BAB IV PEMBAHASAN
Regulasi AGC Setiap unit Pembangkit harus di lengkapi dengan dengan reaksi governor cepat yang mempengruhi pengatur frekuensi primer untuk menjaga frekuensi antara 48.5 Hz sampai 51,5 Hz. Pembangkit listrik harus dapat menerima sinyal AGC dari Dispatcher pusat untuk memungkinkan pengaturan frekuensi sekunder. Selama pengoperasian real time, Pusat pengontrol beban / JCC harus mengacu pada rencana pengiriman beban dan menggunakan unit yang beroperasi dengan AGC untuk mengikuti variasi beban dari waktu ke waktu. Frekuensi dan tegangan harus dikendalikan untuk memenuhi persyaratan aturan operasi (OC). Jika ada unit yang beroperasi dengan AGC mencapai batas kendali, Dispatcher akan memerintahkan pembangkit lain untuk menambah atau mengurangi beban dari pembebanan terjadwal untuk memenuhi kebutuhan sistem
Tabel 4.1 Batas Rentan Frekuensi Operasi
Pembangkit EBT intermiten harus dilengkapi dengan sistem pengaturan daya aktif yang dapat beroperasi pada mode pengaturan sebagai berikut :
a. produksi daya aktif bebas, yaitu pembangkit EBT intermiten memproduksi daya aktif maksimum tergantung pada ketersediaan sumber energi primer
b. pembatasan daya aktif, yaitu pembangkit EBT intermiten harus beroperasi memproduksi daya aktif yang diatur oleh pengelola operasi sistem PT PLN (Persero)
c. pembatasan gradient/ramp rate daya aktif, yaitu kecepatan maksimum (ramp rate) keluaran daya aktif pembangkit EBT intermiten harus bisa dimodifikasi pada set point atau nilai batasan yang diperintahkan oleh pengelola operasi sistem PT PLN (Persero)
d. apabila ada perubahan parameter pengaturan pada kasus di mana pembangkit EBT intermiten beroperasi pada pembatasan daya aktif dan pembatasan gradient daya aktif, perubahan tersebut harus dilakukan dalam 2 (dua) detik dan selesai dilaksanakan tidak lebih dari 30 (tiga puluh) detik setelah menerima perintah perubahan parameter
Pembangkit EBT harus memiliki kemampuan untuk beroperasi sesuai dengan yang ditentukan dalam pengaturan jangkauan frekuensi daya atau kurva kontrol frekuensi pada Gambar di bawah ini.
Gambar 4.1 Kurva kontrol Frekuensi
Pada rentang frekuensi sistem 47,50 (empat puluh tujuh koma lima nol) Hz sampai dengan 50,50 (lima puluh koma lima nol) Hz, pembangkit EBT intermiten beroperasi dengan keluaran daya aktif normal sesuai dengan ketersediaan energi primer. Pada rentang frekuensi sistem 50,50 (lima puluh koma lima nol) Hz sampai dengan 52,00 (lima puluh dua koma nol nol) Hz, pembangkit EBT intermiten menurunkan keluaran daya aktif dengan gradient penurunan sebesar 0,4 (nol koma empat) daya tersedia/Hz
Unit pembangkit dengan generator sinkron dan/atau synchronous condenser harus dilengkapi dengan sistem kontrol eksitasi otomatis dengan syarat sebagai berikut :
a. sistem kontrol eksitasi otomatis yang bereaksi cepat, tipe statik, dan terus-menerus bekerja dilengkapi dengan power system stabilizer (PSS) untuk menjaga pengaturan tegangan terminal konstan unit pembangkit tanpa menimbulkan ketidakstabilan pada keseluruhan rentang operasi unit pembangkit. Pengelola pembangkit agar memberikan izin pengelola operasi sistem PT PLN (Persero) untuk menyaksikan (witness) commissioning test. Sistem pengaturan eksitasi otomatis harus tetap beroperasi setiap saat dan tidak boleh dilepas atau dimatikan tanpa persetujuan dari pengelola operasi sistem PT PLN (Persero) terlebih dahulu;
b. unit pembangkit tidak diizinkan beroperasi pada mode daya reaktif konstan, mode faktor daya konstan, atau mode pengaturan khusus lain tanpa persetujuan dari pengelola operasi sistem PT PLN (Persero);
c. sistem eksitasi harus dilengkapi dengan power system stabilizer (PSS) yang dapat meredam osilasi Sistem Tenaga Listrik pada rentang frekuensi 0,10 (nol koma satu nol) Hz sampai dengan 3,00 (tiga koma nol nol) Hz. Power system stabilizer (PSS) harus diatur secara optimal untuk meredam mode osilasi lokal dan mode antararea dengan damping ratio paling sedikit 10% (sepuluh persen) dengan tetap menjaga batas stabilitas yang cukup dari sistem pengaturan eksitasi. Pengelola pembangkit harus meminta persetujuan dari pengelola operasi sistem PT PLN (Persero) untuk setelan power system stabilizer (PSS).
d. sebelum commercial operation date (COD), masing-masing unit pembangkit memberikan bukti untuk meyakinkan pengelola operasi sistem PT PLN (Persero) bahwa power system stabilizer (PSS) unit pembangkit telah diatur secara optimal untuk meredam mode osilasi lokal dan mode osilasi antararea secara analitis dan tes verifikasi di lapangan, termasuk pengujian switching jaringan secara aktual. Pengelola pembangkit harus mengirim laporan kajian setelan power system stabilizer (PSS) kepada pengelola operasi sistem PT PLN (Persero) paling lambat 3 (tiga) bulan sebelum commissioning test unit pembangkit.
e. susunan pengaturan frekuensi dan tegangan harus dapat beroperasi stabil secara terus- menerus pada kejadian gangguan di jaringan tanpa menyebabkan trip turbin dan penggerak utama dari unit pembangkit atau keluar dari jaringan; dan f. pusat pembangkit yang lebih kecil dari 20 (dua puluh) MW tidak diharuskan untuk melengkapi pembangkit dengan power system stabilizer (PSS).
Gambar 4.2 Singel Line Power Plan yang sudah mengimplemetasikan AGC 4. 1 Langkah-langkah mengimplemetasikan AGC
1. Mendefinisikan dan menetapkan sinyal AGC yang akan digunakan.
2. Mengecek spare scada remote I/O module pada unit Pembangkit 3. Mendisain wiring diagram untuk setiap sinyal yang akan digunakan.
4. Mendisain logic AGC di DCS unit Pembangkit.
5. Melakukan inspeksi bersama antara tim unit Pembangkit dan Dispatcher 6. untuk mengecek spare cable pada SCADA remote I/O dan RTU GITET.
7. Melakukan loop check dan instalasi kabel di Panel.
8. Melakukan Loop check signal dari GITET ke arah DCS Unit Pembangkit 9. Melakukan Function test sinyal dari JCC ke DCS
10. Melakukan test AGC secara online dengan JCC 4.2 Konfigurasi umum dan Standarisasi signal AGC
Dalam mengimplemetasikan AGC/LFC diperlukan design topologi komunikasi dari Power plan hingga ke Control Center dalam hal ini yang dimaksud adalah PLTS Cirata hingga ke JCC Gandul
Gambar 4.3 Konfigurasi SCADA pada implemetasi AGC
Berdasarakan SPLN Remote Station terbaru 2021 Teleinformasi data untuk AGC sebagai beriku :
Tabel 4.2 SPLN Remote Station terbaru 2021 Teleinformasi data untuk AGC
Dalam upaya mengatasi permasalahan lingkungan dan keterbatasan sumber daya energi fosil, pengembangan sumber energi baru terbarukan (EBT) menjadi sangat penting.
Smart grid, yang merupakan sistem jaringan listrik modern yang terintegrasi dengan
teknologi informasi dan komunikasi, memainkan peran penting dalam memfasilitasi integrasi EBT ke dalam sistem tenaga listrik. Salah satu komponen kunci dalam mengoptimalkan operasi smart grid berbasis EBT adalah Automatic Generation Control (AGC).
4.3 Tantangan Integrasi EBT dalam Smart Grid
Integrasi EBT ke dalam smart grid menghadapi beberapa tantangan, seperti:
1. Intermittensi: Sumber EBT seperti energi matahari dan angin memiliki sifat intermiten dan sulit diprediksi, yang dapat menyebabkan fluktuasi dalam pasokan energi.
2. Ketidakstabilan: Integrasi EBT dalam jumlah besar dapat mempengaruhi stabilitas sistem tenaga listrik, terutama dalam hal kontrol frekuensi dan pertukaran daya.
3. Operasi ekonomis: Integrasi EBT harus dilakukan dengan cara yang ekonomis dan efisien untuk memaksimalkan manfaat finansial dan lingkungan.
4.4 Peranan Automatic Generation Control (AGC)
AGC adalah sistem kontrol otomatis yang digunakan dalam operasi sistem tenaga listrik untuk mempertahankan frekuensi nominal dan mengatur pertukaran daya antara area kendali yang berbeda. Dalam konteks smart grid berbasis EBT, AGC memainkan peran penting dalam mengoptimalkan operasi sistem dengan cara:
1. Kontrol Frekuensi : AGC secara otomatis menyesuaikan pembangkitan daya dari sumber EBT dan sumber konvensional untuk mempertahankan frekuensi nominal sistem. Ini membantu mengatasi fluktuasi pasokan energi dari sumber EBT intermiten.
2. Kontrol Pertukaran Daya : AGC mengatur pertukaran daya antara area kendali yang berbeda dalam sistem interkoneksi, memastikan pembagian beban yang optimal dan menghindari overload atau underload pada generator.
3. Operasi Ekonomis : AGC dapat dioptimalkan untuk mengoperasikan sumber EBT dan sumber konvensional dengan cara yang ekonomis, dengan mempertimbangkan biaya bahan bakar, efisiensi pembangkitan, dan insentif untuk EBT.
4. Integrasi dengan Teknologi Penyimpanan Energi : AGC dapat diintegrasikan dengan sistem penyimpanan energi seperti baterai untuk membantu mengatasi fluktuasi pasokan EBT dan meningkatkan keandalan sistem.
Gambar 4.4 Pengujian Signal (Check dan Testing) 4.5 Implementasi AGC dalam Smart Grid Berbasis EBT
Implementasi AGC dalam smart grid berbasis EBT melibatkan beberapa aspek penting, termasuk:
1. Pemodelan dan Optimalisasi AGC : Pemodelan matematis dari sistem tenaga listrik dengan integrasi EBT dan pengembangan algoritma optimalisasi AGC yang sesuai untuk mengoperasikan sistem secara ekonomis dan efisien.
Gambar 4.5 Skematik Logic AGC
2. Infrastruktur Komunikasi dan Kontrol : Implementasi AGC memerlukan infrastruktur komunikasi dan kontrol yang andal untuk memungkinkan pengumpulan data real-time, pengiriman sinyal kontrol, dan koordinasi antara sumber EBT, sumber konvensional, dan pusat kontrol. Pola komunikasi direct yang merupakan design ideal.
Gambar 4.6 Alur komunikasi AGC
3. Integrasi dengan Forecasting dan Manajemen Permintaan : AGC dapat diintegrasikan dengan sistem peramalan cuaca dan permintaan beban untuk mengantisipasi perubahan dalam pasokan EBT dan beban, sehingga memungkinkan kontrol yang lebih efektif.
Gambar 4.7 Proses Kerja AGC
4. Pelatihan dan Pengawasan Operator : Operator sistem tenaga listrik harus dilatih untuk memahami dan mengawasi operasi AGC dalam konteks smart grid berbasis EBT, serta mengambil tindakan yang diperlukan jika terjadi gangguan atau kondisi abnormal. Berikut tampilan monitoring AGC
Gambar 4.8 HMI AGC
Gambar 4.9 AGC Online Testing
Implementasi Automatic Generation Control (AGC) dalam smart grid berbasis energi baru terbarukan (EBT) memungkinkan optimalisasi operasi sistem tenaga listrik dengan cara mempertahankan frekuensi nominal, mengatur pertukaran daya antara area kendali, dan mengoperasikan sumber EBT dan sumber konvensional secara ekonomis. Meskipun terdapat tantangan dalam integrasi EBT, AGC menawarkan solusi untuk mengatasi fluktuasi pasokan energi dan memastikan stabilitas serta keandalan sistem. Dengan pemodelan dan optimalisasi yang tepat, infrastruktur komunikasi dan kontrol yang andal, serta integrasi dengan forecasting dan manajemen permintaan, AGC dapat membantu mewujudkan transisi menuju sistem tenaga listrik yang lebih berkelanjutan dan ramah lingkungan.
