PERAN PLTN DALAM MENINGKATKAN INDEKS KEANDALAN
LOST OF LOAD PROBABILITY (LOLP) SISTEM KELISTRIKAN
BANGKA
Rizki Firmansyah Setya Budi, Suparman, Elok S. Amitayani
Pusat Kajian Sistem Energi Nuklir, Badan Tenaga Nuklir Nasional, Jakarta
[email protected]
ABSTRAK
PERAN PLTN DALAM MENINGKATKAN INDEKS KEANDALAN LOST OF LOAD PROBABILITY (LOLP) SISTEM KELISTRIKAN BANGKA. Indeks LOLP menunjukkan kualitas dan kemampuan sebuah sistem kelistrikan. Sistem kelistrikan Bangka merupakan salah satu sistem kelistrikan yang mengalami krisis listrik. Untuk mengatasi permasalahan tersebut, PT PLN telah melakukan perencanaaan penambahan pembangkit yang tercantum dalam RUPTL 2015–2024. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menghitung indeks LOLP tahun 2024 hasil perencanaan PLN dan melakukan perbaikan LOLP jika tidak sesuai dengan standar yang telah ditetapkan PLN. Langkah-langkah penelitian yang dilakukan adalah: pengumpulan data, perhitungan LOLP, perbaikan LOLP jika tidak sesuai standar, analisis dan pembahasan, serta penarikan kesimpulan. Perbaikan LOLP dilakukan dengan Skenario 1: PLTU 4x50 MW dan Skenario 2: PLTN 2x100 MW. Hasil penelitian menunjukkan LOLP tahun 2024 hasil perencanaan PLN menunjukkan nilai 0,817% (di luar standar PLN). Skenario 1 menghasilkan LOLP sebesar 0,147%. Skenario 2 menghasilkan LOLP sebesar 0,17%. Perbaikan dengan menggunakan PLTN 2x100 MW mempunyai lebih banyak kelebihan dibandingkan dengan menggunakan PLTU 4 x 50 MW antara lain biaya bahan bakar PLTN lebih murah daripada PLTU Batubara, lebih ramah lingkungan, proses sinkronisasi dan kestabilan jaringan lebih mudah, dan mendukung target pemanfaatan energi baru terbarukan. Berdasarkan dari kapasitasnya, PLTN yang digunakan adalah PLTN berdaya kecil dan menengah. PLTN berdaya kecil dan menengah yang dimungkinkan digunakan di Bangka tahun 2024 adalah IRIS, SMART, CAREM, PBMR, dan 4S.
Kata kunci: keandalan, indeks LOLP, kelistrikan, PLTN
ABSTRACT
THE ROLE OF NPP TO IMPROVE THE LOST OF LOAD PROBABILITY (LOLP) RELIABILITY INDEX IN BANGKA ELECTRICITY SYSTEM. LOLP index shows the quality and ability
of an electricity system. Bangka electricity system is one of the electricity system in crisis. To overcome the problem, PT PLN had made power plant addition planning listed in RUPTL 2015-2024. The purpose of this study was to calculate LOLP index in 2024 in the RUPTL 2015-2024, assess, and make LOLP’s improvements suggesstion if it’s not in accordance with PLN standard. Research steps are data collection, LOLP calculation, LOLP improvement if not in accordance with PLN standard, analysis and discussion, and conclusion. LOLP improvement is carried out with two scenarios. Scenario 1: coal steam power plant 4 x 50 MW, and scenario 2: nuclear power plant 2 x 100 MW. The results showed that LOLP in 2024 based on PLN’s planning is 0.817% (not in accordance with PLN standard). LOLP improvement strategy increases LOLP to 0,147% using scenario 1 and to 0,17% using scenario 2. The use of NPP 2x100 MW in scenario 2 has more advantages compared to coal steam power plant 4x50 MW in scenario 1. Among the advantages are the lower cost of nuclear fuel compared to coal, zero emission, easier process in grid syncronizing and stabilizing, and supporting the target of new and renewable energy utilization. Based on the capacity used in the scenario, NPP in Bangka was small mediim reactor (SMR). The SMRs possible to use in Bangka in 2024 are IRIS, SMART, CAREM, PBMR, and 4S.
Key words: reliability, LOLP index, electricity, nuclear power plant
PENDAHULUAN
Indeks keandalan menunjukkan kualitas dan kemampuan sebuah sistem kelistrikan. Sistem kelistrikan yang mempunyai indeks keandalan yang tinggi menunjukkan bahwa sistem tersebut tetap mampu memasok kebutuhan energi listrik pada saat terjadi gangguan secara mendadak[1][2][3][4][5]. Indeks keandalan dapat berupa System Average
Interruption Frequency Index (SAIFI), System Average Interruption Duration Index (SAIDI), Customer Average Interruption Duration Index (CAIDI), Average Service Unavailability Index (ASUI), Average Service Availability Index (ASAI), Average Energy Not Supplied (AENS), Energy Not Served (ENS), dan Lost of Load Probability (LOLP)[1][6][7]. Indeks keandalan
yang digunakan oleh PT. PLN dalam perencanaan sistem kelistrikan adalah LOLP dengan nilai kurang dari 0,274%[8]. LOLP adalah kemungkinan sistem tidak dapat memasok energi listrik ke pelanggan[9]. LOLP kurang dari 0,274% berarti sistem hanya diperbolehkan tidak dapat memasok energi listrik ke pelanggan maksimal 1 hari/tahun[10].
Nilai LOLP dipengaruhi oleh pertumbuhan beban, kurva beban harian, laju kegagalan paksa (forced outage rate = FOR) pembangkit, jumlah dan kapasitas unit pembangkit. Laju kegagalan terdiri dari 2 macam: laju kegagalan paksa dan laju kegagalan yang dijadwalkan (schedule outage
rate = SOR). FOR adalah kegagalan
pembangkit yang disebabkan karena sesuatu hal yang tidak direncanakan sedangkan SOR adalah kegagalan pembangkit yang disebabkan karena sesuatu yang direncanakan/dijadwalkan seperti pemeliharaan pembangkit. Perhitungan LOLP menggunakan FOR karena peninjauan keandalan dilakukan selama selang waktu pada saat pembangkit tidak menjalani pemeliharaan terjadwal [11][12][13][14].
Sistem kelistrikan Bangka merupakan salah satu sistem kelistrikan yang mengalami krisis listrik. Untuk mengatasi permasalahan tersebut, PT. PLN telah melakukan perencanaaan penambahan pembangkit yang tercantum dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2015 – 2024. Beberapa penelitian telah menunjukkan adanya perencanaan pembangunan PLTN yang beroperasi di Bangka tahun 2024[9][15][16] dan Bangka merupakan lokasi tapak PLTN
[17][18][19][20][21][22][23]. Berdasarkan data penelitian tersebut, pemanfaatan energi nuklir dapat menjadi salah satu opsi untuk memenuhi kebutuhan listrik di Bangka dan meningkatan indeks LOLP.
Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menghitung indeks LOLP tahun 2024 hasil perencanaan PLN yang tercantum di RUPTL 2015 – 2024 dan melakukan perbaikan indeks LOLP jika nilai indek LOLP tidak sesuai dengan standar yang telah ditetapkan PLN. Perbaikan indeks LOLP dilakukan dengan menggunakan 2 skenario. Skenario 1 adalah memperbanyak jumlah unit pembangkit dengan cara menggunakan pembangkit dengan kapasitas yang lebih kecil. Skenario 2 adalah menggunakan PLTN.
Beberapa penelitian telah menggunakan indeks LOLP untuk menghitung keandalan, kecukupan daya, dan perkiraan pasokan daya[1][5][6][11][12]. Perbedaan penelitian ini dengan penelitian sebelumnya adalah dalam penelitian ini dilakukan perhitungan indeks LOLP sistem kelistrikan Bangka berdasarkan perencanaan yang telah dilakukan PLN dan memperbaikinya jika indeks LOLP berada di luar batas standar yang telah ditentukan. Hasil dari penelitian ini diharapkan dapat membantu membebaskan Bangka dari krisis listrik yang terjadi dan menyediakan alternatif perbaikan indeks LOLP sistem kelistrikan Bangka. Sistem kelistrikan Bangka yang andal akan dapat mewujudkan pertumbuhan ekonomi dan meningkatkan taraf hidup masyarakat Bangka. Hal tersebut disebabkan karena adanya hubungan yang berbanding lurus antara peningkatan konsumsi energi khususnya energi listrik dengan peningkatan pertumbuhan ekonomi dan taraf hidup masyarakat[24][25][26][27][28].
METODOLOGI
Penelitian dilakukan dengan menggunakan metode pengumpulan data, perhitungan indeks LOLP, perbaikan indeks LOLP jika LOLP diluar standar yang telah ditetapkan, analisis dan pembahasan, serta penarikan kesimpulan. Data yang dikumpulkan berupa data kelistrikan, rencana pembangunan pembangkit baru, dan pertumbuhan kebutuhan listrik di Bangka. Data tersebut berasal dari RUPTL 2015 – 2024. Gambar 1 menunjukkan
Sistem Kelistrikan Bangka
Sistem kelistrikan Bangka pada tahun 2014 terdiri dari Sistem Bangka, Sistem
isolated Mentok, Sistem isolated Toboali, dan Isolated tersebar. Total daya terpasang
pada sistem kelistrikan Bangka 116,8 MW dengan daya mampu 96 MW. Sebagian besar PLTD yang beroperasi sudah tua dan tidak efisien. Tabel 1 menunjukkan pembangkit terpasang pada Sistem kelistrikan Bangka di tahun 2014. Beban puncak sistem kelistrikan Bangka sebesar 112 MW. Sistem kelistrikan Bangka pada saat beban puncak mengalami defisit daya sebesar 6 MW[8][31]. Permasalahan tersebut diatasi dengan penambahan pembangkit seperti yang tercantum dalam RUPTL 2015 -2024. Tabel 2 menunjukkan rencana penambahan pembangkit oleh PLN. Selain untuk mengatasi krisis listrik di Bangka, penambahan pembangkit dilakukan untuk mengantisipasi pertumbuhan beban di masa yang akan datang. Tabel 3 menunjukkan proyeksi pertumbuhan beban Bangka.
Kurva beban harian Bangka tahun 2014 ditunjukkan pada Gambar 2[31]. Kurva beban harian digunakan untuk membuat load duration curve (LDC). Dengan menggunakan LDC, maka dapat dihitung indeks LOLP. Indeks LOLP mengukur kecukupan keseluruhan unit pembangkit untuk memenuhi total beban sistem tanpa memperhitungkan kendala transmisi maupun ketersediaan sumber energi[32]. LDC Sistem Kelistrikan Bangka tahun 2014 ditunjukkan pada Gambar 3.
Tabel 1. Daya Mampu Bangka[8]
Pembangkit Daya Mampu (MW) PLTD Merawang 20 PLTD Koba 2 PLTD Altrak I 5,1 PLTD Altrak Ii 3,2 PLTD Kaltimex 8 PLTD Pramistawahyu 6 PLTD Sinarindo 21,2 PLTD Tiga Bintang 5 PLTD Sinarindo Jebus 5 Pltu Listrindo 2,8 PLTD Mentok 4 PLTD Megapower 3 PLTD Toboali 2 PLTD Megapower Toboali 4 PLTD Megapower Toboali II 4 PLTD Tanjung Labu 0,8
Tabel 2. Penambahan Pembangkit Bangka[8]
Tahun Beban Puncak (MW)
2014 112 2016 143 2018 179 2020 222 2022 277 2024 345
Tabel 3. Proyeksi Beban Puncak Bangka[8][31]
Pembangkit Kapasitas (MW)
COD PLTU Air Anyer 30 2015 PLTG Bangka Peaker 1 2 x 50 2018 PLTU Bangka 1 2x100 2020-2021 PLTU Bangka 2 2x100 2023-2024 PLTG MPP Bangka 50 2016 Pengumpulan data
Perhitungan indeks LOLP
Analisis dan Pembahasan
LOLP sesuai standar Perbaikan indeks LOLP
LOLP sesuai standar Ya
Ya
Tidak
Tidak
Kesimpulan
Gambar 1. Flowchart Metode Penelitian.
Gambar 2. Kurva Beban Harian Bangka
2014
Gambar 3. LDC Bangka 2014
Berdasarkan data historis BPS, komposisi sektor industri pada produk domestik regional bruto (PDRB) Bangka sekitar 8,57% dan relatif stabil dari tahun ke tahun. Sedangkan komposisi terbesar disumbangkan dari sektor pertanian sekitar 22,34%[33]. Hal tersebut menunjukkan bahwa industri di Bangka kurang berkembang dan konsumsi listrik terbesar berasal dari sektor rumah tangga (70%)[8]. Berdasarkan hal tersebut dan tidak ada rencana industrialisasi oleh pemangku kebijakan yang tertuang dalam dokumen resmi, maka kurva beban harian tahun 2024 diasumsikan mempunyai pola yang sama dengan kurva beban harian tahun 2014.
Selain data diatas diperlukan juga data FOR untuk setiap jenis pembangkit yang digunakan. FOR berfungsi untuk mengetahui kemungkinan terjadi kehilangan pembangkit secara tak terduga. Tabel 4 menunjukkan FOR untuk setiap pembangkit yang digunakan dalam penelitian.
Tabel 4. Nilai FOR Tiap Pembangkit[34]
[35] [36][37]
Pembangkit FOR PLTG 0,023 PLTD 0,090 PLTU 0,050 PLTA 0,030 PLTGU 0,023 PLTN 0,015Perhitungan Indeks LOLP Bangka
Perhitungan LOLP menggunakan persamaan 1 yang dikonvolusi untuk setiap kemungkinan kombinasi pembangkit[11][12] [29][30].
Ln (x) = pn . Ln-1 (x) + qn . Ln-1 (x-Cn)
(1)
Keterangan:
Ln (x) = Probabilitas beban lebih besar atau sama dengan pembangkitan
x = Daya yang dibangkitkan
qn = Probabilitas unit n dalam forced outage (tidak beroperasi)
pn = Probabilitas unit n beroperasi
Cn = Kapasitas pembangkit unit ke n Persamaan 1 memiliki arti bahwa indeks LOLP dihitung dengan menjumlahkan nilai semua kemungkinan beban tidak dapat dilayani dalam kurun waktu tertentu pada semua kombinasi pembangkit yang beroperasi dan tidak beroperasi. Oleh karena itu persamaan 1 dapat disederhanakan menjadi persamaan 2[11][30] [32].
(2)
Keterangan:
P = Probabilitas kapasitas daya dari kombinasi
unit yang ada dalam sistem
t = durasi kehilangan beban
Jumlah semua kombinasi pembangkit dalam sebuah sistem ditentukan dengan persamaan 2, dengan nilai n adalah jumlah unit pembangkit dalam sistem tersebut. Misal di sistem kelistrikan Bangka mempunyai 10
unit pembangkit, maka total kombinasi dari semua pembangkit adalah 2`10 (1024). Berikut ini contoh sederhana perhitungan LOLP[11] : Sistem kelistrikan mempunyai 3 unit pembangkit dengan kapasitas masing-masing 10 MW dan FOR 10%. Perhitungan probabilitas kumulatif untuk semua kombinasi pembangkit ditunjukkan pada Tabel 5.
Probabilitas kumulatif semua kombinasi pembangkit digabungkan dengan LDC untuk menghitung LOLP. Dengan menggunakan LDC maka dapat diketahui lama waktu beban tidak terlayani untuk masing- masing kombinasi pembangkit. Gambar 4 menunjukkan penggabungan LDC dengan probabilitas kumulatif. Pada kondisi 1, perpotongan dengan sumbu datar adalah t1 = 0 jam dengan probabilitas kumulatif = 1. Kondisi 2 berpotongan pada t2 = 6 jam denga probabilitas kumulatif = 0,271.
Kondisi 3 berpotongan pada t3= 21 jam dengan probabilitas kumulatif = 0,028. Kondisi 4 berpotongan pada t4 = 24 jam dengan probabilitas kumulatif = 0,001. Nilai- nilai tersebut dimasukkan ke dalam persamaan 2 dan diperoleh LOLP = (1x0) + (0,271x6) + (0,028x21) + (0,001x24) = 2.238 jam/hari.
Skenario Perbaikan Indeks LOLP Bangka
Perbaikan indeks LOLP Bangka dilakukan jika hasil perhitungan LOLP menunjukkan nilai di luar standar yang telah ditetapkan PLN. Perbaikan indeks LOLP dilakukan dengan menggunakan 2 skenario, yaitu: Skenario 1 menggunakan 8 unit PLTU 50 MW untuk menggantikan 4 unit PLTU 100 MW dan skenario 2 menggunakan 2 unit PLTN 100 MW untuk menggantikan 2 unit PLTU 100 MW. Tabel 6 menunjukkan penggantian kapasitas pembangkit dalam rangka perbaikan indeks LOLP.
Tabel 6. Penggantian Kapasitas Pembangkit untuk Perbaikan Indeks LOLP
Pembangkit Rencana RUPTL (MW) Skenario 1 (MW) Skenario 2 (MW) PLTU Bangka 1 2 x 100 4 x 50 2 x 100 PLTU Bangka 2 2 x 100 4 x 50 - PLTN Bangka - - 2 x 100 ANALISIS DAN PEMBAHASAN
Bedasarkan data kurva beban harian Bangka 2014 dan proyeksi pertumbuhan beban
Kondisi Pembangkit Beroperasi (MW) Pembangkit Tidak Beroperasi (MW) Probabilitas Individu Probabilitas Kumulatif 1 30 0 0,9x0,9x0,9 = 0,729 1 2 20 10 3x(0,9x0,9x0,1) = 0,243 1 - 0.729 = 0,271 3 10 20 3x(0,9x0,1x0,1) = 0,027 0,271 - 0,243 = 0,028 4 0 30 0,1x0,1x0,1 = 0,001 0,028 - 0,027 = 0,001
Tabel 5. Cummulative Probability[11]
Gambar 4. Penggabungan LDC dengan Probabilitas Kumulatif[11]
puncak Bangka, diperoleh kurva beban harian Bangka tahun 2024 seperti pada Gambar 5 dan LDC Bangka tahun 2024 pada Gambar 6. Kurva beban Bangka tahun 2024 diperoleh dari pola kurva beban tahun 2014 pada Gambar 2 ditambah dengan pertumbuhan setiap tahunnya
Gambar 5. Kurva Beban Harian Bangka 2024
Gambar 6. LDC Bangka 2024 Tabel 7. Pembangkit yang Beroperasi di
Bangka Tahun 2024
Pembangkit Kapasitas (MW) PLTU Listrindo 2.8
PLTU Air Anyer 30 PLTG Bangka Peaker 1 2 x 50 PLTU Bangka 1 2x100 PLTU Bangka 2 2x100 PLTG MPP Bangka 50
PLTD yang beroperasi di Bangka tahun 2014 akan dihentikan operasinya karena faktor umur, kurang efisien dan bahan bakar minyak yang semakin mahal. Tabel 7 menunjukkan pembangkit yang beroperasi di Bangka tahun 2024. Jumlah unit yang beroperasi pada tahun 2024 sebanyak 9 unit. Hal tersebut berarti ada 29 atau 512 kombinasi pembangkit untuk perhitungan indeks LOLP.
Berdasarkan perhitungan indeks LOLP yang telah dilakukan diperoleh nilai LOLP sebesar 2,98 hari/tahun atau 0,817%. Nilai tersebut masih di luar dari standar yang ditetapkan PLN yaitu kurang dari 0,274 % atau 1 hari/tahun. Nilai LOLP yang lebih besar dari nilai standar disebabkan karena ada pemakaian unit pembangkit dengan kapasitas yang besar dan nilai FOR yang cukup besar yaitu PLTU 100 MW dengan nilai FOR 5%. Perbaikan indeks LOLP dapat dilakukan dengan menggunakan ukuran pembangkit yang lebih kecil atau dengan menggunakan pembangkit yang mempunyai nilai FOR lebih kecil.
Perbaikan indeks LOLP skenario 1 dilakukan dengan mengganti ukuran unit pembangkit PLTU Bangka 1 dari 2x100 MW menjadi 4x50 MW dan PLTU Bangka 2 dari 2x100 MW menjadi 4x50 MW. Penggantian ukuran unit pembangkit tersebut mengakibatkan jumlah unit bertambah menjadi 13 unit dan mempunyai kombinasi kondisi pembangkitan listrik sebanyak 213 = 8192 kombinasi. Hasil perhitungan perbaikan indeks LOLP dengan skenario 1 menunjukkan adanya perbaikan, sebelum perbaikan nilai indeks LOLP sebesar 0,817% dan setelah perbaikan menjadi 0.147%. Perbaikan skenario 1 menghasilkan indeks LOLP sebesar 0,54 hari/tahun atau 0,147%. Hal tersebut menunjukkan bahwa dengan penggantian ukuran PLTU dari 100 MW menjadi 50 MW akan membuat indeks LOLP sesuai dengan standar PLN.
Perbaikan indeks LOLP skenario 2 dilakukan dengan mengganti PLTU 2x100 MW menjadi PLTN 2x100 MW. Jumlah unit pembangkit pada skenario 2 sama dengan perencanaan PLN yaitu 9 unit dan menghasilkan 512 kombinasi kondisi pembangkitan listrik. Perbaikan skenario 2 menghasilkan indeks LOLP sebesar 0,17% atau 0,62 hari/tahun. Hal tersebut menunjukkan penggunaan PLTN 2x100 MW untuk menggantikan PLTU 2x100 MW dapat meningkatkan indeks LOLP dan menjadi sesuai dengan standar PLN.
Perbaikan indeks LOLP skenario 1 dan skenario 2 mempunyai kelebihan dan kekurangan masing-masing. Skenario 1 menunjukkan bahwa adanya penambahan jumlah unit pembangkit yang disebabkan karena adanya penggunaan kapasitas unit yang lebih kecil sedangkan skenario 2 jumlah unit
masih sama. Berdasarkan penelitian-penelitian sebelumnya diketahui bahwa penggunaan pembangkit dengan kapasitas yang lebih kecil dan jumlah yang lebih banyak mengakibatkan sinkronisasi dan kestabilan sistem menjadi lebih rumit dan sulit tercapai[38][39][40][41], pembangunan pembangkit dengan kapasitas yang lebih kecil dan jumlah lebih banyak mengakibatkan menjadi kurang ekonomis[42], penggunaan batubara tidak ramah lingkungan karena menghasilkan emisi (SO2, NO2, CO, CO2, Volatine Hydrocarbon, Suspended particulate Matter, dan Merkuri)[43][44], biaya bahan bakar batubara lebih mahal daripada PLTN[45], dan biaya investasi PLTU Batubara lebih murah dari PLTN[45]. Berdasarkan data hasil penelitian ini dan penelitian sebelumnya maka diketahui bahwa kelebihan menggunakan skenario 1 adalah indeks LOLP dapat ditingkatkan menjadi 0,147% sehingga sesuai standar PLN dan biaya investasi PLTU Batubara lebih murah dari PLTN. Sedangkan kekurangannya adalah sinkronisasi dan kestabilan sistem lebih rumit dan sulit tercapai, kurang ekonomis karena unit pembangkit yang dibangun lebih banyak, tidak ramah lingkungan, dan biaya bahan bakar lebih mahal daripada PLTN.
Berdasarkan dari beberapa penelitian sebelumnya diketahui bahwa biaya investasi PLTN lebih mahal dari PLTU Batubara[45], adanya ketakutan masyarakat terhadap PLTN terutama setelah kecelakaan Fukushima[18], biaya bahan bakar PLTN lebih murah daripada PLTU Batubara[45], penggunaan nuklir lebih ramah lingkungan karena tidak menghasilkan emisi (SO2, NO2, CO, CO2, Volatine Hydrocarbon, Suspended particulate Matter, dan Merkuri)[43][44], proses sinkronisasi dan kestabilan jaringan lebih mudah dan sederhana jika unit pembangkit lebih besar dan jumlahnya lebih sedikit[38][39][40][41], dan penggunaan energi nuklir mendukung target pemanfaatan
energi baru terbarukan[46][47]. Berdasarkan data hasil penelitian ini dan penelitian sebelumnya maka diketahui bahwa kelebihan menggunakan skenario 2 adalah indeks LOLP dapat ditingkatkan menjadi 0,17% sehingga sesuai standar PLN, biaya bahan bakar PLTN lebih murah daripada PLTU Batubara, lebih ramah lingkungan, proses sinkronisasi dan kestabilan jaringan lebih mudah, dan mendukung target pemanfaatan energi baru terbarukan. Sedangkan kekurangannya adalah biaya investasi PLTN lebih mahal dari PLTU Batubara dan ketakutan masyarakat terhadap PLTN.
Perbaikan dengan menggunakan PLTN 2 x 100 MW (skenario 2) mempunyai lebih banyak kelebihan dibandingkan dengan menggunakan PLTU 4 x 50 MW. Kekurangan dari skenario 2 dapat diatasi dengan melakukan kajian keekonomian dan pendanaan PLTN 2x100 MW sehingga didapat pola pendanaan yang ekonomis dan sosialisasi tentang segala hal yang menyangkut PLTN.
Berdasarkan dari kapasitasnya, PLTN yang digunakan adalah jenis small medium reactor (SMR) atau PLTN berdaya kecil dan menengah. PLTN berdaya kecil dan menengah yang dimungkinkan digunakan di Bangka tahun 2024 adalah IRIS, SMART, CAREM, PBMR, dan 4S[48]. Tabel 8 menunjukkan spesifikasi IRIS, SMART, CAREM, PBMR, dan 4S.
KESIMPULAN
Indeks LOLP tahun 2024 hasil perencanaan PLN menunjukkan nilai 2,98 hari/tahun atau 0,817%. Nilai LOLP tersebut di luar dari standar LOLP yang telah ditetapkan PLN. Oleh karena itu diperlukan perbaikan indeks LOLP dengan menggunakan ukuran pembangkit yang lebih kecil atau dengan menggunakan pembangkit yang mempunyai
Jenis IRIS CAREM SMART PBMR 4S
Tipe PWR integral PWR integral PWR integral HTR FBR Pembuat Amerika Serikat Argentina Korea Selatan Afrika Selatan Jepang Daya (Mwe) 100 27 100 110 48
Tipe bahan bakar UO2 UO2 UO2 TRISO U-Pu-Zr atau U-Zr Pengkayaan 5 % 3,4 % 5 % 8-10% 19,5 %
Pergantian bahan bakar 5 tahun 1 tahun 3 tahun On-line 10 tahun
Tabel 8. Spesifikasi IRIS, SMART, CAREM, PBMR, dan 4S[49][50][51][52][53][54][55][56][57] ____________________________________________________________________________________________________________________
nilai FOR lebih kecil. Perbaikan indeks LOLP skenario 1 dilakukan dengan mengganti ukuran unit pembangkit PLTU Bangka 1 dari 2x100 MW menjadi 4x50 MW dan PLTU Bangka 2 dari 2x100 MW menjadi 4x50 MW. %. Perbaikan skenario 1 menghasilkan indeks LOLP sebesar 0,54 hari/tahun atau 0,147%. Hal tersebut menunjukkan bahwa dengan penggantian ukuran PLTU dari 100 MW menjadi 50 MW akan membuat indeks LOLP sesuai dengan standar PLN. Perbaikan indeks LOLP skenario 2 dilakukan dengan mengganti PLTU 2x100 MW menjadi PLTN 2x100 MW yang mempunyai nilai FOR lebih kecil. Perbaikan skenario 2 menghasilkan indeks LOLP sebesar 0,17% atau 0,62 hari/tahun. Hal tersebut menunjukkan penggunaan PLTN 2x100 MW untuk menggantikan PLTU 2x100 MW dapat meningkatkan indeks LOLP dan menjadi sesuai dengan standar PLN.
Perbaikan dengan menggunakan PLTN 2 x 100 MW (skenario 2) mempunyai lebih banyak kelebihan dibandingkan dengan menggunakan PLTU 4 x 50 MW. Berdasarkan dari kapasitasnya, PLTN yang digunakan adalah jenis small medium reactor (SMR) atau PLTN berdaya kecil dan menengah. PLTN berdaya kecil dan menengah yang dimungkinkan digunakan di Bangka tahun 2024 adalah IRIS, SMART, CAREM, PBMR, dan 4S.
DAFTAR PUSTAKA
1. WIRAPRAJA, A. Y., dkk, “Studi Analisis
Keandalan Sistem Distribusi Tenaga Listrik Surabaya menggunakan Metode Latin Hypercube Sampling”, Jurnal Teknik
POMITS Vol. 1 No. 1 2012 Hal. 1-5.
2. Kim, Hyungchul. 2003. Evaluation of
Power System Security and Development of Transmission Price Method. A
Dissertation, Texas A&M University. 3. Pottonen, Liisa. 2005. A Method for The
Probabilistic Security Analysis of Transmission Grid. Doctoral Dissertation,
Helsinki University of Technology.
4. Yeu, Rodney. 2005. Post-Contingency
Equilibrium Analysis. IEEE Toronto
Centennial Forum on Reliable Power Grids in Canada.
5. Hartoyo, “Perbaikan Keandalan (N-1)
Sistem Tenaga Listrik PLN Jawa Tengah
dan DIY”, Fakultas Teknik Universitas
Negeri Yogyakarta. Yogyakarta. 2008
6. DOLOKSARIBU, PARLINDUNGAN, “Analisa Keandalan Sistem Distribusi Tenaga Listrik”, Jurnal Dielektrika Vol. 1 No. 1, Agustus 2010
7. ADZKIYAK, HIKAM, dkk., “Desain PLT Surya menggunaka Metode Loss of Load Probability (LOLP) untuk Anjungan Minyak dan Gas”, Proseding Seminar Tugas Akhir 2014 Hal. 1 – 6.
8. PT. PLN (Persero). “Rencana Usaha
Penyediaan Tenaga Listrik PT. PLN (Persero) 2015- 2024. PT. PLN (Persero).
Jakarta. 2010.
9. BUDI, R. F. S., SUPARMAN, “Studi Perencanaan Pengembangan Pembangkit Wilayah Bangka Belitung Dengan Opsi Nuklir”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir 2011, Jakarta, 2011.
10. BUDI, R. F. S., SUPARMAN, “Analisis Kualitas Pelayanaan Sistem Kelistrikan Bangka Belitung Opsi Nuklir”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol. 14 No. 1, Juni 2011 Hal. 11 -22.
11. ZEIN, HERMAGASANTOS, ”Perkiraaan Pasokan Daya Sistem Jawa-Madura-Bali sampai Tahun 2016 berdasarkan Indeks LOLP Satu Hari per Tahun”, Transmisi, Jurnal Teknik Elektro, Jilid 10, Nomor 1, Maret 2008, hlm 6-9.
12. PRAWIRA, “Studi Sekuriti Sistem Ketersediaan Daya DKI Jakarta dan Tangerang 2007 -2016”, Skripsi Program Studi Teknik Elektro ITB. 2008
13. SAPKOTA, DEEPAK, Et. Al., “Reliability and Availability Evaluation of Sunkoshi Hydro Power Station”, Proceedings of IOE Graduate Conference, 2014, Paper page 197 – 202
14. SAHU, MAHENDRA and BARVE, AMOL, “Reliability and Availability Evaluation of Hydro Power Station”, International Journal on Emerging Technologies 4 (2), 2013, paper page 89 -93
15. CANDRANURANI, CITRA dan GARNIWA, IWA, “Optimalisasi Penyaluran Daya PLTN di Pulau Bangka untuk Sistem Kelistrikan Sumatera”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol. 14 No.1, Juni 2012, Hal 1 – 10.
16. BUDI, R. F. S., dan SUPARMAN, “Analisis Emisi CO2 pada Studi
Perencanaan Pengembangan Pembangkitan Listrik Wilayah Bangka Belitung dengan Opsi Nuklir”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol. 13 No. 1 , Juni 2011. Hal 44 – 55.
17. BIRMANO, M. , D., “Kajian Awal Dampak Ekonomi, Sosial dan Budaya Pembangunan PLTN di Bangka Belitung”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011, Hal.70 – 77.
18. WAHYUNINGSIH, F., dkk., “Pengaruh Kecelakaan PLTN Fukushima Daiichi terhadap Penerimaan PLTN oleh Masyarakat di Bangka Belitung”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011, Hal.251 - 256.
19. SUSENO, H., dkk., “Studi Radioekologi Kelautan untuk Mendukung Rencana Pembangunan PLTN di Provinsi Bangka Belitung”, Prosiding INSINAS 2012 Hal. 127 – 135.
20. SUCIPTA dan PRATAMA, HENDRA ADI, “Pemilihan Tapak Potensial untuk Disposal Limbah Radioaktif Operasi PLTN di Bangka Selatan”, Jurnal Teknologi Pengelolaan Limbah Volume 17 No. 1, Juli 2014 Hal 14 -28.
21. UDIYANI, PANDE MADE, “Perhitungan Parameter Deposisi Lepasan Produk Fisi di Permukaan Tanah Tapak PLTN”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol. 15 No. 1, Juni 2013 Hal 46 – 54.
22. NGADENIN, “Sebaran Monasit pada Granit dan Aluvial di Bangka Selatan”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol 13 No.2 , Desember 2011 Hal. 102 – 110. 23. SUSIATI, HENI dan MELLAWATI,
JUNE, “Simulasi Sebaran Panas di Perairan Teluk Menggris, Lokasi Tapak PLTN Bangka Barat”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir Vol. 14 No. 2 , Desember 2012
24. SAMBODO, M., T., and OYAMA, T., “Investigating Economic Growth and Energy Consumption in Indonesia : Time Series Analysis 1971 to 2007”, 2011, Economic Research Center.
25. SHAARI, Dkk., Relationship Between Energy Consumption and Economic Growth : Emperical Evidence for Malaysia
Business Systems Review Volume 2 – Issue 1, 2012.
26. ADENIRAN, OLATUNJI, “Does Energy Consumption Cause Economic Growth? An Emperical Evidence From Nigeria, University of Dundee, 2010.
27. ASAFU-ADJAYE, J. (2000). The relationship between energy consumption, energy prices and economic growth: Time series evidence from Asian developing countries. Energy Economics 22(6), 2000, Paper page 615–625.
28. FATAI, K., L. OXLEY, AND F. G. SCRIMGEOUR. (2004). Modelling the causal relationship between energy consumption and GDP in New Zealand, Australia, India, Indonesia, The Philippines and Thailand. Mathematics and Computers in Simulation 64(3-4), 2004, Paper page 431–445
29. GUZIEL, KAREN,”Probabilistic Simulation”, Center for Energy, Environmental, and Economic Systems Analysis (CEEESA), USA, 2002
30. SOLICHAN, AHCMAD, dkk., “Optimasi Jadwal Operasi dan Pemeliharaan Pembangkit Tenaga Listrik menggunakan Metode Algoritma Genetik”, Simposium Nasional Teknologi Terapan (SNTT) 2013. 31. ___________, “Bisnis Pembelian Tenaga Listrik dari EXCESS POWER untuk Menerangi Bangka Belitung”, PT. PLN (Pesero) Wilayah Bangka Belitung, 2014. 32. YAWANTORO, ERI, Dkk., “Analisa
Keandalan Sistem Tenaga Listrik Jawa Tengah dan DIY Periode Tahun 2009 – 2011”, Jurnal Media Elektrika, Vol. 5 No. 1, Juni 2012, Hal. 1 – 14.
33. ___________, “Bangka dalam Angka 2014”, Badan Pusat Statistik Kabupaten Bangka, Bangka (2014).
34. SJAMSUDDIN, RATNASARI, “Analisis Pengembangan Pembangkit Sistem-Sistem Kelistrikan di Kalimantan Tahun 2008 – 2012”, Tesis Program Studi Teknik Elektro Pasca Sarjana Bidang Ilmu Teknik Universitas Indonesia. Depok. 2008. 35. ________, “Evaluasi Operasi Sistem Jawa
Bali 2009”, PT. PLN P3B Jawa Bali,
Jakarta, 2010.
36. http://www.statista.com/statistics/187283/f orced-outage-rate-at-us-nuclear-reactors-since-2000/, diakses 14 April 2015 ____________________________________________________________________________________________________________________
37. REID, R., L., Et. Al., “U.S. Nuclear Power Plant Operating Cost and Experience Summaries”, Oak Ridge National Laboratory, 2003.
38. LAKSONO, H. D., dan SURI, A., “Studi Kestabilan Peralihan dengan Metode Kriteria Sama Luas (Studi Kasus: PLTA Besai)”, Jurnal TeknikA Vol.19 No. 1 Hal 1-9 (2012)
39. HAKIM, LUKMANUL, “Studi Keamanan Pengiriman Daya pada Sistem Interkoneksi Sumsel-Lampung dengan Dua Tahap Optimasi”, ELECTRICIAN-Jurnal Rekayasa dan Teknologi Elektro Vol. 7 No. 1 Hal. 14-21 (2013).
40. SANATANG, “Perbaikan Stabilitas Frekuensi dan Tegangan Beban Dinamik Sistem Sulselbar Menggunakan Metode Linear Quadratic Regulator (LQR)”, Jurnal Media Elektrik Vol. 3 No. 1, Makasar (2008)
41. REZA, MUHAMAD, ”A Survey on the Transient Stabilitity of Power Systems with Converter Connected Distributed Generation”, Jurnal Teknik Elektro Vol. 7 No. 1 Hal.8-12, Surabaya (2001).
42. PAUSCHERT D., “Study of Equipment Prices in The Power Sector”, ESMAP Technical Paper 122/09, USA (2009). 43. BASKORO, G., H., “PLTU Batubara:
Antara Solusi Krisis Listrik dengan Isu Pencemaran Lingkungan Studi Kasus pada PT. PLN (Pesero) Unit Pembangkitan Jawa Bali”, Magister Manajemen UGM, Yogyakarta (2013).
44. ISWAN, “ Penanggulangan Limbah PLTU Batubara”, DINAMIKA Jurnal Ilmiah Teknik Mesin Vol. 1 No. 2 Hal. 71-74 (2010).
45. NASRULLAH M., “Analisis Komparasi Ekonomi PLTN dan PLTU Batubara untuk Bangka Belitung”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir 2011 Hal. 206-215, Jakarta (2011).
46. BUDI, R., F., S., dkk., “Simulasi Pengembangan Kelistrikan dengan Opsi Nuklir untuk Mendukung Industri Smelter di Bangka”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir 2013 Hal. 71-80, Jakarta (2013).
47. BOEDOYO, M., S., “ Potensi dan Peranan PLTS sebagai Energi Alternatif Masa Depan di Indonesia”, Jurnal Sains dan
Teknologi Indonesia Vol. 14 No.2 Hal 146-152 (2012).
48. LUMBANRAJA, S., M., “Studi Ketersediaan PLTN Daya Kecil untuk Provinsi Bangka Belitung”, Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir III 2010 Hal. 71-78, Jakarta (2010). 49. IAEA, “Status of Innovatif Small and
Medium Sized Reactor Design 2005”, IAEA-TECDOC-1485, March 2006, ww-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/te_1 485_web.pdf
50. IAEA, “Status of Innovatif Small Reactor Design On-site Refueling”, IAEA-TECDOC- 1536, January2007 www.iaea.org/NuclearPower/Downloads/S MR/CRPI25001/2008/MAINPART.pdf 51. Sahala M. Lumbanraja, “Sekilas Tentang
PLTN Generasi Ke-4: IRIS”, Jurnal Informasi Nuklir Indonesia, Vol.2 No.1, Juni 2003
52. Sahala M. Lumbanraja, Rr. Arum P. Rijanti, Iman Bastori, “ Kajian Tekno-ekonomi Reaktor Innovatif IRIS-350”, Jurnal Pengembangan Energi Nuklir”, Volume 7, Nomor 1, Desember 2005 53. Sahala M. Lumbanraja, Yuliastuti,”Kajian
Pemanfaatan PLTN SMART untuk Kawasan BARELANG” Jurnal Pengembangan Energi Nuklir”, Volume 8, Nomor 2, Desember 2006
54. Ruben Mazzi, “CAREM: An Innovative-Integrated PWR”, 18th International Conference on Structural Mechanics in Reactor Technology (SMiRT 18), Beijing China, August 7-12, 2005, www.iasmirt.org/ iasmirt-2/SMiRT18/S01-2.pdf
55. Sahala M. Lumbanraja, Wibowo, Reaktor Daya Kecil KLT-40 Jenis PWR”, Jurnal Pengkajian Sains dan Teknologi Nuklir Vol.9 No. 1. Juni 2003
56. Sahala M. Lumbanraja, Wibowo, Reaktor Daya Kecil Sistem Modul 4S (Super Safe, Small and Simple)”, Jurnal Pengkajian Sains dan Teknologi Nuklir Vol.8 No. 1. Juni 2002
57. Sahala M. Lumbanraja, Wibowo, “Kajian Sistem dan Prospek Reaktor Temperatur Tinggi PBMR”, Jurnal Pengkajian Sains dan Teknologi Nuklir Vol.8 No. 2. Desember 2002
TANYA JAWAB Pertanyaan
1. Apakah masalah safety dipertimbangkan dalam perencanaan system tenaga listrik? (Unggul)
2. PLTN atau PLTU yang membuat LOLPnya lebih kecil (lebih baik)? (Kiswanto)
3. Tapi semakin banyak unitnya bukankah lebih tidak efisien dan biaya investasi juga lebih banyak?
Jawaban
1. Ya, tentu saja. Safety, security, reliability, stability, dan economy menjadi pertimbangan menyeluruh dalam merancang system tenaga listrik. 2. LOLP PLTU 4x50 sedikit lebih baik
dibandingkan dengan PLTN (2x100). PLTU memperkecil LOLP dengan unit yang lebih kecil dan lebih banyak sementara PLTN memperkecil LOLP dengan nilai for nya yang kecil.
3. Betul, dari sisi LOLP memang unit yang lebih banyak lebih kecil nilai LOLPnya (system lebih reliable) namun dari sisi efisiensi dan biaya system belum tentu. Kajian ini memandang dari satu aspek saja yaitu kehandalan. Aspek lain seperti efisiensi dan lain-lain tidak diperhitungkan.
