dynamic economic dispatch dengan batas cadangan berputar

Dynamic Economic Dispatch Dengan Batas Cadangan Berputar Menggunakan Quadratic Programming

Heyu Permana

2211106011

Dosen Pembimbing :

Dr. Eng Rony Seto Wibowo, ST., MT.

Prof. Ir. Ontoseno Penangsang, M.Sc., Ph.D.

OUTLINES

• Latar Belakang, Tujuan Penelitian, Permasalahan, Batasan Masalah

Pendahuluan

• Dynamic Economic Dispatch

• DC Dynamic Optimal Power Flow

• Quadratic Programming

Dynamic Economic Dispatch dan DC Dynamic Optimal Power Flow

• Inisialisasi permasalahan DED dan DC DOPF pada quadratic programming

Penerapan QP Pada DED dan DC DOPF

• Sistem Jawa-Bali 500 KV

Hasil Simulasi dan Analisa

• Kesimpulan

• Saran

Penutup

LATAR BELAKANG

Dalam STL TerinterkoneksiPenjadwalan optimal

ekonomi sangat diperlukan

Economic Dispatch

Statis

Sistem dengan beban dalam

rentang waktu tertentu

Dynamic Economic Dispatch

DC Dynamic Optimal Power Flow

Spinnning Reserve

Quadratic Proogramming

Hasil Optimasi

Constraints saluran

Ramp Rate

Tujuan Penelitian

Menentukan penjadwalan ekonomis pembangkit pada sistem kelistrikan terinterkoneksi dengan menyertakan batasan spinning reserve

Mengetahui pengaruh spinning reserve constraint terhadap daya yang terbangkit dan total biaya pembangkitan

• Bagaimana menentukan penjadwalan ekonomis pembangkit pada sistem kelistrikan terinterkoneksi dengan menyertakan batasan spinning reserve

• Bagaimana menerapkan metode quadratic programmingdengan adanya spinning reserve constraint.

• Apa pengaruh spinning reserve constraint terhadap daya yang terbangkit dan total biaya pembangkitan

Permasalahan

Batasan Masalah

• Rugi-rugi jaringan diabaikan

• Ramp rate dianggap sama untuk ramp up dan ramp down

• Menggunakan metode quadratic programming

• Economic Dispatch untuk beban konstan

• Semua generator diasumsikan selalu dalam keadaan menyala

Dynamic Economic Dispatch (DED) merupakan pengembangan darieconomic dispatch (ED) yang digunakan untuk menentukan pembagianpembebanan unit secara ekonomis dalam rentang waktu tertentu.

Dynamic Economic Dispatch

Fungsi biaya dari pembangkit dimodelkan dengan persamaan :

Fi = Besar biaya pembangkitan pada pembangkit ke-i (Rp)Pi= Daya output dari pembangkit ke-i (MW)

Fungsi biaya tersebut diminimalkan melalui batasan-batasan berikut :

Equality constaint Inequality constaint

DC Dynamic Optimal Power Flow

DC Dynamic Optimal Power Flow merupakan pengembangan dari optimalpower flow (OPF) yang digunakan untuk melakukan pembagianpembebanan pembangkit secara optimal ekonomi dalam rentang waktutertentu dengan menggunakan studi aliran daya aktif.

Fungsi biaya dari pembangkit dimodelkan dengan persamaan :

Fi = Besar biaya pembangkitan pada pembangkit ke-i (Rp)Pi= Daya output dari pembangkit ke-i (MW)

Fungsi biaya tersebut diminimalkan melalui batasan-batasan berikut :

Equality constaint Inequality constaint

• Apabila sebuah unit pembangkit mempunyaikapasitas 100 MW tetapi hanya dibebani 60 MW,maka selisih antara kapasitas 100 MW denganbeban 60 MW, yaitu sebesar 40 MW, merupakancadangan berputar yang ada pada pembangkittersebut.

Apakah spinning reserve itu ?

100 MW

60 MW

40 MW

Quadratic programming (QP) merupakan metode yang digunakan untukmenyelesaikan masalah optimasi dari fungsi objektif berupa persamaankuadrat dengan constraints linear. Batasan linear digunakan untukmembatasi nilai variabel yang dioptimasi.

Quadratic Programming

Secara umum QP dapat dinyatakan :

minimize

Sesuai constraints linier :

Penerapan Metode QP

• Sistem sederhana dengan jumlah bus (nb) = 3, jumlah branch (nbr) = 2, jumlahgenerator (ng) = 2, level beban (t) = 2 jam,

Fungsi biaya pembangkit

Pembentukan matrik H pada koefisien ai

Pembentukan vektor C Pada Koefisien bi

Pembentukan matrik A dari constraint lb ≤ A*x ≤ ub

Pembentukan vektor xmin dan xmax pada variabel x dari constraint xmin ≤ x ≤ xmax

bus

from bus

to bus

Ramp rate

SR

from bus

to bus

bus

Data pembangkit yang digunakan

Hasil Simulasi dan Analisis• Pada tugas akhir ini akan

diimplementasikan pada sistem25 bus Jawa-Bali 500 KV yangterdiri dari 35 generator. Profilbeban yang digunakan adalahbeban selama 24 jam. Pada tugasakhir ini akan dilakukan dengandua kondisi, yaitu

• Perhitungan dynamic economicdispatch dengan menyertakanspinning reserve constraint

• Perhitungan dc dynamic optimalpower flow dengan menyertakanspinning reserve constraint

Data

Data profil beban yang di pakai untuk Simulasi SistemJawa Bali 500 kv adalah :

Jam 1 2 3 4 5 6 7 8

Beban 9493 9424 9357 9245 9539 9687 9392 10115

Jam 9 10 11 12 13 14 15 16

Beban 10631 10729 10838 10702 10338 10924 10973 10777

Jam 17 18 19 20 21 22 23 24

Beban 11018 11494 11436 11075 10633 9749 9444 9040

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Beb

an (

MW

)

Jam

Profil Beban Untuk Simulasi Jawa-Bali 500 KV

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTU Suralaya Unit 1-4

DED tanpa menyertakan Spinning Reserve Constraint

DED dengan menyertakan Spinning Reserve Constraint

DC DOPF dengan menyertakan Spinning Reserve Constraint

Perbandingan Daya Pembangkitan

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTA Cirata Unit 1-7




0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTA Saguling Unit 1-4




0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTU Gas Gresik Unit 1 dan Unit 2

DED tanpa menyertakan Spinning Reserve Contraint



Ramp rate : 22.92 MW/jam

Ramp rate : 110 MW/jam

Ramp rate : 175 MW/jam Ramp rate : 45 MW/jam

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam





0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTU Suralaya Unit 8




0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTGU Muara Tawar



DC DOPF dengan Menyertakan Spinning Reserve Constraint

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Day

a (M

W)

Jam

PLTU Paiton Unit 1 dan Unit 2






Ramp rate : 315 MW/jam Ramp rate : 22.8 MW/jam

7 2835 34

357 28

52 48

52

6 2722 0

121

3 1410 4

22.8

Analisa

Daya pembangkit PLTA Suralaya unit 1-4, PLTA Cirata unit 1-7, PLTA Saguling unit 1-4, PLTU Gresik unit 1-4 selalumembangkitkan daya pada batasan maksimal

Pada DED dan DC DOPF, constraint ramp rate menyebabkanperhitungan daya pembangkitan dari setiap pembangkit menjadisemakin ketat.

Setiap pembangkit harus saling berkoordinasi untuk dapatmembangkitkan daya tanpa melewati batasan ramp rate darimasing–masing pembangkit dan batasan kapasitas saluran.

Pada perhitungan DED & DC DOPF dengan menyertakan spinningreserve constraint, jika generator-generator ada yang trip, maka adadaya yang dicadangkan oleh generator

Pelanggaran yang terjadi terhadap spinning reserveconstraint, saat SR sebesar 2x unit terbesar

Total Pg max Total Pg SR Keterangan

12215 10879 1336 Batas Spinning Reserve

1 12215 9493 2722 Tidak Melanggar 0







8 12215 10115 2100 Tidak Melanggar 0

9 12215 10631 1584 Tidak Melanggar 0

10 12215 10729 1486 Tidak Melanggar 0

11 12215 10838 1377 Tidak Melanggar 0

12 12215 10702 1513 Tidak Melanggar 0

13 12215 10338 1877 Tidak Melanggar 0

14 12215 10924 1291 Melanggar 45

15 12215 10973 1242 Melanggar 94

16 12215 10777 1438 Tidak Melanggar 0

17 12215 11018 1197 Melanggar 139

18 12215 11494 721 Melanggar 615

19 12215 11436 779 Melanggar 557

20 12215 11075 1140 Melanggar 196

21 12215 10633 1582 Tidak Melanggar 0

22 12215 9749 2466 Tidak Melanggar 0

23 12215 9444 2771 Tidak Melanggar 0

24 12215 9040 3175 Tidak Melanggar 0

Jam LS • Pada saat terjadinya gangguanpada pembangkit, makacadangan berputar ini akanmenurun. Jika cadanganberputar ini dibiarkan terusturun maka akibatnya sistemdapat mengalami gangguantotal (semua pembangkitakhirnya trip).

• Untuk mencegah terjadinyagangguan total, maka perludilakukan pelepasan beban.

• Hasil DED dengan atau tanpa menyertakan spinning reserve constraint terdapat perbedaandaya pembangkitan

• Hasil DED dan DC DOPF dengan menyertakan spinning reserve constraint tidak adaperbedaan pada daya pembangkitan

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

Total Daya Pembangkitan Untuk Simulasi Jawa-Bali 500 KV




Perbandingan Total Daya Pembangkitan Pada DED & DC DOPF

Perbandingan DED dan DC DOPF Terhadap Constraint Ramp Rate dan Constraint Branch Limit

75102200000

76018200000 76018200000

7E+10

7,1E+10

7,2E+10

7,3E+10

7,4E+10

7,5E+10

7,6E+10

7,7E+10

7,8E+10

7,9E+10

8E+10

Bia

ya (

Rp

)

Biaya Total Pembangkitan Pada Sistem Jawa-Bali 500 KV




Hasil perhitungan dynamic economic dispatch dengan menyertakanspinning reserve constraint menghasilkan biaya pembangkitan lebihmahal dari hasil perhitungan dynamic economic dispatch tanpamenyertakan spinning reserve constraint.

Sedangkan Hasil perhitungan dynamic economic dispatch dan dc

dynamic optimal power flow dengan menyertakan spinning reserve

constraint menghasilkan biaya pembangkitan yang sama.

Kesimpulan

Program dynamic economic dispatch dan dc dynamic optimal power flowdengan menyertakan spinning reserve constraint menggunakan quadraticprogramming dapat melakukan perhitungan penjadwalan pembangkitandalam rentang waktu tertentu tanpa melanggar batasan parameter ramprate dari masing-masing pembangkit dan batasan kapasitas saluran.

Dengan adanya spining reserve, maka ada daya yang dicadangan olehpembangkit jika terjadi gangguan pada unit pembangkit sehingga sistemtidak mengalami gangguan total.

Adanya batasan dari spinning reserve menyebabkan biaya pembangkitantidak hanya dihitung berdasarkan biaya dari daya pembangkitansaja, tetapi juga dihitung berdasarkan biaya dari pelepasan beban padajam-jam yang melanggar batas spinning reserve.

Pada simulasi Sistem Jawa Bali, hasil perhitungan dynamic economicdispatch dan dc dynamic optimal power flow dengan menyertakanspinning reserve constraint menghasilkan biaya total pembangkitan lebihmahal jika dibandingkan dengan hasil perhitungan dynamic economicdispatch tanpa menyertakan spinning reserve constraint.

Terima Kasih

[1] Wood Allen J. ”Power Generation Operation and Control”. John Wiley & Sons, Inc. 1984.

[2] Abidin, Zainal. “Dynamic Economic Dispatch Menggunakan Quadratic Programming”.Seminar Tugas Akhir Teknik Elektro FTI-ITS. Juni. 2009.

[3] Nursidi. “Dynamic Optimal Power Flow Arus Searah Menggunakan Quadratic Programming”.Seminar Tugas Akhir Teknik Elektro FTI-ITS. Juni. 2012.

[4] Belhachem, R. “Dynamic Economic Load Dispatch Using Quadratic Programming and GAMS”.Mediamira Science Publisher. 2013.

[5] Ran Quan, Jinbao Jian, Haiyan Zheng, Linfeng Yang. “A Two Stage Method with Mixed IntegerQuadratic Programming for Unit Commitment with Ramp Constraints”. GuangxiUniversity, Nanning, P.R. China.

[6] Benhamida, Farid. “Dysnamic Economic Dispatch Solution with Pratical Constraint Using aRucurrent Neural Network”. IRECOM Laboratory, University Djillali Liabes, Algeria. 2011.

[7] Srenivasan, G. “Solution of Dynamic Economic Dispatch (DELD) Problem with Valve PointLoading Effects and Ramp Rate Limits Using PSO”. International Journal of Electrical andComputer Engineering (IJECE). September 2011.

[8] Han, X S. Gooi, H.B. Kirschen S. Daniel. “Dynamic Economic Dispatch : Feasible and OptimalSolution”. IEE Transactions Power System. February. 2001.

[9] N. Nabona. “Optimum Allocation of Spinning Reserve by Quadratic Programming”. IEE Vol.122, No. 11, November 1975.

[10]IEEE. “All in a Day’s Work Building Up Solar Energy”. IEEE Power & Energy Magazine forelectric power professionals, Vol.11, No. 3, March 2013 .

Referensi

Saran

Permasalahan dapat dikembangkan dengan memperhitungkan rugi-rugisaluran transmisi pada perhitungan dynamic economic dispatch.

Mengembangkan dynamic economic dispatch menjadi unit commitmentsehingga semakin mendekati keadaan real sistem.

Tipikal Ram Rate IEEE [10]

Ramp rate adalah batasan yang menyatakan batas laju perubahandaya output generator.

Ramp rate digunakan untuk mempertahankan thermal gradient danpressure gradient dalam turbin maupun boiler pada batasan amansehingga life time pembangkit dan peralatan pendukung pembangkittidak menurun.

Asumsi ramprate yang digunakan dalam Tugas Akhir inimenggunakan acuan standar IEEE 762-2006 yang dimuat di [10].

PLTU = 12%/jam , PLTA, PLTG dan PLTGU = 100 % /jam

Ramp Rate

• SR sebesar 0

• SR sebesar 1xUnit Terbesar

Jika generator-generator lain trip, maka ada daya yang dicadangkan oleh generator sebesar 1xunit terbesar

• SR sebesar 2xUnit Terbesar

Jika generator-generator lain trip, maka ada daya yang dicadangkan oleh generator sebesar 2xunit terbesar

• PLTGU Muara Tawar Blok 1

Langkah Menentukan Cost Function

Tingkat pembebanan (MW) dan Heat Rate (kcal/MW) dari pembangkit

Hasil perkalian tingkat pembebanan dan Heat Rate menghasilkan koefisien biaya pembangkit (kcal/h)

Menentukan karakteristik input-output pembangkit dalam (Rp/h)

Daya

(MW)

Heatrate

(kcal/MWh)

Harga

(Rp/kcal)

Fungsi biaya

pembangkit (R/h)

ap^2+bp+c

Pmin 440 2267000

0.1325

a= 55.963

b= 192765.55

c= 36436947.57

495 2216000

550 2190000

Pmax 615 2161000

Harga (Rp/kcal) Pembagian dari Harga bahan bakar (Rp/MBTU)

dengan kandungan kalori (kcal/MBTU)

Inisialisasi DED & DC DOPF Pada QP

Daya pembangkitan sebagai variabel x Daya pembangkitan dan sudut tegangan bussebagai variabel x

Cost function sebagai fungsi objektif QP:Cost function sebagai fungsi objektif QP:

Dengan constraints linier :

Equality (Aeq):

Inequality (Aineq):

Dengan constraints linier :

Equality (Aeq):

Inequality (Aineq):

Penerapan Metode QP

Misal untuk sistem sederhana dengan jumlah bus (nb)=3, jumlah branch(nbr)=2, jumlah generator(ng)=2, level beban (t) = 2 jam,

Bus 1 Bus 3 Bus 2

G 1 G 2

L

y13 y23

branch13 branch23

θ1 θ2θ2

Bus 2Bus 1

1Bus 3FB flow

TB flow

Ramp

Bus 2Bus 1

2Bus 3FB flow

TB flow

Lanjutan...

Matrik A

Ramp rate Spinning Reserve

DC Load Flow

DC Load flow

Aliran daya pada saluran ik :

Injeksi daya dari saluran pada bus i :

UNIT Rp/MW UNIT Rp/MW

Suralaya unit 1 4.1275 Saguling PLTA 3 0.0005

Suralaya unit 2 4.1275 Saguling PLTA 4 0.0005

Suralaya unit 3 4.1275 Tanjung jati PLTU 3.4809

Suralaya unit 4 4.1275 Gresik PLTGU Blok 1 2.9125



Suralaya unit 7 4.0911 Gresik PLTU gas unit 1 3.5396

Suralaya unit 8 3.9413 Gresik PLTU gas unit 2 3.5396

Muara tawar PLTGU blok1

2.8643 Gresik PLTU gas unit 3 3.0804

Cirata PLTA 1 0.0005 Gresik PLTU gas unit 4 3.0804

Cirata PLTA 2 0.0005 Paiton PLTU unit 1 3.156

Cirata PLTA 3 0.0005 Paiton PLTU unit 2 3.156

Cirata PLTA 4 0.0005 Paiton PLTU unit 5 JP 3.166

Cirata PLTA 5 0.0005 Paiton PLTU unit 6 JP 3.166

Cirata PLTA 6 0.0005 Paiton PLTU unit 7 PEC 3.07

Cirata PLTA 7 0.0005 Paiton PLTU unit 8 PEC 3.07

Saguling PLTA 1 0.0005 Gati PLTGU blok 1 2.9079

Saguling PLTA 2 0.0005

Data Pembangkit

Kapasitas Saluran DC DOPF

From Bus Injection To Bus Injection

P (MW) Q (Mvar) P(MW) Q (Mvar) P (MW) Q (Mvar)

1 1 2 1015.13 0 -1015.13 0 0 0 4800

2 1 24 2154.78 0 -2154.78 0 0 0 3960

3 2 5 829.13 0 -829.13 0 0 0 2400

4 3 4 -254 0 254 0 0 0 4800

5 4 18 772.78 0 -772.78 0 0 0 4800

6 5 7 759.92 0 -759.92 0 0 0 1980

7 5 8 200.77 0 -200.77 0 0 0 1980

8 5 11 -117.27 0 117.27 0 0 0 4800

9 6 7 -138.92 0 138.92 0 0 0 1980

10 6 8 -427.08 0 427.08 0 0 0 1980

11 8 9 292.24 0 -292.24 0 0 0 3960

12 9 10 -701.76 0 701.76 0 0 0 3960

13 10 11 -481.76 0 481.76 0 0 0 3960

14 11 12 100.97 0 -100.97 0 0 0 4800

15 12 13 -565.03 0 565.03 0 0 0 3960

16 13 14 -858.03 0 858.03 0 0 0 3960

17 14 15 -370.71 0 370.71 0 0 0 4800

18 14 16 -890.21 0 890.21 0 0 0 1980

19 14 20 329.98 0 -329.98 0 0 0 2400

20 16 17 -1368.51 0 1368.51 0 0 0 3960

21 16 23 -661.79 0 661.79 0 0 0 4800

22 18 5 694.29 0 -694.29 0 0 0 4800

23 18 19 -248.51 0 248.51 0 0 0 4800

24 19 20 -461.51 0 461.51 0 0 0 4800

25 20 21 -661.54 0 661.54 0 0 0 4800

26 21 22 -1212.54 0 1212.54 0 0 0 4800

27 22 23 452.95 0 -452.95 0 0 0 4800

28 24 4 1473.78 0 -1473.78 0 0 0 3960

29 25 14 421.09 0 -421.09 0 0 0 1980

30 25 16 -700.09 0 700.09 0 0 0 1980

Total 0 0

Branch From Bus To BusLoss

Kapasitas Saluran

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

2 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

3 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

4 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

5 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 549.998 514.838 479.678 444.518 292 585 35.16

6 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 549.998 514.838 479.678 444.518 292 585 35.16

7 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 549.998 514.838 479.678 444.518 292 585 35.16

8 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 475.739 528.179 580.619 604.031 625 597.475 572.56 625 625 613.909 625 625 625 625 572.56 520.12 467.68 417.49 188 625 52.44

9 518.542 512.13 507.029 495.545 522.82 536.412 468.574 589.161 615 615 615 615 590.618 615 615 615 615 615 615 615 615 490.575 504.63 465.115 300 615 315

10 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

11 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

12 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

13 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

14 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

15 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

16 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

17 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

18 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

19 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

20 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

21 370.711 366.789 364.97 356.416 373.336 381.668 362.409 402.969 443.529 446.134 458.167 443.324 424.565 465.125 477.216 457.833 498.393 538.953 528.367 487.807 447.247 406.687 366.127 330 330 668 40.56

22 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 359.498 412.412 411.847 389.428 394.427 480 475.064 427.724 410.36 297.969 319.957 295.516 115 480 365

23 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 359.498 412.412 411.847 389.428 394.427 480 475.064 427.724 410.36 297.969 319.957 295.516 115 480 365

24 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 359.498 412.412 411.847 389.428 394.427 480 475.064 427.724 410.36 297.969 319.957 295.516 115 480 365

25 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 45

26 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 45

27 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 93

28 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 93

29 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 357.211 370 370 370 370 370 370 370 363.159 340.359 317.559 294.759 180 370 22.8

30 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 357.211 370 370 370 370 370 370 370 363.159 340.359 317.559 294.759 180 370 22.8

31 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 365.937 401.217 409.266 390.852 426.132 461.412 453.213 417.933 382.653 347.373 318.259 311 311 605 35.28

32 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 365.937 401.217 409.266 390.852 426.132 461.412 453.213 417.933 382.653 347.373 318.259 311 311 605 35.28

33 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 365.337 401.817 409.266 389.652 426.132 462.612 455.013 418.533 382.053 345.573 318.259 311 311 615 36.48

34 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 365.337 401.817 409.266 389.652 426.132 462.612 455.013 418.533 382.053 345.573 318.259 311 311 615 36.48

35 319.839 316.582 315.718 307.861 322.023 328.947 311.857 346.657 381.457 382.532 391.888 380.312 363.373 398.173 406.083 384.167 415.2 450 449.287 414.487 379.687 344.887 316.104 291.877 160 450 34.8

Total 9493 9424 9357 9245 9539 9687 9392 10115 10631 10729 10838 10701 10338 10924 10973 10777 11018 11494 11436 11075 10633 9749 9444 9040 4775 12215

UnitDaya (MW) pembangkitan pada jam ke-

Pmin Pmax Ramp Rate

Daya Pembangkitan DED Tanpa Menyertakan Spinnng Reserve

Unit PembangkitSpinning Reserve (MW) pada jam ke-

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 Suralaya Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 Suralaya Unit 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3 Suralaya Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4 Suralaya Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5 Suralaya Unit 5 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 35.0025 70.1625 105.323 140.483

6 Suralaya Unit 6 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 35.0025 70.1625 105.323 140.483

7 Suralaya Unit 7 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 35.0025 70.1625 105.323 140.483

8 Suralaya Unit 8 150.522 157.064 162.751 173.896 146.162 132.303 149.261 96.8212 44.3812 20.9693 0 27.5246 52.44 0 0 11.0908 0 0 0 0 52.44 104.88 157.32 207.51

9 Muara Tawar PLTGU Blok 1 96.4584 102.87 107.971 119.455 92.1797 78.5883 146.426 25.8394 0 0 0 0 24.3825 0 0 0 0 0 0 0 0 124.425 110.37 149.885

10 Cirata PLTA Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

11 Cirata PLTA Unit 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

12 Cirata PLTA Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

13 Cirata PLTA Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 Cirata PLTA Unit 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

15 Cirata PLTA Unit 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

16 Cirata PLTA Unit 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

17 Saguling PLTA Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




21 Tanjung Jati PLTU 297.289 301.212 303.03 311.584 294.664 286.332 305.591 265.031 224.471 221.866 209.833 224.676 243.435 202.875 190.784 210.167 169.607 129.047 139.633 180.193 220.753 261.313 301.873 338

22 Gresik PLTGU Blok 1 156.163 159.483 160.461 168.358 153.937 146.879 176.649 116.811 93.0382 92.3015 82.7323 94.5686 120.502 67.5885 68.1534 90.5722 85.5733 0 4.9359 52.2759 69.6396 182.031 160.043 184.484



25 Gresik PLTU Gas Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


27 Gresik PLTU Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28 Gresik PLTU Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

29 Paiton PLTU Unit 1 47.9189 51.1992 52.066 59.9827 45.7202 38.7463 45.6 22.8 0 0 0 0 12.7887 0 0 0 0 0 0 0 6.8407 29.6407 52.4407 75.2407

30 Paiton PLTU Unit 2 47.9189 51.1992 52.066 59.9827 45.7202 38.7463 45.6 22.8 0 0 0 0 12.7887 0 0 0 0 0 0 0 6.8407 29.6407 52.4407 75.2407

31 Paiton PLTU Unit 5 Jawa Power 282.919 286.199 294 294 280.72 273.746 291.185 255.905 220.625 219.723 210.214 221.977 239.063 203.783 195.735 214.148 178.868 143.588 151.787 187.067 222.347 257.627 286.741 294


33 Paiton PLTU Unit 7 PEC 292.919 296.199 304 304 290.72 283.746 301.859 265.379 230.478 229.723 220.214 231.977 249.663 213.183 205.735 225.348 188.868 152.388 159.987 196.467 232.947 269.427 296.741 304


35 Grati PLTGU Blok 1 130.161 133.418 134.282 142.139 127.978 121.053 138.143 103.343 68.5429 67.4679 58.1123 69.6879 86.6275 51.8275 43.9174 65.8327 34.8 0 0.7128 35.5128 70.3128 105.113 133.896 158.123

Total 2722 2791 2858 2970 2676 2528 2823 2100 1584 1486 1377 1514 1877 1291 1242 1438 1197 721 779 1140 1582 2466 2771 3175

Spinning Reserve DED

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

2 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

3 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

4 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.92

5 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.16

6 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.16

7 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.16

8 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 475.739 528.179 580.619 604.031 625 597.475 572.56 625 625 615.638 625 625 625 625 576.504 524.064 471.624 419.184 188 625 52.44

9 518.542 512.13 507.029 495.545 522.82 536.412 468.574 589.161 615 615 615 615 593.132 615 615 615 615 615 615 615 615 494.495 502.257 462.68 300 615 315

10 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

11 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

12 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

13 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

14 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

15 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

16 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

17 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

18 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

19 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

20 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

21 370.711 366.789 364.97 356.416 373.336 381.668 362.409 402.969 443.529 446.134 458.167 443.324 420.973 461.533 464.276 451.09 464.435 466.068 465.87 464.63 436.662 396.102 364.174 330 330 668 40.56

22 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 365

23 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 365

24 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 365

25 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 45

26 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 45

27 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 93

28 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 93

29 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 360.33 370 370 370 370 370 370 370 366.232 343.432 320.632 297.832 180 370 22.8

30 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 360.33 370 370 370 370 370 370 370 366.232 343.432 320.632 297.832 180 370 22.8

31 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 363.049 398.329 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.043 341.763 317.309 311 311 605 35.28

32 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 363.049 398.329 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.043 341.763 317.309 311 311 605 35.28

33 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 362.449 398.929 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.643 341.163 317.309 311 311 615 36.48

34 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 362.449 398.929 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.643 341.163 317.309 311 311 615 36.48

35 319.839 316.582 315.718 307.861 322.023 328.947 311.857 346.657 381.457 382.532 391.888 380.312 360.533 395.333 396.141 386.438 396.111 395.798 395.836 396.073 374.207 339.407 315.178 290.077 160 450 34.8

Total 9493 9424 9357 9245 9539 9687 9392 10115 10631 10729 10838 10701 10338 10879 10879 10777 10879 10879 10879 10879 10633 9749 9444 9040 4775 12215


Pmin Pmax Ramp Rate

Daya Pembangkitan DED Dengan Menyertakan Spinnng Reserve

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.922 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.923 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.924 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 182 373 22.925 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.16

6 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.167 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 493.019 528.179 563.339 585 585 585 549.84 585 585 585 585 585 585 585 550.584 515.424 480.264 445.104 292 585 35.168 474.478 467.936 462.249 451.104 478.838 492.697 475.739 528.179 580.619 604.031 625 597.475 572.56 625 625 615.638 625 625 625 625 576.504 524.064 471.624 419.184 188 625 52.449 518.542 512.13 507.029 495.545 522.82 536.412 468.574 589.161 615 615 615 615 593.132 615 615 615 615 615 615 615 615 494.495 502.257 462.68 300 615 315

10 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

11 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 11012 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 11013 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 11014 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 110

15 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 11016 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 0 110 11017 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 17518 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 17519 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 175

20 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0 175 17521 370.711 366.789 364.97 356.416 373.336 381.668 362.409 402.969 443.529 446.134 458.167 443.324 420.973 461.533 464.276 451.09 464.435 466.068 465.87 464.63 436.662 396.102 364.174 330 330 668 40.5622 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 36523 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 36524 323.837 320.517 319.539 311.642 326.063 333.121 303.352 363.189 386.962 387.699 397.268 385.431 362.576 403.54 401.66 391.688 401.641 401.444 401.468 401.617 418.447 304.748 319.025 293.728 115 480 365

25 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 4526 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 35 80 4527 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 9328 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 87 180 9329 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 360.33 370 370 370 370 370 370 370 366.232 343.432 320.632 297.832 180 370 22.8

30 322.081 318.801 317.934 310.017 324.28 331.254 324.4 347.2 370 370 370 370 360.33 370 370 370 370 370 370 370 366.232 343.432 320.632 297.832 180 370 22.831 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 363.049 398.329 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.043 341.763 317.309 311 311 605 35.2832 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.815 349.095 384.375 385.277 394.786 383.024 363.049 398.329 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.043 341.763 317.309 311 311 605 35.2833 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 362.449 398.929 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.643 341.163 317.309 311 311 615 36.48

34 322.081 318.801 311 311 324.28 331.254 313.141 349.621 384.522 385.277 394.786 383.024 362.449 398.929 399.151 389.242 399.133 398.951 398.973 399.111 377.643 341.163 317.309 311 311 615 36.4835 319.839 316.582 315.718 307.861 322.023 328.947 311.857 346.657 381.457 382.532 391.888 380.312 360.533 395.333 396.141 386.438 396.111 395.798 395.836 396.073 374.207 339.407 315.178 290.077 160 450 34.8

Total 9493 9424 9357 9245 9539 9687 9392 10115 10631 10729 10838 10701 10338 10879 10879 10777 10879 10879 10879 10879 10633 9749 9444 9040 4775 12215


Pmin Pmax Ramp Rate

Daya Pembangkitan DC DOPF Dengan Menyertakan Spinnng Reserve

Spinning Reserve DED & DC DOPF

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 Suralaya Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 Suralaya Unit 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3 Suralaya Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4 Suralaya Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5 Suralaya Unit 5 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 34.4164 69.5764 104.736 139.896

6 Suralaya Unit 6 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 34.4164 69.5764 104.736 139.896

7 Suralaya Unit 7 110.522 117.064 122.751 133.896 106.162 92.3031 91.9812 56.8212 21.6612 0 0 0 35.16 0 0 0 0 0 0 0 34.4164 69.5764 104.736 139.896

8 Suralaya Unit 8 150.522 157.064 162.751 173.896 146.162 132.303 149.261 96.8212 44.3812 20.9693 0 27.5246 52.44 0 0 9.3625 0 0 0 0 48.4964 100.936 153.376 205.816

9 Muara Tawar PLTGU Blok 1 96.4584 102.87 107.971 119.455 92.1797 78.5883 146.426 25.8394 0 0 0 0 21.8684 0 0 0 0 0 0 0 0 120.505 112.743 152.32

10 Cirata PLTA Unit 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

11 Cirata PLTA Unit 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

12 Cirata PLTA Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

13 Cirata PLTA Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 Cirata PLTA Unit 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

15 Cirata PLTA Unit 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

16 Cirata PLTA Unit 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





21 Tanjung Jati PLTU 297.289 301.212 303.03 311.584 294.664 286.332 305.591 265.031 224.471 221.866 209.833 224.676 247.027 206.467 203.724 216.91 203.565 201.932 202.13 203.37 231.338 271.898 303.827 338

22 Gresik PLTGU Blok 1 156.163 159.483 160.461 168.358 153.937 146.879 176.649 116.811 93.0382 92.3015 82.7323 94.5686 117.424 76.4603 78.3398 88.3116 78.3589 78.5565 78.5324 78.3829 61.5534 175.252 160.975 186.272





27 Gresik PLTU Unit 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28 Gresik PLTU Unit 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

29 Paiton PLTU Unit 1 47.9189 51.1992 52.066 59.9827 45.7202 38.7463 45.6 22.8 0 0 0 0 9.6698 0 0 0 0 0 0 0 3.7679 26.5679 49.3679 72.1679

30 Paiton PLTU Unit 2 47.9189 51.1992 52.066 59.9827 45.7202 38.7463 45.6 22.8 0 0 0 0 9.6698 0 0 0 0 0 0 0 3.7679 26.5679 49.3679 72.1679





35 Grati PLTGU Blok 1 130.161 133.418 134.282 142.139 127.978 121.053 138.143 103.343 68.5429 67.4679 58.1123 69.6879 89.4671 54.6671 53.8593 63.5619 53.8895 54.202 54.1641 53.9269 75.7929 110.593 134.822 159.923

2722 2791 2858 2970 2676 2528 2823 2100 1584 1486 1377 1514 1877 1336 1336 1438 1336 1336 1336 1336 1582 2466 2771 3175Total

Unit PembangkitSpinning Reserve (MW) pada jam ke-

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam





Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Suralaya Unit 1 sampai Unit 4

Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Suralaya Unit 5 sampai Unit 7

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam





Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Suralaya Unit 8

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTU Suralaya Unit 8




0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTGU Muara Tawar



DC DOPF dengan Menyertakan Spinning Reserve Constraint

Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTGU Muara Tawar

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTA Cirata Unit 1-7




Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTA Cirata Unit 1 sampai Unit 7

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTA Saguling Unit 1-4




Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTA Saguling Unit 1 sampai Unit 4

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTU Tanjung Jati




Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Tanjung Jati

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTGU Gresik Blok 1-3

DED tanpa menyertakan Spinning Reserve COnstraint



Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTGU Gresik Blok 1 sampai Blok 3

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam


DED tanpa menyertakan Spinning Reserve Contraint



Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Gas Gresik Unit 1 dan Unit 2

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam





Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Gas Gresik Unit 3 dan Unit 4

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam





Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Paiton Unit 1 dan Unit 2

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam






0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Daya

(MW

)

Jam

PLTU Grati




Perbandingan Daya Pembangkitan dari PLTU Grati

DED tanpa menyertakan spinning reserve constraint

Perbandingan Biaya Pembangkitan

DED & DC DOPF dengan menyertakan spinning reserve constraint

Jam 1 2 3 4 5 6 7 8

Biaya per-jam (Rp) 2949500000 2927500000 2906800000 2871000000 2964200000 3010900000 2928300000 3144300000

Jam 9 10 11 12 13 14 15 16

Biaya per-jam (Rp) 3304800000 3340000000 3372700000 3331700000 3217400000 3384400000 3384400000 3354600000

Jam 17 18 19 20 21 22 23 24

Biaya per-jam (Rp) 3384400000 3384500000 3384500000 3384400000 3302000000 3039400000 2937400000 2809100000

Jam 1 2 3 4 5 6 7 8

Biaya per-jam (Rp) 2891900000 2869900000 2849100000 2813400000 2906600000 2953200000 2870600000 3086600000

Jam 9 10 11 12 13 14 15 16

Biaya per-jam (Rp) 3247100000 3282300000 3315100000 327400000 3159800000 3339500000 3353500000 3297100000

Jam 17 18 19 20 21 22 23 24

Biaya per-jam (Rp) 3366100000 3502200000 3485700000 3382800000 3243800000 2981600000 2879200000 2751100000

dynamic economic dispatch dengan batas cadangan berputar

Documents