ANALISIS APLIKASI PENJADWALAN UNIT-UNIT PEMBANGKIT PADA SISTEM KELISTRIKAN JAWA-BALI DENGAN MENGGUNAKAN UNIT COMMITMENT, UNIT DECOMMITMENT DAN MODIFIED UNIT DECOMMITMENT

Oleh: Aris Heri Andriawan (2207201002) PROGRAM PASCA SARJANA JURUSAN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER (ITS) SURABAYA

Penjadwalan unit pembangkit agar biaya operasi pembangkit minimum

Pembangkit

Metode Penjadwalan Pembangkit (Unit Commitment)

Line Transmisi

qUnit Commitment qUnit Decommitment qModified Unit Decommitment

Beban (Fluktuasi)

Pembangkit mampu melayani Fluktuasi permintaan beban

1

Rumusan Masalah

• Penelitian ini akan memfokuskan pada masalah penjadwalan pembangkitan dengan metode unit commitment, unit decommitment, dan modified unit decommitment pada sistem kelistrikan Jawa –Bali.

Batasan Masalah • Penelitian ini menggunakan data dari unit pembangkit, sistem pembangkit Jawa – Bali • Karakteristik input-output masing-masing unit diasumsikan sama dengan kondisi awal

2

Tujuan dan Manfaat • Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis aplikasi metode Unit Commitment, Unit Decommitment dan Modified Unit Decommitment untuk penjadwalan unit pembangkit thermal pada sistem kelistrikan Jawa-Bali. • Dengan menganalisis aplikasi metode Unit Commitment, Unit Decommitment, dan Modified Unit Decommitment pada penjadwalan unit pembangkit thermal diharapkan dapat diperoleh pendekatan yang paling efisien untuk melakukan penjadwalan.

Flowchart metodologi Penelitian

Gambar 1. Flowchart Metotodologi Penelitian

3

Kontribusi •

Dari hasil penelitian diperoleh pendekatan yang paling efisien untuk melakukan penjadwalan sesuai kondisi di lapangan.

•

Hasil penelitian memberikan masukan pada materi bahan perkuliahan, berupa software baru yang berisi tiga menu software yaitu UC, UD, dan MUD, serta memberikan kontribusi kepada PLN metode alternatif untuk menghasilkan penjadwalan yang ekonomis.

Tinjauan Pustaka •

Sejarah penelitian untuk masalah UC (Unit Commitment): 1. Di tahun 1940-an - 1970-an disebut sebagai metode pemrograman integer campuran, dan berdasar atas daftar skala prioritas. Kelebihan: penyelesaiannya sederhana 2. Tahun 1980-an metode Branch dan Bound Algorithm dan metode Dynamic Programming. Kelebihan: Kedua metode solusinya optimal untuk jumlah unit pembangkit yang kecil. Untuk unit pembangkit yang besar metode pendekatan Lagrangian Relaxation. Waktu penyelesaian yang lebih pendek bila dibandingkan dengan Dynamic Programming. Kelemahan: metode ini sangat sensitif terhadap pengali Lagrange, sehingga dengan bertambahnya pengali lagrange sulit dicari solusinya. 3. Sequential Unit Commitment dikembangkan untuk menyempurnakan metode Lagrangian Relaxation dan metode Dynamic Programming. Kekurangan: Metode ini membutuhkan daftar prioritas heuristic untuk mendapatkan harga awal. Kelebihan: Selain prioritas tradisional, metode ini menyeleksi unit yang paling menguntungkan untuk commit pada basis operasi ekonomis dan permintaan sistem selama proses iterasi.

4

4. Tahun 1990an, Chaoan Li menemukan metode unit commitment baru berdasarkan pada prosedur dekomitmen . Komitmen sistem diawali dengan semua unit tersedia pada periode studi. Kekurangan: Permulaan jadwal unit memiliki cadangan perputaran yang berlebih sehingga biaya operasi sistem tidak ekonomis karena biaya operasional lebih besar. Untuk mendapatkan biaya operasi yang ekonomis, beberapa unit harus dipertimbangkan untuk shutdown pada satu atau semua bagian selama periode waktu penjadwalan. 5. Feixiong Hu, pada tahun 2004 melakukan modifikasi metode Unit Decomitmen dengan memperbaiki dan menambahkan beberapa konstrain. Metode ini disebut dengan Modified Unit Decommitment (MUD). •

Penelitian ini mengaplikasikan Dynamic Progrmming pada metode Unit Commitment, Unit Decommitment, dan Modified Unit Decommitment untuk penjadwalan unit pembangkit sistem kelistrikan Jawa-Bali.

1. Unit Commitment • Fungsi kuadratik yang digunakan untuk pendekatan biaya produksi, adalah :

Fi ( pi ,t ) = Ci ,t = a i ,t + bi ,t x pi ,t + ci ,t x p i ,t

2

• Total biaya produksi:

min F = ∑∑ [Ci ( p it )u it ) + S i ( xi ,t −1 , u it , u i ,t −1 )] T

uxp −− −

I

t =1 i =1

5

Subyek pada: • Batasan permintaan beban: I

∑ i =1

pit u it = Dt

t = 1,...,T

• Batasan cadangan perputaran: I

∑ i =1

pimax u it ≥ Rt

t = 1,..., T

• Batasan kapasitas pembangkit: p imax ≤ p it ≤ p imax

i = 1,..., I ; t = 1,..., T

• Batasan minimum up/down time 1, jika 1 ≤ xi ,t −1 < t1on  jika 1 ≤ xi ,t −1 < t1on u it = 0,  0 atau 1, kondisi yang lain 

• Persamaan keadaan transisi:  max ( xi ,t −1 , 0) + 1, xit =  min ( xi ,t −1 , 0) − 1,

jika u it = 1 jika u it = 0

Dynamic Programming •

Algoritma dari dynamic programming dapat dinyatakan dengan:

Fcos t ( K , I ) = min[Pcos t ( K , I ) + S cos t ( K − 1, L : K , I ) + Fcos t ( K − 1, L)] {L }

Dengan, Fcost (K, I) Pcost (K, I) Scost (K-1, L:K, I)

= total biaya paling kecil pada state (K, I) = biaya produksi untuk state (K, I) = biaya transisi dari state (K-1, L) sampai dengan (K, I)

6

Gambar 2. Flowchart Algoritma Unit Commitment

2. Unit Decommitment (UD) • Fungsi objektif :   min ∑ t ∑ i [Cit ( Pit ) * U it + S it ( X i ,t −1 , U it ,U i ,t −1 ) ]  

• Batasan kesimbangan beban dengan multiplier λt,

∑P i

it

* U it − Dt = 0

t = 1,2,.....,T

• Dengan menambahkan pada fungsi objektif diatas, permasalahan optimisasi menjadi:

[

 min∑ t ∑ i Cit ( Pit ) * U it + S it ( X i ,t −1 ,U it ,U i ,t −1 ) − λt 

(∑ P *U i

it

it

)]

 − Dt  

7

Subyek pada : 1. Nilai kelebihan cadangan perputaran,

EXSt = ∑i Rit * U it − Dt − Rtreq ≥ 0 2. Persamaan kondisi dinamik  1   X i ,t −1 + 1  T up x it =  i  −1  X i ,t −1 − 1  cool  − Ti

jika Ti cool ≤ X i ,t −1 ≤ Ti dn danU it = 1 ( hidup ) jika 1 ≤ X i ,t −1 ≤ Ti up − 1 ( hidup dan harus tetap hidup) jika X i ,t −1 = Ti up dan U it = 1 ( hidup dan mungkin mati ) jika X i ,t −1 = Ti up dan U it = −1 ( mati ) jika Ti dn + 1 ≤ X i ,t −1 ≤ −1 ( mati dan tetap harus mati) jika X i ,t −1 = −Ti cool dan U it = −1

3. Batasan-batasan yang lain: batas kemampuan min/max pembangkit, minimum up/down time, dan lain-lain.

Gambar 3. Flowchart Algoritma Unit Decommitment

8

3. Modified Unit Decommitment (MUD) •

fungsi objektif : T

T −1 I

∑∑ C

min{

t = 0 i =1

up ,i

((U i ,t +1 − U i ,t ) + U i ,t +1 − U i ,t ) / 2 + T −1 I

∑∑ C t = 0 i =1

•

down, i

I

∑∑ F ( p t =1 i =1

i

i ,t

) xU i ,t +

( U i ,t +1 − U i ,t − (U i ,t +1 − U i ,t )) / 2 }

Dari persamaan (1): – term pertama berarti biaya produksi; – term ke dua berarti penyalaan semua unit; – term ke 3 berarti biaya pemadaman (shut down).

• subyek pada: I

Dt−∑pi,t xUi,t = 0 i=1

I

∑p i=1

xUi,t − Dt − Rtup ≥ 0

max i,t

pmin ≤ pi,t ≤ pmax i i pi,t-δi,t≤pi,t+1≤pi,t+δi,t |Xi,t|≥ tion jika Ui,t+1=0 & Ui,t=1 |Xi,t|≥ tioff jika Ui,t+1=1 & Ui,t=0

9

Formulasi Metode MUD • Proses utama dari MUD hampir sama dengan metode unit decomitmen, tetapi perbaikan dibuat dengan lebih banyak batasan, seperti ramp rate, dan lain-lain, yang dipertimbangkan. Penjadwalan hari berikutnya dilakukan berdasarkan kondisi awal unit. • Solusi awal dimungkinkan menurut kondisi awal dari unit yang dikerjakan, Jika : Xi,t >0 atau |Xi,t|> tioff Selanjutnya ditetapkan: Ui,t0 =1 t ∈{t,…,T}

• Subprogram Dynamic Programming digunakan untuk masing-masing kandidat unit untuk menentukan dekomitmen optimal (atau dekomitmen sebagian) unit dalam periode waktu penelitian, sehingga didapatkan biaya produksi minimum. • Sub-program economic dispatch, digunakan untuk mendapatkan nilai minimum dari fungsi obyektif. • Jadwal dengan nilai paling rendah dipilih sebagai hasil dari iterasi sekarang. Proses iterasi berlanjut sampai tidak ada perubahan jadwal yang bisa mereduksi lagi nilai fungsi obyektifnya.

10

Algoritma

Gambar 4. Flowchart Pelaksanaan Algoritma MUD

Analisis

•

•

•

Simulasi penjadwalan dengan metode unit commitment dengan beban Minggu, 4 januari 2009 dan Senin, 5 Januari 2009. Simulasi penjadwalan dengan metode unit decommitment dengan beban Minggu, 4 januari 2009 dan Senin, 5 Januari 2009. Simulasi penjadwalan dengan metode modified unit decommitment

11

Gambar 5. Topologi Sistem Jawa - Bali

Gambar 6. Single Line Diagram Sistem Jawa - Bali

12

Tabel 1. Parameter Pembangkit Thermal

No.

No. Unit

A

B

C

MaxCap (MW)

MinCap (MW)

MUT (h)

MDT (h)

Biaya tanpa beban ($/h)

Status awal

Harga bahan bakar ($/MCal)

Biaya start up ($/kWh)

PT. INDONESIA POWER 1.

Unit 1

388143.98

1306.00

6.18100

381.00

240.00

24

24

12.08

24

.004259

20.13

2.

Unit 2

388143.98

1306.00

6.18100

381.00

240.00

24

24

12.08

24

0.004259

20.13

3.

Unit 3

388143.98

1306.00

6.18100

381.00

240.00

24

24

12.08

24

0.004259

20.13

4.

Unit 4

388143.98

1306.00

6.18100

381.00

240.00

24

24

12.08

24

0.004259

20.13

5.

Unit 5

561.00

7.92

0.00156

579.00

340.00

48

48

18.12

24

0.004259

30.20

6.

Unit 6

561.00

7.92

0.00156

579.00

340.00

48

48

18.12

24

0.004259

30.20

7.

Unit 7

737.00

10.98

2.10100

508.00

150.00

24

24

2.09

24

0.009616

3.48

8.

Unit 8

737.00

10.98

2.10100

508.00

150.00

24

24

3.03

24

0.009616

5.04

9.

Unit 9

660.80

25.92

0.00413

55.00

30.00

2

2

0.00

24

0.000005

0.00

10.

Unit 10

660.80

25.92

0.00413

55.00

30.00

2

2

0.00

24

0.000005

0.00

11.

Unit 11

660.80

25.92

0.00413

55.00

30.00

2

2

0.00

24

0.000005

0.00

12.

Unit 12

650.70

28.12

0.00209

50.00

20.00

2

2

0.00

24

0.008960

0.00

13.

Unit 13

650.70

28.12

0.00209

50.00

20.00

2

2

0.00

24

0.008960

0.00

14.

Unit 14

650.70

28.12

0.00209

50.00

20.00

2

2

0.00

24

0.008960

0.00

15.

Unit 15

451.01

22.10

0.00200

55.00

37.50

2

2

0.00

24

0.000003

0.00

16.

Unit 16

260.00

20.00

0.00980

50.00

25.00

24

12

2.79

24

0.009616

4.65

17.

Unit 17

260.00

20.00

0.00980

50.00

25.00

24

12

2.79

24

0.009616

4.65

18.

Unit 18

78.00

7.97

0.00480

200.00

100.00

24

12

4.55

24

0.009616

7.68

19.

Unit 19

696.03

877.00

1.92000

400.00

150.00

24

12

2.45

24

0.005771

1.36

20.

Unit 20

696.25

877.00

1.92000

400.00

150.00

24

12

2.45

24

0.005771

4.05

Lanjutan Tabel 1. Parameter Pembangkit Thermal

No.

No. Unit

A

B

C

MaxCap (MW)

MinCap (MW)

MUT (h)

MDT (h)

Biaya tanpa beban ($/h)

Status awal

Harga bahan bakar ($/MCal)

Biaya start up ($/kWh)

PT. PEMBANGKITAN JAWA BALI 1.

Unit 1

251800.0

2600

4.8000

508.00

150.00

4

4

3.97

24

0.009616

6.61

2.

Unit 2

375800.0

1968

9.7620

100.00

40.00

10

10

1.14

24

0.009616

1.90

3.

Unit 3

375800.0

1968

9.7620

100.00

40.00

10

10

1.14

24

0.009616

1.90

4.

Unit 4

303100.0

9.26

4.4000

100.00

70.00

10

10

4.55

24

0.009616

7.68

5.

Unit 5

303100.0

9.26

4.4000

100.00

70.00

10

10

4.55

24

0.009616

6.

Unit 6

388144.17

1306.15

6.1800

400.00

150.00

48

24

12.00

24

0.009616

7.

Unit 7

6000.00

2136.00

5.2800

100.00

40.00

48

48

1.14

24

0.005771

1.67

8.

Unit 8

6000.00

2136.00

5.2800

100.00

40.00

48

48

1.14

24

0.005771

1.67

9.

Unit 9

78.00

7.60

0.00200

200.00

50.00

48

48

4.54

24

0.009636

7.58

10.

Unit 10

914.3642

5.44

1.13780

550.00

250.00

48

1.97

24

0.009636

3.28

11.

Unit 11

998.8195

4.70

0.00240

550.00

250.00

48

1.97

24

0.009636

3.28

12.

Unit 12

955.8401

4.70

0.00201

550.00

250.00

48

1.97

24

0.009636

3.28

0.5 0.5 0.5

7.68 20.0

13

Tabel 2. Unit-unit yang mengalami shut down dengan UD

Hari/tanggal

No. Unit

Nama Unit

32 PLTGU Gresik # B1

Minggu, 4 Januari 2009

Senin, 5 Januari 2009

31

PLTGU Gresik # B1

Periode waktu

Lama shutdown

00.00 - 17.30, 21.30 - 22.00, 22.30 - 23.00, 23.30 - 24.00

19 jam

00.00 - 18.00, 21.00 - 24.00

21 jam

26

PLTU Paiton #2

00.00 s/d 24.00

24 jam

27

PLTU Gresik #1

00.00 s/d 24.00

24 jam

28

PLTU Gresik #1

00.00 s/d 24.00

24 jam

32

PLTGU Gresik # B1

00.00 - 07.30

7,5 jam

31

PLTGU Gresik # B1

00.00 - 08.00 11.30 – 12.30

9 jam

28

PLTU Gresik #1

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 21.30 – 24.00

13,5 jam

27

PLTU Gresik #1

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 21.30 – 24.00

13,5 jam

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 14.30 – 15.00, 15.30 – 16.00, 21.30 – 24.00

14,5 jam

26

PLTU Paiton #2

23

PLTU M. Karang #2

21.00 – 24.00

3 jam

22

PLTU M. Karang #1

20.00 – 24.00

4 jam

21

PLTU M. Karang #B1

20.00 – 22.00

2 jam

Tabel 3. Unit-unit yang mengalami shut down dengan MUD

Hari/tanggal

No. Unit

Nama Unit

32 PLTGU Gresik # B1

Minggu, 4 Januari 2009

31

PLTGU Gresik # B1

Periode waktu

Lama shutdown

00.00 - 17.30, 21.30 - 22.00, 22.30 - 23.00, 23.30 - 24.00

19 jam

00.00 - 18.00, 21.00 - 24.00

21 jam

26

PLTU Paiton #2

00.00 s/d 24.00

24 jam

27

PLTU Gresik #1

00.00 s/d 24.00

24 jam

28

PLTU Gresik #1

00.00 s/d 24.00

24 jam

32

PLTGU Gresik # B1

00.00 - 07.30

7,5 jam

31

PLTGU Gresik # B1

00.00 - 08.00 11.30 – 12.30

9 jam

28

PLTU Gresik #1

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 21.30 – 24.00

13,5 jam

27

PLTU Gresik #1

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 21.30 – 24.00

13,5 jam

00.00 - 08.00, 11.00 – 13.00, 14.30 – 15.00, 15.30 – 16.00, 21.30 – 24.00

14,5 jam

Senin, 5 Januari 2009 26

PLTU Paiton #2

23

PLTU M. Karang #2

21.00 – 24.00

3 jam

22

PLTU M. Karang #1

20.00 – 24.00

4 jam

21

PLTU M. Karang #B1

20.00 – 22.00

2 jam

14

Daya pembangkitan tiap unit (MW)

Perbandingan pembebanan tiap unit PLN dengan Unitcom Beban (5586 MW) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Unitcom

1

3

5

7

9

11 13

15 17 19 21 23 25 27 29 31

Unit Pembangkit

Daya Pembebanan tiap Unit (MW)

Perbandingan Pembebanan tiap Unit PLN dengan UD Beban (5586 MW) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Decom

1

3

5

7

9

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 Unit Pembangkit

Daya pembangkitan tiap Unit (MW)

Perbandingan Pembebanan tiap Unit PLN dengan MUD Beban (5586 MW) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Modif

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

Unit Pembangkit

Daya Pembangkitan tiap Unit (MW)

Perbandingan Pembebanan tiap Unit PLN dengan Unitcom Beban ( 7087 MW ) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Unitcom

1

3

5

7

9

11

13 15 17 19

21 23

25 27 29 31

Unit Pembangkit

15

Daya pembangkitan tiap Unit (MW)

Perbandingan Pembebanan Tiap Unit PLN dengan UD Beban ( 7087 MW) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Decom

1

3

5

7

9

11

13

15 17

19

21

23

25

27 29

31

Unit Pembangkit

Daya pembangkitan tiap unit (MW)

Perbandingan pembebanan tiap Unit PLN dengan MUD Beban ( 7087 MW) 700 600 500 400 300 200 100 0

PLN Modif

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

Unit Pembangkit

Tabel 4. Perbandingan Biaya operasional antara Unit Commitment, Unit Decommitment, dan Modified Unit Decommitment Periode Minggu-Senin, 45 Januari 2009

Metode Penjadwalan

Total Biaya Operasi Minggu, 4 Januari 2009

Total Biaya Operasi Senin, 5 Januari 2009

($)

(Rp)

($)

(Rp)

Unit Commitment

485.881,24

4.615.871.780,00

692.179,15

6.575.701.925,00

Unit Decommitment

438.198,97

4.162.890.215,00

673.051,06

6.393.985.070,00

Penghematan

47.682,27

452.981.565,00

19.128,09

181.716.855,00

Modified Unit Decommitment

438.205,53

4.162.952.535,00

673.104,52

6.394.492.940,00

Penghematan

47.675,71

452.919.245,00

19.074,63

181.208.985,00

Keterangan: 1 $ US = Rp. 9.500,-

16

Kesimpulan •

•

•

•

Penjadwalan pembangkit dengan UC, UD dan MUD dapat digunakan untuk penyelesaian dalam rangka memperoleh kombinasi penjadwalan pembangkit yang relatif feasible. Dari 32 unit yang beroperasi dan dilakukan penjadwalan dengan ke-tiga metode penjadwalan, pada Unit Decommitment dan Modified Unit Decommitment dimungkinkan dilakukan proses decommitting sebanyak 3 unit PLTU selama 24 jam dan 2 PLTGU selama 18 dan 21 jam untuk shutdown pada hari minggu, dan 6 PLTU selama 2 – 13,5 jam dan 2 PLTGU selama 7,5 – 9 jam untuk shutdown pada hari senin. Bila dibandingkan dengan penjadwalan metode UC , dihasilkan penghematan biaya sebasar Rp. 452,98 juta dengan UD dan Rp. 452,92 juta dengan MUD pada penjadwalan Minggu 4 Januari 2009. Penghematan sebesar RP. 181,7 juta dengan UD dan Rp. 181,2 juta dengan MUD pada penjadwalan Senin, 5 Januari 2009. Berdasarkan hasil pengurangan total biaya operasional, unit decommitment merupakan metode yang paling efisien dari ke-tiga metode penjadwalan. Dari analisis simulasi penjadwalan yang dilakukan memberi kontribusi kepada PLN bahwa metode UC, UD dan MUD dapat dipertimbangkan oleh PLN dipakai untuk penjadwalan dengan tujuan menghemat biaya operasi pembangkit.

17