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
