ANALISIS
SKENARIO 1
Disusun oleh:
Rahmat Adi Iryanto
(1410501053)
Benni Susanto
(1410501055)
Ayum Hanifah
(1410501056)
TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS TIDAR 2017
ANALISIS
Untuk memasok beban di utilitas, fasilitas generasi baru, yaitu, 400 dan 600 MW, di 5 tahun dan 10 tahun kali, masing-masing, yang diperlukan. tiga skenario diselidiki sebagai berikut: Utilitas dapat memasang MW berbahan bakar gas alam Unit 400 pada periode pertama dan 600 Unit MW hydro di periode kedua. Namun, jalur transmisi dengan 1500 km MVA kapasitas setara harus dibangun (500 km MVA di Periode pertama dan 1000 MVA km pada periode kedua), sementara tidak ada gas alam baru pipa diperlukan di salah satu periode.
R 400 = beban utilitas, 250 diambil dari Tabel 3.2 pada gas fueled , 10 3= KW ke MW
R 600 = beban utilitas, 1000 diambil dari Tabel 3.2 pada hydro, 10 3= KW ke MW
R 500 = Kapasitas yang dibangun, 5 diambil dari Tabel 3.2 pada h ydro, 10 3= KW ke MW
R 1000 = Kapasitas pada periode kedua, 5 diambil dari Tabel 3.2 pada hydro, 10 3= KW ke MW
R 400 = beban utilitas, 250 diambil dari Tabel 3.2 pada gas fueled, 103/Tahun= KW ke MW per Tahun
R 600 = bahan bakar hydro periode ke dua, 5 diambil dari Tabel 3.2 pada hydro, 10 3 KW ke MW per tahun ditambah dengan C 1IG
C1OL = R 500 x 0.025 x 103 / year
C1OL = biaya operasi jalur transmisi pada unit pembangkit gas alam ; R 500 = berasal dari periode pertama pembuatan jalur transmisi; 0.025 = berasal dari tabel 3.3 yaitu biaya operasi/kVA km tahun; 10 3 = kW ke MW
C2OL = R 1000 x 0.0025 x 10 3/year + R 500 x 0.025 x 103 / year
C2OL = biaya operasi jalur transmisi pada unit pembangkit tenaga air ; R 1000 = barasal dari periode kedua pembuatan jalur transmisi; 0.025 = berasal dari tabel 3.3 yaitu biaya operasi/kVA km tahun; 103 = kW ke MW
C1F = R 0.8 x 400 x 8760 x 30 / year
C1F = biaya bahan bakar minyak; 0.8 = power faktor; 400 = berasal dari pemasangan unit pembangkitan 400MW dengan gas alam di periode pertama; 8760 = jam per satu tahun; 30 = jumlah harga bahan bakar/bulan
C2F = R (0.8 x 1000 x 8760 – 600 x 8760) x 30/year C2F = harga bahan bakar air; 0.8 = power faktor; 1000 = berasal dari pemasangan unit pembangkitan 1000MW dengan tenaga air di periode ke dua; 8760 = jam per satu tahun; 600 = pemasangan unit pembangkit 600MW dengan tenaga air pada periode kedua; 30 = jumlah harga bahan bakar/bulan
C1L= R 40 x 800 x 10 3/year
C1L= biaya kerugian; R 40= peningkatan kerugian sistem pada pembangkit tenaga gas alam di periode pertama ; 800 = biaya kerugian pada pembangkitan /kW; 103 = kW ke MW
C2L= R 60 x 800 x 10 3/year
C2L= biaya kerugian R 60= peningkatan kerugian sistem pada pembangkit tenaga air alam di periode kedua ; 800 = bia ya kerugian pada pembangkitan /kW; 103 = kW ke MW
Dalam hal C1F dan C2F, diasumsikan bahwa kebutuhan energi yang pertama periode diproduksi oleh unit gas berbahan bakar; sedangkan pada periode kedua, beberapa bagian adalah yang dihasilkan oleh unit hidro (pada kapasitas penuh karena biaya operasi rendah) dan sisanya dihasilkan oleh unit gas berbahan bakar. Sekarang berdasarkan poin-poin yang sudah dijelaskan, nilai-nilai harus benar dimodifikasi sebagai berikut:
C1IG = R 400 × 250×10 3 (1/1+0.15)3 + C2IG= R600×1000×10 3 (1/1+0.15)7 C1IG
[(0.15(1+0.15)25)/((1+0.15)25-1)][(1+0.15)15-1/0.15(1+0.15)15))]
(1/1+0.15)7 C2G
[(0.15(1+0.15)15))/((1+0.15)15-1)][(1+0.15)45-1/0.15(1+0.15)45))]
(1/1+0.15)7= R 206529190.1
CIL = R 500 × 5 ×10 3 (1/1+0.15)3 + C2IL= R1000×5×10 3(1/1+0.15)7 C1IL[(0.15(1+0.15)50))/((1+0.15)50-1)][(1+0.15)401/0.15(1+15)40))](1/1+0.15)15 C2G[(0.15(1+0.15)50)/((1+0.15)50-1)][(1+0.15)451/0,15(1+0.15)45))](1/1+0.15)15= R 2603205.4
C1OG= R400×20×10 3[(1+0.15)5-1)/0.15)][(1/1+0.15)10 + C2OG[(1+0.15)51)/0.15)][(1/1+0.15)15= R 22447524.4
C10L= R 500×0.025×10 3[(1+0.15)5-1)/0.15)][(1/1+0.15)5+ C2OL[(1+0.15)51)/0.15)][(1/1+0.15)15= R 51905.2
C1F[(1+0.15)5-1)/0.15)][(1/1+0.15)10+
C2F[(1+0.15)5-
1)/0.15)][1/1+0.15)15= R 183706824.6
C1L[(1+0.15)5-1)/0.15)][(1/1+0.15)10+C2L[(1+0.15)51)/0.15)][1/1+0.15)15= R 93104503.6 Jadi CTOTAL adalah:
Studi telah menunjukkan bahwa untuk skenario di atas, kerugian sistem akan meningkat sebesar 40, 4 dan 12 MW, masing-masing, pada periode pertama dan 60, 6 dan 18 MW, masing-masing, di period. kedua. Dengan asumsi tingkat suku bunga menjadi 15%, biaya kerugian menjadi R 800 / kW, biaya memenuhi beban melalui sistem tetangga untuk menjadi R 0,1 / kWh dan R 0,07 / kWh untuk pertama dan periode kedua, masing-masing, dan load factor untuk 0,8 untuk kedua periode, cari tahu skenario terbaik menggunakan istilah biaya seperti diuraikan pada Tabel 3.2 dan 3.3. Dalam proses evaluasi, menganggap biaya akan meningkat berdasarkan tingkat inflasi tahunan. Selain itu, menganggap biaya investasi untuk akan terjadi pada tahun 3 dan tahun 7, di pertama dan periode kedua, masing-masing.
Pertimbangkan periode penelitian menjadi 15 tahun. Mendefinisikan variabel berikut: CIG = Biaya investasi Pembangkitan CIL = Biaya Investasi Saluran Transmisi CIP = Biaya Investasi Pipa (Gas Alam ) COG = Biaya Operasional Generasi Unit, COL = Biaya Operasional Transmisi Garis COP = Biaya Operasional pipa CL = Biaya Kerugian CF = Biaya Bahan Bakar
