ANALISA PENAMBAHAN IBT (INTER BUS TRANSFORMER) 500/150 KV GITET UNGARAN TERHADAP KEANDALAN SISTEM TENAGA LISTRIK DI REGION JAWA TENGAH-DIY M Zainal Arifin H1, Dr. Ir. Hermawan, DEA.2, Susatyo Handoko, ST., MT.2 Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik – Universitas Diponegoro Jl. Prof Soedarto SH Tembalang, Semarang 50275 1
[email protected]
Abstract-As electric energy supply’s guarantee level, the reliability of a plant system being so important and either one of power system’s indicator. Reliability System can be seen from the value of LOLP (Loss of Load Probability) and unserved energy index from the concerned system. , LOLP describe the size of the probability to lose load as a result of the least of available resources in the system. Unserved energy indicates the value of the lost energy, based on the disturbance capacity which bigger than reserved capacity or available capacity is smaller than the maximum load demand. In this final project will research about the reliability of power systems in the Region of Central Java-DIY after added IBT (Inter Bus Transformer) 500/150 kV at GITET Ungaran. The research’s result indicated that LOLP and UE’s value become smaller after IBT’s adding, compared with before IBT’a adding. Before the addition of IBT, LOLP value about 0.17226 days / year with UE 371.48463 MWh / year, which after the addition of IBT LOLP value about 0.00430 days / year with UE 8.47009 MWh / year. That LOLP calculation results proved that still in PLN standard, ie 1 day / year, Keywords : Reliability, IBT , LOLP, Unserved energy I
PENDAHULUAN
Meningkatnya permintaan tenaga listrik sudah tidak dapat dihindari lagi, saat ini tenaga listrik sudah menjadi salah satu kebutuhan primer manusia. Tentu saja meningkatnya permintaan tenaga listrik ini harus juga diimbangi dengan perbaikan keandalan sistem tenaga, dalam hal ini adalah ketersediaan daya. Daya tersedia dalam sistem tenaga listrik haruslah cukup untuk melayani kebutuhan tenaga listrik dari pelanggan. Kemungkinan bahwa sistem tidak dapat melayani beban dinyatakan dengan indeks unserved energy dan LOLP (loss of load probability) yang biasa dikenal dengan istilah probabilitas kehilangan beban. LOLP menggambarkan besar kecilnya peluang terhadap terjadinya kehilangan beban sebagai akibat kurangnya daya tersedia dalam sistem. Unserved energy [1] Mahasiswa Teknik Elektro Universitas Diponegoro [2] Dosen Teknik Elektro Teknik Universitas Diponegoro
menunjukkan besar energi yang hilang sehubungan dengan kapasitas gangguan yang lebih besar daripada kapasitas cadangan atau kapasitas tersedia lebih kecil daripada permintaan beban maksimumnya. Pada tugas akhir ini akan dibahas mengenai keandalan sistem tenaga listrik di Region Jawa TengahDIY setelah adanya penambahan IBT (Inter Bus Transformer) baru di Ungaran. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui keandalan sistem 150 KV di Jawa Tengah dengan adanya penambahan IBT (Inter Bus Transformer) yang dibangun di GITET Ungaran. Penilaian keandalan yang dipakai dalam Tugas Akhir ini adalah penilaian keandalan berdasarkan indek keandalan “Loss of Load Probability” dan “Unserved Energy”. Adapun batasan – batasan yang ditetapkan pada Tugas Akhir ini adalah: 1. Sistem Tenaga Listrik yang ditinjau adalah sistem di Region Jawa tengah-DIY. 2. Perhitungan indeks keandalan berdasarkan indeks LOLP (Loss Of Load Probability) dan UE (Unserved Energy). 3. Dalam perhitungan LOLP dan UE Ketersediaan (availability) pada sektor transmisi dan distribusi dianggap mempunyai harga 1.0 . II 2.1.
DASAR TEORI
Keandalan dan Gangguan Sistem Tenaga Listrik Keandalan didefinisikan sebagai peluang dari suatu peralatan untuk beroperasi seperti yang direncanakan dengan baik dalam suatu selang waktu tertentu dan berada dalam suatu kondisi operasi tertentu.[2] Pengertian ini dapat dibahas dari empat faktor yang mendukungnya, yaitu [5] a) Probabilitas Peluang atau probabilitas dipergunakan untuk menentukan secara kuantitatif dari suatu keandalan. b) Unjuk kerja Unjuk kerja (performance) dari suatu peralatan merupakan kriteria kegagalan dari suatu peralatan dalam melakukan tugasnya.
c)
Selang waktu pengamatan Selang waktu pengamatan merupakan total waktu yang diamati pada suatu peralatan atau komponen sistem tenaga. d) Kondisi operasi. Kondisi operasi merupakan kondisi dimana suatu peralatan beroperasi. Kondisi operasi suatu peralatan dapat berbeda-beda. Gangguan adalah keadaan komponen / sistem / peralatan jika tidak dapat melaksanakan fungsi sebenarnya akibat dari suatu atau beberapa kejadian yang berhubungan langsung dengan komponen /sistem / peralatan tersebut. Meskipun suatu komponen atau peralatan dalam sistem tenaga listrik mengalami gangguan, belum tentu hal ini dapat menyebabkan terganggunya pelayanan seperti pemutusan. Gangguan ini dapat dibedakan menjadi dua : 1. Gangguan paksa Gangguan paksa adalah gangguan yang disebabkan oleh kondisi darurat yang berhubungan langsung dengan komponen/sistem/peralatan yang mengakibatkan komponen/sistem/peralatan harus dipisahkan dari sistem oleh suatu sistem proteksi secara otomatis atau manual oleh manusia. 2. Gangguan terencana Gangguan terencana adalah gangguan yang menyebabkan dilakukan untuk perawatan komponen/ sistem/peralatan tersebut yang telah direncanakan.
dimana : N : Jumlah peralatan pada saat t = 0 Nf (t): Jumlah peralatan yang gagal pada saat t Ns (t): Jumlah peralatan yang masih hidup pada saat t ( )+ ( )= Maka keandalan suatu komponen dapat dinyatakan: ( ) ( )= =
−
= 1−
( )
( )
( )=1− ( )
(1)
2.2.3. Model Probabilitas Unit-Unit Pembangkit Sistem pembangkitan itu terdiri dari berbagai jenis unit pembangkit yang kesemuanya mempunyai angka kegagalan acak. Unit-unit pembangkit diklasifikasikan sebagai berikut : 1. Unit pemikul beban dasar Unit-unit pemikul beban dasar dioperasikan dengan faktor kapasitas yang sangat tinggi (90% sampai 95%) 2. Unit pemikul beban menengah Unit-unit pemikul beban menengah dioperasikan dengan faktor kapasitas antara 30% hingga 75%. 3. Unit pemikul beban puncak Untuk unit-unit pemikul beban puncak biasanya hanya dipakai selama permintaan beban puncak saja dengan faktor kapasitas antara 5% hingga 10%. Karena unit pembangkit yang direncanakan tersedia untuk operasi dalam sistem ada kemungkinan mengalami Fource Outage maka besarnya cadangan daya tersedia sesungguhnya merupakan ukuran keandalan operasi sistem. Untuk membahas keandalan operasi dipakai pengertian-pengertian seperti digambarkan oleh gambar 2.
2.2. Konsep Umum Keandalan 2.2.1. Penjelasan Umum Pengertian keandalan didefinisikan sebagai peluang dari suatu peralatan untuk beroperasi seperti yang direncanakan dengan baik dalam suatu selang waktu tertentu dan berada dalam suatu kondisi operasi tertentu. [2] Pengamatan terhadap suatu komponen sistem tenaga dalam selang waktu tertentu,misalnya satu tahun, menghasilkan pengertian ketersediaan (availablility) dan ketidaktersediaan (unavailability).
8760 Jam (1 tahun)
2.2.2. Fungsi Umum Keandalan[1] Dari suatu percobaan terhadap sejumlah peralatan, maka kurva masa hidup dari suatu peralatan bisa didapatkan. Setiap peralatan mempunyai masa hidup yang dapat ditentukan melalui kurva ini.
Jam-jam unit pembangkit beroperasi (Operating Hours)
Jam-jam unit pembangkit melayani pemeliharaan yang direncanakan (Planned Outage Hours) Jam-jam unit pembangkit siap operasi tetapi tidak dioperasikan (Standbay) Jam-jam unit pembangkit dalam keadaan gangguan (Fource Outage Hours)
Gambar 2 Diagram Kesiapan unit pembangkit
Gambar 1 Kurva masa hidup
2
Ukuran sering tidaknya unit pembangkit mengalami gangguan dinyatakan dengan Force Outage Rate (FOR), yaitu : FOR =
kapasitas gangguan yang lebih besar daripada kapasitas cadangan, atau kapasitas tersedia lebih kecil daripada permintaan beban maksimumnya. Dalam penentuan besarnya probabilitas kehilangan energi ini digunakan kurva lama beban puncak perjam atau dapat pula dengan menggunakan kurva lainnya. Suatu sistem pembangkitan yang mempunyai kurva lama beban sebagai berikut
(2)
Apabila sebuah unit pembangkit mempunyai FOR=0,07 maka kemungkinan unit ini betul-betul beroperasi (dalam masa waktu ini dioperasikan) adalah 1-0,07 = 0,93 sedangkan kemungkinannya mengalami gangguan adalah 0,07. 2.3 Keandalan Ketersediaan Daya 2.3.1 Indeks Keandalan LOLP Besarnya cadangan daya tersedia yang bisa diandalkan tergantung kepada FOR unit-unit pembangkit. Dimana makin kecil FORnya makin tinggi jaminan yang didapat, sebaliknya makin besar FORnya makin kecil jaminan yang didapat. [3] Forced outage yang diketahui dapat memberikan perhitungan kemungkinan terjadinya pemadaman dalam sistem atau sering pula disebut sebagai kemungkinan sistem “kehilangan beban”. Kemungkian kehilangan beban ini merupakan resiko yang dihadapi dalam mengoperasikan sistem tenaga listrik dan perlu diformulasikan. Kurva beban harian terlebih dahulu diubah menjadi kurva lama beban.
Gambar 4 Kurva lama beban
Luas daerah yang diarsir (An) merupakan besarnya energy yang hilang, yang disebabkan terjadinya gangguan sebesar xn. Jika probabilitas kapasitas gangguan sebesar xn dinyatakan dengan Pn, maka hasil An x Pn adalah probabilitas kehilangan energi yang disebabkan oleh kapasitas gangguan sebesar xn. Dengan menjumlahkan probabilitas kehilangan energy tersebut, maka akan diperoleh probabilitas kehilangan energi total, yang akan disebabkan oleh kapasitas gangguan x1, x2, …., xn. ( )=∑ (4)
Metode Segmentasi[3] Metode segmentasi adalah metode yang menerapkan fungsi kerapatan probabilitas beban sebagai hasil dari pensamplingan beban tiap periode waktu yang digunakan. Besar beban dalam teori segmentasi ini akan dinyatakan sebagai variabel acak, sedangkan waktu untuk masing-masing besar beban akan dinyatakan dengan distribusi probabilitas. Fungsi kerapatan probabilitas hasil pensamplingan beban ini lalu ini lalu dimasukkan ke dalam segmen-segmen kapasitas sisi pembangkitan untuk ditentukan momen ke-nol dan momen pertama. Metode ini didasarkan pada segmentasi seluruh unit pembangkit yang ada dalam sistem pembangkitan. Jika dimisalkan dalam sistem ada n unit pembangkit, masing-masing unit pembangkit mempunyai besar kapasitas berturut-turut P1, P2, P3, …..,Pn, maka besar kapasitas tiap segmen (PK) merupakan faktor kelipatan dari masing-masing unit pembangkit tersebut.
2.4.
Gambar 3 Kurva lama beban dan daya tersedia dalam sistem
Kemungkinan kehilangan beban atau dalam bahasa inggris disebut “loss of load probability” disingkat LOLP adalah perkalian antara P×t. Secara umum persamaan LOLP adalah; =
(3)
LOLP sebenarnya merupakan risiko yang dihadapi dalam operasi, dalam gambar diatas digambarkan sebagai berapa jauh garis daya tersedia boleh menurun karena pemeliharaan maupun forced outage dalam kaitannya terhadap pemotongan kurva lama beban. 2.3.2 Energi Elektrik yang belum terpenuhi Probabilitas kehilangan energi menunjukkan besarnya energi yang hilang, sehubungan dengan
. 3
=
∑
=∑
(5)
III
PERANCANGAN SIMULASI
Tabel 1 Data pembangkitan sistem region Jateng-DIY
No
3.1.
Pengambilan Data Pengambilan data dilakukan di PT P3B PLN Region Jateng-DIY dan PT PLN P3B Jawa-Bali. Data beban Data beban harian yang digunakan adalah data beban harian per setengah jam selama satu minggu. Dari data tersebut diasumsikan bentuk beban harian sama selama setahun.
Gambar 5 Kurva beban harian sistem region Jateng-DIY
3.2.
Data Pembangkitan Data pembangkitan disini meliputi kapasitas pembangkitan dan nilai Fource Outage Rate dari masingmasing unit pembangkit. Data pembangkitan yang ada di region JatengDIY dapat dilihat pada tabel 1.
3.3.
Proses Perhitungan Indeks Keandalan LOLP dan Unserved Energy Algoritma program dalam penelitian ini adalah sebagai berikut: 1. Memasukkan data-data beban harian sistem dalam tiap setengah jam, unit-unit pembangkit,meliputi kapasitas pembangkit dan nilai FOR pembangkit. 2. Mengurutkan beban dari nilai terkecil ke yang besar dan membentuk fungsi kerapatan probabilitas beban 3. Menentukan urutan variasi urutan pembebanan unit-unit pembangkit 4. Menghitung total kapasitas pembangkitan =
5.
Menghitung kapasitas setiap segmen dengan mencari kelipatan terbesar unit-unit pembangkit
4
Pembangkit
Kapasitas (MW)
FOR
1
PLTA JELOK #1
5
0,0000
2
PLTA JELOK #2
5
0,0000
3
PLTA JELOK #3
5
0,0000
4
PLTA JELOK #4
5
0,0000
5
PLTA TIMO #1
4
0,0000
6
PLTA TIMO #2
4
0,0000
7
PLTA TIMO #3
4
0,0000
8
PLTA KTNGR #1
4
0,0039
9
PLTA KTNGR #2
4
0,0039
10
PLTA KTNGR #3
1
0,0039
11
PLTA GRUNG #1
13
0,0000
12
PLTA GRUNG #2
13
0,0000
13
PLTA MRICA #1
60
0,0005
14
PLTA MRICA #2
60
0,0000
15
PLTA MRICA #3
60
0,0042
16
PLTA WDLIN #1
9
0,0000
17
PLTA WDLIN #2
9
0,0000
18
PLTA KOMBO #3
22
0,0011
19
PLTP DIENG #1
45
0,0107
20
IBT Ungaran 1
400
0,0101
21
IBT Ungaran 2
400
0,0101
22
IBT Pedan 1
400
0,0101
23
IBT Pedan 2
400
0,0101
24
PLTU TBROK #1
41
0,0979
25
PLTU TBROK #2
41
0,2130
26
PLTU TBROK #3
170
0,0090
27
PLTG CLCAP #1
20
0,8881
28
PLTG CLCAP #2
20
0,9538
29
PLTGU TBROK #1 .0
130
0,0229
30
PLTGU TBROK #1 .1
90
0,0358
31
PLTGU TBROK #1 .2
90
0,0607
32
PLTGU TBROK #1 .3
90
0,0928
33
PLTGU TBROK #2 .0
100
0,0236
34
PLTGU TBROK #2 .1
100
0,0097
35
PLTGU TBROK #2 .2
100
0,0197
36
PLTU CLCAP #1
281
0,0142
37
PLTU CLCAP #2
130
0,0740
38
IBT Ungaran 3
400
0,0101
6.
7. 8. 9.
Menghitung Jumlah segmen =
IV
∑
4.1.
Perhitungan LOLP dan UE Sebelum penambahan IBT Perhitungan ini dilakukan sebelum melibatkan IBT 3 ungaran yang diasumsikan mempunyai kapasitas sebesar 400 MW.
Menghitung momen ke nol (
)=
(
)=
( )
Menghitung momen pertama
Tabel 2 Hasil perhitungan LOLP dan UE sebelum penambahan IBT
( )
Menghitung momen pertama baru setelah terjadi pergeseran unit-unit pembangkit
(
(
)
)
=
−(
Hari Senin (5/9/11) Selasa (6/9/11) Rabu (7/9/11) Kamis (8/9/11) Jum'at (9/9/11) Sabtu (10/9/11) Minggu (11/9/11) Rata-rata
)
10. Menghitung momen ke-nol dan momen pertama setelah terjadi pergeseran unit-unit pembangkit [
[
=
(1 −
=
(1 −
)] + [
]
)] + [
)
−(
))
12. Menghitung energi yang diharapkan dari unit pembangkit yang dimasukkan =
−
( − 1) −
−
13. Menghitung E total unit (energi yang diharapkan setelah semua pembangkit dimasukkan) =
LOLP (Hari/tahun) 0,16244 0,53246 0,41993 0,00159 0,00948 0,03021 0,04969 0,17226
UE (MWH/tahun) 435,77629 1143,86327 812,35528 3,49003 16,97314 62,24690 125,68749 371,48463
Dari tabel dapat dilihat bahwa nilai LOLP dan UE berbeda-beda, karena pembangkitan dihadapkan pada beban yang berbeda pula. Diantara beban selama seminggu nilai LOLP terendah yaitu pada hari kamis (0,00159 Hari/tahun), karena pada hari kamis mempunyai beban rata-rata yang paling kecil. sedangkan tertinggi pada hari selasa(0,53237 Hari/tahun). Ini dikarenakan pada hari selasa mempunyai beban rata-rata yang paling tinggi. Begitu pula dengan nilai UE, terendah yaitu pada hari kamis (3,49003 MWH/tahun), sedangkan tertinggi pada hari selasa (1143,86327 MWH/tahun). Ini dikarenakan rata-rata beban pada hari selasa adalah paling rendah, sedangkan beban rata-rata pada hari kamis dalah beban tertinggi. Kemudian jika diasumsikan beban selama seminggu itu sama berangsur-angsur selama setahun, maka dapat ditentukan nilai LOLPnya sama dengan ratarata nilai LOLP selama satu minggu tersebut, yaitu 0,17226 hari/tahun. Sedangkan nilai UE nya didapatkan 371,48463 MWH/tahun, didapatkan dari nilai rata-rata UE selama satu minggu.
]
11. Menghitung energi yang belum dipenuhi pasca masuk unit pembangkit
= ((
HASIL PERHITUNGAN
−1
14. Menghitung UE (Energi elektrik total yang diharapkan)
4.2.
Perhitungan LOLP dan UE Setelah penambahan IBT Perhitungan setelah penambahab IBT adalah perhitungan setelah melibatkan IBT 3 ungaran yang diasumsikan mempunyai kapasitas sebesar sebesar 400 MW.
UE = (UE_awal - E_total)
15. Menghitung LOLP sistem (Probabilitas kehilagan beban) =
5
Tabel 3 Hasil Perhitungan LOLP dan UE setelah penambahan IBT
Hari Senin (5/9/11) Selasa (6/9/11) Rabu (7/9/11) Kamis (8/9/11) Jum'at (9/9/11) Sabtu (10/9/11) Minggu (11/9/11) Rata-rata
LOLP (Hari/tahun) 0,00392 0,01375 0,01067 0,00003 0,00017 0,00056 0,00103 0,00430
UE (MWh/tahun) 9,38040 27,27252 18,80987 0,05424 0,28825 1,11816 2,36720 8,47009
Gambar 7 Grafik perbandingan nilai UE
Dari perhitungan LOLP dan UE setelah menambahkan IBT 3 Ungaran diperoleh nilai yang berbeda-beda sesuai beban harian yang dihadapkan pada sistem pembangkitan. Nilai LOLP dan UE paling rendah terdapat pada hari kamis (LOLP=0,00003 hari/tahun dan UE=0,05424 MWh/tahun), karena beban rata-rata yang paling rendah adalah di hari kamis, sementara LOLP dan UE tertinggi terdapat pada hari Selasa (LOLP=0,01375 hari/tahun, UE=27,27252 MWh/tahun), karena beban rata-rata tertinggi adalah terjadi di hari selasa. Kemudian jika diasumsikan beban selama seminggu itu sama berangsur-angsur selama setahun, maka dapat ditentukan nilai LOLPnya sama dengan 0,00430hari/tahun. Nilai tersebut didapatkan dari ratarata nilai LOLP selama satu minggu. Sedangkan nilai UE nya didapatkan 8,47009 MWh/tahun.
4.4.
Perbandingan hasil perhitungan dengan data dari PLN Berikut ini adalah tabel perbandingan hasil perhitungan dengan data dari PLN. Data nilai LOLP dan UE ini adalah data PLN tahun 2010. Tabel 4 Perbandingan nilai LOLP dan UE data PLN dan hasil perhitungan sebelum penambahan IBT
Data PLN Hasil perhitungan
LOLP (Hari/tahun) 0,20507 0,17226
UE (MWH/tahun) 410,979 371,48463
Dari tabel 4 dapat dilihat bahwa terdapat perbedaan antara hasil perhitungan dengan data dari PLN. Ini dikarenakan pada perhitungan PLN menggunakan data beban puncak per bulan dan memperhatikan transfer daya antar region. Sedangkan pada perhitungan ini hanya menggunakan data pembangkitan yang ada di region Jateng DIY dengan mengasumsikan IBT (Inter Bus Transformer) sebagai pembangkit. Data beban puncak per bulan yang digunakan PLN dalam perhitungan LOLP dan UE nilainya lebih besar dibandingkan data beban selama seminggu yang digunakan dalam perhitungan ini, sehingga LOLP dan UE yang dihasilkan lebih besar dibandingkan dengan perhitungan ini. Tranfer daya antar region yang terjadi pada sistem di region Jateng DIY hanya kecil sehingga tidak begitu berpengaruh terhadap perhitungan LOLP dan UE. Data LOLP dari PLN dan hasil perhitungan masih memenuhi standar PLN, yaitu 1 hari/tahun.
4.3.
Perbandingan Nilai LOLP dan UE sebelum dan setelah penambahan IBT LOLP dan UE nilainya menjadi semakin kecil setelah ada penambahan IBT. Ini disebabkan karena IBT menyuplai daya ke sistem.150 kV region Jateng-DIY, sehingga ada tambahan daya yang mengalir ke sistem tersebut..LOLP dan UE semakin kecil LOLP dan UE berarti keandalan sistem semakin tinggi. Peluang terhadap terjadinya kehilangan beban sebagai akibat kurangnya daya tersedia dalam sistem menjadi lebih kecil setelah ada penambahan IBT pada sistem Region Jateng-DIY. Penambahan IBT disini bisa diasumsikan sebagai penambahan pembangkit. Semakin banyak pembangkit, maka ketersediaan pembangkit untuk melayani beban semakin tinggi.
V 5.1
PENUTUP
Kesimpulan Adapun kesimpulan yang diperoleh dari penelitian ini adalah sebagai berikut: 1. Indeks Keandalan LOLP Sebelum penambahan IBT adalah 0,17223 hari/tahun, Sedangkan setelah penambahan IBT adalah 0,00430 hari./tahun. 2. Indeks keandalan LOLP sistem region Jateng-DIY masih memenuhi standar PLN, yaitu 1 hari/tahun.
Gambar 6 Grafik perbandingan nilai LOLP
6
3.
4.
5.
Nilai UE (Unserved Energy) sebelum penambahan IBT adalah 371,48463 MWh/tahun, sedangkan setelah penambahan IBT adalah 8,47009 MWh/tahun. Penambahan daya akan meningkatkan keandalan atau dengan kata lain nilai LOLP dan UE semakin kecil, seperti terlihat dari hasil perhitungan sebelum dan penambahan IBT. Perbedaan hasil perhitungan dengan data PLN, yaitu LOLP 0,20507 hari/tahun, UE 410,979 MWh/tahun, disebabkan karena pada perhitungan PLN menggunakan data beban puncak per bulan dan memperhatikan transfer daya antar region.
[14] [15]
,Catatan Pembangkit PT PLN PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban Jawa bali November 2011 ,Laporan Harian Pelaksana Operasi Region 4 PT PLN PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Beban region Jateng DIY ,September 2011
BIODATA PENULIS M Zainal Arifin H Putra kelahiran Demak, menyelesaikan pendidikan dasar hingga menengah di Demak. Saat ini sedang menempuh pendidikan di jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro, Semarang pada Bidang Konsenstrasi Teknik Energi Listrik. Penulis dapat dihubungi melalui e-mail :
[email protected]
5.2
Saran Saran yang dapat penulis sampaikan demi pengembangan pada penelitian selanjutnya adalah sebagai berikut: 1. Perhitungan indeks keandalan LOLP dan UE bisa dilanjutkan dengan memperhitungkan faktor transmisi. 2. Perhitungan indeks keandalan LOLP dan UE bisa dilanjutkan dengan memperhitungkan faktor derating pembangkit.
Semarang, Maret 2012 Menyetujui, Pembimbing I
Pembimbing II
Dr. Ir. Hermawan, DEA. NIP. 196002231986021001
Susatyo Handoko, ST., MT. NIP. 197305262000121001
DAFTAR PUSTAKA [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12]
[13]
Allan, R.N & Billinton, R, “Reliability Evaluation of Power System”, New York,1996 Endrenyi,J., “Reliability Modeling In Electric Power Systems”, John Wiley & Sons, New York, 1978 Marsudi, Djiteng, “Operasi Sistem Tenaga LIstrik”, Graha Ilmu, Yogyakarta, 2006. Marsudi, Djiteng .”Pembangkitan Energi Listrik”, Penerbit Erlangga, Jakarta, 2005. Sulasno, Ir., ”Teknik dan Sistem Distribusi Tenaga Listrik”, Badan Penerbit Universitas Diponegoro,Semarang, 2001. Prada , José Fernando, “ The Value of Reliability in Power Systems”, Massachusetts Institute of Technology, 1999 R. Billinton, “Power System Reliability Evaluation’, Gordon and Breach Science Publisher, New York, 1970 Ridwan, “Analisis Keandalan Sistem 150 KV Di Wilayah Jawa Timur”, Paper, Teknik Elektro, FTI-ITS. 2010 Sudjana, “Metoda Statistika”.Bandung :Tarsito,1996 X .Wang , J.R. McDonald, “Modern Power System Planning”, Internatianal Edition. Singapore : McGraw Hill, 1994 ,Dahlan Iskan. “Pembunuhan Berencana Bernilai Triliunan Rupiah Setahun”. Public Note. 2011 , Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia, “MASTER PLAN PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN 2010 s.d. 2014”, Jakarta. 2009 ,Prosedur Tetap Deklarasi Kondisi Pembangkit dan Indeks Kinerja Pembangkit, PT.PLN (Persero), Juni 2010
7
