21
OPTIMASI OPERASI PEMBANGKIT OPTIMASI OPERASI PEMBANGKIT DENGAN METODE PEMROGRAMAN DINAMIK DENGAN METODE PEMROGRAMAN DINAMIK Oleh : Sanggam Siringoringo 0498030741 SKRIPSI JURUSAN ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA DEPOK, 2003

Optimasi Stl

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: Optimasi Stl

OPTIMASI OPERASI PEMBANGKIT OPTIMASI OPERASI PEMBANGKIT DENGAN METODE PEMROGRAMAN DINAMIKDENGAN METODE PEMROGRAMAN DINAMIK

Oleh :Sanggam Siringoringo

0498030741

SKRIPSI

JURUSAN ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA

DEPOK, 2003

Page 2: Optimasi Stl

2

PENDAHULUAN

Latar Belakang

• Tujuan dari operasi sistem tenaga listrik adalah menyediakan

tenaga listrik yang seekonomis mungkin dengan memperhatikan

mutu dan keandalan.

• Biaya Bahan bakar tinggi, kira-kira 60 %.

Optimalisasi biaya sebesar 1% saja untuk sistem yang berskala

besar seperti sistem tenaga listrik se Jawa dan Bali akan dapat

menghasilkan penghematan dalam orde milyar rupiah pertahun.

Tujuan Penulisan

• Menentukan operasi optimum suatu pembangkit tenaga listrik,

mengoptimalkan penjadwalan pembangkit dalam melayani beban.

Page 3: Optimasi Stl

3

Batasan MasalahBatasan Masalah

1. Pembahasan dilakukan pada pembangkit tenaga listrik termal dan rugi-rugi transmisi daya diabaikan.

2. Sistem dianggap handal dan kapasitas pembangkit lebih besar dari beban sistem.

3. Periode penjadwalan adalah periode jangka pendek, tiap periode dibagi atas beberapa interval (selang waktu) yang sama panjang, yaitu 1 jam.

4. Besar beban pada suatu periode dianggap diketahui dengan pasti.

5. Hanya biaya yang langsung dipengaruhi oleh keluaran daya unit pembangkit, biaya bahan bakar, yang diperhitungkan. Biaya menjalankan (start up) dan menghentikan (shut down) unit-unit pembangkit tidak dimasukkan dalam perhitungan.

6. Karakteristik masukan-keluaran unit pembangkit didekati dengan fungsi polinomial berderajat dua.

Page 4: Optimasi Stl

44

MetodeMetode optimasi operasi pembangkitoptimasi operasi pembangkit adalah :adalah :

• Metode Daftar PrioritasMetode Daftar Prioritas : : Unit yang dioperasikan pertama adalah unit yang memiliki biaya produksi terendah Unit yang dioperasikan pertama adalah unit yang memiliki biaya produksi terendah sampai beban sampai beban penuhpenuh

• Pemrograman DinamikPemrograman Dinamik : : MMinimasi biaya dilakukan secara bertahapinimasi biaya dilakukan secara bertahap

• Relaksasi LagrangeRelaksasi Lagrange : : Diformulasikan sbb Diformulasikan sbb ::

Minimumkan : Minimumkan :

Dengan batasan :Dengan batasan :

Dimana : Dimana :

FTFT adalah biaya total untuk mensuplai beban, adalah biaya total untuk mensuplai beban,PiPi adalah daya yang dibangkitkan oleh unit i, adalah daya yang dibangkitkan oleh unit i,PRPR adalah beban listrik yang diterima, adalah beban listrik yang diterima, adalah pengali lagrange, adalah pengali lagrange, N N adalah banyak unit yang dioperasikan. adalah banyak unit yang dioperasikan.

• Sehingga akan dipenuhi : Sehingga akan dipenuhi :

= = biaya tambahan (incremental cost) dari unit n.biaya tambahan (incremental cost) dari unit n.

)(1

i

N

iiT PFF

dPn

dFn

BAB II : OPTIMASI DAN KARAKTERISTIK UNIT BAB II : OPTIMASI DAN KARAKTERISTIK UNIT PEMBANGKITPEMBANGKIT

TENAGATENAGA LISTRIKLISTRIK

N

iiR PP

1

0

Page 5: Optimasi Stl

55

Beda tiap MetodeBeda tiap Metode::• Metode daftar prioritas:Metode daftar prioritas:

Unit dioUnit dioperasikan pada beban penuh perasikan pada beban penuh menyebabkanmenyebabkan umur pembangkit lebih pendek umur pembangkit lebih pendek

• PPemrograman dinamik:emrograman dinamik:MMemecah masalah emecah masalah besarbesar menjadi beberapa menjadi beberapa subsubmasalah sehingga lebih mudah diselesaikan.masalah sehingga lebih mudah diselesaikan.

• MMetode relaksasi lagrangeetode relaksasi lagrange : : Mencari Mencari harga harga memakan waktu yang lama dan memakan waktu yang lama dan tergantung dari tergantung dari pemilihan nilai awal pemilihan nilai awal ..

Digunakan PDDigunakan PD

Page 6: Optimasi Stl

66

A. Karakteristik Masukan – Keluaran

Masukan pembangkit termal adalah bahan bakar, kalori/jam atau BTU/jam. Keluarnya adalah besar daya yang dibangkitkan, Megawatt (MW).

Hubungan masukan – keluaran :

Keluaran, P(MW)

F1

ΔF

P1 P2

ΔP

0

Masukan, F(BTU / JAM)

F0

F2

Gambar 2.2 Kurva masukan-keluaran

Bentuk fungsi : F = f ( p )

Page 7: Optimasi Stl

77

RUMUSAN MASALAH :RUMUSAN MASALAH :

1.1. Kurva masukan–keluaran pembangkit termal :Kurva masukan–keluaran pembangkit termal :

F = ao + aF = ao + a11 P + a P + a22 P P22 (3.2).(3.2).

Formulasi optimalisasi biaya pembebanan :Formulasi optimalisasi biaya pembebanan :

(3.3)(3.3)

untuk N = 2,3,4,…..,N.untuk N = 2,3,4,…..,N.

dengan batasan :dengan batasan : Y ε YY ε YNN

(X-Y) ε X(X-Y) ε XN-1N-1 (3.4)(3.4)

YYNN = { Y | Y = 0 atau a = { Y | Y = 0 atau aN N ≤ Y ≤ b≤ Y ≤ bNN } }

XXNN = { X | X = 0 atau c = { X | X = 0 atau cN-1 N-1 ≤ X ≤ d≤ X ≤ dN-1 N-1 } } (3.5) (3.5)

(3.6)(3.6)

(3.7)(3.7)

dimana :dimana :

FFNN(x) = biaya minimum N unit pembangkit, biaya/jam untuk membangkitkan x MW.(x) = biaya minimum N unit pembangkit, biaya/jam untuk membangkitkan x MW.

ggNN(y) = biaya unit pembangkit ke-N, biaya/jam untuk membangkitkan y MW.(y) = biaya unit pembangkit ke-N, biaya/jam untuk membangkitkan y MW.

YYN – 1 N – 1 (X-Y) = biaya minimum (n-1) unit pembangkit, biaya/jam untuk pembangkitan (x-y) (X-Y) = biaya minimum (n-1) unit pembangkit, biaya/jam untuk pembangkitan (x-y)

MW.MW.

aaNN = output minimum unit ke-N = output minimum unit ke-N

bbNN = output maksimum unit ke-N. = output maksimum unit ke-N.

)()()( 1 yxFYgMinxF NN N

13211 ,.......,,, NaaaaMincN

1

11

N

i

bidN

Page 8: Optimasi Stl

88

2. 2. Perhitungan Biaya Pembangkit ListrikPerhitungan Biaya Pembangkit Listrik

Penomoran dilakukan dengan cara sebagai berikut :Penomoran dilakukan dengan cara sebagai berikut :1.1. Sebagai unit ke-1 dipilih unit pembangkit dengan keluaran minimum Sebagai unit ke-1 dipilih unit pembangkit dengan keluaran minimum

yang terkecil.yang terkecil.2.2. Untuk nomor-nomor berikutnya, urutan didasarkan atas Untuk nomor-nomor berikutnya, urutan didasarkan atas besar besar

output maksimumoutput maksimum unit pembangkit dengan output maksium terkecil unit pembangkit dengan output maksium terkecil sampai unit dengan output maksimum terbesar.sampai unit dengan output maksimum terbesar.

LLangkah-langkah optimasi penjadwalan angkah-langkah optimasi penjadwalan sbbsbb : :

Formulasi PD :Formulasi PD :

1.1. Tentukan dahulu step kenaikan harga X dan Y yang sama, misalkan Tentukan dahulu step kenaikan harga X dan Y yang sama, misalkan step kenaikan tersebut adalah δ.step kenaikan tersebut adalah δ.

2.2. Apabila terdapat 2 unit termis dalam sistem, maka biaya bahan Apabila terdapat 2 unit termis dalam sistem, maka biaya bahan bakar minimum dapat diperoleh dengan :bakar minimum dapat diperoleh dengan :

FF22 (X) = min [g (X) = min [g22 (Y) + (Y) + FF11 (X – Y)] (X – Y)] Dengan batasan-batasan sebagai berikut :Dengan batasan-batasan sebagai berikut : x = 0 atau ax = 0 atau a11 ≤ x ≤ (b ≤ x ≤ (b11 + b + b22)) y = 0 atau ay = 0 atau a22 ≤ y ≤ b ≤ y ≤ b22

Maka dengan cara demikian biaya minimum dapat dihitung, Maka dengan cara demikian biaya minimum dapat dihitung, yaitu :yaitu :

FF22(0), (0), FF22(a(a11), ), FF22(a(a1 1 + δ), + δ), FF22(a(a1 1 + 2δ), + 2δ), FF22(a(a1 1 +3δ), .... , +3δ), .... , FF22(b(b11+ b+ b22))

)()()( 1 yxFYgMinxF NN N

Page 9: Optimasi Stl

99

3.3. Kemudian dengan cara yang sama dihitung harga-harga Kemudian dengan cara yang sama dihitung harga-harga FF33(x), F(x), F44(x), …(x), … ,F,FNN(x). Untuk harga-harga x yang terletak (x). Untuk harga-harga x yang terletak

dalam batasdalam batas batas yang diijinkan.batas yang diijinkan.

4.4. Biaya minimum untuk N unit pembangkit.Biaya minimum untuk N unit pembangkit.

FFNN(x) = Min[ g(x) = Min[ gNN(x) + (x) + FFN-1N-1(x-y)] (x-y)]

Untuk harga-harga :Untuk harga-harga :

x = 0 dan ax = 0 dan a11 ≤ x ≤ (b ≤ x ≤ (b11 + b + b22 + b + b33 + … + b + … + bnn))

y = 0 dan ay = 0 dan aNN ≤ y ≤ b ≤ y ≤ bNN

Bersamaan dengan perhitungan-perhitungan diatas akan Bersamaan dengan perhitungan-perhitungan diatas akan dapat dapat

ditentukan output dari masing-masing unit menanggungditentukan output dari masing-masing unit menanggung beban beban

sistem yang tertentu besarnya.sistem yang tertentu besarnya.

3. 3. Penentuan Jadwal Kerja Penentuan Jadwal Kerja

BerdasarkanBerdasarkan ramalan beban. ramalan beban.

Page 10: Optimasi Stl

1010

BAB IV : PERHITUNGAN DAN ANALISABAB IV : PERHITUNGAN DAN ANALISA

1.1. Data PengamatanData Pengamatan

Pembangkit tenaga listrik terdiri dari :Pembangkit tenaga listrik terdiri dari :

• 9 unit generator diesel9 unit generator diesel, , Pmin = 0 MW dan Pmaks = 19 MWPmin = 0 MW dan Pmaks = 19 MW, Bahan bakar MFO dengan harga Rp 1280 per , Bahan bakar MFO dengan harga Rp 1280 per liter.liter.

• 1 unit WHR,1 unit WHR, Pmin = 1,2 MW dan Pmaks = 11,87 MWPmin = 1,2 MW dan Pmaks = 11,87 MW, memanfaatkan panas buang diesel., memanfaatkan panas buang diesel.

• 1 unit1 unit turbin gas turbin gas,, Pmin = 0 MW dan Pmaks = 42 MWPmin = 0 MW dan Pmaks = 42 MW, , liquid natural gasliquid natural gas (LNG), harga US$ 3/mscf, dengan (LNG), harga US$ 3/mscf, dengan

US$US$ 11 = Rp 10.000. = Rp 10.000.

Karakteristik Masukan-Keluaran Unit PembangkitKarakteristik Masukan-Keluaran Unit Pembangkit

a.a. Pembangkit listrik tenaga diesel 1 (PLTD-1)Pembangkit listrik tenaga diesel 1 (PLTD-1)

F(Liter/jam)= 1777,117 – 54,365 P + 4,205 PF(Liter/jam)= 1777,117 – 54,365 P + 4,205 P22 (4.1) (4.1)

Dari tabel nilai kritis f pada tingkat kepercayaan 95 %. Dari tabel nilai kritis f pada tingkat kepercayaan 95 %.

fhitung(=119,981) > ftabel; 0,05(2,4)(=6,940) ,fhitung(=119,981) > ftabel; 0,05(2,4)(=6,940) ,

persamaan (4.1) dapat diterima pada tingkat kepercayaan 95%. persamaan (4.1) dapat diterima pada tingkat kepercayaan 95%.

b.b. Pembangkit listrik tenaga diesel 2 (PLTD-2)Pembangkit listrik tenaga diesel 2 (PLTD-2)

F(Liter/jam) = 1974,015 + 68,564 P + 1,517 PF(Liter/jam) = 1974,015 + 68,564 P + 1,517 P22 (4.2) (4.2)

fhitung(=24,764) > ftabel; 0,05(2,2) (= 19,00) : Pers. (4.2) dapat diterima pada tingkat kepercayaan 95 %fhitung(=24,764) > ftabel; 0,05(2,2) (= 19,00) : Pers. (4.2) dapat diterima pada tingkat kepercayaan 95 %

c.c. Pembangkit listrik tenaga diesel 3 (PLTD-3)Pembangkit listrik tenaga diesel 3 (PLTD-3)

F(Liter/jam) = 1898,167 + 66,311 P + 2,977 PF(Liter/jam) = 1898,167 + 66,311 P + 2,977 P22 (4.3)(4.3)

fhitung (=77,370) > ftabel; 0,05(2,4) (= 6,940)fhitung (=77,370) > ftabel; 0,05(2,4) (= 6,940)

d.d. Pembangkit listrik tenaga diesel 4 (PLTD-4)Pembangkit listrik tenaga diesel 4 (PLTD-4)

F(Liter/jam) = 1775,453 + 63,644 P + 3,457 PF(Liter/jam) = 1775,453 + 63,644 P + 3,457 P22 (4.4)(4.4)

fhitung(=86,504) > ftabel; 0,05(2,4) = 6,940fhitung(=86,504) > ftabel; 0,05(2,4) = 6,940

Page 11: Optimasi Stl

1111

e. Pembangkit listrik tenaga diesel 5 (PLTD-5)F(Liter/jam) = 1946,013 + 37,761 P + 4,283 P2 (4.5)Dari tabel nilai kritis f, fhitung(=57,414) > f0,05(2,4) (= 6,940)

f. Pembangkit tenaga listrik diesel 6 (PLTD-6)F(Liter/jam) = 1843,229 – 82,184 P + 1,783 P2 (4.6) Dari tabel nilai kritis f, fhitung(=90,925) > ftabel; 0,05(2,4)( = 6,940)

g. Pembangkit listrik tenaga diesel 7 (PLTD-7)F(Liter/jam) = 1887,441 + 19,314 P + 6,250 P2 (4.7)Dari tabel nilai kritis f; fhitung(=172,414) > f0,05(2,4) (= 6,940)

h. Pembangkit listrik tenaga diesel 8 (PLTD-8)F(Liter/jam) = 1792,084 + 79,379 P – 2,70 P2

(4.8)Dari tabel nilai kritis f, fhitung(= 95,957 ) > f 0,05(2,4) = 6,940.

i. Pembangkit listrik tenaga diesel 9 (PLTD-9) F(Liter/jam) = 1893,827 – 28,922 P + 5,743 P2 (4.9) Dari tabel nilai kritis, fhitung(=324,455 ) > f0,05(2,3) = 9,55. j. Pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) F(Mscf/jam) = 95,9429 + 2,8932 P + 0.1166 P2 (4.10) Dari tabel nilai kritis f, fhitung(= ) > f 0,05(2,8) = 4,460.

k. Pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) Panas gas buang PLTD digunakan memanaskan air dalam boiler. Berdasarkan hukum

kekekalan energi, dapat dibuat hubungan energi yang masuk ke sistem dengan energi keluar dari sistem

sebagai berikut:

Emasuk = Ekeluar + Erugi-rugi

dengan : Emasuk = energi total bahan bakar diesel

Ekeluar = energi yang dikonversi menjadi daya diesel dan energi lainnya

Ekeluar = Ed + Et

Ed = energi yang dikonversi generator diesel

Et = energi yang dikonversi generator turbin uap atau WHR

Erugi-rugi = rugi-rugi pada konversi : rugi mekanik, rugi panas dan elektrik.

Page 12: Optimasi Stl

1212

Maka: Emasuk = Ed + Et + Erugi-rugi

[ (Emasuk – Erugi-rugi ) = Ed + Et ]/ t,

maka dihasilkan: (Pmasuk – Prugi-rugi)= Pd + Pt

P adalah daya, dan t adalah waktu.

Misalkan : (Pmasuk – Prugi-rugi) = y Pd ;

Maka : y Pd = Pd + Pt maka y Pd – Pd = Pt

Pt = (y – 1)Pd (4.11)

Daya optimal WHR maka dari data beban harian dicari :

jumlah bahan bakar yang digunakan minimum tetapi PoutPLTD dan Pout WHR

maksimum . Diperoleh pada data tanggal 24 juni jam ke 22, bahan bakar 12184 liter/jam, Pd = 66 MWH dan Pout WHR = Pt = 9 MWH.

Pt = (y – 1)Pd

9 MWH = (y – 1) 66 MWH

maka : (y – 1) = 0, 136

y = 1,136

Pt = (1,136 – 1) Pd = 0,136 Pd;

Maka :

PWHR = 0,136 Pdiesel (4.12)

Page 13: Optimasi Stl

1313

Persamaan Biaya Operasi

Persamaan biaya operasi = (harga bahan bakar) X (persamaan masukan-keluaran)

Perhitungan Operasi OptimumPerhitungan Operasi Optimum

Persamaan biaya operasi berdasarkan penomoran adalah sebagai berikut :Persamaan biaya operasi berdasarkan penomoran adalah sebagai berikut :

• Diesel 4 : h1(Rp/jam) = 2272580,288 + 81464,198 P + 4424,655 PDiesel 4 : h1(Rp/jam) = 2272580,288 + 81464,198 P + 4424,655 P22 (4.23) (4.23)

• Diesel 2 : h2(Rp/jam) = 2526739,794 + 87762,003 P + 1928,483 PDiesel 2 : h2(Rp/jam) = 2526739,794 + 87762,003 P + 1928,483 P22 (4.24) (4.24)

• Diesel 1 : h3(Rp/jam) = 2274710,204 + 69587,011 P + 5381,95 PDiesel 1 : h3(Rp/jam) = 2274710,204 + 69587,011 P + 5381,95 P22 (4.25) (4.25)

• Diesel 5 : h4(Rp/jam) = 2490896,871 + 48334,104 P + 5482,857 PDiesel 5 : h4(Rp/jam) = 2490896,871 + 48334,104 P + 5482,857 P22 (4.26) (4.26)

• Diesel 7 : h5(Rp/jam) = 2415924,114 + 24721,764 P + 7999,644 PDiesel 7 : h5(Rp/jam) = 2415924,114 + 24721,764 P + 7999,644 P22 (4.27) (4.27)

• Diesel 6 : h6(Rp/jam) = 2359332,873 + 105195,738 P + 2282,030 PDiesel 6 : h6(Rp/jam) = 2359332,873 + 105195,738 P + 2282,030 P22 (4.28) (4.28)

• Diesel 9 : h7(Rp/jam) = 2424098,462 + 37020,425 P + 7350,916 PDiesel 9 : h7(Rp/jam) = 2424098,462 + 37020,425 P + 7350,916 P22 (4.29) (4.29)

• Diesel 8 : h8(Rp/jam) = 2293867,359 + 101605,447 P + 3456,497 PDiesel 8 : h8(Rp/jam) = 2293867,359 + 101605,447 P + 3456,497 P22 (4.30) (4.30)

• Diesel 3 : h9(Rp/jam) = 2429653,333 + 84877,968 P + 3810,794 PDiesel 3 : h9(Rp/jam) = 2429653,333 + 84877,968 P + 3810,794 P22 (4.31) (4.31)

• T. Gas : h10(Rp/jam) = 2878288,378 + 86795,038 P + 3499,001 PT. Gas : h10(Rp/jam) = 2878288,378 + 86795,038 P + 3499,001 P22 (4.32) (4.32)

Page 14: Optimasi Stl

1414

Langkah-langkah perhitungan optimasi penjadwalan, Langkah-langkah perhitungan optimasi penjadwalan, Sesuai Sesuai pembahasan (3.4), adalah sebagai berikut:pembahasan (3.4), adalah sebagai berikut:

1.1. Bila beban X = 19 MW dan step kenaikan adalah 1 MW Bila beban X = 19 MW dan step kenaikan adalah 1 MW

2.2. Bila 2 unit beroperasi. Maka biaya bahan bakar minimum diperoleh :Bila 2 unit beroperasi. Maka biaya bahan bakar minimum diperoleh :

HH22(X) = min{h(X) = min{h22(Y) + H(Y) + H11(X-Y)}(X-Y)}

Dengan batasan :Dengan batasan :

0 MW≤ X ≤ 38 MW0 MW≤ X ≤ 38 MW

0 ≤ Y ≤ 190 ≤ Y ≤ 19

Maka :Maka :

8]}2272580,28 36[4890400,2 1],2358469,14 9[731284,35 4],2453207,30 49[4576025,4 7],2556794,77 05[4424623,5 0],2669231,56 27[4277078,5

3],2790517,65 15[4133390,5 ],52920653,05 03993559,47[ 7],3059637,76 90[3857585,3 9],3207471,78 77[3725468,2 1],3364155,12 30[3597208,1 3],3529687,76 48[3472804,9

4],3704069,71 33[3352258,7 6],3887300,97 85[3235569,4 7],4079381,54 02[3122737,2 8],4280311,42 85[3013761,8 9],4490090,61 35[2908643,5 0],4708719,12 50[2807382,1

1],4936196,93 32[2709977,7 1],5172524,05 80[2616430,2 2],5417700,48 794{[2526739, min H2(19)

)()()( 1 yxHYgMinxH NN N

Page 15: Optimasi Stl

1515

5256.914.212, H2(19)

24]}[7162980,5 01],[7089753,5

54],[7029232,7 82],[6981418,2 87],[6946310,0 68],[6923908,1 25],[6914212,5 57],[6917223,1

66],[6932940,0 51],[6961363,2 11],[7002492,7, 48][7056328,4 60],[7122870,4 49],[7202118,7

13],[7294073,3 54],[7398734,1 70],[7516101,2 63],[7646174,6 31],[7788954,3 275],{[7944440,min H2(19)

Konfigurasi pembebanan adalah 6 MW oleh diesel 4 (hKonfigurasi pembebanan adalah 6 MW oleh diesel 4 (h11) dan 13 MW oleh ) dan 13 MW oleh

diesel 2 (hdiesel 2 (h22). Dengan cara yang sama, dihitung H). Dengan cara yang sama, dihitung H22(18), H(18), H22(17), H(17), H22(16), …, (16), …,

HH22(0).(0).

Page 16: Optimasi Stl

1616

4.4. Bila 3 unit yang beroperasi maka biaya bahan bakar dihitung sebagai berikut :Bila 3 unit yang beroperasi maka biaya bahan bakar dihitung sebagai berikut :

H3(X) = min{h3(Y) + H2(X-Y)}H3(X) = min{h3(Y) + H2(X-Y)}

Dengan batasan :Dengan batasan :

0 MW ≤ X ≤ 57 MW0 MW ≤ X ≤ 57 MW

0 MW ≤ Y ≤ 19 MW0 MW ≤ Y ≤ 19 MW

Maka :Maka :

H3(19) = min{[h3( 0) + H2(19)], [h3(1) + H2(18)], [h3(2) + H2(17)], [h3(3) + H3(19) = min{[h3( 0) + H2(19)], [h3(1) + H2(18)], [h3(2) + H2(17)], [h3(3) + H2(16)], H2(16)], [h3(4) + H2(15)], [h3(5) + H2(14)], [h3(6) + H2(13)], [h3(7) + [h3(4) + H2(15)], [h3(5) + H2(14)], [h3(6) + H2(13)], [h3(7) + H2(12)], H2(12)], [h3(8) + H2(11)], [h3(9) + H2(10)], [h3(10) + H2(9)], [h3(11) + [h3(8) + H2(11)], [h3(9) + H2(10)], [h3(10) + H2(9)], [h3(11) + H2(8)], H2(8)], [h3(12) + H2(7)], [h3(12) + H2(7)], [h3(13) + H2(6)],[h3(13) + H2(6)], [h3(14) + H2(5)], [h3(15) + [h3(14) + H2(5)], [h3(15) + H2(4)], H2(4)], [h3(16) + H2(3)], [h3(17) + H2(2)], [h3(18) + H2(1)], [h3(0) + [h3(16) + H2(3)], [h3(17) + H2(2)], [h3(18) + H2(1)], [h3(0) + H2(19)]}H2(19)]}

H3(19) = 9.020.516,615H3(19) = 9.020.516,615

Konfigurasi pembebanan h3 = 5 MW dan H2 = 14 MW, h3 adalah PLTD 1 dan H2 Konfigurasi pembebanan h3 = 5 MW dan H2 = 14 MW, h3 adalah PLTD 1 dan H2

adalah konfigurasi dari h1 dan h2 yang diperoleh dari langkah 3, dengan konfigurasi adalah konfigurasi dari h1 dan h2 yang diperoleh dari langkah 3, dengan konfigurasi

h2 = 9 MW dan h1 = 5 MW. Kemudian dihitung harga-harga H3(18), H3(17), H3(16), h2 = 9 MW dan h1 = 5 MW. Kemudian dihitung harga-harga H3(18), H3(17), H3(16),

… , H3(0).… , H3(0).

5.5. Dengan cara yang sama dengan langkah 3 dan 4, dihitung harga-harga H4(X), H5(X), Dengan cara yang sama dengan langkah 3 dan 4, dihitung harga-harga H4(X), H5(X),

H6(X), H7(X), H8(X), H8(X), H9(X), H10(X) dan konfigurasi pembebanan unit H6(X), H7(X), H8(X), H8(X), H9(X), H10(X) dan konfigurasi pembebanan unit

pembangkit yang beroperasi.pembangkit yang beroperasi.

6.6. Kemudian dicari nilai minimum dari harga-harga H1(X), H2(X), H3(X), … , H10(X). Unit Kemudian dicari nilai minimum dari harga-harga H1(X), H2(X), H3(X), … , H10(X). Unit

yang beroperasi adalah unit yang menggunakan biaya bahan bakar minimum, H yang beroperasi adalah unit yang menggunakan biaya bahan bakar minimum, H

minimum, seperti langkah 3.minimum, seperti langkah 3.

Page 17: Optimasi Stl

1717

7.7.Dengan mengubah-ubah nilai X Dengan mengubah-ubah nilai X pada persamaan rekursi PD :pada persamaan rekursi PD :

akan diperoleh biaya bahan bakar akan diperoleh biaya bahan bakar minimum tiap nilai X dan konfigurasi minimum tiap nilai X dan konfigurasi pembebanannya.pembebanannya.

)()()( 1 yxFYgMinxF NN N

Page 18: Optimasi Stl

1818

Penentuan Jadwal KerjaPenentuan Jadwal Kerja

Rencana kerja ditentukan berdasarkan ramalan beban. Rencana kerja ditentukan berdasarkan ramalan beban.

Berikut diberikan contoh konfigurasi pembebanan bila beban seperti 27 Berikut diberikan contoh konfigurasi pembebanan bila beban seperti 27 juni 2002 : juni 2002 :

Periode kerja dibagi menjadi 24 periode, yaitu 1 jam tiap periode.Periode kerja dibagi menjadi 24 periode, yaitu 1 jam tiap periode.

Tiap periode akan ditentukan konfigurasi pembebanan.Tiap periode akan ditentukan konfigurasi pembebanan.

Besar beban pada periode pertama adalah 99,8 MWHBesar beban pada periode pertama adalah 99,8 MWH, sesuaikan beban , sesuaikan beban dengan dengan

hasil PG hasil PD, maka hasil PG hasil PD, maka konfigurasi pembebanan seperti berikut konfigurasi pembebanan seperti berikut ini : ini :

PLTD-4 dibebani 19 MWH, PLTD-4 dibebani 19 MWH, PLTD-2 dibebani 19 MWH, PLTD-2 dibebani 19 MWH,

PLTD-1 dibebani 17 MWH, PLTD-1 dibebani 17 MWH, PLTD-5 dibebani 19 MWH, PLTD-5 dibebani 19 MWH,

PLTD-7 dibebani 14 MWH, PLTD-7 dibebani 14 MWH, WHR dibebani 11,87 MWHWHR dibebani 11,87 MWH, ,

dan unit lain sebagai cadangan berputar. dan unit lain sebagai cadangan berputar.

Biaya operasinya adalah Biaya operasinya adalah Rp 25.039.689,098Rp 25.039.689,098..

Page 19: Optimasi Stl

1919

Penjadwalan dilakukan dengan batasan:Penjadwalan dilakukan dengan batasan:

PG = PD + PL PG = PD + PL

dengan : dengan :

PG = daya yang dihasilkan ; PG = daya yang dihasilkan ;

PD = daya yang dibutuhkan bebanPD = daya yang dibutuhkan beban

PL = daya yang menjadi rugi-rugi transmisi.PL = daya yang menjadi rugi-rugi transmisi.

•Bila beban yang terjadi seperti beban 27 juni 2002, dengan Bila beban yang terjadi seperti beban 27 juni 2002, dengan

menggunakan pemrograman dinamik :menggunakan pemrograman dinamik :

• Biaya bahan bakar : Rp Biaya bahan bakar : Rp 705.041.209,389 ; 705.041.209,389 ;

operasi indocement : operasi indocement : Rp 827.900.400,000Rp 827.900.400,000

• Dihemat biaya sebesar 14,8 %; Rp Dihemat biaya sebesar 14,8 %; Rp 5.119.132,942 tiap jam; 5.119.132,942 tiap jam;

Dalam satu tahun (365 hari) dapat dihemat RpDalam satu tahun (365 hari) dapat dihemat Rp 44.843.604.573,044.843.604.573,0

Page 20: Optimasi Stl

2020

PENUTUP : Kesimpulan Dan SaranPENUTUP : Kesimpulan Dan Saran

Kesimpulan :Kesimpulan :

1.1. Daya keluaran unit pembangkit ditentukan dari karakteristik Daya keluaran unit pembangkit ditentukan dari karakteristik fungsi biaya, batas daya keluaran operasional unit, harga bahan fungsi biaya, batas daya keluaran operasional unit, harga bahan bakar yang digunakan dan peramalan beban.bakar yang digunakan dan peramalan beban.

2.2. Karakteristik masukan-keluaran yang diperoleh dari data beban Karakteristik masukan-keluaran yang diperoleh dari data beban harian harus menggambarkan operasi umum tiap unit harian harus menggambarkan operasi umum tiap unit pembangkit.pembangkit.

3.3. Dengan melakukan optimasi, biaya bahan bakar dihemat rata-rata Dengan melakukan optimasi, biaya bahan bakar dihemat rata-rata 14,8 % atau Rp 89.687.209.145,98114,8 % atau Rp 89.687.209.145,981

Saran :Saran :

1.1. Untuk mendapat akurasi perhitungan bahan bakar yang lebih Untuk mendapat akurasi perhitungan bahan bakar yang lebih tinggi maka tingkat kenaikan daya dibuat 0,5 MW atau lebih kecil.tinggi maka tingkat kenaikan daya dibuat 0,5 MW atau lebih kecil.

2.2. Bila pusat-pusat pembangkit terpisah, dengan jarak relatif jauh, Bila pusat-pusat pembangkit terpisah, dengan jarak relatif jauh, rugi-rugi saluran perlu dipertimbangkan. Konfigurasi pembebanan rugi-rugi saluran perlu dipertimbangkan. Konfigurasi pembebanan yang berbeda akan mempengaruhi rugi-rugi saluran dan biaya yang berbeda akan mempengaruhi rugi-rugi saluran dan biaya operasi.operasi.

Page 21: Optimasi Stl

2121

TERIMA KASIHTERIMA KASIH