Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Bahan bakar adalah salah satu komponen terbesar dalam biaya penyediaan tenaga listrik. Oleh karena itu, diperlukan mekanisme optimasi yang bertujuan untuk menghasilkan daya sesuai permintaan dengan konsumsi biaya bahan bakar minimum. Di sisi lain, penyediaan tenaga listrik kini jarus memperhatikan faktor keberlanjutan / sustainability, diantaranya faktor jumlah emisi yang dihasilkan operasi pembangkitan. Tujuan tesis adalah untuk membuat program optimasi pembagian beban antar jenis pembangkit yang dapat memenuhi persamaan tujuan tertentu. Program optimasi dapat merespon perubahan siklus beban harian, sehingga hasil optimasi dapat langsung diaplikasikan dalam operasi harian pembangkit. Terdapat beberapa jenis fungsi tujuan dalam program optimasi, diantaranya : biaya bahan bakar total minimum, optimasi emisi total minimum dan optimasi total biaya bahan bakar dan eksternalitas emisi. Khusus untuk optimasi biaya bahan bakar minimum, diuji dua bentuk kurva, yaitu kurva polynomial convex dan kurva non convex. Fungsi pembatas optimasi adalah tegangan, kapasitas pembangkit dan kesetimbangan daya dalam sistem tenaga listrik IEEE 14 Bus. Tiga jenis pembangkit disimulasikan, yaitu Pembangkit Listrik Tenaga Gas Siklus Terbuka, Pembangkit Listrik Tenaga Gas Siklus Kombinasi (CCGT) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap berbahan bakar Batubara. Metode yang dipilih adalah algoritma evolusi diferensial. Untuk menguji validitas, digunakan algoritma pemrograman linier sebagai pembanding. Hasil simulasi menunjukkan bahwa algoritma evolusi diferensial bekerja dengan handal untuk jenis persamaan tujuan convex dan non convex. Evolusi diferensial juga dapat merespon perubahan jenis persamaan tujuan. Untuk optimisasi biaya bahan bakar minimum, evolusi diferensial memprioritaskan pembangkit listrik berbahan bakar batubara, yang memiliki harga bahan bakar $/MW terendah. Sedangkan untuk optimasi emisi minimum, evolusi diferensial akan memprioritaskan pembangkit listrik berbahan bakar gas, yang memiliki nilai emisi tCO2/MW yang terendah.

---

Fuel is one of the main components of electricity cost. An optimization method is needed to produce required power with minimum fuel cost. On the other side, powerplants are required to pay adequate attention to sustainability nowadays. One of the major sustainability factor is the emission product which result from fuel combustion. The purpose of this thesis is to develop an optimization program related to generator dispatch with several objective functions. Optimization program could respond to daily load variation, hence its output could be directly applied in daily generator dispatch operation.

Several objective functions being tested in this paper are : minimum fuel cost, minimum emission, minimum fuel & emission externality cost. For fuel cost, two types of objective functions are being tested : polynomial convex and non convex functions. Constraints for optimization program consist of : system voltage, powerplant real and reactive capacity and loadflow balance of IEEE 14 Bus power system. Three types of generation unit are being tested : Open Cycle Gas Turbine, Combined Cycle Gas Turbine, and Coal Fueled Steam Turbine.

The chosen method is differential evolution. To test the validity of this algorithm, linear programming is used as benchmark. Simulation result shows that differential evolution is a robust algorithm for convex and non convex objective functions. Differential evolution could also respond well to different types of objective functions. For fuel cost constrained optimization, differential evolution will prioritize the coal fueled generation unit, which has lowest fuel cost $/MW. On the other hand, for emission constrained optimization, differential evolution will prioritize gas fueled generation unit, which has lowest emission value tCO2/MW compared to other units. "

"Pada pengoperasian sistem tenaga listrik untuk keadaan beban yang bagaimanapun, sumbangan daya dari tiap pembangkit harus ditentukan sedemikian rupa agar daya yang disuplai menjadi minimum. Biaya bahan bakar merupakan komponen biaya terbesar pada pembangkit thermis, oleh sebab itu maka biaya produksi tenaga listrik thermis, diusahakan menggunakan bahan bakar sehemat mungkin. Metode meminimasi biaya pembangkitan akan gagal, bila tidak mencakup rugi daya pada saluran transmisi, sebab meskipun biaya bahan bakar inkremental suatu pembangkit mungkin lebih rendah dari pembangkit lainnya, akan tetapi karena terletak jauh dari pusat beban, biaya rugi-rugi transmisinya besar. Untuk mengoptimalkan biaya bahan bakar dan rugi daya pada saluran, penyelesaiannya adalah dengan menggunakan persamaan koordinasi, karena pada persamaan ini biaya pembangkitan yang optimal akan tercapai bila biaya bahan bakar inkremental total dikalikan dengan faktor penalti bernilai sama untuk semua pembangkit. Dari hasil perhitungan optimasi didapatkan bahwa, pada beban sesaat yang sama didapatkan basil pembangkitan yang lebih rendah, hal ini disebakan karena adanya penurunan rugi daya pada saluran yang cukup signifikan, sehingga diperoleh penghematan biaya pembangkitan dibandingkan jika sistem dioperasikan manual, besar penghematan per kWh nya adalah Rp 17,0789 atau 12.97 % dari biaya pembangkitan sebelumnya, sedang rugi daya pada saat sebelum optimasi adalah 80.697 MW padasaat dioptimasi rugi dayanya sebesar 24.804 MW atau prosentasenya sebesar 225.30 %.

---

In order to get a minimum generation-cost of interconnected power-plants, each power plant generated power should be adjusted at a certain value depending on the load of each substations at that time. Fuel cost is the main cost portion of a thermal power plant , so to achieve a minimum cost, the thermal power plantfue consumtion should be manage efficiently.

Calculation of generation cost optimation in between power plant connected over interconnected transmision line will not be accurate if not involving transmission linespower losses. Incremental fuel cost of a power plant may be lower then another, because its location is more far away from the load centre comparied to the another power plant, the total generation cost will be higher. To get an optimal generation cost involving transmission lines power losses a coordination equation will be used. By this equation we will get the optimum generation cost while the total fuel incremental cost multiplied by penalty factor has the same value for all power plants connected to results transmission lines.

From the optimation-calculations we get lower power generation comparied to manual adjustments by load dispatch center operators, because of decreasing total transmission lines losses, also total generation cost per kWh decrease significanly. The real saving generation cost by this optirnation is Rp 10,747.00 or 8.17 % as before."

"Dalam pengoperasian suatu sistem pembangkit tenaga listrik perlu ditentukan besarnya daya yang disalurkan oleh tiap unit pembangkit sehingga dapat beroperasi pada biaya pembangkitan yang minimum. Hal ini dapat dilakukan dengan optimasi pembebanan pada seluruh unit pembangkit tenaga listrik.Pada tesis ini akan dibahas mengenai optimasi pembagian beban pada unit pembangkit hidro dan termal dengan menggunakan metoda pengali Lagrange. Fungsi tujuannya adalah meminimalkan biaya pembangkitan dengan kendala kapasitas maksimum dan minimum unit pembangkit. Pembahasan tesis ini dibatasi pada optimasi pembangkit hidro termal area IV sistem kelistrikan Jawa-Bali, Perhitungan dilakukan dengan program Matlab yang dioperasikan pada komputer pribadi dan disertai dengan validasi program. Validasi program memperlihatkan bahwa program yang telah dibuat dapat digunakan untuk mengoptimalkan pembangkit hidro termal area IV sistem kelistrikan Jawa-Bali.

---

The operating of an electric power generating system need to be determined power contribution of each unit with the result that it can be operated at a minimum generating cost. This case can be solved by the optimum loading of a power generating system.

This thesis is discussing about an optimum loading of the hydro thermal power generating system by Lagrange Multiplier Method which is limited at hydro thermal plants of Java-Bali fourth area. The objective function is to minimize the generating cost with maximum and minimum generating capacities as the constraint. The computation is being done by MatLab program which is operated on a personal computer along with validation program. The validation has shown that the program which is made, can be used for optimum loading of hydro thermal plants of Java-Bali fourth area."

"The systematic coordination of the operation of a system of hydroelectric generation plants is usually more complex than the scheduling of an all thermal generation system. The reason is both simple and important. In the operation of a hydroelectric power system, three general categories of problems arise. These depend on the balance between the hydroelectric generation, the thermal generation, and the load.

The transmission network's incremental power losses may cause a bias in the optimal economic scheduling of the generators. The coordination equations include the effects of the incremental transmission losses and complicate the development of the proper schedule. The network elements lead to two other, important effects: the total real power loss in the network increases the total generation demand, and the generation schedule may have to be adjusted by shifting generation to reduce flows on transmission circuits because they would otherwise become overloaded. It is the last effect that is the most difficult to include in optimum dispatching.

The requirements for the operation of hydroelectric plants, one must appreciate the limitations imposed on operation of hydro-resources by flood control, navigation, fisheries, recreation, and water supply. The largest category of hydrothermal systems includes those where there is a closer balance between the hydroelectric and thermal generation resources and those where the hydroelectric system is a small fraction of the total capacity. In these systems, the schedules are usually developed to minimize thermal generation production costs, recognizing all the diverse hydraulic constraints that many exist."