ANALISIS KEANDALAN DAN ECONOMIC DISPATCH PADA UNIT PEMBANGKIT MUARA KARANG JAKARTA UTARA

(1)

ANALISIS KEANDALAN DAN

ECONOMIC

DISPATCH

PADA UNIT PEMBANGKIT

MUARA KARANG JAKARTA UTARA

OLEH :

HELMI USMAN

2207100 039

DOSEN PEMBIMBING :

Prof.Ir.Ontoseno Penangsang, M.Sc, Ph.D

Prof.Dr.Ir.Adi Soeprijanto, MT

(2)

Latar Belakang



Perkembangan beban di wilayah Jakarta Utara sampai saat ini

terus mengalami peningkatan yang cukup signifikan.



Muara Karang merupakan pusat suplay listrik utama untuk

daerah VVIP ( gedung DPR/MPR, Istana Kepresidenan, dan

Bandara Soekarno-Hatta).



Perlu adanya tinjauan lebih terhadap kinerja tiap-tiap unit

pembangkit di PT.PJB Muara karang

(3)

Rumusan Masalah



Permasalahan yang ada saat ini adalah

bagaimanakah sebenarnya tingkat keandalan

dari tiap-tiap unit di UP Muara karang.



Bagaimana cara menghasilkan output daya

yang maksimum dengan biaya seminimal

mungkin.

(4)

TUJUAN

TREND KEANDALAN

Tujuan yang dibahas pada Tugas Akhir kali ini adalah

TREND DAYA

Ditinjau selama 10 Tahun

(5)

Batasan Masalah



Dalam Analisa Economic Dispatch

losses diabaikan (P

_loss

=

_{0 MW)}



Take-or-pay contract tidak

diperhitungkan dalam pembahasan

tugas akhir ini.



Dalam analisis ini hanya ditampilkan

data selama selang waktu 2001 – 2010

(6)

Metodologi

Pengumpulan Data (2001

-2010 )

Studi Literatur

Pengolahan Data

Perhitungan dan Analisa

(7)

Keandalan dan

Economic

Dispatch



Rumus Keandalan :

Lama suatu pembangkit

menyala (ketika ada

gangguan) / lama suatu

pembangkit menyala (ketika

tidak ada gangguan)

Ketika tidak ada gangguan

nilai maksimum suatu

pembangkit menyala adalah

24 x 365 = 8760 jam



Rumus economic Dispatch

dimana :

FT = total biaya pembangkitan (Rp).

F

i

(P

i

) = fungsi biaya input-output dari pembangkit

i (Rp/jam).

a

i

, b

i

, c

i

= koefisien biaya dari pembangkit

i

.

P

i

= output pembangkit

i

(MW)

n = jumlah unit pembangkit.

(8)

PLTGU 1.0

_{PLTGU 1.1}

PLTGU 1.2

PLTGU 1.3

PLTU 1

PLTU 2

PLTU 3

PLTU 4

PLTU 5

PLTGU

PLTU

DATA MASING-MASING UNIT

PEMBANGKIT

(9)

Hasil perhitungan keandalan (reliability)

PLTGU 1.0

_{PLTGU 1.1}

PLTGU 1.2

PLTGU 1.3

PLTGU

PLTU 1

PLTU 2

PLTU 3

PLTU 4

PLTU 5

PLTU

(10)

Data persamaan input dan

output

NAMAKIT

[MW]

Rp/jam1

Rp/jam2

Rp/jam3

Rp/jam4

MW1

MW2

MW3

MW4

MKRNG1U

44

60

70

81 62587

83202

96277

110710

MKRNG2U

44

60

70

81 62587

83202

96277

110710

MKRNG3U

44

60

70

81 62587

83202

96277

110710

MKRNG4U

90

115

140

162 117476

147975

178561

205448

MKRNG5U

90

115

140

162 117476

147975

178561

205448

MKRNG 1.0

50

65

85

90 19857

25201

32760

34687

MKRNG 1.1

110

123

137

150 31584

35257

39237

42942

MKRNG 1.2

200

233

267

275 56216

65013

74177

76366

MKRNG 1.3

200

233

267

275 56216

65013

74177

76366

(11)

Tambahan pembangkit 2010

PLTGU 2.1

PLTGU 2.2

keandalan

Menyala (jam)

0.855357686

6244.933333

keandalan

Menyala (jam)

0.924271309

7400.616667

NAMAKIT

PERUSAHA

AN

[MW]

Rp/jam1

Rp/jam2

Rp/jam3

Rp/jam4

MW1

MW2

MW3

MW4

MKRNG 2.1

300

355

375

420 81241

95062

100101

111707

(12)

(13)

economic dispatch

Gen B

Gen A

Gen C

Load A

Load B

Load C

Load D

Bus A

Bus B

Bus C

Bus D

(14)

Economic Dispatch

Gen A

Gen B

Gen C

Load A

Load B

Load C

Load D

Permasalahannya adalah:

Bagaimana cara menentukan daya

terbangkit oleh masing-masing

generator (A, B, dan C)

supaya dapat menyuplai semua

beban

(A, B, C, dan D)

dengan biaya

seminimal mungkin

Inilah yang dimaksud

dengan:

(15)

Economic Dispatch



Besarnya biaya pembangkitan didapat dari persamaan:



2 

Biaya_pembangkitan =

a +b P +c P

_i

_{i Gi}

i=1

jml_gen



Dengan:

P

_Gi

= daya terbangkit oleh generator ke-i

a

_i

, b

_i

,c

_i

= konstanta-konstanta pembangkitan

(16)

Economic dispatch

X

_Y

Input layer

Hidden layer

Output layer

W (1,1)

W (1,2)

W (1,3)

W (1,jml_gen)

1

1 Data output

=

Target

PG1

PG2

PG3

PG(jml_gen)



Data

Input

(17)

Data

Input

X

Y

Input layer

Hidden layer

Output layer

W (1,1)

W (1,2)

W (1,3)

W (1,jml_gen)

1

1 jml_in

(i)

(i,1)

i=1

Zin

=



X

.W

















j

- Zini

1 + e

Z

1 - e

=



(18)

Perhitungan economic dispatch



2 

Biaya_pembangkitan

=

a +b P

_i

_{i Gi}

+c P

_{i Gi}

i=1

jml_gen

(n)



(19)

Hasil Fungsi biaya Input

-Output



PLTGU 1.0 566.01 2.9186e+005 3.8463e+006



PLTGU 1.1 46.115 2.2062e+005 1.0909e+007



PLTGU 1.2 50.507 2.4459e+005 5.2785e+006



PLTGU 1.3 50.507 2.4459e+005 5.2785e+006



PLTGU 2.1

45.584 2.7213e+005 1.0969e+006



PLTGU 2.2

45.584 2.7213e+005 1.0969e+006



PLTU 1

528.83 1.2348e+006 7.2273e+006



PLTU 2 528.83 1.2348e+006 7.2273e+006



PLTU 3 528.83 1.2348e+006 7.2273e+006



PLTU 4 24.725 1.2158e+006 7.8512e+006



PLTU 5 24.725 1.2158e+006 7.8512e+006

(20)

Beban Pembangkit tiap Unit

Beban Muara Karang

PLTGU (MW)

PLTU (MW)

2001

387.64

363.55 2002

394.89

361.86 2003

332.24

374.14 2004

345.34

386.23 2005

398.4

387.9 2006

365.6

346.8 2007

410.56

364.5 2008

267.062

402.40 2009

332.562

263.04 2010

613.5833

0

(21)

DAYA OPTIMAL YANG

DIPEROLEH



Dari data diatas nilai Optimal Dispatch Of Generation yang

diperoleh adalah seperti pada contoh PLTU tahun 2008.

Dispatch of Generation:



84 

62.6996



75.6904



90.0000



90.0000



Total system loss = 0 MW

(22)

ENERGI YANG DIHASILKAN



Energi yang dihasilkan selama selang waktu 10

tahun dapat digunakan untuk mendapatkan trend

produksi energi dari masing-masing pembangkit.



ENERGI

= keandalan(R) x Lama suatu

pembangkit

hidup (jam/tahun) x Daya

tiap-tiap pembangkit

(23)

Hasil perhitungan ENERGI

PLTGU Unit 1.0 (MWH)

2001

1238431,279

2002

538086,4076

2003

879937,6688

2004

482219,5012

2005

515446,0277

2006

922101,2081

2007

862441,4558

2008

662891,586

2009

952733,4761

2010

1192934,56

PLTGU

Unit 1.1 (MWH)

2001

303205,1409

2002

330303,6592

2003

103008,8676

2004

253244,0977

2005

537350,89

2006

413741,7877

2007

44074,24246

2008

401323,1214

2009

500270,9374

2010

573385,1798

(24)

y = 17910x - 4E+07 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 E nergi (M WH) Tahun

PLTGU Unit 1.0

Series1 Linear (Series1)

z

Persamaan Regresi

Linier dari Grafik

Energi PLTGU 1.0

(25)

Trend Daya

PLTGU Unit 1.3

2001

90 2002

50 2003 85,8954

2004

60 2005

90 2006

90 2007

90 2008 57,0620

2009

90 2010

90

y = 1.369x - 2666. R² = 0.063 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 D AY A TAHUN

PLTGU 1.3

Series1 Linear (Series1)

(26)

TREND BIAYA

TAHUN

TREND PLTGU

2001

1745292203032,700

2002

1842217481307,700

2003

1213465735057,940

2004

1553524453481,100

2005

1893262752480,700

2006

1564866931269,280

2007

2090925302107,060

2008

906514585878,144

2009

1213193702522,680

2010

2783427744000,800

(27)

TREND BIAYA PLTGU

y = 3E+10x - 6E+13 R² = 0.026 0.000 500000000000.000 1000000000000.000 1500000000000.000 2000000000000.000 2500000000000.000 3000000000000.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 BI AY A TAHUN

TREND BIAYA PLTGU

Series1

(28)

TREND BIAYA PLTU

y = -3E+10x + 7E+13 R² = 0.143 0.000 500000000000.000 1000000000000.000 1500000000000.000 2000000000000.000 2500000000000.000 3000000000000.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 BI AY A TAHUN