ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUNAKAN TIME DOMAIN SIMULATION

(1)

TUGAS AKHIR – TE 141599

ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM

KELISTRIKAN KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUNAKAN TIME DOMAIN SIMULATION

Angga Prasetya NRP 07111440000160 Dosen Pembimbing

Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D.

Prof. Dr. Ir. Imam Robandi, M.T.

DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO Fakultas Teknologi Elektro

Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2018

(2)

(3)

FINAL PROJECT – TE 141599

TRANSIENT STABILITY ANALYSIS OF KALIMANTAN ELECTRIAL SYSTEM WITH BACKBONE HVDC 500 KV TRANSMISSION SYSTEM USING TIME DOMAIN

SIMULATION

Angga Prasetya NRP 07111440000160 Supervisors

Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D.

DEPARTMENT OF ELECTRICAL ENGINEERING Faculty of Electrical Technology

Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2018

(4)

(5)

ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUNAKAN TIME DOMAIN SIMULATION

TUGAS AKHIR

Diajukan Guna Memenuhi Sebagian Persyaratan Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Teknik

Pada

Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga Departemen Teknik Elektro Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Menyetujui : Dosen Pembimbing I

Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno

Penangsang, M.Sc, Ph.D.

NIP. 1949 0715 1974 12 1001

Dosen Pembimbing II

NIP. 1963 0817 1990 03 1001

SURABAYA JUNI, 2018

(6)

(7)

PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR

Dengan ini saya menyatakan bahwa isi keseluruhan Tugas akhir saya dengan judul ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUAKAN TIME DOMAIN SIMULATION adalah benar-benar hasil karya intelektual mandiri, diselesaikan tanpa menggunakan bahan-bahan yang tidak diijinkan dan bukan merupakan karya pihak lain yang saya akui sebagai karya sendiri.

Semua referensi yang dikutip maupun dirujuk telah ditulis secara lengkap pada daftar pustaka.

Apabila ternyata pernyataan ini tidak benar, saya bersedia menerima sanksi sesuai peraturan yang berlaku.

Surabaya, Juni 2018

Angga Prasetya 07111440000160

(8)

(9)

i

ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUNAKAN TIME DOMAIN SIMULATION Nama mahasiswa : Angga Prasetya

Dosen Pembimbing I : Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D.

Dosen Pembimbing II : Prof. Dr. Ir. Imam Robandi, M.T.

ABSTRAK

Analisis kestabilan transien adalah sebuah studi yang diperlukan saat melakukan perencanaan pembangunan atau pengembangan sistem kelistrikan. Kestabilan transien adalah kemampuan suatu sistem untuk mempertahankan sinkronisasinya saat terkena gangguan transien, yang salah satunya adalah gangguan hubung singkat. Sesuai dengan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL), untuk meningkatkan rasio elektrifikasi di Indonesia, maka dilakukan pengembangan sistem kelistrikan untuk meningkatkan penyediaan tenaga listrik. Pulau Kalimantan memiliki sistem kelistrikan yang belum terinterkoneksi, sehingga dilakukan perencanaan pembangunan sistem transmisi 500 kV HVAC untuk melakukan interkoneksi sistem kelistrikan, serta memanfaatkan teknologi sistem transmisi 500 kV HVDC. Pada penelitian ini dilakukan analisis kestabilan transien pada sistem kelistrikan Kalimantan dengan backbone sistem transmisi 500 kV HVAC dan 500 kV HVDC menggunakan time domain simulation dengan kasus 3-phase short circuit pada sistem transmisi HVAC dan HVDC Short Circuit pada sistem transmisi HVDC. Hasil dari simulasi yang dilakukan, frekuensi terbesar yang didapatkan yaitu 102.87% dan frekuensi terendah yaitu 95%, keduanya masih dalam batas toleransi. Hasil menunjukkan bahwa sistem kelistrikan Kalimantan dengan backbone 500 kV yang telah dimodelkan mampu mempertahankan kondisi sinkronnya ketika terjadi gangguan pada kasus yang diberikan.

Kata kunci: (HVAC, HVDC, Kestabilan, Short Circuit, time domain simulation, Transien, Transmisi)

(10)

ii

Halaman ini sengaja dikosongkan

(11)

iii

TRASIENT STABILITY ANALYSIS KALIMANTAN ELECTRICAL SYSTEM WITH BACKBONE HVDC 500 KV TRANSMISSION

SYSTEM USING TIME DOMAIN SIMULATION

Student Name : Angga Prasetya

Supervisor I : Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D Supervisor II : Prof. Dr. Ir. Imam Robandi, M.T.

ABSTRACT

Transient stability analysis is an indispensable study when undertaking a new electrical system development plan or planning for the development of an existing electrical system. Transient stability is the ability of a system to maintain its synchronization when transient disturbances occurs, one of transient disturbance is short circuit. In accordance of Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL), to increase electrification ratio in Indonesia, is by developing electrical system to increase electricity supply. Kalimantan has electrical system that is not interconnected yet, so it is planned to build a 500 kV AC transmission system to interconnect the existing electricity system in Kalimantan, and utilize the technology of 500 kV HVDC transmission system. In this final project, transient stability analysis is applied on Kalimantan electrical system with 500 kV AC transmission system backbone and 500 kV HVDC transmission system using time domain simulation with 3-phase short circuit case on AC transmission system and HVDC Short Circuit on HVDC transmission system. The results shown that the largest frequency of the system is 102.87% and the lowest frequency is 95%, which is both are still within the limits of tolerance.

The results show that Kalimantan electrical system with 500 kV backbone that has been modelled is able to maintain its synchronous condition when it interference with the cases occurs.

Key Word: (HVAC, HVDC, Short circuit, Stability, Time domain simulation, Transient, Transmission)

(12)

iv

(13)

v

KATA PENGANTAR

Puji Syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT atas segala Rahmat, Karunia, dan Petunjuk yang telah dilimpahkan-Nya sehingga penulis mampu menyelesaikan tugas akhir dengan judul ANALISIS

KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN

KALIMANTAN DENGAN BACKBONE SISTEM TRANSMISI HVDC 500 KV MENGGUNAKAN TIME DOMAIN SIMULATION.

Tugas Akhir ini dkisusun sebagai salah satu persyaratan untuk menyelesaikan jenjang pendidikan S1 pada Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga, Departemen Tekni Elektro, Fakultas Teknologi Elektro, Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Atas selesainya penyusunan tugas akhir ini, penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Allah SWT atas limpahan rahmat, karunia dan petunjuk-Nya.

2. Heru Irmunanto dan Margiana sebagai orangtua penulis atas doa dan semangat yang tak henti diberikan kepada pada penulis dalam keadaan apapun. Semoga Allah SWT senantiasa melindungi dan memberi mereka tempat terbaik kelak di surgaNya.

3. Bapak Prof. Dr. Ir. H. Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D. dan Bapak Prof. Dr. Ir. Imam Robandi, M.T. selaku dosen pembimbing yang telah memberikan bimbingan dan perhatiannya yang tak henti selama proses penyelesaaian tugas akhir ini.

4. Seluruh dosen dan karyawan Departemen Teknik Elektro ITS yang telah memberikan banyak ilmu dan menciptakan suasana belajar yang luar biasa.

5. Sahabat saya Gaza Irbah Jabbar yang tak hentinya membantu dan memberikan semangatnya selama penulis mengerjakan tugas akhir ini.

6. Neisya Islamey Rifma yang turut membantu dan selalu mengingatkan penulis untuk mengerjakan dan menyelesaikan tugas akhir ini, juga untuk dukungan dan cinta yang tak henti-hentinya diberikan kepada penulis.

7. Teman seperjuangan saya Handy Prasetya, Kamal Arief, Sukowisesa dan Fahmi Nurfaishal yang selalu menemani di kala susah maupun senang

8. Heryanto H. Meliala dan Rahmat Febrianto sebagai teman sekaligus tentor saya dalam mengerjakan tugas akhir ini.

9. Teman-teman angkatan saya e54 yang turut berjuang bersama selama perkuliahan di ITS.

(14)

vi

Penulis telah berusaha maksimal dalam penyusunan tugas akhir ini. Namun tetap besar harapan penulis untuk menerima saran dan kritik untuk perbaikan dan pengembangan tugas akhir ini. Semoga tugas akhir ini dapat memberikat manfaat yang luas.

Surabaya, Juni 2018

Penulis

(15)

vii DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

PERNYATAAN KEASLIAN HALAMAN PENGESAHAN

ABSTRAK ... i

ABSTRACT ... iii

KATA PENGANTAR ... v

DAFTAR ISI ... vii

DAFTAR GAMBAR ... ix

DAFTAR TABEL ... xiii

BAB 1 PENDAHULUAN ... 1

1.1 Latar Belakang ... 1

1.2 Perumusan Masalah ... 2

1.3 Tujuan ... 2

1.4 Batasan Masalah ... 3

1.5 Metodologi ... 3

1.6 Sistematika Penulisan ... 4

1.7 Relevansi ... 5

BAB 2 KAJIAN PUSTAKA ... 7

2.1 Kestabilan Sistem Tenaga Listrik ... 7

2.2 Klasifikasi Kestabilan Sistem Tenaga Listrik ... 8

2.2.1 Kestabilan Sudut Rotor ... 8

2.2.2 Kestabilan Frekuensi ... 9

2.3 Kestabilan Transien ... 10

2.4 Kestabilan Tegangan ... 10

2.5 Hubung Singkat ... 11

2.6 High Voltage Direct Current ... 12

BAB 3 PERENCANAAN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN ... 15

3.1 Sistem Kelistrikan Kalimantan dengan backbone 500 kV ... 15

3.1.1 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Backbone 500 kV ... 16

3.1.2 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Barat ... 18

3.1.3 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah ... 20

(16)

viii

3.1.4 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Timur dan

Kalimantan Utara ...22

BAB 4 ANALISIS KESTABILAN TRANSIEN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN ...25

4.1 Studi Kasus Kestabilan Transien ...25

4.2 Hasil Simulasi Kestabilan Transien ...27

4.2.1 Studi Kasus pada Tahun 2029 ...28

BAB 5 KESIMPULAN ... 101

5.1 Kesimpulan ... 101

5.2 Saran ... 102

DAFTAR PUSTAKA ... 103

BIODATA PENULIS ... 105

(17)

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2. 1 Klasifikasi Stabilitas Sistem Tenaga (IEEE Transaction on Power System vol. 19, no. 2, 2004) ... 8 Gambar 2. 2 Batasan Operasi Beban Penuh saat Frekuensi Tidak Normal. ... 10 Gambar 4. 1 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 28 Gambar 4. 2 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV .. 29 Gambar 4. 3 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 29 Gambar 4. 4 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 30 Gambar 4. 5 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1... 31 Gambar 4. 6 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 31 Gambar 4. 7 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 32 Gambar 4. 8 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV .. 33 Gambar 4. 9 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 33 Gambar 4. 10 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 34 Gambar 4. 11 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 35 Gambar 4. 12 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 35 Gambar 4. 13 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 36 Gambar 4. 14 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 37 Gambar 4. 15 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 37 Gambar 4. 16 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 38 Gambar 4. 17 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 39 Gambar 4. 18 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 39 Gambar 4. 19 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 40 Gambar 4. 20 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 41 Gambar 4. 21 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 41 Gambar 4. 22 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 42 Gambar 4. 23 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 43 Gambar 4. 24 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 43 Gambar 4. 25 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 44 Gambar 4. 26 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 45 Gambar 4. 27 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 46 Gambar 4. 28 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 47 Gambar 4. 29 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 47

(18)

x

Gambar 4. 30 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 48 Gambar 4. 31 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 49 Gambar 4. 32 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 49 Gambar 4. 33 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 50 Gambar 4. 34 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 51 Gambar 4. 35 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 51 Gambar 4. 36 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 52 Gambar 4. 37 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 53 Gambar 4. 38 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 53 Gambar 4. 39 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1... 54 Gambar 4. 40 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 54 Gambar 4. 41 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 55 Gambar 4. 42 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 56 Gambar 4. 43 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 56 Gambar 4. 44 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 57 Gambar 4. 45 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 58 Gambar 4. 46 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 58 Gambar 4. 47 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 59 Gambar 4. 48 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 60 Gambar 4. 49 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 60 Gambar 4. 50 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 61 Gambar 4. 51 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 62 Gambar 4. 52 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 62 Gambar 4. 53 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 63 Gambar 4. 54 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 64 Gambar 4. 55 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 64 Gambar 4. 56 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 65 Gambar 4. 57 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 66 Gambar 4. 58 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 66 Gambar 4. 59 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 67 Gambar 4. 60 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 68 Gambar 4. 61 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV. 68 Gambar 4. 62 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 69 Gambar 4. 63 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 70 Gambar 4. 64 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 . 70 Gambar 4. 65 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 71

(19)

xi

Gambar 4. 66 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 72 Gambar 4. 67 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 72 Gambar 4. 68 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 73 Gambar 4. 69 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 74 Gambar 4. 70 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 74 Gambar 4. 71 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 75 Gambar 4. 72 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 76 Gambar 4. 73 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 76 Gambar 4. 74 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 77 Gambar 4. 75 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 78 Gambar 4. 76 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 78 Gambar 4. 77 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 79 Gambar 4. 78 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 80 Gambar 4. 79 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 80 Gambar 4. 80 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 81 Gambar 4. 81 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 82 Gambar 4. 82 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 82 Gambar 4. 83 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 83 Gambar 4. 84 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 84 Gambar 4. 85 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 84 Gambar 4. 86 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 85 Gambar 4. 87 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 86 Gambar 4. 88 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 86 Gambar 4. 89 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 87 Gambar 4. 90 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 88 Gambar 4. 91 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 88 Gambar 4. 92 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 89 Gambar 4. 93 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 90 Gambar 4. 94 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1. 90 Gambar 4. 95 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 ... 91 Gambar 4. 96 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 92 Gambar 4. 97 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV 92 Gambar 4. 98 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV ... 93 Gambar 4. 99 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 94 Gambar 4. 100 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 ... 94

(20)

xii

Gambar 4. 101 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 .... 95 Gambar 4. 102 Respon Frekuensi bus backbone Bontang 500 kV ... 96 Gambar 4. 103 Respon Frekuensi bus backbone Palangkaraya 500 kV ... 96 Gambar 4. 104 Respon Frekuensi bus backbone Sei Raya 500 kV... 97 Gambar 4. 105 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Asam 1 ... 98 Gambar 4. 106 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kaltim FTP 1 ... 98 Gambar 4. 107 Respon Sudut Rotor Pembangkit PLTU Kalbar 2-2 .... 99

(21)

xiii

DAFTAR TABEL

Tabel 3. 1 Data Line pada Backbone 500 kV AC. ... 16

Tabel 3. 2 Data Bus Backbone 500 kV... 17

Tabel 3. 3 Data Sistem Transmisi HVDC. ... 18

Tabel 3. 4 Data Beban Sistem Kelistrikan Kalbar. ... 18

Tabel 3. 5 Data Pembangkitan Terpasang Area Kalbar. ... 19

Tabel 3. 6 Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kalbar. ... 19

Tabel 3. 7 Data Beban Sistem Kelistrikan Kalselteng. ... 20

Tabel 3. 8 Data Pembangkitan Terpasang Area Kalselteng. ... 21

Tabel 3. 9 Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kalselteng. ... 21

Tabel 3. 10 Data Beban Sistem Kelistrikan Kaltimra. ... 22

Tabel 3. 11 Data Pembangkitan Terpasang Area Kaltimra. ... 23

Tabel 3. 12 Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kaltimra. ... 24

(22)

xiv

(23)

1

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Indonesia merupakan negara kepulauan yang memiliki lima pulau besar serta beribu-ribu pulau kecil lainnya yang tersebar di sekitarnya.

Indonesia juga merupakan negara paling banyak penduduknya keempat di dunia, dan hal itu berbanding lurus dengan tingginya kebutuhan energi di Indonesia, khususnya kebutuhan energi listrik. Sementara itu, pulau Kalimantan yang merupakan pulau dengan kependudukan terbanyak ketiga di Indonesia, memiliki kebutuhan energi yang tidak terlalu besar jika dibandingkan dengan pulau dengan penduduk terbanyak di Inonesia yaitu pulau Jawa.

Pulau Kalimantan merupakan pulau terbesar kedua di Indonesia ini memiliki kebutuhan energi listrik dengan beban puncak kurang lebih sebesar 2.200 MW, terbilang tidak terlalu besar jika dibandingkan dengan beban puncak pulau Jawa yaitu kurang lebih sebesar 25.000 MW[1], karena itu pulau Kalimantan tidak memiliki pembangkit listrik dengan kapasitas besar seperti beberapa pembangkit di Jawa. Di samping itu semua, pulau Kalimantan memiliki potensi sumber energi listrik yang sangat besar,. Pulau Kalimantan adalah lumbung energi nasional di Indonesia karena merupakan penghasil batu bara dan migas terbesar.

Dengan adanya sumber energi yang melimpah, pulau Kalimantan mampu memenuhi kebutuhan energi listrik penduduk pulau Kalimantan itu sendiri. Tetapi, sistem kelistrikan di pulau Kalimantan saat ini masih belum terinterkoneksi satu sama lain, dengan adanya Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL), peningkatan rasio elektrifikasi nasional dilakukan salah satunya yaitu dengan menginterkoneksikan sisstem kelistrikan Kalimantan[1].

Saat ini, Indonesia terus berusaha mengembangkan teknologi dalam bidang kelistrikan. Bidang kelistrikan merupakan salah satu bidang yang sangat penting dalam memajukan suatu bangsa, baik dalam segi sistem kelistrikan, pembangkitan tenaga listrik, maupun penyaluran tenaga listrik. Kemajuan teknologi dalam bidang penyaluran tenaga listrik salah satunya yaitu sistem transmisi tegangan tinggi arus searah, atau yang biasa disebut transmisi HVDC. Saat ini, sistem tranmisi yang sangat umum dan biasa digunakan di berbagai negara yaitu sistem transmisi arus bolak-balik, memiliki beberapa kekurangan seperti terdapatnya power

(24)

2

loss sedangkan transmisi HVDC mampu meminimalkan kekurangan tersebut.

Pada sistem kelistrikan pulau Kalimantan ini, jarak antara suatu sistem ke sistem lainnya sangat jauh, sehingga sistem transmisi arus bolak-balik akan mendapati suatu kerugian daya yang sangat besar, sehingga direncanakan pembangunan sistem transmisi HVDC untuk menginterkoneksi sistem Kalimantan.

Sebelum melakukan pembangunan sistem transmisi interkoneksi di Kalimantan, perlu dilakukan beberapa studi analisis agar sistem tranmisis yang akan dibangun nantinya dapat berjalan secara maksimal.

Salah satu studi analisisnya yaitu studi analisis kestabilan transien[2].

Analisis kestabilan transien adalah sebuah studi yang sangat diperlukan saat melakukan perencanaan pembangunan atau pengembangan sistem kelistrikan. Kestabilan transien adalah kemampuan suatu sistem untuk mempertahankan sinkronisasinya saat terkena gangguan transien. Jadi analisis kestabilan transien adalah studi untuk mengetahui kemampuan sistem mempertahankan sinkronisasinya saat terjadi gangguan transien.

Kestabilan transien dipengaruhi oleh gangguan besar atau yang biasa disebut gangguan transien, yang termasuk gangguan transien adalah lepasnya sebuah generator, gangguan hubung singkat dan lepasnya beban yang besar secara tiba-tiba[3].

1.2 Perumusan Masalah

Perumusan Masalah yang akan dibahas dalam Tugas Akhir ini adalah:

1. Memodelkan sistem kelistrikan Kalimantan yang terinterkoneksi dengan backbone sistem transmisi 500 kV AC dan satu sistem transmisi 500 kV DC

2. Simulasi 3-phase short circuit pada backbone sistem transmisi 500 kV AC, HVDC Short Circuit pada sistem transmisi 500 kV DC dan generator outage pada pembangkit.

1.3 Tujuan

Tujuan dari Tugas Akhir ini adalah:

1. Melakukan permodelan sistem kelistrikan Kalimantan yang terinterkoneksi dengan backbone sistem transmisi 500 kv AC dan satu sistem transmisi 500 kV DC.

(25)

3

2. Melakukan simulasi 3-phase short circuit pada backbone sistem transmisi 500 kV AC, HVDC Short Circuit pada sistem transmisi 500 kV DC dan generator outage pada pembangkit.

3. Menganalisis kestabilan frekuensi pada backbone dan sudut rotor pembangkit pada sistem kelistrikan Kalimantan.

4. Melakukan analisis kestabilan transien sistem kelistrikan Kalimantan dari tahun 2029 sampai tahun 2050.

1.4 Batasan Masalah

Batasan masalah pada Tugas Akhir ini adalah:

1. Sistem kelistrikan Kalimantan yang dianalisis yaitu tahun 2029, 2032, 2035, 2040, 2045 dan 2050.

2. Permasalahan transien yang digunakan yaitu 3-phase short circuit pada saluran transmisi Tanjung Redeb 500 kV – Bontang 500 kV, HVDC Short Circuit pada saluran transmisi 500 kV HVDC, dan generator outage pada pembangkit terbesar di pusat beban yaitu Kalimantan Barat

3. Respon yang diamati yaitu frekuensi pada backbone dan sudut rotor pembangkit sistem kelistrikan Kalimantan.

1.5 Metodologi

Metodologi yang digunakan dalam menyusun penelitian Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut:

1. Studi pustaka

Studi pustaka yang dilakukan yaitu mengenai studi analisis kestabilan transien, pada tahap ini akan dicari dan dipelajari literature yang berhubungan dengan studi analisis kestabilan transien dan dikaji hal-hal yang dapat digunakan untuk menunjang penelitian ini.

2. Pengambilan data

Pada tahap ini dilakukan pengumpulan data yang dibutuhkan untuk memodelkan sistem kelistrikan Kalimantan berupa data beban, data pembangkit dan perencanaan pembangkit, dan peralatan lainnya seperti transformator dan tipe saluran.

3. Permodelan

Tahap ini dilakukan permodelan sistem kelistrikan Kalimantan berdasarkan data yang didapatkan kedalam single line diagram dengan menggunakan software DigSILENT PowerFactory 15.

(26)

4

4. Simulasi Gangguan dan Analisis Kestabilan

Pada tahap ini dilakukan simulasi gangguan pada sistem kelistrikan Kalimantan dan diamati respon frekuensi dan sudut rotornya untuk menentukan kestabilan sistem.

5. Kesimpulan

Pada tahap terakhir penelitian ini akan diambil kesimpulan berdasarkan analisis yang dilakukan.

1.6 Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan dalam tugas akhir ini terdiri atas lima bab dengan uraian sebagai berikut :

Bab 1 : Pendahuluan

Bab ini membahas tentang penjelasan mengenai latar belakang, permasalahan dan batasan masalah, tujuan, metode penelitian, sistematika pembahasan, dan relevansi.

Bab 2 : Tinjauan Pustaka

Bab ini membahas mengenai dasar teori yang digunakan untuk menunjang penyusunan tugas akhir ini.

Bab 3 : Perancangan dan Pemodelan

Bab ini membahas mengenai data yang dibutuhkan dan permodelan sistem kelistrikan Kalimantan pada tahun 2029 sampai 2050.

Bab 4 : Simulasi dan Analisis

Bab ini membahas analisis hasil simulasi berupa respon frekuensi dari backbone sistem transmisi interkoneksi Kalimantan dan respon sudut rotor pembangkit sistem kelistrikan Kalimantan terhadap gangguan dengan memperhatikan standar batas yang dapat menentukan apakah sistem keslitrikan tersebut stabil atau tidak.

Bab 5 : Penutup

Bab ini berisi tentang kesimpulan dan saran dari hasil pembahasan yang telah dilakukan.

(27)

5 1.7 Relevansi

Hasil yang diperoleh dari Tugas Akhir ini diharapkan dapat memberikan manfaat yaitu:

1. Sebagai referensi untuk PT. PLN mengenai kestabilan transien dari sistem kelistrikan Kalimantan.

2. Sebagai referensi untuk penelitian dengan topik yang serupa.

(28)

6

(29)

7

BAB 2

KAJIAN PUSTAKA

2.1 Kestabilan Sistem Tenaga Listrik

Pada suatu sistem kelistrikan, sangat diperlukan aliran daya yang dapat mengalirkan daya sesuai dengan kebutuhan beban secara terus menerus. Tetapi, tidak selamanya daya akan teralirkan secara tetap dan stabil. Hal itu disebabkan salah satunya yaitu oleh gangguan yang dapat terjadi pada sistem kelistrikan. Tetapi sistem harus bisa kembali ke keadaan normal setelah terjadi gangguan tersebut agar sistem dapat memenuhi kebutuhan listrik dari beban kembali. Kemampuan sistem untuk dapat kembali ke keadaan normal seteleh terjadi gangguan tersebut merupakan kestabilan sistem tenaga listrik[4].

Suatu sistem kelistrikan dapat dikatakan stabil apabila sistem tersebut dapat mempertahankan singkronisasinya antara daya input mekanis pada prime mover dan daya output listrik pada sistem sampai akhir periode transien dan sistem dapat kembali ke keadaan steady-state.

Dalam keadaan seimbang, daya mekanis pada prime mover dan daya output listrik sistem bergerak bersamaan dengan kecepatan konstan.

Dalam keadaan tidak seimbang, terdapat perbedaan besaran antara daya mekanis pada prime mover dan daya output listrik sistem. Kriteria utama kestabilan suatu sistem adalah bagaimana sistem dapat mempertahankan kesingkronisasiannya pada akhir periode transien. Jika pada periode transien, sistem kelistrikan mampu meredam osilasi yang terjadi hingga kembali menuju ke keadaan steady-state. Apabila setelah terjadi gangguan, suatu sistem akan dianggap tidak stabil apabila osilasi yang terjadi karena gangguan pada sistem tidak dapat diredam sehingga sistem tidak dapat kembali ke keadaan steady-state[5].

Gangguan yang dapat menyebabkan terganggunya kestabilan sistem dibagi menjadi 2 yaitu gangguan kecil, yang biasanya berupa perubahan beban atau perubahan operasi pembangkitan, dan gangguan yang kedua yaitu gangguan besar seperti hubung singkat dan generator padam atau lepas.

Gangguan kecil biasanya terjada pada saat waktu dimana masyarakat biasa beraktifitas menggunakan peralatan yang membutuhkan listrik. Gangguan besar yang biasa disebut gangguan transien adalah gangguan yang biasa disebabkan oleh kesalahan penggunaan peralatan

(30)

8

listrik yang terhubung dengan sistem, gangguan dari alam ataupun human error yang tidak disengaja.

2.2 Klasifikasi Kestabilan Sistem Tenaga Listrik

Kestabilan sistem tenaga listrik dibagi menjadi beberapa macam menurut variabel sistem yang mampu dipengaruhi oleh gangguan.

Stabilitas sistem tenaga dikategorikan menjadi tiga[5], yaitu:

1. Kestabilan Frekuensi 2. Kestabilan Sudut Rotor 3. Kestabilan Tegangan

Klasifikasi stabilitas sistem tenaga dijelaskan pada Gambar 2.1

Gambar 2. 1 Klasifikasi Stabilitas Sistem Tenaga (IEEE Transaction on Power System vol. 19, no. 2, 2004)

2.2.1 Kestabilan Sudut Rotor

Kestabilan sudut rotor merupakan kemampuan seluruh mesin sinkron yang terinterkoneksi pada sistem kelistrikan untuk mempertahankan singkronisasinya setelah terjadi gangguan. Kestabilan sudut rotor ini sangat dipengaruhi oleh kemampuan mempertahankan keseimbangan antara torsi elektromekanik dan tori mekanik pada masing-

Stabilitas Sistem Tenaga

Kestabilan Sudut Rotor

Stabilitas akibat Gangguan

Kecil

Transien

Kestabilan Frekuensi

Jangka Pendek

Jangka Pendek Jangka Panjang

Kestabilan Tegangan

Kecil

Transien

Jangka Pendek Jangka Panjang

(31)

9

masing mesin sinkron. Pada saat kondisi normal, input torsi mekanikal dan output torsi elektrik pada setiap mesin sinkron adalah sama. Tetapi pada saat terjadi gangguan, kestabilan akan berubah dan torsi input mekanikal akan berbeda dengan torsi output elektrik. Pada keadaan tersebut, kecepatan sudut rotor pada generator akan berubah sehingga mesin-mesin sinkron yang ada akan mengalami kehilangan singkronisasinya, hal tersebut disebabkan day output dari mesin singkron berubah seiring dengan berubahnya sudut rotor[6].

Pada saat gangguan terjadi, mesin sinkron akan kehilangan singkronisasinya dan rotor akan bergerak dengan kecepatan tertingginya atau bahkan kecepatan terendahnya dibanding dengan kecepatan normal untuk membangkitkan tegangan, kejadian ini disebut fall out of step.

Hal yang dapat mempengaruhi kestabilan sudut rotor adalah gangguan kecil dan gangguan besar atau transien. Kestabilan rotor akibat gangguan besar atau transien merupakan kemampuan sistem untuk mempertahankan singkronisasi mesin-mesin sinkron pada sistem ketika mendapatkan gangguan besar, seperti hubung singkat atau generator lepas. Stabilitas transien sudut rotor pada sistem kecil memiliki kurun waktu 3 sampai 5 detik setelah terjadi gangguan, jika sistem sangat besar dengan ayunan antar wilayah yang dominan, kurun waktu dari stabilitas transien sudut rotor sistem tersebut dapat diperpanjang 10 sampai 20 detik. Kestabilan sudut rotor gangguan kecil dan kestabilan sudut rotor gangguan transien merupakan fenomena jangka pendek. Hal yang menyebabkan sistem kehilangan kestabilannya adalah kurangnya torsi singkronisasi dan kurangnya torsi damping. Kurangnya torsi singkronisasi menyebabkan sudut rotor mesin sinkron tidak stabil, kurangnya torsi damping menyebabkan osilasi yang tidak stabil[6].

2.2.2 Kestabilan Frekuensi

Ketika suatu sistem tenaga mengalami gangguan yang besar akibat ketidakseimbangan suplai daya dan beban, frekuensi sistem akan berubah dan sistem akan kehilangan singkronisasinya. Kestabilan frekuensi adalah kemampuan sistem dalam mempertahankan frekuensinya tetap pada kondisi stabil ketika mendapatkan gangguan yang besar.

Kestabilan frekuensi dibagi menjadi dua yaitu jangka panjang dan jangka pendek. Kestabilan frekuensi jangka panjang adalah kestabilan frekuensi yang disebabkan control governor yang tidak bekerja ketika sistem mengalami gangguan besar, rentang waktunya puluhan detik hingga beberapa menit. Kestabilan frekuensi jangka pendek terjadi ketika

(32)

10

ada perubahan beban yang besar, ketika beban meningkat generator tidak mampu menyesuaikan kebutuhan daya dari beban sehingga frekuensi sistem terganggu. Berdasarkan IEEE Std C37.106-2003 (Revision of ANSI/IEEE C37.106-1987), operasi frekuensi yang diijinkan untuk naik turunnya frekuensi yaitu 1% untuk continous operation, 1.5% batas atas untuk operation frequency limit dan 6.66% batas bawah untuk operation frequency limit[7] dan akan dijelaskan pada Gambar 2.2.

Gambar 2. 2 Batasan Operasi Beban Penuh saat Frekuensi Tidak Normal.

2.3 Kestabilan Transien

Kestabilan transien merupakan kemampuan dari suatu sistem tenaga mempertahankan kondisi sinkronnya setelah terjadi gangguan transien secara tiba-tiba pada sistem tersebut[6]. Gangguan transien merupakan gangguan besar yang berupa hubung singkat atau generator lepas. Analisis kestabilan transien sangat dibutuhkan pada suatu sistem agar dapat mengetahui apakah sistem tersebut dapat kembali ke keadaan steady-state setelah terjadi gangguan transien. Gangguan transien pada suatu sistem akan mengganggu kestabilan sistem ketika ganggu besar yang terjadi secara tiba-tiba pada first swing atau ayunan pertama pada saat AVR dan governor belum bekerja.

(33)

11

Hal-hal yang menjadi pertimbangan dalam analisis kestabilan transien adalah besar gangguan yang terjadi, kondisi initial sistem saat beroperasi dan lama rentang waktu gangguan berlangsung. Saat melakukan perencanaan sistem kelistrikan atau melakukan pengembangan sistem, diperlukan adanya analisis kestabilan transien atau yang disebut Transient Stability Assesment, karena suatu sistem yang dapat dikatakan stabil pada saat kondisi steady-state belum tentu dapat stabil ketika mendapati gangguan transien. Macam gangguan yang menyebabkan kestabilan transien terganggu adalah lepasnya suatu generator yang menyebabkan beban berlebih, terjadinya hubung singkat, starting motor, dan juga pelepasan beban yang besar dan mendadak.

2.4 Dinamika Rotor dan Persamaan Ayunan

Persamaan ayunan rotor mesin sinkron merupakan dasar dinamika yang menyatakan bahwa momen putar merupakan hasil kali dari momen inersia rotor dengan percepatan sudutnya[3] dinyatakan pada persamaan 2.1 berikut:

𝐽 ∝_𝑚(𝑡) = 𝑇_𝑚(𝑡) − 𝑇_𝑒(𝑡) = 𝑇_𝑎(𝑡) (2.1) Dengan Keterangan,

𝐽 Momen inersia total dari massa rotor dalam kg-m² 𝛼_𝑚 Percepatan sudut rotor (rad/s²)

𝑇_𝑚 Torsi mekanis atau poros penggerak yang diberikan oleh prime mover dikurangi dengan momen putar perlambatan (retarding) yang disebabkan oleh rugi-rugi perputaran (N-m)

𝑇_𝑒 Torsi elektris pada total 3-phase output daya elektrik oleh generator dikurangi dengan rugi-rugi elektrikal (N-m)

𝑇_𝑎 Torsi percepatan bersih (net), (N-m)

Torsi mekanis 𝑇_𝑚 dan torsi elektris 𝑇_𝑒 bernilai positif pada generator sinkron. Pada kondisi steady state 𝑇_𝑚 bernilai sama dengan 𝑇_𝑒, sehingga torsi percepatan bersih 𝑇_𝑎 bernilai nol, dan, dari persamaan (2.1), percepatan rotor 𝛼_𝑚 bernilai nol, kondisi ini menghasilkan kecepatan rotor yang konstan yang bisa juga disebut kecepatan sinkron. Ketika 𝑇_𝑚 lebih besar nilainya dibanding 𝑇_𝑒, 𝑇_𝑎 bernilai positif dan 𝛼_𝑚 bernilai positif pula, kondisi ini menghasilkan meningkat kecepatan rotor bekerja.

(34)

12

Berlaku pun untuk sebaliknya, ketika 𝑇_𝑚 bernilai kurang dari 𝑇_𝑒 maka kecepatan rotor akan menurun.

2.5 Hubung Singkat

Hubung singkat merupakan suatu gangguan yang paling sering terjadi dalam suatu sistem kelistrikan. Hubung singkat bisa terjadi akibat adanya sambaran petir, kegagalan isolasi, ataupun gangguan alam seperti binatang atau ranting pohon, kesalahan teknis pengerjaan dan kesalahan manusa juga dapat mengakibatkan hubung singkat. Saat hubung singkat terjadi, arus yang sangat besar mengalir menuju titik gangguan, sehingga tegangan disekitar titik gangguan hubung singkat akan turun secara signifikan[8]. Jadi semakin besar arus hubung singkat yang terjadi, semakin rendah pula tegangan yang ada di sekitar titik gangguan hubung singkat. Perubahan tegangan tersebut yang mengakibatkan kestabilan sistem terganggu. Arus yang sangat besar itu juga menyebabkan kerusakan peralatan yang ada di sekitar titik gangguan hubung singkat.

2.6 High Voltage Direct Current

Pada awal mula perindustrian suplai listrik dunia, terdapat perdebatan besar antara pendukung suplai arus bolak-balik dan suplai arus searah untuk distribusi listrik. Dominasi suara dimenangkan oleh pemasok suplai arus bolak-balik untuk hamper semua pasokan listrik domestik, industri dan komersial di dunia. Semakin pesatnya perkembangan sistem kelistrikan, membuat beberapa permasalahan muncul pada sistem arus bolak-balik, sebagian besar menyangkut jarak dan efisiensi.

Sehingga pada awal tahun 1920-an, skema transmisi arus searah pertama kali diakui bahwa ada keuntungan dalam penggunaannya, sehingga konsep HVDC mncul, tetapi peralatan konverter yang ada masih belu memadai. Pada tahun 1954 teknologi HVDC baru bisa dimanfaatkan setelah terdapat penemuan teknologi konverter yang mampu mengkonversikan tegangan AC menjadi DC dan sebaliknya[9].

HVDC dikategorikan menjadi 3 yaitu[6]:

1. Monopolar Link

Saluran ini merupakan saluran yang searah dan menggunakan satu konduktor saja yang berpolaritas negatif dan memiliki ground return.

Saluran ini memiliki satu rectifier dan satu inverter.

2. Bipolar Link

(35)

13

Saluran bipolar link adalah saluran dua arah dengan dua konduktor yang memiliki polaritas yang berbeda yaitu positif dan negatif. Saluran ini memiliki dua rectifier dan dua inverter. Pada persimpangan antar converter, arus yang mengalir pada kedua konduktor sama besar sehingga tidak ada arus yang menuju ground.

3. Homopolar Link

Konfigurasi HVDC ini memiliki dua konduktor dengan polaritas yang sama, biasanya menggunakan polaritas negatif. Memakan polaritas negatif dilakukan agar dapat mengurangi kemungkinan munculnya korona.

Saluran transmisi HVDC memiliki beberapa kelebihan jika dibandingkan dengan saluran transmisi HVAC. Pada saluran transmisi HVDC, menggunakan sistem asinkron, sehingga tidak akan menyebabkan ketidakstabilan sistem, saluran transmisi HVDC multiterminal yang menghubungkan dua atau lebih saluran transmisi HVDC tidak harus memiliki frekuensi yang sama. Jika ada dua sistem kelistrikan AC yang diinterkoneksikan menggunakan saluran transmisi HVDC tidak akan meningkatkan short circuit ratio. Saluran transmisi HVDC memiliki rugi korona dan radio interference yang lebih baik daripada saluran transmisi HVAC.

Saluran transmisi HVDC memiliki faktor daya yang selalu bernilai satu, sehingga rugi-rugi saluran transmisi HVDC sangat rendah dibandingkan dengan saluran transmisi HVAC karena tidak diperlukan kompensasi daya reaktif[10]. Biaya investasi kabel untuk saluran transmisi HVDC lebih murah disbanding dengan investasi yang dibutuhkan untuk kabel saluran transmisi HVAC jika jaraknya mencapai atau melebihi titik break even point yaitu 600 Km untuk saluran udara, 30 km untuk kabel bawah laut maupun kabel tanam. Tetapi jika jarak saluran tidak mencapai titik break even point tersebut makan investasi saluran transmisi HVAC lebih murah[11].

Disamping kelebihannya, saluran transmisi HVDC memiliki kerugian yaitu konverter yang dimiliki dapat menyebabkan harmonisa tegangan dan arus pada sisi AC dan DCnya sehingga membutuhkan filter harmonisa. Konverter pada saluran transmisi HVDC memerlukan daya reaktif untuk mengubah daya dari AC menjadi DC ataupun dari DC menjadi AC. Biaya investasi untuk konverternya memerlukan biaya yang tinggi.

(36)

14

(37)

15

BAB 3

PERENCANAAN SISTEM KELISTRIKAN KALIMANTAN

Pada bab ini akan dijelaskan mengenaik perencanan sistem kelistrikan Kalimantan dengan backbone bertegangan 500 kV. Sistem kelistrikan kalimantan dibagi menjadi tiga area yaitu area Kalbar (Provinsi Kalimantan Barat), area Kalselteng (Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah) dan area Kaltimra (Provinsi Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara). Ketiga area tersebut terpisah dan masing- masing memiliki sistem transmisi 150 kV. Untuk menginterkoneksikan ketiga area tersebut, dilakukan perencanaan penghubungan menggunakan sistem transmisi 500 kV sebagai backbone.

3.1 Perencanaan Sistem Kelistrikan Kalimantan

Sistem kelistrikan Kalimantan memiliki tiga area yang masing- masing akan dibuat backbone 500 kV yang akan diinterkoneksikan satu sama lain. Area Kalbar memiliki dua backbone, yaitu Pontianak dan Ketapang. Area Kalselteng memiliki tiga backbone, yaitu Sampit, Palangkaraya dan Banjarmasin. Area Kaltimra memiliki empat backbone, yaitu Balikapapan, Samarinda, Bontang dan Tanjung Redeb. Pada Area Kalbar dan Kalselteng akan dihubungkan menggunakan sistem transmisi HVAC dengan urutan sambungan Pontianak-Ketapang-Sampit- Palangkaraya-Banjarmasin. Pada area Kaltimra akan dihubungkan menggunakan sistem transmisi HVAC dengan urutan sambungan Balikpapan-Samarinda-Bontang-Tanjung Redeb. Kemudian kedua sistem transmisi HVAC tersebut dihubungkan menggunakan sistem transmisi HVDC pada backbone Banjarmasin-Balikpapan.

Pemilihan backbone untuk sistem transmisi HVDC menggunakan analisis jarak terjauh dan pertimbangan perencanaan pembangkitan dan peramalan beban. Single line diagram akan dijelaskan pada Gambar 3.1

(38)

16

Gambar 3. 1 Single Line Diagram Sistem Kelistrikan Kalimantan.

3.1.1 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Backbone 500 kV

Pada subbab ini akan diberikan data perencanaan sistem kelistrikan Kalimantan tentang data peralatan yang akan digunakan, penjelasan pada Tabel 3.1 – Tabel 3.2.

Tabel 3. 1 Data Line pada Backbone 500 kV AC.

Titik 1 Titik 2 Line Panjang Tipe

Kabel Pontianak

500 kV

Ketapang 500 kV

2 230 Dove 500

kV Ketapang

500 kV

Sampit 500 kV

2 287 Dove 500

kV Sampit 500

kV

Palangkaraya 500 kV

2 110 Dove 500

kV Palangkaraya

500 kV

Banjarmasin 500 kV

2 180 Dove 500

kV

(39)

17

Tabel 3.1 (Lanjutan) Data Line pada Backbone 500 kV AC.

Titik 1 Titik 2 Line Panjang Tipe

Kabel Balikpapan

500 kV

Samarinda 500 kV

2 95 Dove 500

kV Samarinda

500 kV

Bontang 500 kV

2 85 Dove 500

kV Bontang 500

kV

Tanjung Redeb 500 kV

2 280 Dove 500

kV

Tabel 3. 2 Data Bus Backbone 500 kV.

Bus Tegangan

(kV)

Kapasitas (MVA) %Z

Pontianak 500 kV 500/150 500 12.5

Ketapang 500 kV 500/150 500 12.5

Sampit 500 kV 500/150 500 12.5

Palangkaraya 500 kV 500/150 500 12.5

Banjarmasin 500 kV 500/150 1000 12.5

Balikpapan 500 kV 500/150 500 12.5

Samarinda 500 kV 500/150 1500 12.5

Bontang 500 kV 500/150 500 12.5

Tanjung Redeb 500 kV 500/150 500 12.5

Sistem transmisi HVDC menggunakan peralatan sebagai berikut:

1. Rectifier 12 Pulsa

Sistem transmisi HVDC ini menggunakan rectifier 12 pulsa sebagai penyearah dengan menggunakan thyristor sebagai pengatur switching untuk mengubah tegangan AC menjadi DC.

2. Inverter 12 Pulsa

Inverter 12 pulsa digunakan untuk mengubah kembali tegangan yang telah ditransmisikan oleh rectifier 12 pulsa menjadi tegangan AC.

3. Reaktor

Pada rangkaian sistem transmisi HVDC ini menggunakan smoothing reactor dengan besar 1.0 H. Reaktor berfungsi untuk mengurangi harmonisa yang kemungkinan muncul pada line

(40)

18

HVDC dan mencegah gagalnya komutasi yang terjadi pada inverter 12 pulsa.

4. Sumber Daya Reaktif

Untuk mengubah tegangan AC menjadi DC atau sebaliknya, konverter membutuhkan daya reaktif sebesar kurang lebih 60%

dari daya aktif yang di transfer. Sumber daya reaktif yang digunakan adalah dua filter harmonisa.

Daya yang dikirim HVDC akan dijelaskan pada Tabel 3.3 Tabel 3. 3 Data Sistem Transmisi HVDC.

Tahun

2029 2032 2035 2040 2045 2050 DC Power Flow (MW) 600 450 500 500 500 800

3.1.2 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Barat

Pada subbab ini akan dibahas tentang data sistem kelistrikan Kalimantan Barat dengan dua bus 500 kV pada backbone yaitu Pontianak dan Ketapang, dimana bus backbone Pontianak diwakili oleh bus Sei Raya 500 kV. Sistem kelistrikan Kalimantan ini diasumsikan memiliki beban yang berada pada level tegangan 150 kV. Data beban, pembangkit yang existing dan perencanaan penambahan pembangkit akan ditampilkan hingga tahun 2050 pada Tabel 3.4.

Tabel 3. 4 Data Beban Sistem Kelistrikan Kalbar.

Nama

Beban (MW)

2029 2032 2035 2040 2045 2050

Sei Raya 188.47 234.71 268.02 327.41 394.15 469.77

Cemara 64.45 72.36 81.38 96.93 113.77 132.21

Kota Baru 83.49 103.26 123.45 162.78 211.53 272.13

Siantan 104.98 141.24 172.33 235.08 316.01 420.59

Rasau 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

Parit Baru 62.17 91.14 107.78 139.57 178.12 225.06

Senggiring 34.82 45.10 47.54 50.81 52.51 55.80

Singkawang 91.80 117.49 138.56 178.61 226.90 285.36

Sambas 49.55 58.29 67.86 83.74 100.39 118.12

Semparuk 21.39 26.07 30.51 38.82 48.67 60.42

Sanggau 61.77 93.45 109.08 138.24 172.64 213.45

Entikong 12.96 15.82 18.54 23.65 29.73 37.01

Sekadau 22.88 28.43 34.23 45.68 60.07 78.21

Kota Baru 2 11.70 14.32 16.86 21.67 27.45 34.42

NangaPinoh 19.96 23.52 27.44 33.98 40.88 48.28

Sintang 53.54 92.28 110/46 143.80 184.65 234.74

Putussibau 18.72 22.06 25.73 31.85 38.29 45.19

(41)

19

Tabel 3.4 (Lanjutan) Data Beban Sistem Kelistrikan Kalbar

Nama

Beban (MW)

2029 2032 2035 2040 2045 2050

Tayan 32.73 41.07 50.16 68.55 92.31 123.08

Ngabang 16.83 19.86 23.20 28.80 34.72 41.09

Bengkayang 20.47 25.93 32.13 44.96 62.01 84.68

Ketapang 40.55 90.30 105.43 130.72 157.46 186.17

Sukadana 23.59 28.49 32.86 40.82 49.98 60.58

Sandai 9.44 11.39 13.14 16.33 19.99 24.23

Kendawangan 9.29 11.49 13.73 18.11 23.53 30.27

Air Upas 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

Pada tabel di bawah ini ditampilkan data pembangkitan yang berada di area Kalbar. Terdapat tiga jenis pembangkitan yang ada yaitu pembangkitan terpasang, rencana pembangkitan tetap dan rencana pembangkita variable. Pembangkitan terpasang adalah pembangkit yang telah dibangun. Rencana pembangkitan tetap adalah pembangkit yang sudah berada dalam proses konstruksi berdasarkan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) tahun 2017-2026. Rencana pembangkitan variable adalah rencana pembangunan pembangkitan yang belum tetap.

Kapasitas pembangkit pada area Kalbar yang telah terpasang sebesar 480 MW dengan penjelasan pada Tabel 3.5 dan Tabel 3.6.

Tabel 3. 5 Data Pembangkitan Terpasang Area Kalbar.

Nama Jenis Unit Kapasitas (MW)

PLTU Parit Baru (FTP 1) PLTU #1 1 x 50

PLTG MPP Kalbar PLTG #1,2,3,4 4 x 25

PLTG Kalbar Peaker PLTG #1,2,3,4 4 x 25

INT Serawak INT - 230

Total 480

Pembangkit yang sedang dalam tahap konstruksi pada area Kalbar adalah sebagai berikut:

Tabel 3. 6 Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kalbar.

PLTU Parit Baru (FTP 1) PLTU #2 1 x 50 PLTU Parit Baru (FTP 2) PLTU #1,2 2 x 55

PLTU Kalbar 1 PLTU #1,2 2 x 100

PLTU Pantai Kura-Kura PLTU #1,2 2 x 27.5

(42)

20

Tabel 3.6 (Lanjutan) Data Rencana Pembangkit Tetap Area Kalbar.

PLTG Kalbar 2 PLTG #1,2,3,4,5 5 x 50

Total 1265

4.1.3 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah

Pada subbab ini akan dibahas tentang data sistem kelistrikan Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah dengan tiga bus 500 kV pada backbone yaitu Sampit, Palangkaraya dan Banjarmasin. Sistem kelistrikan Kalimantan ini diasumsikan memiliki beban yang berada pada level tegangan 150 kV. Data beban, pembangkit yang existing dan perencanaan penambahan pembangkit akan ditampilkan hingga tahun 2050 pada Tabel 3.7.

Tabel 3. 7 Data Beban Sistem Kelistrikan Kalselteng.

Nama

Beban (MW)

2029 2032 2035 2040 2045 2050

Sukamara 7,29 8,30 9,89 11,60 12,81 5,40

Nanga Bulik 10,33 11,77 12,75 13,59 14,46 7,62

P. Bun 46,00 55,44 74,25 97,79 128,64 30,16

P. Banteng 13,23 15,07 18,40 22,08 26,46 9,70

Kasongan 46,00 55,44 74,25 97,79 128,64 30,16

Sampit 93,12 115,37 161,76 223,05 307,18 57,79

K. Pambuang 8,37 9,47 10,27 10,94 11,64 6,26

Paranggean 12,38 13,92 16,59 19,44 22,76 9,34

Kuala Kurun 8,34 9,42 11,22 13,27 17,03 6,27

Puruk Cahu 11,75 13,50 16,47 19,77 23,70 8,53

Taweh 23,03 26,13 31,88 38,26 45,86 17,16

Buntok 26,30 30,03 38,40 48,28 60,64 19,34

Palangkaraya 11,70 14,32 16,86 21,67 27,45 34,42

Pulpis 19,96 23,52 27,44 33,98 40,88 48,28

Selat 53,54 92,98 110,36 143,80 184,65 234,74

N.Palangkaraya 18,72 22,06 25,73 31,85 38,29 45,19

Amuntai 55,82 66,35 86,84 111,7 143,6 37,64

Aranio 5,03 5,34 5,78 6,16 6,56 4,25

Asam 30,86 36,17 46,25 58,17 73,05 21,39

Bandara 52,52 66,09 81,88 114,8 158,3 218,0

Barikin 63,87 73,84 92,24 113,3 139,0 45,54

Bati 47,45 57,19 76,59 100,8 132,6 31,12

Batulicin 89,55 110,9 155,5 214,4 295,3 55,57

Cempaka 150 198,82 246,3 345,3 476,2 655,8 122,12

Cempaka 70 4,65 5,53 7,24 9,32 11,98 4,47

GIS Ulin 156,57 191,3 262,1 353,3 475,6 99,87

Kadangan 27,95 32,77 41,90 52,69 66,17 19,38

(43)

21

Tabel 3.7 (Lanjutan) Data Beban Sistem Kelistrikan Kalselteng.

Nama

Beban (MW)

2029 2032 2035 2040 2045 2050

Kayutangi 36,03 43,42 58,15 76,59 100,7 23,62

Kotabaru 33,95 39,26 47,91 57,49 68,91 24,34

Mantul 96,44 119,4 167,5 231,0 318,1 59,85

Marabahan 15,97 18,20 22,21 26,65 31,94 11,71

Paringin 33,57 39,35 50,31 63,27 79,46 23,27

Pelaihari 63,94 78,13 107,0 144,3 194,2 40,78

Rantau 80,38 98,22 134,6 181,4 244,1 51,28

Satui 36,58 42,88 54,83 68,94 86,59 25,36

Sebar 25,29 29,24 36,53 44,87 55,06 18,03

Sei Tabuk 36,77 43,71 57,20 73,61 94,62 24,79

Tamiang 9,41 10,88 13,59 16,69 20,48 6,71

Tanjung 76,26 93,19 127,7 172,1 231,6 48,65

Trisakti 150 193,14 236,0 323,4 435,8 586,7 119,36

Trisakti 70 14,05 17,17 23,53 31,71 42,68 12,80

Pada tabel di bawah ini akan ditampilkan data pembangkitan yang berada di area Kalselteng. Terdapat tiga jenis pembangkitan yang ada yaitu pembangkitan terpasang, rencana pembangkitan tetap dan rencana pembangkita variable. Pembangkitan terpasang adalah pembangkit yang telah dibangun. Rencana pembangkitan tetap adalah pembangkit yang sudah berada dalam proses konstruksi berdasarkan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) tahun 2017-2026. Rencana pembangkitan variable adalah rencana pembangunan pembangkitan yang belum tetap.

Kapasitas pembangkit pada area Kalselteng yang telah terpasang sebesar 480 MW dengan penjelasan pada Tabel 3.8 dan Tabel 3.9.

Tabel 3. 8 Data Pembangkitan Terpasang Area Kalselteng.

PLTU Asam-Asam PLTU #1,2,3,4 4 x 65

PLTG Pulau Pisang PLTU #1,2 2 x 25

PLTMG Bangkanai PLTMG #1-16 16 x 10

PLTA Riam Kanan PLTA #1 90

Total 640

Pembangkit yang sedang dalam tahap konstruksi pada area Kalselteng adalah sebagai berikut:

Tabel 3. 9 Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kalselteng.

PLTU Kalsel (FTP 2) PLTU #1,2 2 x 100

PLTU Kalselteng 1 PLTU #1,2 2 x 100

(44)

22

Tabel 3.9 (Lanjutan) Data Rencana Pembangkitan Tetap Area Kalselteng.

PLTU Sampit PLTU #1,2 2 x 25

PLTMG Bangkanai 2 PLTU #1-15 15 x 09

PLTG Kalselteng 5 PLTG #1,2 2 x 100

PLTGU Kalsel Peaker 1 PLTGU #1,2,3,4 4 x 50

PLTGU Kalsel 1 PLTGU #1,2 2 x 100

PLTG Kalteng PLTG #1,2 2 x 50

PLTA Kusan PLTA #1 65

Total 1.950

4.1.4 Data Sistem Kelistrikan Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara

Pada subbab ini akan dibahas tentang data sistem kelistrikan Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara dengan empat bus 500 kV pada backbone yaitu Balikpapan, Samarinda, Bontang dan Tanjung Redeb.

Sistem kelistrikan Kalimantan ini diasumsikan memiliki beban yang berada pada level tegangan 150 kV. Data beban, pembangkit yang existing dan perencanaan penambahan pembangkit akan ditampilkan hingga tahun 2050 pada Tabel 3.10.

Tabel 3. 10 Data Beban Sistem Kelistrikan Kaltimra.

Nama

Beban (MW)

2029 2032 2035 2040 2045 2050

Manggar 102,70 125,3 152,3 206,0 273,4 357,70

Karjo 69,50 82,80 98,20 127,7 162,8 204,60

New BPP 73,10 92,20 115,9 165,7 232,5 321,60

Balikpapan 45,10 56,90 71,50 102,2 143,4 198,40

TLK BPP 23,20 28,50 34,90 47,60 63,80 84,20

Sepaku 3,70 4,30 5,10 6,50 8,10 10,00

Pentung 42,30 52,10 58,50 69,40 80,80 92,70

Grogot 53,30 65,80 71,80 81,20 90,10 98,60