terhadap indeks kehandalan tersebut yang merupakan indeks kehandalan gabungan antara unit 1 dan unit 2 seperti dapat dilihat pada tabel 1.13 Tabel 1.13 Indeks kehandalan gabungan unit pembangkitan 1(unit 1 dan 2) No

Indeks Keandalan (%)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

1

CF

76,09

87,11

81,64

82,91

81,84

92,21

2

FOR

1,10

3,84

1,04

1,43

0,911

5,89

3

EAF

82,44

89,01

84,34

91,76

89,36

97,94

4

OAF

83,52

90,92

87,93

93,33

91,40

98,43

5

EFOR

2,50

4,99

3,16

3,08

3,07

2,05

Untuk memastikan bahwa indeks kehandalan unit pembangkaitan 1 masih memenuhi persyaratan yang telah ditetapkan, maka perlu dilakukan perbandingan dengan indeks kehandalan NERC sebagai acuan. . Pada tabel 1.14 dapat dilihat indeks kehandalan versi NERC untuk pembangkitan fossil semua tipe dengan kapasitas 300-399 MW Tabel 1.14 Standar NERC untuk beberapa indeks kehandalan pembangkitan fossil kapasitas 300-399MW No

1

Indeks Keandalan (%)

CF

Rata - Rata

70.41

44 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2

FOR

4.2

3

EAF

84.85

4

EFOR

6.38

Nilai CF (Capacity Factor) menunjukkan rasio antara total produksi dengan daya mampu unit pembangkit dikali dengan jam periode tertentu, umumnya 1 tahun atau dalam hitungan

jam 8760 jam/ 8784 jam. Nilai CF unit pembangkitan 1

gabungan (1 dan 2) apabila dibandingkan dengan standar NERC, diperoleh grafik seperti pada gambar 1.5.

100

Nilai CF Paiton Gabungan (1 dan 2) vs NERC Paiton, 82.91 %

Nilai CF (%)

80 60

NERC, 42.5 %

40 20 0

2005

2006

2007

2008

2009

Gambar 1.5 Grafik nilai CF 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC Nilai CF rata-rata untuk pembangkitan 1 gabungan (Unit 1 dan 2) dalam kurun waktu 2006-2009 sebesar 82,91%, sedangkan standar NERC untuk jenis dan kapasitas pembangkitan yang sama, dalam kurun waktu 2005-2009, diperoleh nilai rata-rata 42,5%. Nilai FOR (Forced Outage Rate) adalah jumlah jam unit pembangkit yang dikeluarkan dari sistem (outage) dibagi jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem ditambah jumlah jam unit pembangkit beroperasi, yang dinyatakan dalam prosen. Sedangkan EFOR (Equivalent Forced Outage Rate) adalah FOR yang telah memperhatikan efek penurunan unjuk kerja (derating) pembangkit. Nilai EFOR unit pembangkitan 1 gabungan (1 dan 2) apabila dibandingkan dengan standar NERC, diperoleh grafik seperti pada gambar 1.6.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

45

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Nilai EFOR Paiton Gabungan vs NERC

6

Nilai EFOR (%)

5

NERC, 4.13%

4

Paiton, 3.08%

3 2 1 0

2005

2006

2007

2008

2009

Gambar 1.6 Grafik nilai EFOR 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC Nilai EFOR rata-rata dalam kurun waktu 2006-2009 untuk pembangkitan 1 gabungan (unit 1 dan 2) adalah 3.08% masih di bawah nilai standar NERC yang dalam kurun waktu 2005-2009 yang rata-ratanya sebesar 4,13%. Semakin besar nilai EFOR menunjukkan semakin sering unit pembangkitan mengalami outage yang umumnya disebabkan oleh gangguan. Dalam hal ini indeks kinerja dari sisi EFOR untuk pembangkitan 1 gabungan (unit 1 dan 2) masih dibawah standar NERC, kecuali pada tahun 2007. Nilai EAF (Equivalent Availability Factor) adalah rasio antara jumlah jam unit pembangkit siap beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu dengan memperhatikan factor derating. Besaran ini menunjukan prosentase kesiapan unit pembangkit untuk dioperasikan pada satu periode tertentu. Nilai EAF unit pembangkitan 1 gabungan (1 dan 2) apabila dibandingkan dengan standar NERC, diperoleh grafik seperti pada gambar 1.7.

Nilai EAF Paiton Gabungan vs NERC 94 92

Paiton, 91.76%

Nilai EAF(%)

90 88 86

NERC, 86.85%

84 82

80 78 76

2005

2006

2007

2008

2009

Gambar 1.7 Grafik nilai EAF 1 gabungan (Unit 1 dan 2) vs NERC

46 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Secara keseluruhan, jika diambil nilai rata-rata EAF dalam kurun waktu 2006-2009, Nilai EAF rata-rata unit 1 sebesar 91,76% dan EAF rata-rata versi NERC adalah 86,85%. Dalam hal ini kesiapan pembangkian 1 unit gabungan dan 2) dalam kurun waktu 2006-2009 masih di atas standar NERC. 1.4.3.1.2. PLTU 2 Perhitungan Analisa SFC, Heat Rate Dari data penggunaan bahan bakar dalam 3 hari pengambilan data, yakni 1416 Januari 2011 yang akan digunakan untuk menghitung SFC dan heat rate seperti dapat dilihat pada tabel 1.15 dan tabel 1.16

.

Tabel 1.15 Perhitungan nilai SFC PLTU 2 Unit 1 1

SFC Rata-rata

0,588 kg/kWh

Dari hasil perhitungan SFC diatas, diketahui bahwa terdapat kenaikan dari kondisi pertama unit dioperasikan sebasar 0,387 1kg/kWH dan kondisi sekarang ini sebesar 0,588 kg/kWh, sehingga diketahui bahwa terdapat kenaikan SFC dalam kurung waktu 15 tahun sebasar 0,2009 kg/kWh atau setara dengan 34,1%. Hal ini menunjukkan bahwa unit 1 sudah mulai boros. Tabel 1.16 Perhitungan nilai NPHR PLTU 2 Unit 1 1

NPHR Rata-rata

3.760,57 kCal/kWh

Seperti halnya SFC, maka NPHR unit 1 juga mengalami kenaikan dari 2.662 kCal/kWh pada saat unit mulai beroperasi menjadi 3.760, kCal/kWH pada saat dilakukan audit, sehingga ada kenaikan NPHR sebesar 1.098 kCal/kWH atau setara dengan 29,2%. Untuk penggunaan batubara PLTU 2Unit 2, yang datanya diambil selama tiga hari yaitu dari tanggal 14 Januari sampai dengan 16 Januari 2011 dapat dilihat pada Tabel.1.17 dapatlah ditentukan SFC dan NPHR sebagai berikut : Tabel 1.17 Perhitungan nilai SFC PLTU 2 Unit 2 1

SFC Rata-rata

0,586 kg/kWh

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

47

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Seperti halnya unit 1, maka unit 2 juga mengalami kenaikan SFC sebasar 33,8%, artinya kondisi pembangkit unit 2 juga sudah mulai boros dalam menggunakan

batubara

untuk

menghasilkan

energi

listrik.

Adapun

hasil

perhitungan NPHR dapat dilihat pada tabel 2.18. Tabel 1.18 Perhitungan nilai NPHR PLTU 2 Unit 2 1

NPHR Rata-rata

3.770,40 kCal/kWh

Seperti halnya SFC, maka unit 2 juga mengalami kenaikan NPHR sebesar 1.100 kCal/kWh atau setara dengan 29,2 %. Sejak mulai beroperasinya PLTU 2Unit 1 dan 2, pembangkitan tersebut sudah mengalami beberapa inspeksi pemeliharaan. Catatan pemeliharaan mesin pembangkitan beserta performansinya dari segi SFC dan NPHR dapat dilihat pada tabel 2.19 untuk unit 1 dan tabel 2.20 untuk unit 2.

Tabel 1.19 Sejarah mesin pembangkit PLTU 2 Unit 1 No

Kejadian

Tahun

Daya Mampu beban tertinggi (MW)

SFC (kg/kWh)

NPHR (Kcal/kWh)

1

Mulai beroperasi

1996

100

0,3871

2.662

Tabel 1.20 Sejarah mesin pembangkit PLTU 2 Unit 2 No

Kejadian

Tahun

Daya Mampu beban tertinggi (MW)

SFC (kg/kWh)

NPHR (Kcal/kWh)

1

Mulai beroperasi

1996

100

0,388

2.670

Nilai NCF yang diperoleh dari unit Pembangkit 2 gabungan unit 1 dan 2 dari Th 2006-2010 dapat dilihat pada tabel 1.21 dan gambar 1.8 Tabel 1.21 Nilai NCF Pembangkitan 2 Gabungan (Unit 1 dan 2) dalam %

2010

NCF versi NERC

61,25

NCF Unit Gab

70,34

48 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Grafik nilai NCF PLTU 2 unit gabungan (unit 1 dan 2) dibandingkan dengan standar NERC, dapat dilihat pada Gambar 1.8. 80

Nilai NCF (%)

70

Nilai NCF PLTU Ombilin vs NERC

60 50 40 30 20 10 0 2005

2006 2007 NCF versi NERC

2008 2009 NCF Unit Gab

2010

Gambar 1.8 Grafik NCF PLTU 2vs NERC Pada gambar 1.8

diatas menunjukkan bahwa, sesungguhnya nilai net

capacity factor rata-rata PLTU 2unit gabungan (unit 1 dan 2) rata-rata diatas nilai NCF versi NERC, kecuali pada Th 2008. Hal ini menunjukkan pada tahun tersebut, jumlah produksi bersih pembangkitan PLTU 2unit gabungan mengalami penurunan. Nilai kesiapan (EAF) PLTU 2unit pembangkit gabungan (unit1 dan 2) periode tahun 2006 -2010 dapat dilihat pada tabel 1.22. Tabel 1.22 Nilai EAF PLTU 2unit gabungan (unit 1 dan 2) dalam %

2010

EAF versi NERC

84,69

EAF Unit Gab

92,22

Grafik nilai EAF PLTU 2unit gabungan (unit 1 dan 2) dibandingkan dengan standar NERC, dapat dilihat pada gambar 1.9.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

49

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

100

Nilai EAF PLTU Ombilin vs NERC

Nilai EAF (%)

80 60 40 20 0 2005

2006 2007 EAF versi NERC

2008 2009 EAF Unit Gab

2010

Gambar 1.9 Grafik EAF PLTU 2 vs NERC Nilai EFOR yang diperoleh dari unit Pembangkit 21 dan 2 dari Tahun 20062010 dapat dilihat pada tabel 1.23. Tabel 1.23 Nilai EFOR Pembangkitan 2Gabungan (Unit 1 dan 2) dalam %

2010

EFOR versi NERC

7,16

EFOR Unit Gab

0,94

Grafik nilai EFOR PLTU 2unit gabungan (unit 1 dan 2) dibandingkan dengan standar NERC, dapat dilihat pada gambar 1.10.

Nilai EFOR (%)

15

Nilai EFOR PLTU Ombilin vs NERC

10

5

0 2005

2006 2007 EFOR versi NERC

2008 2009 EFOR Unit Gab

2010

Gambar 1.10 Grafik EFOR PLTU 2 vs NERC Semakin rendah nilai EFOR menunjukkan jumlah jam unit yang keluar paksa dari sistem semakin rendah.

50 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Nilai SOF yang diperoleh dari unit Pembangkit 21 dan 2 dari Tahun 20062010 dapat dilihat pada tabel 1.24. Tabel 1.24 Nilai SOF Pembangkitan 2Gabungan (Unit 1 dan 2) dalam %

2005

2006

2007

2008

2009

2010

SOF versi NERC

7,79

SOF Unit Gab

-

31,71

13,48

48,43

35,90

6,91

Grafik nilai SOF PLTU 2 unit gabungan (unit 1 dan 2) dibandingkan dengan standar NERC, dapat dilihat pada gambar 1.11.

Nilai SOF PLTU Ombilin vs NERC

Nilai SOF (%)

60 40 20 0

2005

2006 2007 SOF versi NERC

2008 2009 SOF Unit Gab

2010

Gambar 1.11 Grafik SOF PLTU 2 vs NERC Nilai SOF PLTU 2pada Tahun 2006, 2008, dan 2009 cenderung tinggi, yakni diatas 30%. Dalam hal ini menunjukkan lebih dari 30% dari waktu dalam satu periode pembangkitan keluar dari sistem dikarenakan adanya maintenance seperti terlihat pada tabel 1.24.

Semakin tingginya nilai SOF menunjukkan semakin

rendahnya faktor kesiapan pembangkitan dalam periode tersebut. 1.4.3.1.3. PLTU 3 Perhitungan SFC, Heat Rate Hasil perhitungan SFC dan heat rate yang diperoleh dengan mengambil sampel selama 3 hari dapat dilihat pada tabel 1.25 Tabel 1.25 Perhitungan nilai SFC PLTU 3 Unit 1-7 Unit Pembangkit

SFC Jam 21 06 (kg/kWh)

SFC Jam 06 14 (kg/kWh)

SFC Jam 14 21 (kg/kWh)

SFC Rata-rata (kg/kWh)

#1

0,514

0,530

0,492

0,512

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

51

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

#2

0,506

0,511

0,527

0,515

#3

0,548

0,546

0,511

0,535

#4

0,533

0,486

0,508

0,509

#5

0,504

0,506

0,490

0,500

#6

0,511

0,509

0,513

0,511

#7

0,499

0,496

0,495

0,497

Dari tabel 1.25 dapat dilihat bahwa ketujuh unit PLTU 3 memiliki SFC ratarata pada saat pengukuran adalah sebesar 0,511 kg/kWh dengan menggunakan batubara yang memiliki tara kalor 4900 kCal/kg. Nilai Heat Rate menunjukkan jumlah kalori yang dipergunakan untuk menghasilkan listrik sebesar 1 kWh, dengan asumsi nilai kalor bahan bakar ratarata yang digunakan saat ini adalah 4900 kCal/kg, nilai heat rate PLTU 3 Unit 1-7 ditunjukkan pada tabel 1.26. Tabel 1.26 Nilai Heat rate pada unit Pembangkit 1 s/d 7

Tabel 1.27 berikut ini menunjukkan catatan mesin pembangkitan PLTU 3 unit 1-7 mulai dari tahun pembangunan, tahun operasi, dan tahun terjadinya repowering/retrofit. Catatan-catatan tersebut dihubungkan dengan karakteristik nilai SFC, heat rate, dan nilai kalor bahan bakar yang digunakan. Tabel 1.27 Sejarah mesin pembangkitan PLTU 3 unit 1-7 No

Kejadian

Daya Mampu (MW)

Min

Max

SFC (kg/kWh)

1980

340

400

0,42

2.159

5.242

1980

340

400

0,42

2.193

5.242

Tahun

Heat rate (kCal/kWh)

Nilaikalor (kCal/kg)

UNIT 1 1

Mulai dibangun

UNIT 2 1

Mulai dibangun

UNIT 3

52 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1

Mulai dibangun

1984

340

400

0,42

2.153

5.242

1984

340

400

0,42

2.153

5.242

1994

430

600

0,40

2.127

5.241

1994

430

600

0,40

2.127

5.241

1994

430

600

0,40

2.127

5.241

UNIT 4 1

Mulai dibangun

UNIT 5 1

Mulai dibangun

UNIT 6 1

Mulai dibangun

UNIT 7 1

Mulai dibangun

Dari tabel 1.27 dapat dilihat bahwa, dari ketujuh unit pembangkit, yang telah mengalami retrofit adalah unit 2 pada tahun 2010. Nilai kalor batubara saat ini mengalami penurunan jika dibandingkan nilai kalor bahan bakar pada saat pembangunan. Hal tersebut yang menjadi salah satu penyebab kenaikan nilai heat rate dan SFC, selain penyebab yang lain adalah penurunan performansi dari peralatan itu sendiri dikarenakan umur pemakaian. Unit Pembangkit 3, saat ini dapat kita kategorikan dalam 2 kelas pembangkitan, yakni kelas pembangkitan 400 MW (unit 1-4) dan kelas pembangkitan 600 MW (unit 5-7). Beberapa nilai indeks Pembangkitan 3 tahun 2006-2010 dapat dilihat pada tabel 1.28. Tabel 1.28 Indeks Kehandalan PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 UNIT 1-4 CF EAF EFOR FOF SOF UNIT 5-7 CF EAF EFOR FOF SOF

2006

2007

2008

2009

2010

85,15 91,43 2,34 0,96 6,53

90,92 90,36 4,68 1,47 5,67

87,42 86,53 3,98 1,68 10,13

73,35 80,13 5,44 3,12 8,42

72,37 82,11 6,1 2,75 12,58

84,42 88,74 1,41 0,16 10,07

74,98 74,79 24,21 22,06 1,06

67,49 68,52 26,78 24,95 4,91

77,17 85,02 3,18 1,16 5,32

81,59 93,25 3,36 1,52 3,27

Standar NERC untuk parameter indeks kehandalan Tahun 2005-2009 dapat dilihat pada tabel 1.29.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

53

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Tabel 1.29 Indeks Kinerja PLTU Batubara berdasar standar NERC Fossil Coal Primary 300 – 399 MW No

Indeks Keandalan (%)

Rata - Rata

1

CF

70.41

2

EAF

84.85

3

EFOR

6.38

4

FOF

3.78

5

SOF

8.43

Fossil Coal Primary 400 – 599 MW No

Indeks Keandalan (%)

Rata - Rata

1

CF

70.66

2

EAF

82.18

3

EFOR

8.21

4

FOF

5.02

5

SOF

9.96

Grafik yang menunjukkan nilai CF PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibandingkan dengan NERC dapat dilihat pada gambar 1.12. dan gambar 1.13.

CF PLTU Suralaya Unit 1-4 vs NERC

Nilai CF (%)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Suralaya Unit 1-4

2005

2006

2007

NERC

2008

2009

2010

Gambar 1.12 Grafik Nilai CF PLTU 3 Unit 1-4 vs NERC

54 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

CF PLTU Suralaya Unit 5-7 vs NERC

Nilai CF (%)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Suralaya Unit 5-7

2005

2006

2007

NERC

2008

2009

2010

Gambar 1.13 Grafik Nilai CF PLTU 3 Unit 5-7 vs NERC Pada

gambar

1.12

dan

gambar

1.13

menunjukkan

nilai

kapasitas

pembangkitan baik unit 1-4 dan unit 5-7 dari Th 2006-2009 berada di atas standar NERC, hal ini menunjukkan performansi yang baik dari pembangkitan 3 berdasar faktor kapasitas. Grafik yang menggambarkan nilai EAF PLTU 3 Unit 1-4 dan 5-7 bila dibandingkan dengan standar NERC dapat dilihat pada gambar 1.14 dan 1.15

100 Nilai EAF (%)

90

EAF PLTU Suralaya Unit 1-4 vs NERC 86.59

91.43 85.98

80 70

90.36 83.72

86.53 83.74

Suralaya Unit 1-4

84.2 80.13

82.11

NERC

60 50 2005

2006

2007

2008

2009

2010

Gambar 1.14 Grafik EAF PLTU 3 Unit 1- 4 dibanding dengan NERC

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

55

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

100 Nilai EAF (%)

80

EAF PLTU Suralaya Unit 5-7 vs NERC 82.23

88.74 84.33

80.64 74.79

60 40

82.8

85.02 81.12

93.25

68.52

Suralaya Unit 5-7

NERC

20

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

Gambar 1.15 Grafik EAF PLTU 3 Unit 5-7 dibanding dengan NERC Nilai EAF PLTU 3 Unit 1-4 secara umum berada di atas standar NERC, kecuali Th 2009 yang berada 4,07 poin dibawah standar NERC pada tahun yang sama. Nilai rata-rata EAF PLTU 3 Unit 5-7 selama 5 tahun terakhir sebesar 82,06% sedangkan standar NERC Th 2005-2009 adalah sebesar 82,22%, selisih 0,16%. Trend nilai EAF tahunan secara detail terlihat pada grafik diatas, dimana Th 2007 dan Th 2008 nilai EAF 3 Unit 5-7 berada di bawah nilai standar NERC pada tahun yang sama. Nilai EAF yang rendah dapat dikarenakan karena adanya derating yang terjadi, derating dapat diakibatkan karena penurunan performansi peralatan ataupun sistem keluar paksa karena adanya gangguan. Grafik yang menunjukkan nilai EFOR PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibandingkan dengan standar NERC dapat dilihat pada gambar 2.16 dan gambar 1.17

20

EFOR PLTU Suralaya Unit 1- 4 vs NERC

Nilai EFOR (%)

Suralaya Unit 1-4

NERC

15 10 5

5.92

5.68

7.79

6.96

4.68

3.98

2007

2008

2.34

5.48 5.44

6.1

2009

2010

0 2005

2006

Gambar 1.16 Grafik EFOR PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibanding dengan NERC

56 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Nilai EFOR (%)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

40 35 30 25 20 15 10 5 0

EFOR PLTU Suralaya Unit 5-7 vs NERC Suralaya Unit 5-7

24.21

8.14

7.06

8.22

NERC 26.78

9.15

8.43

3.18

3.36

2009

2010

1.41 2005

2006

2007

2008

Gambar 1.17 Grafik EFOR PLTU 3 Unit 1-4 dan Unit 5-7 dibanding dengan NERC Secara umum PLTU 3 Unit 1-4 nilai EFOR berada di bawah standar NERC, hal ini menunjukkan performansi 3 Unit 1-4 masih diatas standar NERC. Nilai EFOR yang semakin tinggi menunjukkan semakin seringnya sistem keluar secara paksa. 1.4.3.1.4. PLTU 7 Kapasitas daya terpasang dan daya mampu Pembangkit listrik tenaga uap yang ada di PLTU 7 terdiri dari unit 1, 2 dan 3. Unit 1 dan 2 mulai beoperasi pada tahun 1978 mempunyai kapasitas terpasang masingmasing 50 MW sedangkan unit 3 mulai beroperasi pada tahun 1983 mempunyai kapasitas terpasang 200 MW. Besarnya

daya

mampu

pembangkit

diketahui

dengan

melakukan

test

pembebanan minimum dan maksimum. Hasil test ditampilkan pada tabel 2.30 dibawah ini. Tabel 1.30 Test Pembebanan PLTU 7 Daya mampu (MW) Minimum Maksimum 32 32 100 170

Daya terpasang (MW) Unit 1 dan 2 Unit 3

: 50 MW : 200 MW

SFC dan heat rate dapat ditentukan dari pengamatan volume bahan bakar yang digunakan dan produksi listrik yang dihasilkan. Hasil perhitungan SFC dapat dilihat berikut ini : a. SFC (rata-rata)

= 0.267 l/kWh

b. Heat Rate

= 2.794 kcal/kWh

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

57

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pembangkit listrik tenaga gas uap Tambak lorok terdiri 2 blok, setiap blok terdiri dari 3 turbin gas, 1 HRS dan 1 turbin uap, masing-masing blok mempunyai daya terpasang sebesar 109 MW. Besarnya

daya

mampu

pembangkit

diketahui

dengan

melakukan

test

pembebanan minimum dan maksimum. Hasil test ditampilkan pada tabel 2.31. Tabel 1.31 Test Pembebanan PLTGU 2 Daya terpasang (MW) Blok I : 109 MW Blok II : 109 MW

Daya mampu (MW) Minimum Maksimum 30 100 30 100

SFC dan heat rate dapat ditentukan dari pengamatan volume bahan bakar yang digunakan dan produksi listrik yang dihasilkan. Adapun SFC dan heat rate dapata dilihat seperti berikut. a

SFC (rata-rata)

b. Heat Rate

= 0.334 l/kWh = 2.893 kcal/kW

1.4.3.1.5. PLTU 4 Daya mampu atau daya maksimum yang pernah dipasok pada tahun 2010 sampai dengan bulan Mei 2011 adalah 90/100 MW listrik. Masing-masing pembangkit bisa dibebani sampai dengan 100 MW untuk jangka waktu terbatas yaitu beberapa jam, namun dengan pertimbangan keamanan, pembangkit hanya dibebani maksimum 90 MW secara kontinu. Untuk menilai penggunaan batubara sebagai energi primer, maka tolok ukur yang dapat digunakan sebagai acuan adalah kondisi Spesific Fuel Consumptin (SFC) dan Heat Rate pembangkit pada saat komisioning. SFC dan heat rate pembangkit pada saat komisioning tidak diperoleh, namun karena pembangkit tersebut relatif masih baru, sehingga kecenderungan SFC dan plant heat rate sejak beroperasi sampai sekarang dapat dijadikan acuan. Berdasarkan data yang diperoleh pada saat melakukan audit, dapatlah dihitung SFC dan heat rate seperti terlihat pada gambar 1.18

58 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

0.74000

SFC (kg/kWh)

0.72000 0.70000 0.68000 0.66000 0.64000 0.62000 0.60000 0.58000 2008

2009

2010

2011

Tahun operasi

Gambar 1.18 SFC rata-rata tahunan gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2

Apabila dilihat dari sudut plant heat rate maka plant heat rate rata-rata PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 pada tahun 2010 adalah seperti terlihat pada gambar

kcal/kWh

1.19. 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Jan. Feb. Mar. Apr. Mei

Jun.

Jul.

Ags. Sep. Okt. Nov. Des.

PLTU-1 4210 4007 4287 4056 3429 3602 3773 3990 4348 4151 4550 4260 PLTU-2 4210 4007 4287 4056 3429 3602 3773 3990 4348 4151 4550 4260 Sentral 4210 4007 4287 4056 3429 3602 3773 3990 4348 4151 4550 4260

Gambar 1.19 PHR gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 tahun 2010 PHR yang terlihat pada gambar 1.18 di atas tidak dapat dibandingkan dengan kondisi standar pada saat komisioning, namun karena PLTU unit 1 dan unit 2 tersebut relative baru sehingga diduga nilai PHR tersebut tidak jauh dari PHR saat komisioning yang ditunjukkan dengan kecenderungan PHR constant dengan variasi antara 3429,2 kcal/kWh dan 4550 kcal/kWh dengan PHR rata-rata 4055,12 kcal/kWh.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

59

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

3700

kcal/kWh

3600 3500 3400 3300 3200 3100 Jan.

Feb.

Mar.

Apr.

Tahun 2011

Gambar 1. 20 PHR gabungan PLTU unit 1 dan PLTU unit 2 tahun 2011

Gambar 1.20 memperlihatkan PHR pembangkit pada bulan Januari sampai dengan bulan April 2011 yang sesungguhnya terusan dari PHR tahun 2010. Indeks Performansi Sejak beroperasinya tahun 2008 indeks performansi yang di pantau adalah faktor kapasitas (Capacity Factor), faktor beban (Load Factor) dan service factor (SF). Adapun indeks performansi yang diperoleh sebagai berikut :

Faktor kapasitas (%)

80 70 60 50

40 30 20 10 0

Jan.

Feb. Mar. Apr.

Mei

Jun.

Jul.

Ags. Sep. Okt. Nov. Des.

PLTU-1 50.2 39.3 52.5 19.1

40

21.5 0.61 45.5 73.0 40.1 63.5 50.6

PLTU-2 46.1 29.0 44.0 38.0 33.2 48.0 41.3 16.5 5.04 50.9 60.5 36.2 Sentral 48.2 34.2 48.2 28.6 36.6 34.7 20.9 31.0 39.0 45.5 62.0 43.4

Gambar 1.21 Faktor kapasitas PLTU 4 tahun 2010 Pada gambar 1.21 terlihat bahwa sepanjang tahun 2010 factor kapasitas gabungan pembangkit lebih kecil dari 50%, , kecuali pada bulan November factor kapasitassih lebih lebih besar dari 50% namun masih lebih kecil dari 70%. Pada umumnya factor kapasitas pembangkit thermal apabila dipakai untuk memikul 60 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

beban dasar (base load) factor kapasitasnya berada antara 70% sampai dengan 90%. Dari dikusi yang dilakukan dengan pihak pembangkit diduaga penyebab rendahnya factor kapasitas PLTU 4 karena seringnya pembangkit tersebut mengalami gangguan, sehingga sering mengalami pemeliharaan yang tidak direncanakan. Disamping itu rekomendasi dari CMEC sebagai kontraktor utama, bahwa CF unit tahun ke 1 = 65,76 %, tahun ke 2 = 71,24 %, tahun ke 3 = 73,35 %, tahun ke 4 = 70,96

%

(berdasarkan

referensi

Four

Year’s

Maintenance

Plan

for

#2

UnitPenggunaan uap panas. Dibandingkan dengan rekomendasi tersebut, ternyata CF pembangkit berada jauh dibawah rekomendasi. Indeks performansi selanjutnya adalah factor beban (load factor) PLTU 4 yang didefinisikan sebagai rasio antara produksi kWh bruto selama jam pelayanan terhadap kWh bruto yang dapat dibangkitkan bila dibebani sesuai dengan beban maksimum yang pernah dilayani selama jam periode. Keadaan ini mencerminkan kapasitas mesin yang dioperasikan selama periode tertentu. Faktor beban tersebut

Faktor beban (%)

untuk tahun 2010 diperlihatkan pada gambar 1.22. 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Jan.

Feb. Mar.

Apr.

Mei

Jun.

Jul.

Ags.

Sep.

Okt.

Nov.

Des.

PLTU-1 56.2

47.8

63.1

24.6

52.5

30.4

1.14

44.9

72.4

42.1

66.4

59.0

PLTU-2 48.5

32.7

48.0

46.3

45.8

61.8

51.6

30.4

5.94

54.1

64.3

48.2

Sentral 52.2

40.0

55.2

35.7

49.2

46.9

31.3

39.8

42.0

48.1

65.4

54.0

Gambar 1.22 Faktor beban PLTU 4 tahun 2010 Indeks performansi lainnya yang perlu menjadi perhatian adalah Faktor Pelayanan (Service Factor) yang didefinisikan sebagai rasio antara jumlah jam pelayanan pada satu periode dengan jumlah jam pada periode tersebut. Service Factor (SF) bervariasi sesuai dengan tugas pembangkit. Apabila pembangkit dioperasikan kontinyu maka SF akan lebih besar dari 90%, apabila ditugasi memikul beban dasar (base load) SF akan bervariasi antara 50% sampai dengan 90%, apabila ditugasi sebagai Cycling, maka SF berada di antara 10% sampai dengan 50%, apabila

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

61

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

ditugasi sebagai Peaking, maka SF mulai dari 1% sampai dengan 10% dan apabila hanya Standby maka SFnya lebih kecil dari 1%. SF PLTU 4 periode tahun 2010 adalah seperti terlihat pada gambar 1.23.

120 100 Axis Title

80 60 40 20 0

Jan.

Feb.

Mar.

Apr.

Mei

Jun.

Jul.

Ags.

Sep.

Okt.

Nov.

Des.

PLTU-1 75.5

90.8

100

59.7

88.1

55.9

3.31

73.8

95.9

56.4

97.2

99.5

PLTU-2 79.3

74.6

86.0

89.3

75.0

84.6

73.5

37.5

8.60

71.1

93.1

78.8

Sentral 77.2

83.4

93.0

76.3

81.7

73.2

32.9

58.1

55.1

63.9

95.2

89.9

Gambar 1.23 Faktor pelayanan PLTU 4 tahun 2010 Pada gambar 1.23 memperlihatkan Sevice Factor (SF) bulanan PLTU 4 selama tahun 2010. Sebagai pembangkit yang bertugas memikul beban dasar, SFnya bervariasi antara 50% sampai dengan 90%. 1.4.3.1.6. PLTU 5 Besarnya daya mampu pembangkit diketahui dengan melakukan test pembebanan minimum dan maksimum. Hasil test ditampilkan pada Tabel 2.32 dibawah ini. Tabel 1.32 Test Pembebanan PLTU 5 Daya mampu (MW) Minimum Maksimum 50 MW 100 MW 50 MW 100 MW

Daya terpasang (MW) Unit 3: 100 MW Unit 4: 100 MW

SFC dan heat rate dapat ditentukan dari pengamatan volume bahan bakar yang digunakan dan produksi listrik yang dihasilkan. Hasil pengamatan ditunjukkan pada Tabel 2.33 SCF dari PLTU 5 adalah 0,5 kg/kWh dengan heat rate sebesar 2500 kcal/kWh. Tabel 1.33 Kebutuhan Bahan Bakar dan Produksi Listrik PLTU 5 Kejadian

Mula beroperasi

Tahun

2007

Daya mampu Minimum 50 MW

Maksimum 100 MW

SFC

Heat Rate

Nilai Kalor bahan bakar

0.5

Kcal/kWh 2500

Kcal/kg 5000

62 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.4.3.1.7. PLTU 6 Besarnya kapasitas terpasang dan daya mampu untuk masing-masing pembangkit PLTU, PLTGU, PLTG Lot 3 dapat dilihat pada grafik 1.24.

Gambar 1.24 Kapasitas terpasang dan daya mampu pembangkit SFC pengamatan

untuk

masing-masing

produksi

kWh

dan

pembangkit pemakaian

dihitung bahan

berdasarkan

bakarnya.

pada

Pengamatan

pembebanan pembangkit yang berbeda dilakukan minimal 3 kali dan dalam 3 jam. Pengamatan kWh yang dilakukan seperti terlihat pada grafik berikut.

Gambar 1.25 Diagram pengamatan kWh dan bahan bakar pembangkit

Tabel 1.34 SFC, Heat Rate, dan Nilai Kalori Bahan Bakar Pembangkit PLTU Uraian SFC Rata-Rata Heat Rate

PLTU 1 0,38111 3.790,86

Jenis Pembangkit PLTU 2 PLTU 3 0,37320 0,29596 3.752,36 3.036,69

PLTU 4 0,30069 3.024,41

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

63

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Tabel 1.35 SFC, Heat Rate, dan Nilai Kalori Bahan Bakar Pembangkit PLTGU & PLTG Uraian SFC Rata-Rata Heat Rate

PLTGU 1 GT 1.1 GT 1.2 0,33753 0,28364 2.876,42 2.407,82

PLTGU 2 GT 2.1 GT 2.2 0,42260 0,38061 4.352,47 3.264,47

PLTG LOT 3 0,37497 3.183,07

Gambar 1.26 Nilai kalori bahan bakar dan heat rate

Gambar 1.27 Diagram Specific Fuel Consumption (SFC) rata-rata Sejarah mesin dan indeks kendalan pembangkit listrik di PT PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Belawan seperti terlihat pada tabel 1.36

64 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Tabel 1.36 Sejarah Mesin Pembangkit Listrik PT PLN (Persero) Sektor Pembangkitan 6 Daya Mampu

Jenis Pembangki t

Kejadian

Tahun

Minimu m

Maksimu m

SFC

Mulai beroperasi Mulai beroperasi Mulai beroperasi Mulai beroperasi Mulai beroperasi

1984

25 MW

60 MW

1984

-

35 MW

1989

40 MW

45 MW

1989

40 MW

47 MW

1988

70 MW

110 MW

Mulai beroperasi

1992

Repowerin g/ rehabilitasi I

-

-

-

Mulai beroperasi

1994

80 MW

80 MW

0,334 5 0,291 3 0,288 4 0,290 2 HSD : 0,409 2 GAS : 0,014 3 HSD : 0,380 6 GAS : 0,013 8 HSD : 6,450 0 GAS : 59,60 80 HSD : 0,389 2 GAS : 0,013 0 HSD : 0,340 8 GAS : 0,014 4 -

Mulai beroperasi

Repowerin

1994

-

70 MW

70 MW

-

115 MW

100 MW

HSD :

Heat Rate

3347, 4 2891, 8 2850, 3 2875, 2

Nilai Kalo r Baha n Baka r -

3593, 0

3478, 0

-

-

3430, 0 3376, 4 -

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

-

65

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

g/ rehabilitasi I Mulai beroperasi

2010

30 MW

8,923 MW GAS : 90,404 MW 92 MW

-

-

-

Tabel 1.37 Indeks Keandalan Pembangkit Jenis Pembangkit

PLTU 1

Indeks Keandalan CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTU 2

SdOF x kal CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTU 3

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTU 4

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTGU GT 1.1

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

2006

2007

2008

2009

2010

2011

48,94 7,74 49,47 79,76 12,14 13,54 3.647,3 5 29 41,67 10,60 42,94 79,64 14,54 10,92 3.949,3 1 27 27,86 5,04 29,18 31,08 3,22 67,27 3.296,7 6 3 28,64 3,69 29,02 34,07 2,81 64,63 3.138,9 0 5 67,71 0,73 73,01 79,43 0,90 19,99 3.658,7 7

61,44 3,36 78,06 87,68 7,70 9,27 3.266,0 9 28 54,47 4,70 70,92 82,49 6,75 13,44 3.407,9 6 26 47,01 5,13 55,47 57,97 3,62 39,32 2.943,3 8 40 3,82 0,00 5,99 6,11 0,00 93,89 3.656,8 0 19 88,93 0,49 94,69 98,83 1,22 0,68 2.946,3 3

58,94 5,26 86,47 86,58 6,23 8,61 3.429,8 6 24 41,46 22,34 70,13 70,32 25,54 9,45 3.593,4 5 14 62,80 4,64 85,89 86,55 8,10 9,24 2.975,1 2 11 65,65 1,18 93,45 94,03 4,71 4,85 3.273,0 2 38 80,20 0,47 98,14 98,58 3,68 0,95 3.017,2 3

54,01 2,25 88,92 89,52 6,68 8,42 3.422,3 4 11 37,37 17,49 77,23 78,79 21,93 4,51 3.615,6 9 18 61,11 2,02 94,83 96,00 6,10 2,02 2.941,3 8 16 66,91 1,92 92,42 94,65 5,80 3,43 3.206,3 4 21 70,05 0,33 90,34 92,03 6,52 7,67 3.113,6 9

35,88 14,71 67,20 68,04 13,05 20,23 3.697,0 1 19 14,21 23,53 37,32 38,48 15,32 49,68 3.593,4 5 14 62,80 4,64 85,89 86,55 8,10 9,24 2.975,1 2 11 65,65 1,18 93,45 94,03 4,71 4,85 3.273,0 2 38 80,20 0,47 98,14 98,58 3,68 0,95 3.017,2 3

43,92 0,33 89,15 90,40 0,87 9,30 3.772,1 3 6 -

66 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

61,12 1,21 92,06 92,39 1,54 6,48 2.886,1 0 7 58,03 0,05 82,76 84,75 0,12 15,20 3.070,1 6 2 80,07 0,10 98,68 99,90 0,15 0 3.448,4 3

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

PLTGU GT 1.2

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF

SdOF x ka CF FOR EAF OAF EFOR SOF

37 71,34 1,61 71,86 95,17 1,79 3,27 3.561,5 0 17 56,46 2,03 70,23 93,84 4,23 4,23 2.470,4 2 19 73,28 0,12 82,22 90,09 0,24 9,79 2.838,8 8 10 83,93 0,88 88,41 97,7 0,99 1,44

NPHR

3.437,5

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF

5 60,19 0,88 88,41 95,59 0,99 1,44 2.169,6 9 5 -

8 77,79 0,29 86,56 97,75 0,85 1,97 3.121,8 1 4 70,44 0,85 92,16 99,15 1,76 0 2.039,7 3 8 90,69 0,09 97,09 99,03 0,16 0,89 3.013,6 4 4 70,13 1,31 79,35 81,32 1,31 17,45 3.543,8 6 7 32,82 8,85 35,55 44,15 4,61 51,57 2.609,1 4 3 -

NPHR

-

-

-

-

SdOF x kali

-

-

-

-

NPHR

PLTGU ST 1.0

SdOF x kal CF FOR EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTGU GT 2.1

SdOF x kali CF FOR) EAF OAF EFOR SOF NPHR

PLTGU GT 2.2

PLTGU ST 2.0

NPHR

PLTG LOT 3

SdOF x kali CF FOR EAF OAF EFOR SOF

8 74,22 0,31 98,57 98,96 2,50 0,73 3.054,1 1 8 62,21 0,81 97,88 99,16 4,87 0,03 2.069,8 4 8 88,31 0,10 98,07 99,07 0,31 0,83 2.907,4 4 5 79,32 0,33 94,15 94,18 0,91 5,49 3.219,0 9 6 36,46 1,84 49,69 50,14 1,77 48,92 2.424,7 2 16 -

7 54,09 0,04 80,34 82,21 5,90 17,75 3.181,3 5 4 54,48 0,64 97,82 99,22 5,03 0,14 2.089,1 3 5 79,14 0,99 92,85 94,73 8,29 4,32 3.049,0 2 6 80,03 4,44 93,65 94,76 10,83 0,84 3.013,5 5 5 80,03 1,83 82,69 84,88 9,02 13,55 2.135,0 9 10 -

8 74,22 0,47 98,57 98,96 2,50 0,95 3.054,1 1 8 62,21 0,81 97,88 99,16 4,87 0,03 2.069,8 4 8 88,31 0,10 98,07 99,07 0,31 0,83 2.907,4 4 5 79,32 0,33 94,15 94,18 0,91 5,49 3.219,0 9 6 36,46 1,84 49,69 50,14 1,77 48,92 2.424,7 2 16 36,99 6,35 84,64 86,23 7,20 7,99 3.623,3 1 28

1 75,21 1,83 97,28 98,00 2,56 0,17 2.785,7 3 26 61,63 1,21 90,93 91,93 1,58 6,95 2.136,2 8 6 65,39 0,47 93,99 95,70 2,23 3,85 3.289,5 4 5 55,72 0 78,14 79,05 0 20,95 3.439,6 8 0 43,77 2,99 75,54 78,07 3,19 19,52 2.330,5 4 6 37,10 2,70 91,75 91,89 2,66 5,41 3.639,0 2 6

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

67

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.4.3.2. Pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) 1.4.3.2.1. PLTGU 1 (1) Daya mampu Daya mampu atau daya maksimum yang pernah dipasok pada tahun 2010 sampai dengan Mei 2011 adalah seperti pada tabel 2.38. Tabel 1.38 Daya mampu Pusat Listrik 1 & Inderalaya PUSAT LISTRIK Pusat Listrik 1

I. ◦

PLTU 1 unit 1 (Yugoturbina)

◦

PLTU 1 unit 2 (Yugoturbina)

◦

PLTG 1 unit 1 (Westinghouse Canada)

◦

PLTG 1 unit 2 (Westinghouse Canada)

◦

PLTG 1 unit 3 (Alsthom)

II.

DAYA TERPASANG (kW)

DAYA MAMPU (Kw) Min. Max

12.500 12.500 13.910 13.910 21.350

4 4 5 5 5

8 8 11 11 15,5

40.000 40.000

5 10

37,6 40

Pusat Listrik Indralaya ◦

PLTG GT 1.2 Indralaya

◦

PLTGU ST 1.0 Indralaya

Pada tabel 1.38 di atas terlihat bahwa PLTU 1 yang sudah berusia kurang lebih 37 tahun mempunyai daya mampu sebesar 64% dari daya terpasang, PLTGU 1 yang berusia antara 34 dan 35 tahun mempunyai daya mampu sekitar 79% dari daya terpasangnya, dan PLTGU 1 (Alshtom) yang berusia kurang lebih 28 tahun mempunyai daya mampu sekitar 73%. Adapun Pusat Listrik Inderalaya yang masih relative baru mempunyai 2 unit pembangkit yaitu PLTGU mempunyai daya mampu 100% sama dengan daya terpasangnya dan PLTGnya mempunyai daya mamu 97% dari daya terpasangnya. Menurut penjelasan operator daya mampu PLTG tersebut tidak sepenuhnya dipengaruhi factor mesin, tapi juga pasokan gas yang kurang dari kebutuhan. Untuk menilai penggunaan gas sebagai energi primer pada Pusat Listrik 1 dan Pusat Listrik Inderalaya, maka tolok ukur yang dapat digunakan sebagai acuan adalah kondisi Spesific Fuel Consumptin (SFC) dan Heat Rate pembangkit pada saat komisioning. Pusat Listrik yang ada dibawah kordinasi sektor 1 melakukan pengujian tiap bulan dengan hasil yang akan diuraikan berikut ini.

68 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

SFC (mmBTU/kWh)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

0.0350 0.0300 0.0250 0.0200 0.0150 0.0100 0.0050 0.0000

Nov. '10

Des.'10

Jan.'11

Febr.'11

Maret'11

April'11

PLTU Keramasan unit 1

0.0167

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

PLTU Keramasan unit 2

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

PLTG Keramasan unit 1

0.0000

0.0000

0.0000

0.0175

0.0180

0.0167

PLTG Keramasan unit 2

0.0241

0.0296

0.0000

0.0000

0.0000

0.0000

PLTG Keramasan unit 3

0.0168

0.0180

0.0180

0.0179

0.0178

0.0180

Gambar 1.28 SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1 PLTU 1 unit 1 mempunyai SFC sebesar 0,0167 mmBTU/kWH pada November 2010 kemdian setelah itu tidak dilakukan pengujian karena pembangkit mengalami proses perbaikan. Sedangkan PLTU 1 unit 2 pada bulan-bulan tersebut di atas menjalani perbaikn. PLTG 1 unit 1 dan unit 3 mempunyai SFC yang relatif hampir sama besarnya antara 0,167 mmBTU/kWH sampai dengan 0,180 mmBTU/kWH. Adapun PLTG 1 unit 3 SFCnya lebih besar dari yang lainnya yaitu 0,241 mmBTU/kWh sampai dengan 0,296 mmBTU/kWh yang diukur pada akhir tahun 2010 sedangkan pada tahun 2011 menjalani perbaikan.

SFC (mmBTU/kWh)

0.0140 0.0120 0.0100 0.0080

0.0060 0.0040 0.0020 0.0000

Nov. '10

Des.'10

Jan.'11

Febr.'11

Maret'11

April'11

GT 1.2. INDRALAYA

0.0122

0.0121

0.0121

0.0119

0.0121

0.0107

ST 1.0 INDRALAYA

0.0090

0.0080

0.0080

0.0090

0.0080

0.0000

Gambar 1.29 SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik Inderalaya Pada gambar 2.29 terlihat bahwa SFC PLTG Inderalaya yang masih relatif baru hampir konstant pada angka 0,012 mmBTU/kWH. Adapun PLTGU Inderalaya memampaatkan gas buang dari PLTG Inderalaya. Apabila dilihat dari sudut plant heat rate maka dapat diuraikan sebagai berikut.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

69

Plant Heat Rate (kcal/kWh)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

8000.00 7000.00 6000.00 5000.00 4000.00 3000.00 2000.00 1000.00 0.00 Nov. '10

Des.'10

Jan.'11

Febr.'11

Maret'1 1

April'11

PLTU Keramasan unit 1

4202.87

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

PLTU Keramasan unit 2

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

PLTG Keramasan unit 1

0.00

0.00

0.00

4410.50

4529.20

4196.56

PLTG Keramasan unit 2

6062.81

7459.59

0.00

0.00

0.00

0.00

PLTG Keramasan unit 3

4242.11

4523.90

4523.40

4498.20

4490.30

4533.96

Gambar 1.30 PHR PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1 Pada gambar 1.30 yaitu Plant Heat Rate PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1 memiliki kesamaan pola dengan SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik 1 yang diperlihatkan pada gambar 2.28. PLTU 1 unit 1 mempunyai PHR sebesar 42.000 kcal/kWh pada November 2010 kemdian setelah itu tidak dilakukan pengujian karena pembangkit mengalami proses perbaikan. Sedangkan PLTU 1 unit 2 pada bulan-bulan tersebut di atas menjalani perbaikn. PLTG 1 unit 1 dan unit 3 mempunyai PHR yang relatif hampir sama besarnya antara 4200 kcal/kWH sampai dengan 4500 kcal/kWH. Adapun PLTG 1 unit 3 PHRnya lebih besar dari yang lainnya yaitu 6.0000kcal/kWh sampai dengan 7.500 kcal/kWh yang diukur pada akhir tahun

Plant Heat Rate (kcal/kWh)

2010 sedangkan pada tahun 2011 menjalani perbaikan.

3500.00 3000.00 2500.00 2000.00 1500.00 1000.00 500.00 0.00

Nov. '10

Des.'10

Jan.'11

Febr.'11

Maret'11

April'11

GT 1.2. INDRALAYA

3064.02

3050.27

3050.17

3008.73

3055.38

2687.22

ST 1.0 INDRALAYA

2268.00

2016.00

2120.13

2120.13

2120.13

0.00

Gambar 1.31 PHR PLTG dan PLTU pada Pusat Listrik Inderalaya

70 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada gambar 1.31 yaitu Plant Heat Rate PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik Inderalaya memiliki kesamaan pola dengan SFC PLTU dan PLTG pada Pusat Listrik Inderalaya yang diperlihatkan pada gambar 1.29 SFC PLTG Inderalaya yang masih relatif baru hampir konstant pada angka 30.000 kcal/kWH. Adapun PLTGU Inderalaya memampaatkan gas buang dari PLTG Inderalaya Indeks performansi yang akan diuraikan adalah faktor kapasitas (Capacity Factor), dan Energi Availability Factor (EAF). Factor kapasitas (Capacity Factor) pembangkit pada Pusat Listrik 1 dan Pusat Listrik Inderalaya didefinisikan sebagai rasio antara produksi kWh bruto selama jam pelayanan terhadap kWh bruto yang dapat dibangkitkan bila dibebani sesuai dengan kapasitas terpasang selama jam periode. Keadaan ini mencerminkan kapasitas mesin yang dioperasikan selama periode tertentu. Faktor kapasitas tersebut dari tahun 2006 sampai dengan tahun 2010 diperlihatkan pada gambar

FAKTOR KAPASITAS (%)

1.32 dan gambar 1.33 80 70 60 50 40 30 20 10 0

2006

2007

2008

2009

2010

PLTU KRSN # 1

65

59

57

41

43

PLTU KRSN # 2

39

50

55

56

30

PLTG KRSN # 1

49

31

0

50

69

PLTG KRSN # 2

27

50

66

68

66

PLTG KRSN # 3

59

33

62

62

55

Gambar 1.32 Faktor kapasitas Pusat Listrik 1

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

71

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

FAKTOR KAPASITAS (%)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 PLTG Inderalaya

2006

2007

2008

2009

2010

68

65

54

48

69

8

23

53

PLTGU Inderalaya

Gambar 1.33 Faktor kapasitas Pusat Listrik Pada gambar 1.32 dan gambar 1.33 terlihat bahwa dari tahun 2006 sampai dengan tahun 2010 kecuali faktor kapasitas gabungan pembangkit lebih kecil dari 70%, dimana pada umumnya faktor kapasitas pembangkit thermal apabila dipakai untuk memikul beban dasar (base load) factor kapasitasnya berada antara 70% sampai dengan 90%. Dari dikusi yang dilakukan dengan pihak pembangkit diduaga penyebab rendahnya factor kapasitas pada Pusat Listrik 1 disebabkan karena panjangnya waktu perbaikan pembangkit sedangkan untuk Pusat Listrik Inderalaya karena pasokan gas tidak mencukupi kebutuhan. Indeks performansi selanjutnya adalah Energi Availability Factor (EAF) pembangkit pada Pusat Listrik 1 dan Pusat Listrik Inderalaya yang didefinisikan sebagai rasio antara jumlah energi yang diproduksi pada suatu periode dengan energi

maksimum

yang

dapat

diproduksi

pada

periode

tersebut.

Faktor

ketersediaan energi tersebut dari tahun 2006 sampai dengan tahun 2010 diperlihatkan pada gambar 1.34 dan gambar 1.35.

72 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

EAF (%)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 -

2006

2007

2008

2009

2010

PLTU KRSN # 1

78.25

95.67

94.31

96.60

85.81

PLTU KRSN # 2

96.67

57.27

83.59

91.24

51.96

PLTG KRSN # 1

82.32

71.22

65.60

-

91.80

PLTG KRSN # 2

-

38.53

78.90

82.98

90.98

PLTG KRSN # 3

86.72

89.53

53.64

90.33

83.33

Gambar 1.34 Faktor Ketersediaan Energi (EAF) Pusat Listrik 1

120.00 100.00 EAF (%)

80.00 60.00 40.00 20.00 PLTG Inderalaya PLTGU Inderalaya

2006

2007

2008

2009

2010

95.47

90.95

81.16

71.92

94.55

-

-

-

49.08

90.47

Gambar 1.35 Faktor Ketersediaan Energi (EAF) Pusat Listrik Indera laya Pada gambar 2.34 memperlihatkan Faktor Ketersediaan Energi (EAF) pembangkit pada Pusat Listrik Keramasna dari tahun 2006 sampai dengan tahun 2011. Dari gambar tersebut terlihat bawa sebagian besar pembangkit mempunyai EAF yang tinggi yaitu di atas 80%, kecuali untuk beberapa tahun bagi beberapa pembangkit 24% dari pembangkit-tahun. Demikian halnya dengan pembangkit pada Pusat Listrik Inderalaya sebagian besar mempunyai EAF yang lebih besar dari 80% bahkan lebih besar dari 90%, kecuali pada tahun 2009.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

73

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.4.3.2.2. PLTGU 2 Lihat PLTU 1.4.3.2.3. PLTGU 3 Daya mampu atau daya maksimum yang pernah disuplai pada tahun 2010 sampai dengan bulan Mei 2011 yang dipantau selama 5 hari pada bulan Juni 2011 kurang lebih 190 MW listrik untuk PLTU unit 5 yang dibangun pada tahun 1982, atau kurang lebih 95%. Daya mampu untuk PLTGU 1.1 blok 1 adalah 97 MW dari kapasitas terpasang 107 MW. Apabila dilihat dari sudut plant heat rate maka plant heat rate PLTU unit 4

Net PHR (kcal/kWh)

dan PLTU unit 5 pada tahun 2010 adalah seperti terlihat pada gambar 2.36. 3,500.00 3,000.00 2,500.00 2,000.00 1,500.00 1,000.00 500.00 0.00 Jan

Feb

Mar April et

Mei

Juni

Juli

Agus Sept tus

PLTU # 4 2,93

3,09

3,29

3,33

3,27

3,23

3,01

3,17

PLTU # 5 3,32

0

0

0

0

0

3,11

2,68

Okt

Nop

Des

0

0

0

0

2,71

2,63

2,56

2,59

Gambar 1.36 PHR gabungan PLTU unit 4 dan PLTU unit 5 tahun 2010

PHR yang terlihat pada gambar 2.36 di atas tidak dapat dibandingkan dengan kondisi standar pada saat komisioning, namun dilihat dari kecenderungan plant heat rate pembangkit ketika dioperasikan constant dengan variasi antara 3.333,19 kcal/kWh dan

2.936,66

kcal/kWh untuk PLTU 4 dan antara 3.329

kcal/kWH dan 2.564 kcal/kWh untuk PLTU 5. Demikian juga PLTGU Blok 1 yang diperlihatkan pada gambar 4.35, cenderung konstan pada saat dioperasikan dengan besaran sebagai berikut: a. PLTG 1.1 antara 3.677 kcal/kWh dan 3.262 kcal/kWh b. PLTG 1.2 antara 3.912 kcal/kWh dan 3.256 kcal/kWh c. PLTG 1.3 antara 3.355 kcal/kWh dan 2.860 kcal/kWh.

74 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Net PHR (kcal/kWh)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

4,500.00 4,000.00 3,500.00 3,000.00 2,500.00 2,000.00 1,500.00 1,000.00 500.00 0.00 Jan

Feb

Mare April t

Mei

Juni

Juli

Agust Sept us

Okt

Nop

Des

GTG 1.1 3,53

3,48

3,57

3,38

3,46

3,50

3,32

3,26

3,67

3,28

3,37

3,37

GTG 1.2 3,60

3,54

3,53

3,91

3,30

0

3,53

3,53

3,25

3,35

3,56

3,36

GTG 1.3 2,86

0

3,26

3,15

3,24

3,23

3,22

3,25

3,14

0

3,01

3,35

Gambar 1.37 Net PHR PLTGU Blok 1. Sejak beroperasinya tahun 1978 indeks performansi yang di pantau adalah faktor kapasitas (Capacity Factor), dan Equivalent Availability factor (EAF). Factor kapasitas (Capacity Factor) PLTU unit 4 dan unit 5 yang didefinisikan sebagai rasio antara produksi kWh bruto selama jam pelayanan terhadap kWh bruto yang dapat dibangkitkan bila dibebani sesuai dengan kapasitas terpasang selama jam periode. Keadaan ini mencerminkan kapasitas mesin yang dioperasikan selama periode tertentu. Faktor kapasitas tersebut untuk tahun 2010 diperlihatkan pada gambar

FAKTOR KAPASITAS (%)

1.38.

90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 0.00 Jan

Feb

Mare April Mei t

Juni

Juli

Agus Sept t.

PLTU # 4 30.0 50.8 6.21 28.2 26.4 28.9 30.9 9.67 PLTU # 5 45.8

0

0

0

0

0

0

Okt

Nop

Des

0

0

0

34.2 77.0 72.6 77.8 84.1 46.8

Gambar 1.38 Faktor kapasitas PLTU unit 4 dan unit 5 tahun 2010 Pada gambar 1.38 terlihat bahwa sepanjang tahun 2010 faktor kapasitas PLTU unit 4 rata-rata lebih kecil dari 50%, sedang PLTU unit 5 sebagian besar lebih besar dari 70% sesuai dengan karakter pembangkit thermal apabila dipakai untuk

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

75

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

memikul beban dasar (base load) factor kapasitasnya berada antara 70% sampai

FAKTOR KAPASITAS (%)

dengan 90%. 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Jan

Feb

Mare April Mei Juni t

Juli

Agus Sept Okt Nop Des t.

GTG 1.1 52.0 49.6 52.5 48.6 56.8 71.1 42.7 54.6 23.0 68.2 83.3 GTG 1.2 51.2 58.0 51.6 53.4 53.0 GTG 1.3

STG 1.4

0

0

80

57.0 68.1 36.3 69.5 42.2 39.0

0.33 49.9 75.2 66.8 76.9 65.9 56.2 75.4

0

34.3 54.0

16.0 18.0 35.3 46.9 41.7 39.4 45.0 53.6 27.2 32.4 36.1 41.4

Gambar 1.39 Faktor kapasitas PLTGU Blok 1 tahun 2010 Pada gambar 1.39 terlihat bahwa sepanjang tahun 2010 faktor kapasitas PLTU unit 4 rata-rata lebih kecil dari 50%. Indeks performansi selanjutnya adalah Equivalent Availability Factor (EAF) yang didefinisikan sebagai jumlah energi listrik yang dapat disediakan terhadap jumlah total energi yang dipasok. EAF tersebut untuk tahun 2010 diperlihatkan

EAF (%)

pada gambar 1.40 dan gambar 1.41.

120 100 80 60 40 20 0 Jan

Feb

Mar April Mei Juni et

Juli

Agus Sept Okt t.

PLTU # 4 47.9 92.1 14.8 69.4 93.3 78.2 79.8 49.8 PLTU # 5 62.4

0

0

0

0

51.3 100

100

Gambar 1.40 EAF PLTU unit 4, 5

76 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

0

0

Nop Des 0

0

100 92.4 99.9 99.0

EAF (%)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

120 100 80 60 40 20 0 Jan

Feb

Mar April Mei Juni et

GTG 1.1 98.4 99.9 100

Juli

Agus Sept Okt Nop Des t.

100 95.3 100 55.8 74.5 74.3 100

GTG 1.2 98.0 99.7 99.7 99.2 72.8

0

100

100

82.3 100 99.3 96.6 96.1 100

GTG 1.3

100

STG 1.4

53.5 63.9 78.7 95.9 87.9 75.3 80.2 100 77.3 97.6 95.4 97.4

100

97

99.8 97.3 97.7 88.7 82.7 98.2

0

41.9 94.3

Gambar 1.41 EAF PLTG Blok 1 Besarnya daya mampu pembangkit diketahui dengan melakukan test pembebanan minimum dan maksimum. Hasil test ditampilkan pada Tabel 1.39 dibawah ini. Tabel 1.39 Test Pembebanan PLTGU 2 Daya terpasang (MW) Blok I : 590 MW

Blok II : 590 MW

GT 1.1 GT 1.2 GT 1.3 ST 1.4 Total GT 2.1 GT 2.2 GT 2.3 ST 2.4 Total

Daya mampu (MW) Minimum Maksimum 125.00 130.00 125.00 130.00 125.00 130.00 172.50 200.00 547.50 590.00 117.30 130.00 117.50 130.00 100.00 130.00 162.04 200.00 496.84 590.00

1.4.3.2.4. PLTGU 4 PLTGU ini didesain untuk dapat menggunakan bahan bakar gas maupun menggunakan HSD. Oleh karena itu perhitungan efisiensi dan heat rate dilakukan untuk kedua bahan bakar tersebut Hasil pengamatan ditunjukkan pada Tabel 4.39 Heat rate dari PLTGU pada pembebanan 100% adalah sebesar 1719 kcal/kWh bila menggunakan bahan bakar gas, dan sebesar 1757 kcal/kWh bila menggunakan HSD. Dengan menggunakan gas maka efisiensinya akan lebih tinggi karena gas mempunyai sifat yang lebih baik dalam hal pembakaran dari pada HSD.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

77

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Tabel 1.40 Efisiensi dan Heat Rate dari PLTGU 4

Indeks performasi untuk PLTGU Priok dan Standar NERC ditunjukkan pada Tabel 1.41. EAF (Equivalent Availability Factor) pada tahun 2006-2010 relatif mendekati standard NERC. Ini menunjukkan bahwa dalam operasional tidak banyak kerusakan yang dialami. Sedangkan harga SOF (Schedulled Outage Factor) untuk tahun 2006-2008 dibawah standar NERC sedangkan untuk tahun 2009-2010 melebihi standard NERC yang berarti jumlah jam operasi menurun. Ini menunjukan bahwa perawatan rutin makin sering dilakukan mulai tauhn 2009-2010. Rasio jam keluar paksa terhadap jam pelayanan (EFOR – Equivalent Force Outage Rate) yang menunjukkan ketidaktersediaan PLTGU karena kerusakan selama tahun 2006-2010 cukup baik karena semua dibawah angka Standar NERC, kecuali untuk tahun 2007. Ini menunjukkan bahwa pada tahun 2007 terjadi kerusakan di luar perencanaan. Tabel 1.41 Indeks Keandalan PLTGU 4 Indeks keandalan 1 EAF (Equivalent Availability Factor) 2 SOF (Schedulled Outage Factor) 3 EFOR (Equivalent Forced Outage Rate)

2006 2007 2008 2009 2010 Standar % % % % % NERC 85.02 84.19 87.04 84.82 86.99 86,90 6.22 1.74

5.9 10.15

5.2 3.69

78 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

8.23 1.00

8.85 0.61

7,27 9,11

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1.4.4. Kualitas dan produksi, biaya pokok produksi 1.4.4.1. Pembangkit listrik tenaga uap (pltu) 1.4.4.1.1. PLTU 2 Berdasarkan pada gambar 2.42, gambar 2.43 dan gambar 2.44 menunjukkan bahwa PLTU sektor pembangkitan 2 unit 1 dan unit 2 dapat membangkitkan daya listrik sebesar 95 MW. Ini berarti PLTU sektor pembangkitan 2 dapat dioperasikan mendekati daya mampu yaitu sebesar 100 MW. Salah satu hal yang harus diperhatikan agar daya mampu kedua unit PLTU sektor pembangkitan 2 dapat dipertahankan adalah dengan memperbaiki kualitas batubara yang digunakan.

BEBAN (MW)

TANGGAL 14 JANUARI 2011 (UNIT 1 DAN 2) 96 94 92 90 88 86 84

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

93

94

94

92

94

93

UNIT 2

92

88

93

88

92

93

UNIT 1

UNIT 2

WAKTU (JAM)

Gambar 1.42 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 14 Januari 2011

BEBAN (MW)

TANGGAL 15 JANUARI 2011 (UNIT 1 DAN 2) 100 80 60 40 20 0

UNIT 1 0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

90

87

88

92

94

93

UNIT 2

95

76

82

87

94

95

UNIT 2

WAKTU (JAM)

Gambar 1.43 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 15 Januari 2011

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

79

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

BEBAN (MW)

TANGGAL 16 JANUARI 2011 (UNIT 1 DAN 2) 96 94 92 90 88 86 84 82 80

UNIT 1 UNIT 2

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

94

94

95

92

89

90

UNIT 2

91

90

86

89

91

91

WAKTU (JAM)

Gambar 1.44 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 16 Januari 2011

1.4.4.1.2. PLTU 1 Berdasarkan pada gambar 1.45, gambar 1.46 dan gambar 1.47 dapat dilihat bahwa daya listrik yang dibangkitkan oleh kedua unit mempunyai kecenderungan yang sama antara tanggal 6 sampai dengan tanggal 8 Mei yaitu, unit pembangkit akan melayani beban tertinggi pada jam siang dan malam hari, sedangkan pada pagi hari cenderung rendah. Grafik pembebanan di atas berdasarkan atas permintaan P3B. Adapun daya listrik maksimum yang dapat dibangkitkan kedua unit adalah kurang lebih 370 MW.

6 Mei 2011 MW

400 350 UNIT I

300 0

4

8

12

16

20

UNIT II

Jam

Gambar 1.45 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 6 Mei 2011

80 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

MW

7 Mei 2011 400 300 200 100 0

UNIT I UNIT II 0

4

8

12

16

20

Jam

Gambar 1.46 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 7 Mei 2011

8 Mei 2011 400 MW

300 200 UNIT I

100

UNIT II

0 0

4

8

12

16

20

Jam

Gambar 1.47 Daya listrik yang dibangkitkan pada tanggal 8 Mei 2011 1.4.4.1.3. PLTU 3 Berdasarkan pada gambar 2.48 sampai dengan gambar 2.53 dapat dilihat daya listrik yang dibangkitkan oleh PLTU Unit Bisnis Pembangkitan 3 mulai unit 1 sampai unit 4 dengan kapasitas 400 MW dan unit 5 sampai unit 7 yang direkam pada tanggal 23 sampai dengan tanggal 26 Juni 2011 masih dapat dioperasikan mendekati kapasitas, bahkan beberapa data menunjukkan bahwa ada beberapa unit dapat dioperasikan melebihi kapasitasnya meskipun hanya beberapa saat. Kualitas bahan bakar yang digunakan, sebagaimana telah dijelaskan sebelumnya mempunyai nilai kalor yang rendah dan kadar moisture yang tinggi. Sehubungan dengan hal tersebut di atas untuk mempertahankan kondisi semua unit pembangkit agar dilakukan pengadaan batubara yang mendekati atau sesuai dengan disain boiler. Tingginya daya listrik yang dibangkitkan oleh ketujuh unit pembangkit disebabkan oleh PLTU Unit Bisnis pembangkitan 3 memikul beban

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

81

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

dasar yang memang diperuntukkan untuk pembangkit dengan bahan bakar batubara.

BEBAN (MW)

TANGGAL 23 JUNI 2011 (UNIT 1,2,3,4) 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

395

371

397

395

402

406

UNIT 2

394

332

400

408

408

403

UNIT 3

398

340

389

398

395

395

UNIT 4

402

334

396

388

398

406

WAKTU (JAM)

Gambar 1.48 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 2, 3 dan 4 pada tanggal 23 Juni 2011

BEBAN (MW)

TANGGAL 25 JUNI 2011 (UNIT 1, 3, 4) 420 410 400 390 380 370 360 350

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

400

409

405

403

403

372

UNIT 3

396

394

392

393

392

395

UNIT 4

396

397

405

401

398

377

WAKTU (JAM)

Gambar 1.49 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 3 dan 4 pada tanggal 25 Juni 2011

82 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

BEBAN (MW)

TANGGAL 26 JUNI 2011 (UNIT 1,3,4) 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

UNIT 1

356

401

303

298

356

400

UNIT 3

356

400

311

257

309

362

UNIT 4

397

398

330

329

351

398

WAKTU (JAM)

Gambar 1.50 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 1, 3 dan 4 pada tanggal 26 Juni 2011

BEBAN (MW)

TANGGAL 23 JUNI 2011 (UNIT 5, 6, 7) 700 600 500 400 300 200 100 0

0.0

4.0

8.0

12.0

16.0

20.0

UNIT 5

600

500

600

600

600

600

UNIT 6

582

472

578

583

581

565

UNIT 7

570

467

560

545

575

538

WAKTU (JAM)

Gambar 1.51 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 23 Juni 2011

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

83

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

BEBAN (MW)

TANGGAL 24 JUNI 2011 (UNIT 5, 6, 7) 700 600 500 400 300 200 100 0

UNIT 5 0.0

4.0

8.0

12.0

16.0

20.0

UNIT 5

600

475

600

550

600

600

UNIT 6

553

462

583

586

587

587

UNIT 7

575

475

585

556

580

579

UNIT 6 UNIT 7

WAKTU (JAM)

Gambar 1.52 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 24 Juni 2011

BEBAN (MW)

TANGGAL 25 JUNI 2011 (UNIT 5, 6, 7) 700 600 500 400 300 200 100 0

0.0

4.0

8.0

12.0

16.0

20.0

UNIT 5

554

567

581

578

574

577

UNIT 6

540

410

308

401

417

583

UNIT 7

573

585

573

582

574

581

WAKTU (JAM)

Gambar 1.53 Daya Listrik yang dibangkitkan unit 5, 6 dan 7 pada tanggal 25 Juni 2011

1.4.4.1.4. PLTU 5 Berkaitan dengan energi listrik yang diproduksi, maka ada tiga aspek penting yang menjadi pokok perhatian yaitu a. Kualitas energi yang dibangkitkan. b. Kuantitas energi yang dibangkitkan. 84 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

c. Kehandalan suplai energi. Berkaitan dengan aspek kualitas energi maka ada paling kurang tiga hal yang menjadi perhatian yaitu, kualitas tegangan, kualitas frequensi dan faktor daya dari sistem yang dilayani. Tegangan fase R,S, dan T untuk PLTU selama beroperasi tidak ada permasalahan, begitu pula dengan frekuensinya. Tegangan hasil pengamatan terlihat stabil pada tegangan 11 kV, sedangkan frekuensi berkisar antara 49,7 – 50,2 atau dapat dikatakan toleransi perubahan sebesar 1,0%. Sedangkan faktor daya berkisar antara 0,98 – 1,00. Pola pembebanan PLTU 5 ditunjukkan pada Gambar 2.54 di bawah ini. Selama tiga hari pengukuran terlihat bahwa PLTU ini beroperasi untuk melayani beban dasar. Pembebanan terlihat relatif rata untuk setiap jam dan selama 3 hari. Pembebanan rata-rata sesuai dengan kapasitas terpasang yaitu sebesar 100 MW. MW 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0

24

23

22

21

20

19

18

17

16

15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0.0

MW 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

7

8

5 5

7

4 4

6

3 3

6

2 2

1

0.0

MW 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0

24

1

0.0

Gambar 1.54 Pembebanan PLTU 5 1.4.4.1.5. PLTU 4 Berkaitan dengan energi listrik yang diproduksi, maka ada tiga aspek penting yang menjadi perhatian yaitu :

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

85

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

a. Kondisi Pembebanan. b. Energi yang diproduksi. c. Energi yang disalurkan. Sebagai pembangkit yang ditugaskan untuk memikul beban dasar (base load) dalam suatu sistem bersama dengan pembangkit lainnya maka PLTU 4 dibebani hampir tetap sepanjang hari sesuai dengan permintaan penyalur beban. Dari diskusi yang dilakukan dengan pihak pembangkit diketahui bahwa PLTU 4 diminta untuk memasok sistem sebesar yang bisa dipasok oleh PLTU 4. Kondisi pembebanan PLTU 4 selama 4 (empat) hari yaitu dari tanggal 20 Mei 2011 sampai dengan 23 Mei

DAYA (kW)

2011 diperlihatkan pada gambar 1.55 dan gambar 1.56. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

20/5/2011 6 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 9 8 8 8 7 8 7 21/52011

7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

22/5/2011 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 23/5/2011 8 8 8 8 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8

Gambar 1.55 Beban harian PLTU unit-1 Pada gambar 1.55 dapat dilihat bahwa beban harian PLTU 4 unit-1 dari tanggal 20 Mei 2011 sampai dengan 23 Mei 2011, dimana terlihat pembebanan dengan kecenderungan yang hampir tetap setiap hari yaitu antara 90 MW sampai dengan 100 MW. Hal ini memberi indikasi atau patut diduga bahwa tegangan kerja dan frekuensi PLTU unit-1 relatif stabil dalam kondisi pembangkit tersebut diset untuk menyalurkan daya sebesar daya yang mampu dicapai.

86 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

DAYA (kW)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

102 100 98 96 94 92 90 88 86 84

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

20/5/2011 9 9 9 9 9 9 9 9 1 1 1 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 21/5/2011 9 9 9 9 9 9 9 9 1 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 22/5/2011 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

23/5/2011 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Gambar 1.56 Beban harian PLTU 4 unit-2 Pada gambar 1.56 dapat dilihat bahwa pembebanan harian PLTU 4 unit-2 selama 4 (empat) hari dari tanggal 20 Mei 2011 sampai dengan 23 Mei 2011. mempunyai kecenderungan lebih dinamis dibandingkan dengan PLTU 4 unit-1. 1.4.4.2. Pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) 1.4.4.2.1. PLTGU 5 Dalam analisis jaringan, harga besaran yang sesungguhnya dinyatakan sebagai fraksi dari besaran acuan seperti acuan dari desain atau harga beban penuh. Dengan menggunakan analisis satuan unity ini, fluktuasi besar beban dapat dengan mudah untuk dianalasis tanpa harus menghitung terlebih dahulu parameter dari suatu jaringan yang berbeda (100 kV, 132 dan 150 kV, per-unitnya V3 yaitu 0.76). Pada pendekatan ini satu unit beban tertentu dalam sistem dipatok dengan 1 (satu), sedangkan besar beban lainnya dapat lebih besar atau lebih kecil dari 1 (satu). Produksi dari pembangkit 70 MW= (70/60)* jumlah produksi kwh dari 60 MW = kwh (70 MW) Pada PLTGU 1 (GT 1.1) besar minimum beban adalah 70 MW, 86 MVA, 17 MVAr dan besar maksimum beban adalah 93 MW, 103 MVA, 35 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel di bawah ini. MW MVA MVAr

Min 70 86 17

Max 93 103 35

Pada Tabel 1.42 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

87

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedang pada gambar 2.57 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.42 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (GT 1.1) PLTGU 1 (GT 1.1) 28 April 2011 29 April 2011 30 april 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 april 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 april 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 april 2011

0 70 71 71 94 86 86 20 30 30 0.99 0.91 0.92

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

4 80 70 80 99 86 89 19 28 17 0.97 0.93 0.97

8 75 85 70 87 90 86 23 30 22 0.97 0.9 0.95

12 90 93 81 103 97 89 25 32 23 0.97 0.94 0.95

16 85 90 80 98 94 86 27 33 23 0.97 0.9 0.95

20 71 72 93 89 90 98 35 35 25 0.89 0.9 0.97

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (GT1.1) Belawan 120

103

100

93 86 80

Kap.

70 60

40 35

20

17

0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.57 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (GT 1.1) Pada PLTGU 1 (GT 1.2) besar minimum beban adalah 70 MW, 68 MVA, -16 MVAr dan besar maksimum beban adalah 110 MW, 81 MVA, 0 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel di bawah ini.

MW MVA MVAr

Min 70 68 -16

Max 110 81 0

Pada tabel 1.43 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan 88 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedangkan pada gambar 2.58 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.43 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (GT 1.2) PLTGU 1 (GT 1.2) 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011

0 105 99 100 68 71 72 -11 -13 -15 0.98 0.98 0.98

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

4 105 100 80 69 74 74 -12 -16 -15 0.98 0.98 0.97

8 90 100 80 69 72 71 -9 -15 0 0.99 0.98 0.98

12 105 105 80 72 67 71 -5 -11 -9 0.99 0.99 0.99

16 95 105 70 62 76 71 -2 -11 -9 0.99 0.98 0.98

20 110 110 94 74 81 68 -6 -8 -6 0.99 0.99 0.99

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU1 (GT1.2) Belawan 120 110 100

81

80 70 68

Kap.

60

40

20

0

0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

-16

-20

-40 Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.58 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (GT 1.2) Pada PLTGU 1 (ST 1.0) besar minimum beban adalah 88 MW, 86 MVA, 9 MVAr dan besar maksimum beban adalah 107 MW, 103 MVA, 49 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel berikut : MW MVA MVAr

Min 88 86 9

Max 107 103 49

Pada tabel 1.44 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

89

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedangkan pada gambar 2.59 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.44 Besar beban pembangkit PLTGU 1 (ST 1.0) PLTGU 1 (ST 1.0) 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011

0 97 95 95 94 86 86 23 43 11 0.97 0.91 0.91

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

4 101 95 90 99 86 89 20 41 9 0.98 0.91 0.99

8 93 99 88 87 90 86 24 42 11 0.94 0.91 0.98

12 106 107 94 103 97 89 27 44 15 0.97 0.91 0.95

16 101 103 88 98 94 86 29 46 15 0.97 0.91 0.98

20 99 100 100 89 90 98 49 48 18 0.9 0.9 0.98

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (ST1.0) Belawan 120

107 103

100 88 86

Kap

80

60 49 40

20 9 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.59 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 1 (ST 1.0) Pada PLTGU 2 (GT 2.1) besar minimum beban adalah 88 MW, 86 MVA, 9 MVAr dan besar maksimum beban adalah 107 MW, 103 MVA, 49 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel di bawah ini. MW MVA MVAr

Min 75 67 5

Max 85 81 40

90 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada tabel 1.45 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedangkan pada gambar 2.60 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.45 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (GT 2.1) PLTGU 2 (GT 2.1) 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

0 75 75 75 68 71 72 19 15 12 0.9 0.95 0.96

4 75 75 75 69 74 74 9 10 5 0.92 0.99 0.98

8 75 75 75 69 72 71 22 15 18 0.92 0.96 0.95

12 80 70 75 72 67 71 31 18 10 0.9 0.95 0.95

16 75 80 75 62 76 71 40 20 11 0.83 0.95 0.95

20 80 85 75 74 81 68 28 27 30 0.92 0.95 0.91

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT2.1) Belawan 90 85 81

80 75 70 67 60

Kap

50

40

40

30

20

10 5 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.60 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.1) Pada PLTGU 2 (GT 2.2) besar minimum beban adalah 70 MW, 64 MVA, 10 MVAr dan besar maksimum beban adalah 100 MW, 96 MVA, 35 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel di bawah.

MW MVA MVAr

Min 70 64 10

Max 100 96 35

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

91

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada tabel 1.46 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedangkan pada gambar 1.61 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.46 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (GT 2.2) PLTGU 2 (GT 2.2) 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

0 70 70 70 67 67 67 33 25 20 0.95 0.95 0.95

4 70 70 70 64 68 68 27 10 15 0.92 0.97 0.97

8 70 70 70 67 65 65 18 28 28 0.95 0.93 0.93

12 85 70 70 81 65 67 22 28 10 0.95 0.93 0.95

16 70 75 70 63 70 67 31 31 41 0.9 0.93 0.95

20 75 100 100 69 90 96 35 37 23 0.92 0.9 0.96

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT2.2) Belawan 120

100

100 96

80

Kap.

70 64 60

40 35

20 10 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.61 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.2) Pada PLTGU 2 (ST 2.0) besar minimum beban adalah 94 MW, 86 MVA, 11 MVAr dan besar maksimum beban adalah 118 MW, 112 MVA, 48 MVAr seperti ditunjukkan pada tabel di bawah.

MW MVA MVAr

Min 94 86 11

Max 118 112 48

92 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada tabel 1.47 ditunjukkan besar beban pembangkit dinyatakan dalam MW, MVA, MVAr dan besar faktor daya serta Indeks 1, 2 dan 3 yang menunjukkan tanggal pengukuran dari pembangkit. Sedangkan pada grafik 1.62 ditunjukkan besar minimum dan maksimum kapasitas pembangkit. Tabel 1.47 Besar beban pembangkit PLTGU 2 (ST 2.0) PLTGU 2 (ST 2.0) 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011 28 April 2011 29 April 2011 30 April 2011

MW1 MW2 MW3 MVA1 MVA2 MVA3 MVAr1 MVAr2 MVAr3 PF1 PF2 PF3

0 96 98 97 89 92 92 20 35 30 0.93 0.94 0.95

4 94 97 97 86 92 94 17 30 11 0.92 0.95 0.97

8 95 97 97 90 90 94 28 35 20 0.95 0.93 0.97

12 112 100 100 106 93 95 35 36 30 0.95 0.93 0.95

16 101 104 100 94 97 95 42 40 17 0.93 0.93 0.95

20 106 117 118 96 108 112 48 47 33 0.91 0.92 0.95

Besar Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (ST2.0) Belawan 140

120

118 112

100 94 86

Kap.

80

60 48 40

20 11 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

Min-Max MW

MVA

MVAr

Gambar 1.62 Kapasitas MW-MVA-MVAr PLTGU 2 (GT 2.0) 1.4.4.2.2. PLTGU 2 Tegangan fase R,S, dan T untuk PLTGU selama beroperasi tidak ada permasalahan, begitu pula dengan frekuensinya. Tegangan berkisar antara 11,3 – 11,6 kV atau dapat dikatakan toleransi perubahan sebesar 2,7%, sedangkan frekuensi berkisar antara 49,80 – 50,06 atau dapat dikatakan toleransi perubahan sebesar 0,5%. Sedangkan faktor daya rata-rata sebesar 0,97. Tabel 1.48 Daya Mampu PLTGU 2

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

93

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

No. Kejadian 1 2

Tahun

Daya mampu

SFC

Heat Rate

Nilai Kalor

Minimum Maksimum l/kWh 25 MW 108.8 MW

Mulai 1993 11294 18000 dibangun kJ/lb Btu/lb Mula 1993 30 MW 100 MW 0.334 2893 10.102 beroperasi kcal/kWh kcal/kg Pola pembebanan PLTGU 2 ditunjukkan pada Gambar 1.63 di bawah ini.

Selama tiga hari pengukuran terlihat bahwa PLTGU ini beroperasi untuk melayani beban dasar. Meskipun PLTGU ini menggunakan HSD yang biaya operasinya relatif lebih mahal dari pada PLTGU berbahan bakar gas seperti desain, namun mengingat kondisi ketenagalistrikan di wilayah Jawa Tengah masih mengalami kekurangan pasokan maka PLTGU 2 tetap terus dioperasikan. Seperti diperlihatkan pada Tabel 1.48 bahwa biaya untuk bahan bakar PLTGU cukup besar karena menggunakan HSD yang mencapai 1811.14 Rp./kWh. Disamping itu biaya perawatan juga relatif kecil karena kondisi sistem yang masih cukup baru seperti terlihat mencapai 8.37 Rp./kWh.

94 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 1.63 Pembebanan PLTGU 2

1.4.4.2.3. PLTGU 4 Berkaitan dengan energi listrik yang diproduksi, maka ada tiga aspek penting yang menjadi pokok perhatian yaitu : a. Kualitas energi yang dibangkitkan. b. Kuantitas energi yang dibangkitkan. c. Kehandalan suplai energi. Berikut ini akan dipaparkan kondisi pembangkit dari tiga aspek tersebut di atas. Pada tahun 2005 produksi listrik PLTGU 4 sebesar 6,7 GWh dan menurun menjadi 5,8 GWh pada tahun 2010 karena kekurangan pasokan gas (Lihat gambar

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

95

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.64). Dari tahun ke tahun selama periode 2005-2010 terlihat bahwa pembangkitan dengan menggunaan gas terus menurun dan kemudian disubtitusi dengan penggunaan HSD. Hal ini menyebabkan biaya produksinya menjadi sangat mahal. Berkaitan dengan aspek kualitas energi, maka ada paling kurang tiga hal yang menjadi perhatian yaitu, kualitas tegangan, kualitas frequensi dan faktor daya dari sistem yang dilayani. Tegangan fase R,S, dan T untuk PLTGU selama beroperasi tidak ada permasalahan, begitu pula dengan frekuensinya. Tegangan berkisar antara 17,7 – 17,8 kV atau dapat dikatakan toleransi perubahan sebesar 0,6%, sedangkan frekuensi berkisar antara 49,6 – 50,3 atau dapat dikatakan toleransi perubahan sebesar 1,4%. Sedangkan faktor daya rata-rata yaitu sebesar 0.5.

8,000,000,000

7,000,000,000

PLTU

PLTU PLTU

PLTU

GU HSD GU HSD

6,000,000,000

GU HSD

PLTU

GU HSD

5,000,000,000

KWH

PLTU

4,000,000,000

3,000,000,000 GU GAS

GU GAS

GU HSD

GU HSD

GU GAS

GU GAS

GU GAS

2,000,000,000

GU GAS

1,000,000,000

-

2005

2006

2007

2008

2009

2010

709,150

370,866

390,170

151,804

119,168

56,723

19,304,000

4,684,700

7,157,710

6,108,700

4,930,800

854,769

-

-

372,638,580

434,572,000

343,060,500

336,057,752

GU HSD

1,688,373,676

1,464,195,836

1,474,203,456

3,163,520,873

3,079,547,580

3,150,265,740

GU GAS

5,252,419,325

5,709,944,164

5,262,708,544

3,558,697,127

2,697,780,920

2,775,603,310

PLTD PLTG WH PLTU

Gambar 1.64 Produksi Listrik dari PLTGU 4 Pola pembebanan PLTGU 4 dapat direpresentasi dengan pola pembebanan PLTG pada sistem tersebut. Pola pembebanan PLTG ditunjukkan pada gambar 2.65. Selama tiga hari pengukuran terlihat bahwa PLTG ini beroperasi untuk melayani beban dasar. Meskipun PLTG ini tidak secara keseluruhan menggunakan gas, tetapi separoh lebih menggunakan HSD yang biaya pembangkitannya relatif lebih mahal dari

pada

PLTU

berbahan

bakar

batubara,

namun

mengingat

kondisi

ketenagalistrikan di wilayah DKI dan Jawa Barat masih mengalami kekurangan pasokan maka PLTGU Priok tetap terus dioperasikan. Dari pola pembebanan dapat dikatakan bahwa pembangkit ini mengikuti pola permintaan beban (load follower).

96 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW 140 120 100 80 60 40 20 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW 140 120 100 80 60 40 20 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW 140 120 100 80 60 40 20 0

Gambar 1.65 Pola Pembebanan PLTG di Sistem PLTGU 4 1.4.4.3. Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) 1.4.4.3.1. PLTG 1 Berikut ini akan dipaparkan kondisi Pusat Listrik 1 dan Pusat Listrik 2 dari tiga aspek tersebut di atas. Sebagai pembangkit yang ditugaskan untuk memikul beban dasar (base load) dalam suatu sistem bersama dengan pembangkit lainnya dan kadang-kadang difungsikan untuk mengejar beban puncak. Energi listrik yang diproduksi oleh generator tersebut sebagian digunakan untuk pemakaian sendiri, sebagian hilang dalam bentuk rugi-rugi trafo dan lainlain, dan sisanya disalurkan ke jaringan. Energi yang digunakan untuk pemakaian sendiri (PS) adalah seperti yang diperlihatkan pada gambar 1.66 dan gambar 1.67

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

97

PEMAKAIAN SENDIRI (kWh)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

10,000,000 9,000,000 8,000,000 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000 -

2006

2007

2008

2009

PLTU KRSN # 1

9,472,751

7,465,858

5,553,270

5,391,765

PLTU KRSN # 2

5,211,581

6,968,178

378,370

3,429,251

PLTG KRSN # 1

305,800

270,790

219,842

222,840

PLTG KRSN # 2

316,392

363,274

79,336

209,832

PLTG KRSN # 3

522,456

338,996

248,596

299,243

PEMAKAIAN SENDIRI (kWh)

Gambar 1.66 Kuantitas penggunaan sendiri energi listrik PL 1 8,000,000 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000 PLTG Inderalaya 2

2006

2007

2008

2009

523,327

725,376

715,641

640,171

-

1,579,417

7,574,370

PLTGU Inderalaya

Gambar 1.67 Kuantitas penggunaan sendiri energi listrik PL 1 Apabila pemakaian sendiri tersebut pada gambar 1.66 dan gambar 1.67 dipetakan dalam persen terhadap energi bruto yang diproduksi, maka akan terlihat seperti pada gambar 1.68 dan gambar 1.69.

98 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

PEMAKAIAN SENDIRI (%)

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

16.00 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00

2006

2007

2008

2009

PLTU KRSN # 1

13.37

11.54

8.89

11.96

PLTU KRSN # 2

12.13

12.64

0.63

5.57

PLTG KRSN # 1

0.60

0.85

PLTG KRSN # 2

1.14

0.70

0.12

0.30

PLTG KRSN # 3

0.47

0.56

0.21

0.26

0.44

Gambar 1.68 Persentasi energi listrik penggunaan sendiri Pusat Listrik 1

PEMAKAIAN SENDIRI (%)

12.00 10.00 8.00 6.00

4.00 2.00 0.00 PLTG Inderalaya 2 PLTGU Inderalaya

2006

2007

2008

2009

0.22

0.32

0.38

0.38

10.52

9.32

Gambar 1.69 Persentasi energi listrik penggunaan sendiri Pusat Listrik 2

Pada gambar 1.68 dapat dilihat persentasi energi pemakaian sendiri terhadap energi bruto yang diproduksi pada Pusat Listrik 1 sedangkan gambar 2.69 memperlihatkan persentasi energi untuk pemakaian sendiri terhadap energi bruto yang diproduksi pada Pusat Listrik 1. Dari gambar 1.68 dan gambar 1.69 di atas terlihat bahwa penggunaan energi listrik untuk pemakaian sendiri PLTG baik pada Pusat Listrik 1 maupun pada Pusat Listrik 2 lebih kecil dari 1%, sedangkan PLTGU berkisar pada angka 10%.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

99

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Selain energi yang dipakai untuk keperluan sendiri dan energi yang hilang dalam bentuk rugi-rugi semuanya diekspor ke penyalur beban. Jumlah energi yang

PRODUKSI LISTRIK NETTO (kWh)

diekspor diperlihatkan pada gambar 1.70 dan gambar 1.71.

140,000,000 120,000,000 100,000,000 80,000,000 60,000,000 40,000,000 20,000,000 -20,000,000

2006

2007

2008

2009

PLTU KRSN # 1

47,645,209

60,912,794

55,646,218

53,420,976

PLTU KRSN # 2

61,331,126

37,495,433

46,034,183

55,329,424

PLTG KRSN # 1

53,271,395

50,080,572

31,415,734

-219,842

PLTG KRSN # 2

-166,864

27,319,071

51,066,705

67,639,645

PLTG KRSN # 3

64,464,417

109,025,451

60,121,670

115,318,352

PRODUKSI LISTRIK NETTO (kWh)

Gambar 1.70 Energi yang diekspor ke penyalur oleh Pusat Listrik 1

250,000,000 200,000,000 150,000,000 100,000,000 50,000,000 PLTG Inderalaya PLTGU Inderalaya

2006

2007

2008

2009

230,455,852

236,203,974

224,658,862

185,666,158

-

-

-

13,433,763

Gambar 1.71 Energi yang diekspor ke penyalur oleh Pusat Listrik 2 Pada gambar 1.70 dan gambar 1.71, ditunjukkan jumlah energi yang diekspor oleh Pusat Listrik 1 dan Pusat Listrik 2 dari tahun 2006 sampai dengan tahun 2010. Dinamika jumlah energi yang diekspor bukan mencerminkan dinamika kebutuhan energi listrik yang harus dipasok oleh kedua Pusat Listrik tersebut, melainkan energi yang bisa diekspor sesuai dengan keadaan pembangkit, terutama 100 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

pada Pusat Listrik 1 yang sering mengalami gangguan. Perbaikan akibat gangguan tersebut

menyebabkan

pembangkit

berhenti

beroperasi

dan

kemudian

menyebabkan pembangkit harus dipasok kebutuhan energinya dari penyalur beban.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

101

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

102 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Bab-2 SISTEM PENYALURAN Alur pelaksanaan kegiatan ini dilakukan dengan pengumpulan data berupa data sekunder dan data primer (pengamatan langsung). Hasil data tersebut diperoleh melalui wawancara/diskusi. Hasil semua data tersebut selanjutnya dilakukan analisis dengan arahan/bantuan dari pemberi data serta Supervisor kegiatan audit tersebut. Hasil analisis tersebut akan memberikan hasil sementara untuk selanjutnya dilakukan kesimpulan dan rekomendasi hal-hal apa saja yang perlu diperhatikan dari hasil audit tersebut.

Gambar 2.1 Alur Kegiatan Audit Sistem Kelistrikan

Kegiatan audit kelistrikan khususnya untuk sistem penyaluran hanya dilakukan pada sistem Jawa Bali.

2.1.

Pemetaan Sistem Penyaluran Tenaga Listrik Dalam melakukan pemetaan/audit sistem

kelistrikan adalah dengan

dibentuk 3 kelompok besar yaitu : a. Konfingurasi Jaringan Transmisi dan Distribusi Sistem Jawa Bali b. Operasi sistem Transmisi dan Distribusi Sistem Jawa Bali c. Kapasitas dan Daya Mampu Penyaluran Sistem Jawa-Bali

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

103

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.1.1. Konfingurasi jaringan transmisi dan distribusi sistem jawa bali Konfigurasi jaringan transmisi dan distribsi baik keseluruhan sistem Jawa-Bali maupun pada ke empat region yaitu: a. Region 1 Jakarta dan Banten. b. Region 2 Jawa Barat. c. Region 3 Jawa tengah dan Yogyakarta. d. Region 4 Jawa Timur dan Bali. 2.1.2. Operasi jaringan transmisi dan distribusi sistem jawa bali Operasi jaringan transmisi dan distribsi baik keseluruhan sistem Jawa-Bali maupun pada ke empat regionnya yaitu: a. Region 1 Jakarta dan Banten. b. Region 2 Jawa Barat. c. Region 3 Jawa tengah dan Yogyakarta. d. Region 4 Jawa Timur dan Bali. 2.1.3. Kapasitas dan daya mampu penyaluran sistem jawa-bali Kapasitas dan daya mampu jaringan transmisi dan distribsi baik keseluruhan sistem Jawa-Bali maupun pada ke empat regionnya yaitu: a. Region 1 Jakarta dan Banten. b. Region 2 Jawa Barat. c. Region 3 Jawa tengah dan Yogyakarta. d. Region 4 Jawa Timur dan Bali. 2.2. Sistem Penyaluran dan Beban Pertumbuhan infrastruktur jaringan rata-rata lebih rendah dari pertumbuhan konsumsi listrik. Banyak terdapat bottle neck transmisi dan rencana contingency n1 tidak terpenuhi terutama di pulau Jawa. Banyak trafo pada gardu induk yang berbeban mendekati 100%. Sistem transmisi di luar Jawa masih lemah, sementara proyek penguatan transmisi 275 kV di Sumatera terlambat. Sistem jaringan distribusi umumnya sederhana,

dimana

banyak

jaringan

yang

panjang

dan

berbeban

tinggi.

Keterlambatan penyelesaian pembangunan transmisi disebabkan karena sulitnya pembebasan lahan.

104 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.2.1. Sistem penyaluran tenaga listrik Tegangan pada generator besar biasanya berkisar antara 13,8 kV dan 24 kV, tetapi generator besar yang modern, tegangannya bervariasi anatar 18 dan 24 kV, tegangan dinaikkan ke tingkat yang dipakai untuk transmisi yaitu 20 kV, 70 kV, 150 kV. Tegangan ekstra tinggi ( extra high volage-UHV) adalah 500 kV sampai 765 kV. Keuntungan sistem tranmisi dengan tegangan yag lebih tinggi akan menjadi jela sjika dilihat pada kemampuan transmisi (capability) dari suatu saluran transmisi, kemampuan ini biasanya dinyatakan dalam Mega volt ampere (MVA). Kemampuan transmisi dari saluran yang sama panjangnya berubah-ubah kira-kira sebanding dengan kuadrat dengan

tegangan tertentu

tegangan, kemampan transmisi dari suatu saluran tidak

dapat

ditetapkan

dengan pasti,

karena

kemampuan ini masih tergantung lagi pada batasan-batasan termal dari penghantar, jatuh tegangan yang diperbolehkan, keandalan dan persyaratanpersyaratan kestabilan sistem, yaitu penjagaan bahwa mesin-mesin pada sistem tersebut tetap berjalan serempak satu terhadap lain, kebanyakan faktor–faktor ini masih tergantung juga pada panjang saluran. Saluran transmisi mempunyai empat parameter yang mempengaruhi kemampuannya untuk berfungsi sebagai bagian dari sustu sistem tenaga yaitu : a. Resistansi b. Indukstansi c. Konduktansi d. Kapasitansi Konduktansi antar penghantar-penghantar atau antar penghantar dan tanah menyebabkan terjadinya arus bocor pada isolator-isolator dari saluran atas tiang (over head lines) dan yang melalui isolasi dari kabel-kabel, karena kebocoran penghantar pada saluran atas tiang sangat kecil, sehingga dapat diabaikan atau sama dengan nol. Indukstansi adalah sifat rangkaian yang menghubungkan tegangan yang diimbaskan oleh perubahan fisik dengan kecepatan perubahan arus.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

105

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar

Konfigurasi Sistem Transmisi Jawa Bali 2011 Gambar 4.1 Konfingurasi sistem transmisi Jawa Bali 2011

Sumber: PLN “Informasi dan Data Sistem Kelistrikan JAMALI” , FGD BPPT,20 April 20

Gambar 2.2 Sistem Penyaluran Tenaga Listrik 2.2.1.1

Sistem radial

Sistem radial adalah sistem yang dihubungkan pada pembangkit tenaga listrik dengan gardu induk dan kemudian disalurkan ke konsumen (beban) melalui jaringan distribusi. Keuntungan sistem radial ini adalah sebagai berikut : a. Kontruksinya sangat sederhana. b. Mudah mengalirkan tenaga listrik dari tempat yang satu dengan yang lain. c. Serta biaya pembangunannya relative murah ( ekonomis ). Kendalanya penyaluran sistem radial adalah kontinuitas penyaluran tenaga listrik kurang andal. 2.2.1.2 Sistem ring ( tertutup ) Sistem Ring adalah suatu sistem yang memanfaatkan beberapa induk yang dapat di hubungkan ,sehingga merupakan rangkaian tertutup dan sumber tenaga listriknya berasal dari satu pusat tenaga listrik. Keuntungan sistem ring ini adalah sebagai berikut : a. Konstinuitas penyaluran cukup baik b. Sistem perencaannya tidak begitu rumit

106 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Kendala penyaluran sistem ring adalah : a. Pengaturan sulit dilakukaan terutama pada gardu induk terletak jauh b. Perhitungan-perhitungan sistem pengamannya lebih sulit di bandingkan sistem radial. 2.2.1.3 Sistem interkoneksi Pada sistem interkoneksi ini terdapat beberapa pusat pembangkit tenaga listrik yang dihubungkan melalui jaringan transmisi. Keuntungan Sistem Interkoneksi adalah sebagai berikut a. Dengan penggabungan beberapa pusat pembangkit ini maka kontinyuitas pelayanannya menjadi sangat andal b. Pusat pembangkit tersebut tidak perlu bekerja secara optimal c. Pusat pembangkit dapat saling menyuplai tenaga listrik melalui pusat pengatur beban ( P2B) 2.2.1.4 Sistem tegangan Sistem tegangan yang dilakukan untuk penyaluran daya listrik menggunakan tenaga 20 KV yang kemudian karena ruginya sangat besar diganti dengan tegangaan 70 KV , sistem tegangan yang dipakai adalah: a. Sistem Tegangan 70 KV,sistem tegangannya ini di pakai pada jaringan transmisi dengan jarak pendek sampai dengan menengah dengan daya yang kecil sampai sedang. b. Sistem tegangan 150 KV,sistem tegangannya ini di pakai pada jaringan transmisi dengan jarak menengah sampai dengan menengah pada daya atau energi yang cukup besar. c. Sistem

tegangan

500

KV,sistem

tegangan

ini

digunakaan

menghubungkan pusat-pusat pembangkit tenaga listrik yang

untuk

berkapasitas

besar dan khususnya untuk interkoneksi tenaga listrik. 2.3 Sistem Konfingurasi Jaringan Transmisi & Distribusi Sistem Jawa-Bal Masalah kelistrikan timbul akibat kebutuhan energi listrik yang meningkat lebih pesat dibandingkan kemampuan PT. PLN (Persero) untuk memenuhi pasokan listrik yang dibutuhkan. Akibatnya, terjadi pemadaman bergilir dimana-mana dan masih

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

107

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

terdapat beberapa daerah di Indonesia yang belum mendapatkan kesempatan untuk dialiri listrik. Kegiatan pada audit jaringan diwarnai dengan survei data sekunder tentang kondisi sistem tenaga listrik di Indonesia, yang dilakukan pada penyaluran (transmisi dan distribusi) sistem Jawa-Bali, khususnya tentang konfigurasi jaringan transmisi dan distribusi baik keseluruhan sistem Jawa-Bali maupun pada ke empat regionnya yaitu : a. Region 1 Jakarta dan Banten. b. Region 2 Jawa Barat. c. Region 3 Jawa tengah dan Yogyakarta. d. Region 4 Jawa Timur dan Bali. Sebagai bagian awal dari kajian audit sistem penyaluran, dilakukan pengumpulan data sekunder tentang konfigurasi jaringan 500 kV Jawa-Bali dan beberapa karakteristik beban industri. Dari beberapa lpaoran hasil survei diperoleh konfigurasi jaringan 500 kV Jawa-Bali seperti dapat dilihat pada gambar 2.3.

Gambar 2.3 Konfigurasi jaringan 500 kV Sistem Jawa-Bali

108 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada gambar 2.3 ditunjukkan sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) pada sistem Jawa-Bali. Saluran tersebut menghubungkan 4 (empat) region yaitu Region 1 Jakarta Raya dan Banten, Region 2 Jawa Barat, Region, Region 3 Jawa Tengan dan Yogyakarta, dan Region 4 Jawa Timur dan Bali.

Gambar 2.4 Konfigurasi Region 1 Jakarta dan Banten Sistem Jawa-Bali Pada gambar 2.4 dapat dilihat sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) pada Region 1 sistem Jawa-Bali, yang menyalurkan daya listrik dari pembangkit listrik utama yaitu PLTU 3. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan kan daya listrik ke gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET), yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Disamping menyalurkan daya dari GITET, saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit yaitu PLTGU Tanjung Priuk, PLTG Tanjung Priuk, PLTU dan PLTGU 3, PLTGU Cilegon, PLTU Labuhan, dan PLTP G. Salak. Daya listrik tersebut disalurkan ke pusat-pusat beban, dan sebagian diturunkan lagi tegangannya menjadi 70 kV. Saluran tegangan tinggi 70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit. Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

109

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.5 Konfigurasi Region 2 Jawa Barat Sistem Jawa-Bali Pada gambar 3.5 diperlihatkan sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) pada Region 2 sistem Jawa-Bali, yang menyalurkan daya listrik dari pembangkit listrik utama yaitu PLTA Saguling, dan PLTGU Muara Tawar. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET), yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Disamping menyalurkan daya dari GITET saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit yaitu PLTP Kamojang, PLTP Darajat, PLTP Wyndu, PLTU Indramayu PLTG Sragi dan lain-lain. Daya listrik tersebut disalukan ke pusat-pusat beban, dan sebagian diturunkan lagi tegangannya menjadi 70 kV. Saluran tegangan tinggi 70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit, seperti PLTA Jatiluhur, pembangkit listrik Cikalong, Lumajan dan Prakan.

110 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.6 Konfigurasi Region 3 Jawa Tengah dan Yogyakarta Sistem Jawa-Bali

Pada gambar 2.6 diperlihatkan sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) pada Region 3 sistem Jawa-Bali, yang menyalurkan daya listrik yang diterima dari region lain yaitu gari GITET yang ada di Kediri dan Tasikmalya. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET), yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Disamping menyalurkan daya dari GITET, saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit yaitu PLTU/PLTGU 2, PLTA MRica, PLTU/PLTG Cilacap, PLTP Dien, PLTA KLMBU, dan lain-lain.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

111

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.7 Konfigurasi Region 4 Jawa Timur dan Bali Sistem Jawa-Bali

Pada gambar 2.7 diperlihatkan sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) pada Region 4 sistem Jawa-Bali, yang menyalurkan daya listrik dari pembangkit listrik utama yaitu PLTGU dan PLTG Gersik, dan PLTU 1. Disamping menyalurkan daya listrik dari pusat pembangkit listrik tersebut, juga menyalurkan daya listrik dari GITET region lain seperti dari GITET Ungaran. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET), yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Disamping menyalurkan daya dari GITET, saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit yaitu PLTA STAMI, PLTU dan PLTU Gersik, PLTU Tanjung Perak, PLTG Gilimanuk dll. Daya listrik tersebut disalukan ke pusat-pusat beban, dan sebagian diturunkan lagi tegangannya menjadi 70 kV. Saluran tegangan tinggi 70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit, seperti PLTA SIMAN dan lain-lain.

112 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.3.1. Operasi Sistem Transmisi & Distribusi Sistem Jawa-Bali Operasi jaringan sistem transmisi dan sistem distribusi tenaga listrik harus diusaakan agar energi listrik yang disalurkan ekonomis, bermutu dan aman (secure). Mutu daya listrik yang disalurkan ditentukan oleh tegangan dan frekuensi. Sedang sekuriti ditentukan oleh sistem proteksi yang digunakan unuk mengatasi gangguan penyaluran yang mungkin terjadi. Mutu tegangan dan frekuensi yang baik merupakan sebagian dari kendala operasi yang harus dipenuhi. Sementara itu mutu listrik dapat dikatakan baik apabila frekuensi dan tegangan tidak terlalu menyimpang dari nilai nominalnya. Untuk itu, daya yang dibangkitkan harus diusahakan sama dengan daya beban sistem. Sistem penyaluran energi listrik Jawa-Bali yang terbagi menjadi 4 region yaitu, Region 1 Jakarta Raya dan Banten, Region 2 Jawa-Barat, Region 3 JawaTengfah dan DIY, dan Region 4 Jawa-Timur dan Bali, dikendalikan dari suatu Regional Control Center (RCC) pada masing-masing region seperti terlihat pada gambar 2.9.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

113

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.8 Konfigurasi Sistem Jawa-Bali. Gambar 2.8, memperlihatkan konfigurasi sistem Jawa-Bali, yang terdiri atas 4 region, dimana masing-masing region dikendalikan pengoperasiannya oleh RCC pada region tersebut sebagai berikut: a. RCC Cawang untuk Region Jakarta Raya dan Banten. b. RCC Cigereleng untuk Region Jawa-Barat. c. RCC Ungaran untuk Region Jawa-Tengah dan DIY. d. RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali. RCC tersebut mengatur/mengendalikan sub sistem yang berada pada daerah pengendaliannya, yaitu mengatur tegangan pada subsistem 150 kV dan subsistem 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150 kV dan transmisi 70 kV. Pengkordinasian semua RCC tersebut dilakukan oleh Jawa-Bali Control Center (JCC) Gandul yang berfungsi mengatur-mengendalikan sistem tenaga listrik keseluruhan sistem Jawa-Bali, mengendalikan mutu frekuensi, mengatur tegangan dan switching sistem 500 kV. 114 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.9 Daerah kerja RCC Cawang untuk Region Jakarta Raya dan Banten Pada gambar 2.9 memperlihatkan daerah kerja Cawang untuk Region Jakarta Raya dan Banten. RCC tersebut mengatur/mengendalikan sub sistem yang berada pada daerah pengendaliannya, yaitu mengatur tegangan pada subsistem 150 kV dan subsistem 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150 kV dan transmisi 70 kV. Daya terpasang total gardu induk pada region tersebut adalah 11.862 MVA atau 9.489 MW. Adapun pembangkit listrik yang ada pada region 1 Jakarta Raya dan Banten mempunyai daya mampu nominal sebesar 9.915,3 MW.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

115

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.10 Daerah kerja RCC Cigereleng untuk Region Jawa-Barat. Pada gambar 3.10 diperlihatkan daerah kerja RCC Cigereleng untuk Region Jawa-Barat. RCC tersebut mengatur/mengendalikan sub sistem yang berada pada daerah pengendaliannya, yaitu mengatur tegangan pada subsistem 150 kV dan subsistem 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150 kV dan transmisi 70 kV. Daya terpasang total gardu induk pada region tersebut adalah 6.457 MVA atau 5.166 MW. Adapun pembangkit listrik yang ada pada region 1 Jakarta Raya dan Banten mempunyai daya mampu nominal sebesar 4.776,5 MW.

116 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.11 Daerah kerja RCC Ungaran untuk Region Jawa-Tengah dan DIY. Pada gambar 2.11 diperlihatkan daerah kerja RCC Ungaran untuk Region Jawa-Tengah dan DIY. RCC tersebut mengatur/mengendalikan sub sistem yang berada pada daerah pengendaliannya, yaitu mengatur tegangan pada subsistem 150 kV dan subsistem 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150 kV dan transmisi 70 kV. Daya terpasang total gardu induk pada region tersebut adalah 5.060,8 MVA atau 4.048,6 MW. Adapun pembangkit listrik yang ada pada region 1 Jakarta Raya dan Banten mempunyai daya mampu nominal sebesar 3.207,8 MW.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

117

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.12 Daerah kerja RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali 1

Gambar 2.13 Daerah kerja RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali 2

118 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Pada gambar 2.12 dan gambar 2.13 diperlihatkan daerah kerja RCC Waru untuk Region Jawa-Timur dan Bali. RCC tersebut mengatur/mengendalikan sub sistem yang berada pada daerah pengendaliannya, yaitu mengatur tegangan pada subsistem 150 kV dan subsistem 70 kV, pelaksanaan switching transmisi 150 kV dan transmisi 70 kV. Daya terpasang total gardu induk pada region tersebut adalah 8.261 MVA atau 6.608,8 MW. Adapun pembangkit listrik yang ada pada region 1 Jakarta Raya dan Banten mempunyai daya mampu nominal sebesar 6.626,96 MW.

2.3.2. Kapasitas dan daya mampu penyaluran sistem jawa- bali Sistem transmisi tenaga listrik Jawa-Bali menggunakan Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV, dan Saluran Udara Tegangan Tinggi (SUTT) 150 kV dan 75 kV. Saluran SUTET 500 kV tersebut diperlihatkan pada gambar 4.13.

Gambar 2.14 Peta jaringan 500 kV sistem kelistrikan Pulau Jawa Pada gambar 2.14. diperlihatkan jaringan sistem 500 kV di Pulau Jawa yang terdiri atas beberap Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) yaitu: a. SUTET 500 kV ASS. PLTGU Muara Tawar. b. SUTET 500 kV ASS. Tasikmalaya Depok III. c. SUTET 500 kV Tasikmalaya. d. SUTET 500 kV Kediri Pedan. e. SUTET 500 kV 1 Kediri.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

119

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

f. SUTET 500 kV Grati Surabaya. g. SUTET 500 kV Tanjung Jati Ungaran. Panjang saluran transmisi tersebut mencapai 5.052 km, dengan kapasitas terpasang transformator pada gardu induk sebasar 23.000 MVA. Anatomi sistem 500 kV tersebut di atas dapat dilihat pada gambar 2.15.

Gambar 2.15 Anatomi sistem 500 kV di Pulau Jawa

Pada gambar 2.15. diperlihatkan anatomi sistem 500 kV di Pulau Jawa yang dikenal dengan sistem Jawa-Bali. Region 1 Tangerang dan Jakarta menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik dengan kapasitas terpasang kurang lebih 5.162 MW, dengan beberapa gardu induk 500 kV, dengan kapasitas trafo terpasang total kurang lebih 6.500 MVA. Panjang saluran transmisi kurang lebih 851 km. Region 2 Jawa Barat menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik dengan kapasitas terpasang kurang lebih 1.709 MW, dan beberapa gardu induk 500 kV, dengan kapasitas trafo terpasang total kurang lebih 3.500 MVA. Panjang saluran transmisi kurang lebih 538 km. Region 3 Jawa Tengah dan Yogyakarta menyalurkan daya listrik yang diterima dari region 1 dan region 2, dan beberapa gardu induk 500 kV, dengan kapasitas trafo terpasang total kurang lebih 2.000 MVA. Panjang saluran transmisi kurang lebih 837 km. Region 4 Jawa Timur dan Pulau Bali menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik dengan kapasitas terpasang kurang lebih 4.764 MW, dan beberapa gardu induk 500 kV,

120 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

dengan kapasitas trafo terpasang total kurang lebih 3.500 MVA. Panjang saluran transmisi kurang lebih 851 km.

Gambar 2.16 Anatomi sistem kelistrikan Region 1

Pada gambar 2.16. diperlihatkan anatomi sistem Jawa-Bali. Region 1 Banten dan Jakarta menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik utama dengan kapasitas terpasang kurang lebih 5.162 MW, melalui Sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET). Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut terhubung dengan SUTET pada Region 2. Sementara itu SUTET pada Region 1 menyalurkan daya listrik ke beberapa gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET) pada Region 1, yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Kapasistas terpasang trafo-trafo yang langsung ke pusat beban tersebut adalah 10136 MVA. Disamping menyalurkan daya dari GITET, saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas total 2730 MW. Daya listrik tersebut disalukan ke pusat-pusat beban, dan sebagian diturunkan lagi tegangannya menjadi 70 kV melalui beberapa transformator dengan kapasitas terpasang total 1000 MVA. Saluran tegangan tinggi 70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit .dengan kapasitas terpasang total 37 MW. Selanjutnya daya listrik tersebut disalurkan ke pusat-pusat beban melalui beberapa transformator dengan kapasitas total 930 MVA. Dari data tersebut terlihat bahwa daya terpasang pembangkit adalah 7929 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

121

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

MW, sedang beban puncak Region 1 adalah 6245 MW atau 79% dari daya terpasag pembangkit sehingga dinilai masih seimbang. Adapun struktur beban pada Region 1 dapat dilihat pada gambar 3.17, dan gambar 3.18, dan untuk Region 1 yaitu DKI Jakarta dan Tangerang sebagai berikut:

3%

4% 1% 36%

34%

22%

Gambar 2.17 Struktur beban pada Region 1 (DKI Jakarta dan Tangerang)

a. Rumah tangga

: 36%

b. Industri

: 22%

c. Bisnis

: 34%

d. Sosial

: 3%

e. Gedung Kantor Pemerintah f. Penerangan Jalan

: 4% : 1%

1% 1% 1% 7%

27%

63%

Gambar 2.18 Struktur beban pada Region 1 (Banten) 122 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Dan Region 1 Banten terdiri atas : a. Rumah tangga

: 27%

b. Industri

: 63%

c. Bisnis

: 7%

d. Sosial

: 1%

e. Gedung Kantor Pemerintah f. Penerangan Jalan

: 1% : 1%

Gambar 2.19 Anatomi sistem kelistrikan Region 2 Pada gambar 3.19 diperlihatkan anatomi sistem Jawa-Bali. Region 2 Jawa Barat menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik utama dengan kapasitas terpasang kurang lebih 1.709 MW, melalui Sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke beberapa gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET)pada Region 2, yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Kapasistas terpasang trafo-trafo tersebut adalah 3.500 MVA. Disamping menyalurkan daya dari GITET saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas total 525 MW. Daya listrik tersebut disalukan ke pusat-pusat

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

123

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

beban melalui beberapa transformator dengan kapasitas terpasang 3.471 MVA, dan sebagian

diturunkan

lagi

tegangannya

menjadi

70

kV

melalui

beberapa

transformator dengan kapasitas terpasang total 1.225 MVA. Saluran tegangan tinggi 70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas terpasang total 138 MW. Selanjutnya daya listrik tersebut disalurkan ke pusat-pusat beban melalui beberapa transformator dengan kapasitas total 930 MVA. Dari data tersebut terlihat bahwa daya terpasang pembangkit adalah 2.372 MW, sedang beban puncak Region 2 adalah sekitar 2.555 MW atau 108% dari daya terpasag pembangkit sehingga Region 2 harus mengimpor daya dari Region lain. Adapun struktur beban pada Region 2 dapat dilihat pada gambar 2.20 terdiri atas :

2%

1% 1%

14% 47%

35%

Gambar 2.20 Struktur beban pada Region 2

a. Rumah tangga

: 47%

b. Industri

: 35%

c. Bisnis

: 14%

d. Sosial

: 2%

e. Gedung Kantor Pemerintah

: 1%

f. Penerangan Jalan

: 1%

124 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Gambar 2.21 Anatomi region 3 Jawa Tengah dan Yogyakarta

Pada gambar 2.21. diperlihatkan anatomi sistem Jawa-Bali. Region 3 Jawa Tengah dan Daerah Istimewa Yogyakarta menyalurkan daya listrik dari Region lain melalui Sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke beberapa gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET)pada Region 3, yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Kapasistas

terpasang

trafo-trafo

tersebut

adalah

2.000

MVA.

Disamping

menyalurkan daya dari GITET saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas total 1.774 MW. Daya

listrik

tersebut

disalukan

ke

pusat-pusat

beban

melalui

beberapa

transformator dengan kapasitas terpasang 4.314 MVA.. Dari data tersebut terlihat bahwa daya terpasang pembangkit adalah 1.774 MW, sedang beban puncak Region 3 adalah sekitar 2.230 MW atau 126% dari daya terpasag pembangkit sehingga Region 3 harus mengimpor daya dari Region lain. Adapun struktur beban pada Region 3 dapat dilihat pada gambar 2.21. dan gambar 3.22.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

125

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

4%

1%

2%

13%

20%

60%

Gambar 2.22 Struktur beban pada Region 3 (Jawa Tengah) Pada gambar 2.22 diperlihatkan struktur beban pada Region 3 Jawa Tengah terdiri atas : a. Rumah tangga

: 60%

b. Industri

: 20%

c. Bisnis

: 13%

d. Sosial

: 4%

e. Gedung Kantor Pemerintah

: 1%

f. Penerangan Jalan

: 1%

3% 1% 8%

20% 61% 7%

Gambar 2.23 Struktur beban pada Region 3 (DIY)

126 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Dan Region 3 Daerah Istimewa Yogyakarta terdiri atas : a. Rumah tangga

: 61%

b. Industri

: 7%

c. Bisnis

: 20%

d. Sosial

: 8%

e. Gedung Kantor Pemerintah

: 3%

f. Penerangan Jalan

: 1%

Gambar 2.24 Anatomi sistem kelistrikan Region 4 Jawa Timur

Pada gambar 2.24. diperlihatkan anatomi sistem Jawa-Bali. Region 4 Jawa Timur menyalurkan daya listrik dari beberapa pembangkit listrik utama dengan kapasitas terpasang kurang lebih 4.764 MW, melalui Sistem Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV. Saluran udara tegangan ekstra tinggi tersebut menyalurkan daya listrik ke beberapa gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET) pada Region 4, yang kemudian diturunkan tegangannya menjadi 150 kV menggunakan inter bus transformer (IBT), sehingga GITET menjadi sumber pasokan daya untuk saluran tegangan tinggi 150 kV. Kapasistas terpasang trafo-trafo tersebut adalah 3.500 MVA. Disamping menyalurkan daya dari GITET saluran transmisi tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas total 2.131 MW. Daya listrik tersebut disalukan ke pusat-pusat beban melalui beberapa transformator dengan kapasitas terpasang 5.841 MVA, dan sebagian

diturunkan

lagi

tegangannya

menjadi

70

kV

melalui

beberapa

transformator dengan kapasitas terpasang total 1.192 MVA. Saluran tegangan tinggi

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

127

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

70 kV disamping menyalurkan daya dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV juga menyalurkan daya dari beberapa pembangkit dengan kapasitas terpasang total 86 MW. Selanjutnya daya listrik tersebut disalurkan ke pusat-pusat beban melalui beberapa transformator dengan kapasitas total 106 MVA. Sebagai bagian dari sistem Jawa-Bali, daya listrik juga dikirim melalui SUTET ke region lain. Dari data tersebut terlihat bahwa daya terpasang pembangkit adalah 6.981 MW, sedang beban puncak Region 4 adalah sekitar 3.497 MW atau hanya 50% dari daya terpasag pembangkit sehingga Region 4 mengekspor daya ke Region lain. Adapun struktur beban pada Region 4 dapat dilihat pada gambar 2.25, terdiri atas :

4% 1% 1% 15% 48%

31%

Gambar 2.25 Struktur beban pada Region 4 (Jawa Timur)

a. Rumah tangga

: 48%

b. Industri

: 31%

c. Bisnis

: 15%

d. Sosial

: 4%

e. Gedung Kantor Pemerintah

: 1%

f. Penerangan Jalan

: 1%

128 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.4. Jenis Beban Energi listrik saat ini menjadi salah satu kebutuhan yang sangat penting bagi siapa saja, karena dapat membantu berbagai kegiatan dan aktifitas dalam kehidupan sehari-hari. Selaian itu listrik merupakan energi yang dapat dikonversikan dengan mudah dalam bentuk pemakain yang beragam, seperti cahaya , panas, gerak atau lainnya. Oleh karena itu pemakaiannya menuntu pengelola yang baik dan benar, sehingga manajemen energi listrik harus diupayakan mampu menaikkan efisiensi penggunanya, agar lebih bermanfaat dan memperkecil dampak negatif terhadap lingkungan. Selain itu semua beban yang terpasang pada jaringan listrik harus mendapat kiriman daya dari pembangkit sesuai dengan kebutuhannya, agar beban bekerja secara optimal dengan pemakaian energi yang cukup. Beban yang terpasang pada sistem tenaga listrik umumnya letaknya jauh dari pembangkit dan populasinya menyebar pada berbagai daerah. Secara umum beban yang harus dilayani kiriman daya dari pembangkit mencakup beban domestik, beban komersil, beban industri, beban publik, beban pertanian dan beban lainnya. 2.4.1. Beban domestik Beban domestik biasanya disebut beban perumahan, beban ini umumnya terdiri atas peralatn rumah tangga yang digunakan setiap hai, seperti lampu, kipas, TV, kulkas, dan lain-lain. Beban domestik mayoritas merupakan konsumen rumah tangga dengan konsumsi daya listrik untuk kepentingan sehari - hari, biasanya dilayani dengan daya berkisar antar 450 VA sampai dengan 4.400 VA dan menggunakan sistem fasa tunggal dengan tegangan rendah 220 V/ 300 V. 2.4.2. Beban komersial Beban komersial merupakan beban dengan layanan energi listrik pada pusat-pusat kegiatan ekonomi, biasanya terdiri atas pertokoan, iklan, perkantoran, hiburan dan lainnya. Selain itu, beban komersial juga mencakup stasiun, terminal, kereta rel listrik, hotel—hotel, rumah sakit besar, kampus, stadiion olah raga, mall, hypermarket,

dan

apatementt.

Layanan

pada beban komersial

umumnya

menggunakan sistem fasa tiga, namun yang kapasitassnya kecil dilayani dengan menggunakan tegangan rendah, sedangkan yang berkapasitas besar dilayani dengan tegangan menengah. Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

129

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.4.3. Beban industri Pada industri beban yang menggunakan energi listrik sebagian kecil terdiri atas lampu penerangan untuk fasilitas kantor dan sebagian besar beban terdiri atas motor-motor listrik dengan berbagai macam penggunaanya untuk proses produksi. Beban industri merupakan konsumen pabrik yang jumlahnya tidak sebanyak beban perumahan atau domestik, namun membutuhkan daya yang besar dalam ukuran kVA. Penggunaan daya listrik pada industri kecil masih disuplai menggunakan sistem fasa tunggal dengan tegangan rendah 220 Volt/380 Volt, namun untuk indsutri yang besar disuplai dengan menggunakan sistem

fasa 3 dan dilayani

dengan tegangan yang lebih tinggi. Kurva Beban menunjukkan permintaan (demand) atau kebutuhan tenaga pada interval waktu tertentu. Dengan bantuan kurva beban kita dapat menentukan besaran dari beban-terbesar dan kapasitas pembangkit yang dibutuhkan. Pola konsumsi listrik sehari-hari dari berbagai sektor membentuk pola beban. Konsumen masing-masing sektor mempunyai pola beban yang berbedabeda. Pola beban pada sektor industri biasanya mempunyai pola konsumsi yang merata, hampir sepanjang waktu seperti terlihat pada gambar 3.26.

Gambar 2.26 Pola beban secara umum Pada gambar 2.26 diperlihatkan pola beban harian konsumsi listrik oleh konsumen dari kelompok industri yang umumnya bersifat datar (flat) atau tidak mengalami perbedaan yang tajam antara saat konsumsi beban tinggi dengan saat konsumsi beban rendah. Perbedaan konsumsi listrik industri pada pagi dan siang hari tidak terlampau berbeda dengan konsumsi pada malam hari. 130 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Berdasarkan pada beberapa laporan hasil survei yang pernah dilakukan, diketahui bahwa pada umumnya jam operasi suatu industri dibedakan atas 2 macam yaitu industri yang hanya berproduksi pada siang hari dan industri yang berproduksi selama 24 jam sehari. Pada umumnya industri yang hanya berproduksi pada siang hari adalah industri yang kapasitas produksinya relatif kecil.

MW 12000

PEAK LOAD 10000

8000

INTERMEDIATE LOAD 6000

4000

BASED LOAD 2000

HOUR 0

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

(a)

(b) Gambar 2.27 Beban Puncak Harian Sistem Jawa Bali

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

131

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Berikut ini beberapa contoh pola beban pada sektor industri yang berlokasi di pulau Jawa.

Gambar 2.28 Pola beban harian gardu 1 suatu pabrik tekstil Pada gambar 3.28 diperlihatkan pola beban harian pada pabrik tekstil yang berlokasi di Jawa-Tengah. Pada gambar tersebut terlihat beban yang mendekati beban rata-rata terjadi pada pagi hari antara jam 00.00 sampai dengan jam 10.00. Beban puncak terjadi pada siang hari yaitu antara jam 10.00 sampai dengan jam 17.00. Pada gambar tersebut terlihat perbedaan yang besar antara beban puncak dengan beban minimum, hal ini terjadi karena industri tersebut menggunakan 2 gardu untuk memasok kebutuhan listriknya.

Gambar 2.29 Pola beban harian gardu 2 suatu pabrik tekstil 132 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

2.4.4. Beban publik Beban publik merupakan beban untuk pelayanan fasiliats umum, seperti penerangan jalan, taman atau lainnya. Pada kota besar penerangan jalan umum menggunakan daya antara 50 VA sampai dengan 250 VA tergantung jenis jalan yang diterangi, sehingga keberadaannya dalam jumlah besar akan berdampak pada konsumsi daya listrik. Selain itu sistem yang digunakan pada beban publik adalah sistem fasa tunggal dengan tegangan rendah 220/380 Volt.

Gambar 2.30 Pola beban publik

Dari gambar 3.30 dapat dilihat bahwa penggunaan beban pada sektor publik umumnya sangat rendah dimana peningkatan terjadi pada pukul 07.30 dan akan menurun pada pukul 16.00 2.4.5. Beban pertanian Beban pertanian biasanya berada pada area pertanian yang luas atau terpadu pengelolaannya, sehingga area-area tersebut difasilitasi dengan irigasi dan pengelolaan air. Beban pertanian ini umumnya terdiri atas motor-motor penggerak pompa untuk menjamin kelancaran pengairan tanah pertanian atau perkebunan, Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

133

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

sehingga beban pertanian merupakan kumpulan pompa-pompa yang berfungsi untuk menyediakan air secara teratur. 2.4.6. Beban social

Gambar 3.31 Pola beban sosial

Dari gambar 2.31 dapat dilihat bahwa penggunaan beban pada sektor sosial umumnya sangat rendah jika dibanding dengan sektor yang lain. Pada sektor sosial kurva juga terlihat terputus pada pukul 06.30 -14.30 dan 17.30 – 19.00. 2.4.7. Beban residential

Gambar 2.32 Pola beban residensial 134 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Dari gambar 2.32 dapat dilihat bahwa penggunaan beban residensial berlangsung selama 24 jam. Pola beban terlihat rata mulai pukul 00.30 – 04.30 sebesar 4.000 MW, pada pukul 05.30 mengalami peningkatan yang tidak terlalu banyak. Pada pukul 06.30 mengalami penurunan yang sangat signifikan kira-kira sebesar 2.000 MW dan kejadian itu berlangsung sampai dengan pukul 17.00. setelah itu pada pukul 17.00 – 22.00 akan mengalami beban puncak sebesar 6.000 MW. 2.4.8. Beban bisnis

Gambar 2.33 Pola beban sektor bisnis

Dari gambar 2.33 dapat dilihat bahwa penggunaan beban di sektor bisnis umumnya mulai meningkat pada pagi hari pukul 07.30 dan menurun pada sore hari sekitar pukul 20.30. dimana pada jam tersebut pemakaian beban sekitar 2000 MW. 2.4.9. Beban lain-lain Beban lain-lain merupakan kumpulan beban-beban yang belum bisa dimasukkan pada kelompok beban tersebut, sehingga beban-beban dalam kelompok ini cukup beragam dan keragaman tersebut dinyatakan dalam kebutuhan daya beban tanpa melihat jenis beban. Dengan demikian beban masih mendapat kiriman daya listrik dari pembangkit, sesuai dengan kapasitas daya yang dibutuhkan.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

135

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

136 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

Bab-3 KESIMPULAN DAN REKOMENDASI 3.1 Kesimpulan 3.1.1 Sistem pembangkitan a. Derating yang terjadi pada pembangkit saat audit dilakukan bersifat non permanen, masih bisa diturunkan dengan memberikan perhatian yang intensif pada pengoperasian dan pemeliharaan, terutama yang mengalami penurunan daya mampu dan penurunan heat rate lebih besar dari 20%. b. Keterbatasan bahan bakar (batubara, gas) telah menyebabkan kompromi kualitas. Hal ini menyebabkan adanya penurunan unjuk kerja pembangkit. c. Nilai SFC yang diperoleh ketika audit hanya dapat digunakan sebagai indikator performansi mesin saja, sehingga perlu dilakukan uji performansi khusus yang dilakukan secara berkala. d. Penurunan daya mampu dan heat rate lebih besar dari 20% ( >20% ) akan menjadi masalah terhadap daya dukung sistem kelistrikan Pulau Jawa dan Pulau Sumatera apabila tidak ada penambahan pembangkit baru sampai tahun 2015, dimana terdapat 37% pembangkit yang sudah berusia lebih besar dari 20 tahun ( >20 Thn) dan sebagian mengalami penurunan daya lebih besar dari 20% ( >20 % ). 3.1.2 Sistem penyaluran a. Jaringan 500 kV merupakan tulang punggung penyaluran daya listrik pada sistem Jawa-Bali yang menyalurkan daya listrik dari pembangkit listrik yang ada pada masing-masing region. b. Jaringan 150 kV menyalurkan daya listrik ke pusat-pusat beban dari gardu induk tegangan ekstra tinggi 500 kV dan beberapa pusat pembangkit yang ada pada masing-masing region. c. Jaringan 70 kV juga digunakan untuk menyalurkan daya listrik ke pusatpusat beban dari gardu induk tegangan tinggi 150 kV dan beberapa pusat pembangkit yang ada pada masing-masing region.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

137

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

d. Kapasitas terpasang pembangkit yang tersambung langsung ke sistem 500 kV adalah sebesar 11.635 MW, yang terdiri atas pembangkit pada Region 1 Banten dan DKI Jakarta 5.162 MW, Region 2 Jawa Barat 1.709 MW, dan Region 4 Jawa Timur 4.764 MW. e. Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV menyalurkan daya listrik yang diproduksi oleh pembangkit listrik utama dengan kapasitas terpasang 60% dari kapasitas terpasang semua pembangkit pada Sistem JAMALI. f. Anatomi sistem tenaga listrik pada masing-masing region pada sistem Jamali adalah: 

Region 1 sebanding antara daya terpasang pembangkit dengan beban puncak yang dilayani.



Region 2 dan Region 3 mengimpor/mendapatkan daya listrik dari Region lain.



Region 4 meng-ekspor/memberikan daya listrik ke Region lain.

3.2. Rekomendasi 3.2.1 Sistem pembangkitan a. Perlu dilakukan kontrak pembelian bahan bakar berjangka panjang untuk menjamin ketersediaan bahan bakar/energi primer pembangkit sesuai dengan kualitas yang dikehendaki pembangkit. b. PLN supaya mengusahakan pembelian bahan bakar/energi primer yang bisa menjamin kualitas, namun tidak tergantung pada satu pemasok. c. Instrumentasi/alat ukur sebaiknya dilakukan kalibrasi secara berkala, serta melakukan perbaikan/ pengggantian baru bagi yang rusak untuk mencapai manajemen yang benar terhadap efisiensi pembangkit, mengingat 37% pembangkit yang diaudit sudah berusia lebih dari 20 tahun. d. Perlu dilakukan uji performansi secara berkala dengan kondisi bahan bakar dan pembebanan sesuai dengan persyaratan desain. e. Untuk pembangkit yang mempunyai nilai OAF dan EAF yang rendah atau FOR yang tinggi, maka perlu dilakukan life cycle assesment. 138 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

f. Perlu dikembangkan manajemen operasi dan pemeliharaan yang bersifat prediktif dikombinasikan dengan sistem pemeliharaan yang dikembangkan PJB pada unit pembangkit 1 dan 3. g. Mesin-mesin yang sudah berumur lebih dari 30 tahun dan mempunyai FOR dan atau EFOR yang tinggi akan lebih ekonomis bila dilakukan scrapped dan menggantinya dengan mesin yang baru, karena akan memperbesar hitungan biaya produksi.

3.2.2 Sistem penyaluran a. Dalam rangka memeriksa kondisi aset PLN baik pembangkit, transmisi, distribusi dan aset-aset lainnya, disarankan dibentuk tim-tim yang terdiri atas Service Quality Engineers pada Holding Company PT PLN (Persero) b. Konfigurasi jaringan transmisi dan distribusi sistem Jawa-Bali dapat dijadikan sebagai dasar untuk membuat analisa tentang operasi sistem transmisi dan sistem distribusi sistem Jawa-Bali.

Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT

139

Daya Dukung Sistem Kelistrikan Jawa dan Sumatera

DAFTAR PUSTAKA 1. Program Manual Desain Teknologi Operasi Tenaga Listrik Untuk Mengontrol Power Quality, 2012 2. Technical Report 1 s/d 4, Audit Sistem Pembangkit Listrik, 2012 3. Technical Report 1 s/d 4 , Audit Sistem Penyaluran Listrik Jawa-Bali, 2012.

140 Pusat Tekonologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE) - BPPT