Aliran Daya Optimal dengan Batas Keamanan Sistem Menggunakan Bender Decomposition

Transkripsi

1 Aliran Daya Optimal dengan Batas Keamanan Sistem Menggunakan Bender Decomposition Tri Prasetya Fathurrodli Dosen Pembimbing : Dr. Eng. Rony Seto Wibowo, ST., MT. Prof. Ir. Ontoseno Penangsang, M.Sc., Ph.D.

2 OUTLINES Pendahuluan Latar Belakang, Tujuan, Permasalahan, Batasan Masalah Aliran Daya Optimal (ADO) dengan Batas Keamanan Sistem Aliran Daya Optimal dengan Batas Keamanan Sistem Bender Decomposition pada ADO dengan Batas Keamanan Sistem ADO dengan Batas Keamanan Sistem Menggunakan Bender Decomposition Hasil Simulasi dan Analisa Sistem 9 Bus IEEE Sistem Jawa Bali 500 KV Penutup Kesimpulan

3 Sistem tenaga listrik terinterkoneksi penjadwalan optimal ekonomi sangat diperlukan Latar Belakang Economic Dispatch Constraints saluran Aliran Daya Optimal Constraints keamanan sistem Aliran Daya Optimal dengan Batas Keamanan Sistem

4 Tujuan Mengetahui penggunaan bender decomposition dalam menyelesaikan masalah aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem Mensimulasikan dan menganalisis aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem menggunakan bender decomposition. Mengetahui nilai pembangkitan daya generator dan deviasi pembangkitan daya generator terhadap batas ramp rate.

5 Permasalahan Bagaimana membuat program aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem menggunakan bender decomposition Bagaimana pengaruh dari kontingensi dan parameter ramp rate terhadap daya terbangkit, deviasi daya terbangkit, dan biaya operasi pembangkitan Bagaimana meniadakan nilai deviasi daya terbangkit saat terjadi kontingensi menggunakan bender decomposition

6 Batasan Masalah Ramp rate dianggap sama untuk ramp up dan ramp down Metode yang dipakai untuk menyelesaikan permasalahan adalah Bender Decomposition Kontingensi lepas saluran single track atau double track Studi aliran daya yang digunakan ac opf Simulasi dilakukan dengan menggunakan program Matpower 4.1 dan Matlab R2010a

7 Kondisi ADO Kondisi Normal Kondisi Kontingensi 1 Kondisi Kontingensi 2 Kondisi Kontingensi 3

8 Aliran Daya Optimal dengan Batas Keamanan Sistem Aliran Daya Optimal (ADO) merupakan Economic Dispatch yang memperhatikan pengoptimalan daya pada saluran dengan mempertimbangkan batasan-batasan. Aliran daya optimal bertujuan untuk meminimalkan biaya operasi Fungsi Objektif N N 2 T i( i) ( i i. i i. i ) i 1 i 1 MinF F P P P Equality constraints NB P P V V ( G cos( ) B sin( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1 NB Q Q V V ( G sin( ) B cos( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1 P Q V Inequality Constraints P P Gmmin Gm Gmmax Q Q Gmmin Gm Gmmax m, min m m,max V S S mn max mn V p P u0 P ( u ) P p Gm Gm p Gm

9 Bender Decomposition Subproblem Kondisi Kontingensi Bender Decomposition Masterproblem Kondisi Normal

10 Bender Decomposition (BD) Bender Decomposition dapat digunakan untuk membagi (dekomposisi) program aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem ke dalam bagian subproblem dan masterproblem. Subproblem - Fungsi Objektif: Minimize α p - Equality constraints Power Balance NB P P V V (G cos( ) B sin( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1 NB Q Q V V (G sin( ) B cos( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1

11 - Inequality Constraints... lanjutan Kapasitas pembangkitan daya aktif generator P P P min p max Gm Gm Gm Kapasitas pembangkitan daya reaktif generator Q Q Q min p max Gm Gm Gm Batas tegangan V V V min max m m m Kapasitas saluran S S mn max mn Batas ramp rate p p PGm u0 PGm ( up) P 0 Gm u P P p Gm0 Gm0 p 0 u P P p p Gm0 Gm0 p 0 0 k u u p p u p

12 ... lanjutan Master Problem - Fungsi Objektif N Minimize a P b P c i 0 2 i i i i i - Equality Constraints NB P P V V (G cos( ) B sin( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1 NB Q Q V V (G sin( ) B cos( )) Gm Dm m n mn m n mn m n n 1 - Inequality Constraints P P P min p max Gm Gm Gm Q Q Q min p max Gm Gm Gm V V V min max m m m S S mn max mn ( P P ) 0 k p G0 G0

13 Flowchart Program Start Hitung Pg0 ADO- kondisi normal Pg0 Hitung α ADO-kondisi kontingensi α, λ Flowchart disamping merupakan proses program dalam menghitung nilai α dan biaya operasi pembangkit yang terdapat dalam bagian master problem dan subproblem λ merupakan lagrange multiplier N Kontingensi terakhir Y α = 0? N Y End

14 Sistem 9 Bus IEEE Sistem 9 Bus IEEE 100 MW 35MVAR T2 Load C T3 G2 7 G Load A 125 MW 50MVAR 9 5 Load B 90 MW 30MVAR T1 4 1 G1 Gambar di atas merupakan Sistem 9 Bus IEEE mempunyai 9 Bus, 9 Saluran, 3 Generator, dan 3 Beban

15 Hasil Simulasi Hasil Simulasi pada Sistem 9 Bus IEEE Profil 1 Ite rasi Kondisi Pg(MW) α λ Unit 1 Unit 2 Unit 3 (MW) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Biaya ($/hr) normal Kontingensi normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi

16 ... lanjutan α bernilai 0 saat iterasi ke-38 Ite rasi Kondisi Pg(MW) α λ Unit 1 Unit 2 Unit 3 (MW) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Biaya ($/hr) normal Kontingensi normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi

17 ... lanjutan α (MW) 2,5 2 1,5 1 0,5 Iterasi Deviasi Daya > > > > > > 0 Gambar di samping merupakan grafik iterasi deviasi daya yang dibangkitkan terhadap batas ramp rate. α bernilai 0 saat iterasi ke-38 dari α semula bernilai 1.92 MW Iterasi Biaya Pembangkitan Iterasi Alfa (α) Gambar di samping merupakan grafik iterasi perhitungan biaya operasi pembangkit. Iterasi berhenti pada iterasi ke-38 dengan biaya operasi sebesar $/hr dari biaya semula sebesar $/hr Biaya ($/hr) Iterasi Biaya

18 Profil 2 Hasil Simulasi pada Sistem 9 Bus IEEE profil 2 Ite rasi Kondisi Pg(MW) α λ Unit 1 Unit 2 Unit 3 (MW) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Biaya ($/hr) normal Kontingensi normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi α Iterasi ke Unit Unit Unit

19 ... lanjutan α bernilai 0 saat iterasi ke-12 Ite rasi Kondisi Pg(MW) α λ Unit 1 Unit 2 Unit 3 (MW) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Biaya ($/hr) normal Kontingensi normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi Normal Kontingensi

20 ... lanjutan Hasil Simulasi pada Sistem 9 Bus IEEE profil 2 α (MW) 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Iterasi Deviasi Daya > > > > > > Iterasi Alfa (α) Gambar di samping merupakan grafik iterasi perihitungan biaya operasi pembangkit. Iterasi berhenti pada iterasi ke-12 dengan biaya sebesar $/hr dari biaya semula sebesar $/hr Gambar di samping merupakan grafik iterasi deviasi daya yang dibangkitkan terhadap batas ramp rate. α bernilai 0 saat iterasi ke-12 dari nilai α semula 2.95 MW. Biaya ($/hr) Iterasi Biaya Pembangkitan Iterasi Biaya

21 Sistem Jawa Bali 500 KV Hasil Simulasi pada Sistem Jawa Bali 500 KV Iterasi Deviasi Daya Iterasi Biaya Pembangkitan ,3445 x , ,7 06 α (MW) Biaya (Rp/hr) Iterasi , Iterasi Alfa (α) Biaya

22 Kesimpulan 1. Aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem mempertimbangkan kontrol preventif dan korektif telah dilakukan. Hal ini dapat diamati bahwa pendekatan yang diusulkan telah berhasil memecahkan masalah. Pelanggaran sistem dapat dihindari pada kondisi normal dan kontingensi. Jika kontrol korektif, redispatch daya dalam kasus ini, melanggar ramp rate, kontrol pencegahan harus diambil untuk mengurangi penyimpangan pembangkit listrik. Meskipun kontrol preventif umumnya dapat mengurangi biaya dengan menghindari load shedding, hal itu juga memerlukan biaya operasional tambahan. Kenaikan biaya operasi unit pembangkit yang tinggi dan penurunan biaya operasi yang murah unit pembangkit dapat berkontribusi untuk biaya operasi pembangkit tambahan ini. 2. Pada simulasi sistem 9 bus IEEE program aliran daya optimal dengan batas keamanan sistem menghasilkan total biaya operasi pembangkit lebih mahal 6.18 % untuk profil 1, 4.95 % untuk profil 2 dan % untuk sistem Jawa Bali 500 KV jika dibandingkan dengan aliran daya optimal tanpa batas keamanan sistem. Hal ini karena perhitungan jadwal pembangkitan memperhatikan batasan keamanan saat terjadi kontingensi, penyesuaian daya yang dibangkitkan untuk meniadakan deviasi terhadap batasan yang ditentukan.

23 Referensi 1. M. Haaban, W. Li, H. Liu, Z. Yan, Y. Ni dan F. Wu. ATC calculation with steady-state security constraints using Bender decomposition, IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., Vol. 150, No. 5, September F. Capitanescu, Louis Wehenkel. Experiments with the interior-point method for solving large scale Optimal Power Flow Problems, Electric Power Systems Research, Vol81, pp , August, Costa, A.L., Simo es Costa, A. Energy and ancillary service dispatch through dynamic optimal power flow, Electrical Power Systems Research, Vol.77, pp , August, IEEE. All in a Day s Work Building Up Solar Energy. IEEE Power & Energy Magazine for electric power professionals, Vol.11, No. 3, March Chung, C.Y., Yan, W., Liu, F., Decomposed predictor-corrector interior point method for dynamic optimal power flow, IEEE Trans. Power Syst, Vol.26, pp , March, Allen J. Wood, Bruce F. Wollenberg, Power, Generation, Operation, and Control, John Willey & Sons Inc, America, Saadat, Hadi, Power System Analysis 2nd Edition, McGrowHill, Ch.1, Nikman T., M.R. Narimani, J. Aghaei, S. Tabatabaei, M. Nayeripour, Modified Honey Bee Mating Optimisation to solve Dynamic Optimal Power Flow Considering Generator Constraints, IET Generation Transmission and Distribution, vol.10, pp , June, 2011.

24

25 Lagrange multiplier adalah sebuah pengali dalam teknik menyelesaikan optimasi dengan batasan persamaan, mengubah persoalan titik ekstrim terkendala menjadi ekstrem bebas kendala, misal n 2 C t = (α i +β i P i + γ i P i )dengan n g i=1 i=1 P i = P D menjadi persamaan n g L = C t + λ P D P i i=1

26 Ramp rate diartikan sebagai kemampuan power plant dalam menanggung loncatan beban secara cepat. Biasanya diukur berdasarkan berapa % dari kapasitas pembangkit dan diukur dalam kurun waktu tertentu (biasanya dalam menit). Contoh sebuah pembangkit diketahui mempunyai ramp rate = 5 % per menit. Sebuah pembangkit dengan kapasitas 30 MW mempunyai ramp rate 5%/menit atau sama dengan 1.5 MW/menit. Dalam perancangan sebuah sistem kelistrikan yang akan diterapkan mesti disesuikan karakteristik beban dengan pembangkit yang akan dipasang. Hal ini yang sering kali dilupakan oleh banyak enginer. Sehingga yang kerap terjadi, sisi pembangkit dan beban dibuat sendiri2 tanpa saling dihubungkan. Alhasil, banyak terjadi kasus dimana ketika plant selesai dibuat akhirnya sisi pembangkit tidak mampu me-startup beban yang terpasang. Yang akhirnya segala daya baik itu re-design maupun penambahan peralatan pembangkit dilakukan untuk meningkatkan kapasitas unit pembangkit agar dapat menghandle operasi disisi beban.

27 Ramp rate sangat dipengaruhi oleh berbagai sistem yang terpasang di dalam pembangkit tersebut. Secara general, pembangkit dengan turbin uap bahan bakar batu bara mempunyai level ramp rate yang kecil. Karena untuk membangkitkan daya gerak untuk memutar generator dibutuhkan proses panjang, dari mulai coal feeding ke tungku pembakaran, membakar batu bara, memanaskan air, steam generating, hingga akhirnya generator dapat berputar dan mensupply beban. Lamanya proses steam generating inilah yang menyebabkan response time oleh pembangkit batu bara menjadi lama dan hanya dapat menghasilkan ramp rate yang kecil saja. Berbeda halnya dengan pembangkit seperti diesel genset. Dikarenakan proses pembakaran bahan bakarnya begitu cepat, hingga proses men-generate power dapat cepat dihasilkan.

28 Ramp rate adalah batasan yang menyatakan batas laju penambahan maupun pengurangan daya output generator [8]. Ramp rate digunakan untuk mempertahankan thermal gradient dan pressure gradient dalam turbin maupun boiler pada batasan aman sehingga life time pembangkit dan peralatan pendukung pembangkit tidak menurun. Asumsi ramprate yang digunakan dalam Tugas Akhir ini menggunakan acuan standar IEEE yang dimuat di [4]. PLTU = 0.2%/min, PLTA, PLTG dan PLTGU = 100 % /min

29 Tipikal Ramp Rate IEEE

30 Ramp rate 9 Bus IEEE Profil 1 dan 2 Pmax Pmin ΔP Ramp rate Unit (MW) (MW) (MW) (MW) Pembangkit Pmax (MW) 0.2 % /min x P Ramp rate Sistem Jawa Bali 500 KV Pmin (MW) P (MW) Ramp rate (MW) PLTU Suralaya PLTGU MuaraTawar PLTA Cirata PLTA Saguling PLTU Tanjung Jati PLTGU Gresik PLTU Paiton PLTGU Grati

31 Hasil Simulasi Hasil Simulasi pada Sistem 9 Bus Profil 1

32 ... lanjutan

33 ... lanjutan

34 Profil 2 Hasil Simulasi pada Sistem 9 Bus IEEE profil 2 α Iterasi ke Unit Unit Unit

35 Profil 1 Profil MW 35MVAR 100 MW 35MVAR T2 Load C T3 T2 Load C T3 G2 7 G3 G2 7 G Load A 125 MW 50MVAR 9 5 Load B 90 MW 30MVAR Load A 125 MW 50MVAR 9 5 Load B 90 MW 30MVAR 4 4 T1 T1 1 1 G1 G1

36 N o Pembang kit Daya (MW) Min Maks 1 Unit Unit Unit γ β α Dari bus Ke Bus r (pu) x (pu) b (pu) No bus Tipe Bus P (MW) Beban Q (MW) 1 Slack Generator Generator Load Load Load Load Load Load

37 ` Suralaya 1 Single Line Diagram 2 Cilegon ` 24 Balaraja Cibinong Gandul Bekasi Cirata Saguling Cibatu 6 13 Bandung Selatan Muaratawar Cawang 8 Mandiracan Kembangan 3 18 Depok 19 Tasikmalaya Pedan 20 Sistem Jawa Bali 500 kv Sistem Jawa Bali 500 kv terdiri dari 25 Bus dengan 30 saluran dan 8 pembangkit. Diantara 8 pembangkit tersebut ada 2 pembangkit listrik tenaga air [7]. Ungaran 14 Kediri 21 Ngimbang Surabaya Barat 23 Grati Tanjung Jati Gresik Paiton 22

38 Data Beban Sistem Jawa Bali 500 kv No Bus Nama Bus Type Bus P (MW) Beban Q (MVar) 1 Suralaya Slack Cilegon Load Kembangan Load Gandul Load Cibinong Load Cawang Load Bekasi Load MuaraTawar Generator Cibatu Load Cirata Generator Saguling Generator Bandung Selatan Load Mandiracan Load Ungaran Load Tanjung Jati Generator Surabaya barat Load Gresik Generator Depok Load Tasik Malaya Load Pedan Load Kediri Load Paiton Generator Grati Generator Balaraja Load Ngimbang Load Data pembebanan pada hari Kamis, tanggal 26 Mei 2011, pukul WIB.

39 Data Saluran Sistem Jawa Bali 500 kv Dari Bus Ke Bus r (pu) x (pu) b (pu) Dari Bus Ke Bus r (pu) x (pu) b (pu)

40 Daya (MW) No Pembangkit Minimum Maksimum 1 Suralaya Muaratawar Cirata (PLTA) Saguling (PLTA) Tanjung Jati Gresik Paiton Grati