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

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

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.

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..

Penjadwalan pembangkit dan perhitungan Economic Dispatch hanya pada pembangkit thermal yang terhubung langsung pada sistem 150 kV Jawa Timur. Rugi-rugi pada jaringan transmisi diabaikan. Kondisi sistem selalu dalam keadaan normal dan tidak mem­perhitungkan apabila terjadi gangguan (security dispatch). Cadangan berputar pembangkit thermal diabaikan. PLTA di Jawa Timur diasumsikan telah dioptimalkan secara terpisah dari pembangkit thermal..

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).

Turbin F1. Boiler. P1 Turbin. F2. Boiler. P2. Jaring transmisi dengan rugi-rugi Ploss PLOAD. Turbin Fn. Boiler. Pn. Gambar 2.7 N unit pembangkit melayani beban Pload.

Karakteristik Input Output Unit Thermal. Input (Rp/h). Cost. PGmin. PGmax Output (MW). Gambar 2.2 Kurva input-output pembangkit thermal. PG.

Economic Dispatch (ED) Bentuk typical dari persamaan “cost function” pembangkit adalah persamaan polynomial orde dua dan direpresentasikan sebagai berikut : equality constraint. ƩPi = Pd. Fi ( Pi ) = a i + bi Pi + c i Pi 2. inequality constraint. Min. ∑. F= Min i ( Pi ). PGi min ≤ PG ≤ PGi max. ∑. (ai + bi Pi + ci Pi 2 ).

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

Penjadwalan Pembangkit (Unit Commitment)  Penjadwalan pembangkit menentukan unit mana yang aktif dan. unit mana yang tidak aktif dalam melayani beban sistem selama siklus waktu tertentu. Dalam membuat penjadwalan tersebut menggunakan pertimbangan teknis dan 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-unit yang ada..

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

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 2N-1.  Pada setiap perubahan level beban, metode ini mampu mencari kombinasi. biaya termurah dengan memenuhi constraint..

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? 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. Gambar 2.10 Flow chart algoritma untuk penjadwalan pembangkit dengan metode brute force.

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.

Mulai Karakteristik I/O Generator, Daya Min-Max Generator, Minimum Up/Down Time, Start up cost. Menyusun daftar kombinasi merit order untuk mensuplai beban. 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. Gambar 2.11 Flow chart metode merit order untuk penyelesaian penjadwalan pembangkit.

TUBAN III PLN+KONS. PLTGU. TUBAN. KEREK. DWIMA. KONFIGURASI JARINGAN SISTEM REGION JAWA TIMUR. PLTU TANJ. AWAR-2 BLOK 2, 3. 500/150 kV BLOK 1 = 500 MVA. 1. 2 x 50 MWPERAK. BJGRO. BKLAN. GLMUR. PLTU PLTG 2x100 MW1x20, 2x20.1, Ke PLGU Blok I 2x200 MW1x21, 1x21.35 SST 1 154/6.3 kV-24-30. SAMPG. SWHAN. SGMDU5 BRATA. PKSAN. DGRAN KPANG. MKBAN. APRMA. PLOSO A. 2. 2. 1. 1. Ke SRGEN. SYZAG. MNRJO5. A. PLTA MADIUN 6.1 MW. MRGEN. KETERANGAN : Pmt Terbuka Operation Normal 500 kV 150 kV 70 kV. 10 MVAr. BNRAN4 TGLEK. SLRJO. A B PLTA PLTA 3x MDLAN 3.6 MW1 x 5.6 MW SKLING PLTA 3 x 5.8 MW. SIMAN. PARE TLGNG. PLTA 2 x 18 MW. RENCANA. GRATI7. 1= 60 2= 30. B. TLGPA 1 x 6.3 MW PLTA WNRJO. A. PITON7 PLTU. 2 500/150 kV 1 = 500 MVA 2 = 500 MVA. 1 2. KRSAN. PIER. 2 1. BDWSO. 1 2. LJANG. PNMAS. 1. TGGUL LWANG. KBAGN5. 2. BLBNG B. PLHAN KBAGN4. A. JMBER. PAKIS SVC. GTENG -25-50 MVAR. TUREN. LDOYO. BLTRU. WLNGI4. 1 x 4.5 MW. PLTA 2 x 27 MW. BWNGI. PLTA 3 x 35 MW. WLNGI5 STAMI5. KKTES. 1 2. 1. 2 x 400 MW. PBLGO. PDAAN. Jumper T. 42. GGRAM. PNRGO. PCTAN. AJMTO. 2 1. BNRAN5. 1x 4.48 MW PLTA. GNDNG. BNGIL4. BCKRO. BNGUN. MJGNG. 3 x 127.5 MW. 500 MVA. SKRJO CKBRU. KDIRI 5. MNRJO 4B. A. B. MIWON. TARIK SKTIH4. SKTIH5. GDTAN. SGRUH PLTA 2 x 14.5 MW. GPGAN. KJRAN. SLILO. BLOK .I. BLOK .II500/150 kV RJOSO. PRONG4 5 = 20. B A. 500/150/66 kV 2x500 MVA. DLOPO. MGTAN. NGORO. KDIRI 7. NGAWI. B. BLBDO. JKTAS. CRBAN. A. DYRJO4. 3 = 30. KE PEDAN. GRATI5PLTGU. BDRAN5. BBDAN DYRJO5. MPION MNYAR SB. B. KTSNO. KLANG. CERME. KSJTM. RNKU T. MPION. KE UNGARAN. SIMPG NGGEL KABEL TANAH. WARU4. SBRAT5 WARU5. SBRAT 7. UJUNG. WKRMO. SBSEL. 500/150/66 kV 2x = 500 MVA. NGJUK. KABEL TANAH. ISPDO. PKMIA. 1 = 20 2 = 20. GBONG. UDAAN. TNDES. KABEL LAUT. SGMDU4. SMSIK. PERAK 4. SMNEP. GRSIK 5. LNGAN. BABAT. 5. 2 x 28 MVA. GRSIK 7. Ke CEPU. PLTU. PLTG 1-2. KABEL LAUT. bali 1 2. STBDO. PITON5.

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..

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 278.60 MW..

Batasan Daya dan Fungsi Biaya Unit. No. Pembangkit. Pmax (MW). Pmin (MW). Fcost (Rp/h) 23.43 P2 + 187150.21 P + 4565898.29. 250. 480. 160. 400. 47,42 P2 + 1009681,75 P + 7123629,43. 2. PLTGU Gresik Blok1 PLTU Gresik 3&4. 3. PLTU Gresik 1&2. 80. 200. 42,23 P2 + 1148893,98 P + 5058613,93. 4. PLTU Perak 3&4. 40. 82. 10276,9 P2 + 675185,8 P + 27183208,99. 5. 10. 32. 6. PLTG Gili Timur 1&2 PLTG Grati Blok 2. 120. 300. 39,31 P2 + 2652216,32 P + 15282324,71. 7. PLTG Gresik 1&2. 10. 32. 157,15 P2 + 3010731,67P + 1752805,5. 1. 1648.69 P2 +2477284.09P + 2023997.01.

Minimum up / down time dan biaya start unit. No.. Pembangkit. Biaya Start (Rp). Min Up Time (Jam). Min Down Time (Jam). Kondisi Awal Pembangkit (Jam). 72. 48. +48. 73.320.000. 36. 8. +48. 115.910.000. 2. PLTGU Gresik Blok1 PLTU Gresik 3&4. 3. PLTU Gresik 1&2. 48. 8. +48. 68.600.000. 4. PLTU Perak 3&4. 38. 8. +48. 48.600.000. 1. 6. 2. -48. 28.600.000. 6. PLTG Gili Timur 1&2 PLTG Grati Blok 2. 36. 8. -3. 68.500.000. 7. PLTG Gresik 1&2. 6. 2. -4. 30.200.000. 5.

MW. KURVA BEBAN YANG DITANGGUNG UNIT THERMAL. 1400. 1200. 1000. 800. 600. 400. 200. 0. Beban yang ditanggung unit termal pada tanggal 6 Oktober 2011 memiliki beban puncak 1306 MW pada jam 19.00 dan beban terendah 744 MW pada jam 05.00. Data diperoleh berdasarah realisasi beban dan daya oleh P3B Jawa Bali..

Aplikasi Merit Order. Sistem Kelistrikan 150 kV Jawa Timur. Pembanding Real System. Brute Force.

Penjadwalan Pembangkit pada Real System Jam 00.00-01.00 01.00-02.00 02.00-03.00 03.00-04.00 04.00-05.00 05.00-06.00 06.00-07.00 07.00-08.00 08.00-09.00 09.00-10.00 10.00-11.00 11.00-12.00 12.00-13.00 13.00-14.00 14.00-15.00 15.00-16.00 16.00-17.00 17.00-18.00 18.00-19.00 19.00-20.00 20.00-21.00 21.00-22.00 22.00-23.00 23.00-24.00. 1 458 410 413 411 409 404 412 407 460 452 453 395 399 449 452 453 457 455 458 456 425 406 407 408. Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) 2 3 4 5 6 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 206 84 50 0 0 350 159 50 0 0 350 162 50 0 0 350 162 50 0 63 350 162 50 0 64 350 162 50 0 64 350 162 50 0 239 350 162 50 0 290 350 162 50 0 257 350 162 50 0 192 353 162 50 0 256 353 162 50 0 256 353 162 50 0 246 353 162 50 0 105 353 162 50 0 0 353 162 50 0 0 327 92 50 0 0 Total Biaya. 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 27 27 27 0 0 0 0. Daya Total (MW) 798 750 753 751 749 744 752 747 1019 1014 1078 1021 1025 1250 1304 1272 1211 1303 1306 1294 1095 971 972 877. Biaya Total (Rp) 500.825.125 490.865.644 491.484.948 491.072.031 490.659.303 489.628.300 491.278.466 490.246.761 737.370.295 739.189.489 1.058.925.827 912.575.844 913.398.865 1.389.972.269 1.526.920.688 1.438.896.284 1.266.188.795 1.553.126.943 1.523.552.574 1.496.415.930 1.030.909.101 732.784.825 732.991.025 624.933.573 21.614.212.905.

Daftar Urutan Merit Order Biaya Produksi Rata-Rata (Rp/MWh). Prioritas Ke. No. Pembangkit. 1. 1. PLTGU Gresik Blok 1. 2. 2. PLTU Gresik 3&4. 1.047.620,15. 3. 3. PLTU Gresik 1&2. 1.165.788,38. 4. 4. PLTU Perak 3&4. 2.360.612,16. 5. 5. PLTG Gili Timur. 2.582.800,69. 6. 6. PLTG Grati. 2.675.803,52. 7. 7. PLTG Gresik. 3.020.789,27. Nama Pembangkit. 209. 644,93.

Kombinasi pembangkit dengan metode Merit Order. Unit 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Pmin (MW). 1. 1. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 250. 480. 2. 1. 1. 0. 0. 0. 0. 0. 410. 880. 3. 1. 1. 1. 0. 0. 0. 0. 490. 1080. 4. 1. 1. 1. 1. 0. 0. 0. 530. 1162. 5. 1. 1. 1. 1. 1. 0. 0. 540. 1194. 6. 1. 1. 1. 1. 1. 1. 0. 660. 1494. 7. 1. 1. 1. 1. 1. 1. 1. 670. 1526. Kombinasi. Pmax (MW).

Penjadwalan Pembangkit dengan Merit Order Jam 00.00-01.00 01.00-02.00 02.00-03.00 03.00-04.00 04.00-05.00 05.00-06.00 06.00-07.00 07.00-08.00 08.00-09.00 09.00-10.00 10.00-11.00 11.00-12.00 12.00-13.00 13.00-14.00 14.00-15.00 15.00-16.00 16.00-17.00 17.00-18.00 18.00-19.00 19.00-20.00 20.00-21.00 21.00-22.00 22.00-23.00 23.00-24.00. 1 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 467. Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) 2 3 4 5 6 318 0 0 0 0 270 0 0 0 0 273 0 0 0 0 271 0 0 0 0 269 0 0 0 0 264 0 0 0 0 272 0 0 0 0 267 0 0 0 0 400 139 0 0 0 400 134 0 0 0 400 198 0 0 0 400 141 0 0 0 400 145 0 0 0 400 200 40 10 120 400 200 82 22 120 400 200 62 10 120 400 161 40 10 120 400 200 82 21 120 400 200 82 24 120 400 200 82 12 120 365 80 40 10 120 241 80 40 10 120 242 80 40 10 120 160 80 40 10 120 Total Biaya. 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0. Daya Total (MW) 798 750 753 751 749 744 752 747 1019 1014 1078 1021 1025 1250 1304 1272 1211 1303 1306 1294 1095 971 972 877. Biaya Total (Rp) 432.794.768 382.991.577 386.097.874 384.026.914 381.956.334 376.781.543 385.062.347 379.886.133 752.551.669 678.149.547 752.576.192 686.273.109 690.917.003 1.332.317.524 1.297.995.179 1.224.533.197 1.141.216.018 1.295.447.001 1.303.101.428 1.272.661.781 1.010.722.504 881.958.412 882.990.999 795.912.418 19.108.921.481.

Penjadwalan Pembangkit dengan Brute Force Jam 00.00-01.00 01.00-02.00 02.00-03.00 03.00-04.00 04.00-05.00 05.00-06.00 06.00-07.00 07.00-08.00 08.00-09.00 09.00-10.00 10.00-11.00 11.00-12.00 12.00-13.00 13.00-14.00 14.00-15.00 15.00-16.00 16.00-17.00 17.00-18.00 18.00-19.00 19.00-20.00 20.00-21.00 21.00-22.00 22.00-23.00 23.00-24.00. 1 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480. Daya untuk Tiap-tiap Unit Pembangkit (MW) 2 3 4 5 6 318 0 0 0 0 270 0 0 0 0 273 0 0 0 0 271 0 0 0 0 269 0 0 0 0 264 0 0 0 0 272 0 0 0 0 267 0 0 0 0 400 139 0 0 0 400 134 0 0 0 400 198 0 0 0 400 141 0 0 0 400 145 0 0 0 400 200 0 0 170 400 200 0 0 224 400 200 0 0 192 400 200 0 0 131 400 200 0 0 120 400 200 0 0 226 400 200 0 0 214 400 95 0 0 120 291 80 0 0 120 292 80 0 0 120 197 80 0 0 120 Total Biaya. 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0. Daya Total (MW) 798 750 753 751 749 744 752 747 1019 1014 1078 1021 1025 1250 1304 1272 1211 1303 1306 1294 1095 971 972 877. Biaya Total (Rp) 432.794.768 382.991.577 386.097.874 384.026.914 381.956.334 376.781.543 385.062.347 379.886.133 752.551.669 678.149.547 752.576.192 686.273.109 690.917.003 1.290.651.898 1.366.206.507 1.280.867.442 1.118.264.606 1.363.616.678 1.371.559.056 1.339.621.110 967.084.904 836.122.670 837.151.463 739.005.699 19.180.217.056.

Grafik Perbandingan Biaya Produksi Tiap Jam. 1800000000.00. 1600000000.00. Real System Merit Order. 1400000000.00. 1200000000.00. 1000000000.00. 800000000.00. 600000000.00. 400000000.00. 200000000.00. 0.00. Brute Force.

Perbandingan Total Biaya. Metode Real System Brute Force Merit Order. Total Biaya 21.614.212.905 19.180.217.056 19.108.921.481.

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 Rp21.614.212.905, untuk. total biaya produksi yang di hasilkan metode merit order sebesar Rp 19.108.921.481, sedangkan metode brute force menghasilkan total biaya produksi sebesar Rp 19.180.217.056. 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 2.505.291.424,- atau 11.59% dibandingkan dengan real system, jika dibandingkan dengan metode brute force mampu menghemat biaya pembangkitan sebesar Rp 71.295.574,- atau 0.37%.

DAFTAR PUSTAKA 1. Saadat Hadi, “Power System Analysis”, McGrowHill Companies, Singapura 1999 2. Allen J.W. dan Bruce F.W., “Power Generation, Operation and Control”, John Willey & Sons 3. 4. 5. 6. 7. 8.. Inc, America, 1996 Murty P.S.R., “Operation and Control in Power System”, BS Publication, Berlin, 2008 Zhu Jizhong, “Optimization of Power System Operation”, IEEE press series on Power Engineering, OPSO, John Willey & Sons Inc, America, 2009 Penangsang Ontoseno, “Diktat Kuliah Pengoperasian Optimum Sistem Tenaga”, Jurusan Teknik ELektro ITS. Ongsakul W., “Real-Time Economic Dispatch Using Merit Order Loading for Linear Decreasing and Staircase Incremental Cost Functions”, ElectricPower Systems Research, 1999 Dieu VN, Ongsakul W., “Enhanced merit order and augmented Lagrange Hopfield network for unit commitment”, Proceedings of the 15th power systems computation conference,2005 G. B. Sheble, “Real-Time Economic Dispatch and Reserve Allocation Using Merit Order Loading and Linear Programming Rules”, IEEE Transactions on Power Systems, 1989.