Peramalan Beban Listrik Untuk Penjadwalan Sistem Pembangkit

Abstract

Abstract— Minahasa-Kotamobagu electrical power system has an installed capacity of 342 MW. However, the power capacity is only 278 MW. Power generating system consists of two sub-systems, namely thermal sub-systems and hydro sub-systems. Thermal sub-system has a capacity of 225.32 MW that is much larger than the hydro sub-system that is 53.3 MW. Therefore, the cost of plant operations to be very expensive because of fuel consumption of thermal power plant to be very much.

Optimization of hydro-thermal power scheduling is very important to obtain coordination plants with low operating costs in the distribution of electrical power.

Almost all previous research, scheduling generation systems are based on data of actual expenses already occurred. However, in this research will be made of a scheduling model based on the data generating system load forecasting short ranges. Load forecasting must be accurate, so that scheduling is done not deviate from the actual. In this research, load forcasting models of Minahasa-Kotamobagu system using load coefficient method. In load forecasting, especially on a day to be scheduled, ie on March 27^th 2013, showed accurate results with values ​​Mean Absolute Percentage Error (MAPE) 2.9686%. The data of load forecasting is used for generation scheduling model.

Realization of data generation fuel PT. PLN on March 27^th 2013 shows the total cost of fuel is Rp. 4,514,442,237. Generation scheduling result by setting the volume of water that comes out on hydro generation and application of dynamic programming method in the thermal power plant, the total cost to be incurred is Rp. 4,001,006,047.09 or earned savings of Rp. 513,436,190.05 (12.37%).

Keywords  : Dynamic Programming, Generating Scheduling, Load Coefficient, Load Forecasting.

Abstrak— Sistem tenaga listrik Minahasa-Kotamobagu mempunyai kapasitas terpasang 342 MW, namun daya mampu hanya 278 MW. Sistem pembangkit terbagi dua yaitu sub sistem hidro dan sub sistem termal. Sub sistem termal mempunyai kapasitas daya mampu 225,32 MW yang jauh lebih besar dari sub sistem hidro yaitu 53,3 MW. Oleh karena itu, biaya operasi pembangkit menjadi sangat mahal karena pemakaian bahan bakar dari pembangkit termal sangat banyak.

Optimasi penjadwalan pembangkit hidro-termal sangat penting dilakukan untuk mendapatkan koordinasi pembangkit dengan biaya operasi yang lebih murah dalam penyaluran tenaga listrik.

Hampir semua penelitian terdahulu, penjadwalan sistem pembangkit dibuat berdasarkan data realisasi beban yang sudah terjadi. Namun, pada penelitian ini akan dibuat suatu model penjadwalan sistem pembangkit berdasarkan data peramalan beban jangkah pendek. Peramalan beban harus akurat, agar penjadwalan yang dilakukan tidak menyimpang dari realisasi. Pada penelitian ini, model peramalan beban sistem Minahasa dan Kotamobagu mengunakan metode koefisien beban. Dalam peramalan beban, khususnya pada hari yang akan dijadwalkan yaitu  pada tanggal 27 Maret 2013, menunjukkan hasil yang akurat dengan nilai Mean Absolute Percentage Error (MAPE) 2,9686 %. Data beban hasil peramalan digunakan untuk melakukan penjadwalan pembangkit.

Data realisasi pemakaian bahan bakar pembangkit PT. PLN pada tanggal 27 Maret 2013 menunjukkan total biaya bahan bakar yang dikeluarkan adalah Rp. 4.514.442.237,14. Hasil penjadwalan pembangkit dengan cara pengaturan volume air yang keluar pada pembangkit hidro dan penerapan metode dynamic programming pada pembangkit termal, maka total biaya yang harus dikeluarkan adalah Rp. 4.001.006.047,09 atau diperoleh penghematan sebesar Rp. 513.436.190,05 (12,37 %).

Kata kunci : Dynamic Programming, Koefisien Beban, Penjadwalan Pembangkit, Peramalan Beban.