OPTIMASI ECONOMIC DISPATCH PEMBANGKIT SISTEM 150 KV JAWA TIMUR MENGGUNAKAN METODE MERIT ORDER

Transkripsi

1 OPTIMASI ECONOMIC DISPATCH PEMBANGKIT SISTEM 150 KV JAWA TIMUR MENGGUNAKAN METODE MERIT ORDER

2 Latar Belakang Bertambahnya kebutuhan tenaga listik sejalan dengan bertambahnya populasi penduduk, berkembangnya teknologi dan peningkatan infrastruktur. Peningkatan kebutuhan tenaga listrik tidak bisa secara langsung diatasi melalui penambahan jumlah pembangkit listrik Produsen tenaga listrik harus mengelola pembangkitannya dengan bijak supaya semua beban masih bisa terpenuhi dengan biaya produksi seefisien mungkin. Beban pada sistem yang berubah-ubah setiap saat

3 Mengetahui performa dari metode Merit Order dalam penyelesaian masalah penjadwalan pembangkit dan Economic Dispatch. Mengetahui perbandingan biaya optimum yang diperoleh dari simulasi dengan metode Merit Order dan dengan metode Brute Force pada sistem 150 kv Jawa Timur. Mendapatkan biaya minimum dalam sistem tenaga listrik 150 kv di Jawa Timur dalam memenuhi permintaan beban dengan metode Merit Order.

4 Penjadwalan pembangkit dan perhitungan Economic Dispatch hanya pada pembangkit thermal yang terhubung langsung pada sistem 150 kv Jawa Timur. Rugi-rugipada jaringantransmisidiabaikan. Kondisi sistem selalu dalam keadaan normal dan tidak mem-perhitungkan apabila terjadi gangguan (security dispatch). Cadangan berputarpembangkit thermal diabaikan. PLTA di Jawa Timur diasumsikan telah dioptimalkan secara terpisah dari pembangkit thermal.

5 Tujuan utama dari Economic Dispatch adalah meminimalkan konsumsi bahan bakar dari pembangkit pada keseluruhan sistem dengan menentukan daya output setiap unit pembangkit Kombinasi daya output yang dibangkitkan oleh tiap generator pada sistem harus memenuhi kebutuhan beban dari sistem tenaga listrik (equality constraint) Daya output harus memenuhi batas minimum serta maksimum dari daya yang dapat dibangkitkan oleh generator (inequality constraint)

6 F 1 Boiler Turbin P 1 F 2 Boiler Turbin P 2 Jaring transmisi dengan rugi-rugi P loss Fn Boiler Turbin Pn P LOAD Gambar 2.7 N unit pembangkit melayani beban P load

7 Karakteristik Input Output Unit Thermal Cost Input (Rp/h) P Gmin P Gmax P G Output (MW) Gambar 2.2 Kurva input-output pembangkit thermal

8 Economic Dispatch (ED) Bentuk typical dari persamaan cost function pembangkit adalah persamaan polynomial orde dua dan direpresentasikan sebagai berikut : equality constraint ƩPi = Pd 2 i ( Pi ) = ai + bi Pi ci Pi F + 2 i i = i + i i + i i Min F ( P ) Min ( a b P c P ) inequality constraint P min P P Gi G Gi max

9 Mulai Persamaan karakteristik I/O generator, Daya Min-Max Generator Estimasi harga λ Gambar 2.8 Flow chart economic dipstach dengan iterasi lambda dan mengabaikan rugi-rugi transmisi Menghitung harga λ yang baru Menghitung Pi Untuk i = 1 sampai N Menghitung = P load Ʃ Pi Iterasi pertama? Ya Tidak Tidak Toleransi Ya Cetak hasil selesai

10 Penjadwalan Pembangkit (Unit Commitment) Penjadwalan pembangkit menentukan unitmana yang aktif dan unit mana yang tidak aktif dalam melayani beban sistem selama siklus waktu tertentu. Dalam membuat penjadwalan tersebut menggunakan pertimbangan teknisdan ekonomis. Dari sejumlah unit pembangkit yang ada, maka untuk menentukan unit mana saja yang beroperasi dan tidak beroperasi pada jam tertentu dapat diperhitungkan dengan membuat kombinasi operasi dari unit-unityang ada.

11 Batasan Penjadwalan Pembangkit Unit Thermal Minimum up and down time Start up cost

12 Metode Brute Force Metode ini memilih kombinasi pembangkit yang menghasilkan total biaya bahan bakar paling murah pada setiap level beban sebagai solusi optimalnya. Jumlah kemungkinan kombinasi yang diperiksa tergangtung pada jumlah unit yang tersedia dengan jumlah kombinasi sebanyak 2 N -1 Pada setiap perubahan level beban, metode ini mampu mencari kombinasi biaya termurah dengan memenuhi constraint.

13 Mulai Karakteristik I/O Generator, Daya Min-Max Generator, Minimum Up/Down Time, Start up cost Cost (K,I) = Min [ Pcost (K,I) + Scost (K,I)] Tidak Biaya Produksi Termurah? Gambar 2.10 Flow chart algoritma untuk penjadwalan pembangkit dengan metode brute force Ya L = N state yang mungkin pada interval K-1 K = K + 1 Cost (K,I) = Min [ Pcost (K,I) + Scost (K,I)] + Cost (K-1,L) Tidak Biaya Produksi Termurah? Ya Tidak Jam terakhir? Ya Jalur penjadwalan optimal Selesai

14 Metode Merit Order Metode penjadwalan pembangkit dengan mengurutkan operasional pembangkit dari yang unit dengan biaya produksi termurah sampai dengan yang biaya produksi termahal untuk memenuhi beban. Daftar merit order disusun berdasarkan biaya bahan bakar perjam setiap unit yang beroperasi pada output maksimumnya. Selanjutnya disusun urutan pembangkit sesuai dengan prioritasnya mulai unit yang termurah sampai dengan unit yang termahal. Selanjutnya dapat disusun kombinasi pembangkit berdasarkan daftar merit order yang telah ditentukan untuk mensuplai beban

15 Mulai Karakteristik I/O Generator, Daya Min-Max Generator, Minimum Up/Down Time, Start up cost Menyusun daftar kombinasi merit order untuk mensuplai beban Gambar 2.11 Flow chart metode merit order untuk penyelesaian penjadwalan pembangkit Cost (K,I) = Min [ Pcost (K,I) + Scost (K,I)] K = K + 1 Cost (K,I) = Min [ Pcost (K,I) + Scost (K,I)] + Cost (K-1,I) Tidak Jam terakhir? Ya Selesai

16 Ke CEPU DWIMA BRATA TUBAN III PLN+KONS BJGRO KEREK SGMDU4 BABAT PLTU TANJ. AWAR-2 TUBAN SGMDU5 LNGAN PLTGU BLOK 2, 3 GRSIK 7 500/150 kv 1 = 500 MVA KONFIGURASI JARINGAN SISTEM REGION JAWA TIMUR BLOK 1 GRSIK 5 PLTU PLTG 2x100 MW 1x20, 2x20.1, Ke PLGU Blok I 2x200 MW 1x21, 1x21.35 SST 1 154/6.3 kv APRMA PLTG x 28 MVA GLMUR KABEL LAUT TNDES DGRAN KPANG BKLAN SAMPG PKSAN SWHAN UDAAN SMNEP GBONG PLTU 2 x 50 MW PERAK 5 PERAK 4 MKBAN KABEL TANAH SIMPG WKRMO SBSEL NGGEL KABEL TANAH UJUNG KJRAN Ke SRGEN MGTAN NGAWI MNRJO5 KE UNGARAN KE PEDAN MRGEN NGJUK CRBAN SMSIK 1 = 20 2 = 20 PCTAN KETERANGAN : Pmt Terbuka Operation Normal 500 kv 150 kv 70 kv RENCANA A 2 1 KTSNO SYZAG MNRJO 4B PLTA MADIUN 6.1 MW KDIRI 7 PNRGO PKMIA PLOSO A JKTAS BNRAN5 SBRAT 7 NGORO GGRAM DLOPO BNRAN4 10 MVAr /150/66 kv 2x500 MVA TLGPA TGLEK B KDIRI 5 KSJTM MPION SB PARE TLGNG B PLTA 2 x 18 MW 500/150/66 kv 2x = 500 MVA CERME MNYAR SKTIH5 CKBRU MJGNG x 6.3 MW PLTA WNRJO BLBDO AJMTO SBRAT5 BBDAN DYRJO5 TARIK SKTIH4 3.6 MW PLTA LDOYO A BLTRU 1 x 4.5 MW WLNGI4 3 = 30 SIMAN PLTA 3 x BNGUN 1x 4.48 MW PLTA SLRJO Jumper T. 42 A B PLTA MDLAN PLTA 2 x 27 MW WARU5 KLANG DYRJO4 MIWON BCKRO 1 x 5.6 MW SKLING 3 x 5.8 MW BDRAN5 PNMAS LWANG PLTA 3 x 35 MW WLNGI5 STAMI5 KBAGN5 KKTES A WARU4 B PRONG4 5 = MPION ISPDO GRATI5PLTGU BLOK.II GDTAN RJOSO B B A PDAAN BNGIL4 SKRJO 1 = 60 2 = 30 B PLHAN KBAGN4 TUREN 1 2 SGRUH A BLBNG A PAKIS PLTA 2 x 14.5 MW 500/150 kv 500 MVA PBLGO PIER LJANG GPGAN RNKU T GRATI7 TGGUL 1 2 GTENG BWNGI BLOK.I 3 x MW GNDNG KRSAN BDWSO JMBER SVC MVAR KABEL LAUT PITON7 PLTU 2 x 400 MW 2 1 bali SLILO /150 kv 1 = 500 MVA 2 = 500 MVA STBDO PITON5

17 Inter Bus Transformer (IBT) 500/150 KV IBT 500/150kV dalam konfigurasi sistem 150 KV Jawa Timur dianggap sebagai suatu sumber generator yang menyuplai sistem 150 KV dengan kapasitas daya tertentu. Terdapat 12 IBT 500/150kV di region jawa timur dengan daya maksimum setiap IBT 500 MVA.

18 PLTA di Jawa Timur Terdapat total 12 blok PLTA di Jawa Timur. Pembangkit yang terhubung dengan saluran 150 KV di Jawa Timur adalah PLTA Wlingi dan Sutami. Total kemampuan daya PLTA di Jawa Timur sebesar MW.

19 Batasan Daya dan Fungsi Biaya Unit No Pembangkit Pmax (MW) Pmin (MW) Fcost (Rp/h) P P PLTGU Gresik Blok PLTU Gresik 3& ,42 P ,75 P ,43 3 PLTU Gresik 1& ,23 P ,98 P ,93 4 PLTU Perak 3& ,9 P ,8 P ,99 PLTG Gili Timur P P &2 6 PLTG Grati Blok ,31 P ,32 P ,71 7 PLTG Gresik 1& ,15 P ,67P ,5

20 Minimum up / down time dan biaya start unit No. 1 Pembangkit PLTGU Gresik Blok1 Min Up Time (Jam) Min Down Time (Jam) Kondisi Awal Pembangkit (Jam) Biaya Start (Rp) PLTU Gresik 3& PLTU Gresik 1& PLTU Perak 3& PLTG Gili Timur 1& PLTG Grati Blok PLTG Gresik 1&

21 MW KURVA BEBAN YANG DITANGGUNG UNIT THERMAL Beban yang ditanggung unit termal pada tanggal 6 Oktober 2011 memiliki beban puncak 1306 MW pada jam dan beban terendah 744 MW pada jam Data diperoleh berdasarah realisasi beban dan daya oleh P3B Jawa Bali.

22 Aplikasi Merit Order Sistem Kelistrikan 150 kv Jawa Timur Pembanding Real System Brute Force

23 Penjadwalan Pembangkit pada Real System Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) Daya Total (MW) Biaya Total (Rp) Jam Total Biaya

24 Daftar Urutan Merit Order Prioritas Ke No. Pembangkit Nama Pembangkit Biaya Produksi Rata-Rata (Rp/MWh) 1 1 PLTGU Gresik Blok , PLTU Gresik 3& , PLTU Gresik 1& , PLTU Perak 3& , PLTG Gili Timur , PLTG Grati , PLTG Gresik ,27

25 Kombinasi pembangkit dengan metode Merit Order Kombinasi Unit Pmin (MW) Pmax (MW)

26 Penjadwalan Pembangkit dengan Merit Order Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) Daya Total (MW) Biaya Total (Rp) Jam Total Biaya

27 Penjadwalan Pembangkit dengan Brute Force Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) Daya Total (MW) Biaya Total (Rp) Jam Total Biaya

28 Grafik Perbandingan Biaya Produksi Tiap Jam Real System Merit Order Brute Force

29 Perbandingan Total Biaya Metode Total Biaya Real System Brute Force Merit Order

30 KESIMPULAN 1. Kombinasi pembangkit yang digunakan metode merit order lebih sedikit dengan mengurutkan operasional pembangkit dari pembangkit yang termurah sampai pembangkit yang termahal, sehingga proses perhitungan lebih cepat. 2. Kombinasi merit order akan menghasilkan biaya produksi pembangkitan paling murah pada saat unit dibebani mendekati daya maksimumnya, karena penyusunan daftar merit order berdasarkan harga produksi rata-rata setiap unit saat daya maksimum. 3. Total biaya produksi pada real system selama satu hari sebesar Rp , untuk total biaya produksi yang di hasilkan metode merit order sebesar Rp , sedangkan metode brute force menghasilkan total biaya produksi sebesar Rp Dengan metode merit order mampu menghasilkan solusi yang lebih optimal dibandingkan dengan real system dan metode brute force. Metode merit order mampu menghemat biaya produksi sebesar Rp ,- atau 11.59% dibandingkan dengan real system, jika dibandingkan dengan metode brute force mampu menghemat biaya pembangkitan sebesar Rp ,- atau 0.37%

31 DAFTAR PUSTAKA 1. Saadat Hadi, Power System Analysis, McGrowHill Companies, Singapura Allen J.W. dan Bruce F.W., Power Generation, Operation and Control, John Willey & Sons Inc, America, Murty P.S.R., Operation and Control in Power System, BS Publication, Berlin, Zhu Jizhong, Optimization of Power System Operation, IEEE press series on Power Engineering, OPSO, John Willey & Sons Inc, America, Penangsang Ontoseno, Diktat Kuliah Pengoperasian Optimum Sistem Tenaga, Jurusan Teknik ELektro ITS. 6. Ongsakul W., Real-Time Economic Dispatch Using Merit Order Loading for Linear Decreasing and Staircase Incremental Cost Functions, ElectricPower Systems Research, Dieu VN, Ongsakul W., Enhanced merit order and augmented Lagrange Hopfield network for unit commitment, Proceedings of the 15th power systems computation conference, G. B. Sheble, Real-Time Economic Dispatch and Reserve Allocation Using Merit Order Loading and Linear Programming Rules, IEEE Transactions on Power Systems, 1989

32