ANALISIS PEMANFAATAN DISTRIBUTED GENERATION (PLTMH) UNTUK MENGURANGI PENGGUNAAN BAHAN BAKAR DI PLTD AYANGAN

JUDUL

ANALISIS PEMANFAATAN DISTRIBUTED GENERATION (PLTMH) UNTUK MENGURANGI PENGGUNAAN BAHAN BAKAR DI PLTD AYANGAN

SKRIPSI

Diajukan untuk melengkapi sebagian persyaratan akademik guna memperoleh gelar Sarjana Teknik

Oleh FAKHRUL ROZI 1204105010037

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SYIAH KUALA DARUSSALAM, BANDA ACEH OKTOBER 2016

PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI

Saya menyatakan dengan sesungguhnya tugas akhir dengan judul “Analisis Pemanfaatan Distributed Generation (PLTMh) Untuk Mengurangi Bahan Bakar Di PLTD Ayangan” bukan merupakan tiruan atau duplikasi dari tugas akhir atau karya ilmiah yang telah dipublikasi pihak lain, kecuali bagian yang sumber informasinya dicantumkan sebagaimana mestinya. Bila ditemukan hal-hal yang tidak sesuai dengan isi pernyataan ini, saya menerima dan menghormati segala konsekuensi akademis yang diberikan Jursan Teknik Elektro dan Fakultas Tenik, Universitas Syiah Kuala.

ii

iii

KATA PENGANTAR

Puji syukur kepada ALLAH SWT atas rahmat dan hidayah-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini yang berjudul “Analisis Pemanfaatan Distributed Generation (PLTMh) Untuk Mengurangi Bahan Bakar Di PLTD Ayangan”. Shalawat beriring Salam kepada baginda Nabi Muhammad SAW, yang telah membimbing umatnya ke alam yang berilmu pengetahuan. Dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini penulis memperoleh banyak bimbingan serta bantuan dari berbagai pihak. Terima kasih dan penghormatan kepada : 1. Orang tua penulis (Ismail dan Pertiwi) yang telah memberikan dukungan yang tidak ternilai harganya. 2. Bapak Dr. Ir. Mirza Irwansyah, MBA., MLA. selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas Syiah Kuala. 3. Bapak Dr. Nasaruddin, S.T.,M.Eng. selaku Ketua Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Syiah Kuala 4. Dosen Pembimbing Akademik penulis, Bapak Dr. Ir. Rizal Munadi, M.M., MT 5. Bapak Dr. Rakhmad Syafutra Lubis, S.T., M.T dan Bapak Ir. Mansur Gapy, M.T selaku Dosen Pembimbing Tugas Akhir. 6. Bapak Ir. Syahrizal, M.T selaku Ketua Sidang, Bapak Mahdi Syukri, S.T.,M.T selaku Dosen Pembahas I dan Bapak Hafidh Hasan, S.T., M.T selaku Dosen Pembahas II. 7. Abang Dani Novandi, S.T dan semua pihak yang telah banyak membantu penulis dalam proses penyelesaian Tugas Akhir ini Penulis meminta maaf apabila terdapat kesalahan dalam penulisan disebabkan keterbatasan ilmu dan kemampuan. Oleh karena itu penulis sangat mengharapkan kritik dan saran bersifat konstruktif dari para pembaca, agar tulisan ini menjadi lebih sempurna.

iv

1PERSEMBAHAN Bismillahirrahmanirrahim … “Hai orang-orang beriman, bertaqwalah kepada Allah dengan sebenar-benar taqwa dan janganlah kamu mati kecuali dalam keadaan muslim”(QS. Ali’Imran: 102) Dengan ridha Allah SWT dan segala kerendahan hati, kupersembahkan karya sederhana ini kepada orang – orang yang kucintai, yang paling mulia dihati, Ayah dan Ibu tercinta, Ismail Harun dan Pertiwi, yang dengan tulus telah memberikan kasih saying, nasihat, dukungan dan doanya. Adik – adikku yang kusayang M. Rafsanjani jaga diri di Jakarta, cepat tamat kuliahnya, M. Rafli adik kedua yang baru masuk SMA, yang paling besar badannya dirumah, M. Firdausi adik ketiga yang baru masuk SMP, yang sering kali berantem sama adek Uti, tapi lucu, terakhir Nadia Ukhtiana anak perempuan satu paling imut manja, sering nangis. Selaku abang tertua, selalu sayang kalian dimanapun berada . Cut Intan Kamalia, S.E cintaku, terima kasih sayang atas perhatianmu, kasih sayangmu dan kesabaranmu selama ini, yang telah menemaniku selama masa perkuliahan hingga menyelasaikan tugas akhir ini dan terus berlanjut sampai di kemudian hari. Terima kasih Sayang. Terima kasih juga kepada teman-teman seperjuanganku Haris, Renno, Arifai, Zainuri pedia, Almunadi, Rian tgk, Leo, Wiwa iwasa, Muammar, Bang din, Bang reza, Cut mutia, Azmi, Fajar, Juardi, Zulqibal, Martunis, Nanda, Sem, Andri, Bryan, Mukhti, Jimbo, Tiwi, Yuyun, Hasan, Uul, Rian dwika, Daus Aksel Mosa, Mirza dan kawan2 elektro 2012 semuanya, terima kasih buat kalian semua, untuk 4 tahun yang penuh makna, penuh cerita. Kalian luar biasaa, aku saying kalian. Akhir kata, terimakasih untuk semua pihak yang telah lulus dan ikhlas membantu penulis selama masa perkuliahan hingga menyelasaikan skripsi dan memperoleh gelar Sarjana Teknik, semoga kapanpun , dimanapun, kita semua mendapatkan ridha dan perlindungan dari Allah SWT.

Fakhrul Rozi

v

ABSTRAK

Permasalahan yang sering timbul pada jaringan distribusi adalah terjadinya jatuh tegangan dan rugi – rugi daya pada saluran. Penambahan DG merupakan salah satu cara yang dilakukan untuk memperbaiki kualitas jaringan distribusi sehingga dibutuhkan suatu analisa untuk melihat pengaruh bertambahnya DG tersebut. Jaringan yang digunakan dalam penelitian ini terletak di kabupaten Aceh Tengah Takengon, yang menggunakan DG dari jenis PLTMH pada titik Angkop. Pada tugas akhir ini dianalisis bagaimana pengaruh PLTMH untuk dapat mengurangi biaya bahan bakar pada PLTD disamping terjadinya penurunan tegangan dan rugi – rugi pada saluran distribusi karena pengaruh DG pada sistem 20 kV dengan menggunakan software Etap dan Matlab. Hasil simulasi dengan Etap diperoleh perbaikan tegangan sebesar 0.134 kV setelah penambahan DG, dan rugi – rugi daya mengalami penurunan sebesar 12.5 kW setelah penambahan DG. Sedangkan pada hasil simulasi Matlab pengaruh DG terhadap pengurangan biaya bahan bakar PLTD sebesar Rp. 14,831,800 per hari dan efisiensi PLTD sebesar Rp.5,974,887.46 per hari. Dengan penerapan DG pada suatu jaringan distribusi dapat memperbaiki kualitas tegangan dan mengurangi biaya bahan bakar total yang diperlukan seluruh pembangkit pada jaringan tersebut. Kata kuci: Distributed Generation , rugi-rugi daya, tegangan jatuh, bahan bakar.

vi

ABSTRACT

Problems often arise in the distribution network is the voltage drop and losses - loss of power on the channel. Extra DG is one of the ways in which to improve the quality of the distribution network so that it takes an analysis to see the effect of increasing the DG. Networks used in this study is located in the district of Central Aceh Takengon, which uses MHP DG of the type at the point Angkop. In this thesis analyzed the influence of the MHP in order to reduce the cost of diesel fuel in addition to the decrease in voltage and loss - loss in the distribution channel due to the influence of DG on 20 kV system by using software Etap and Matlab. Etap simulation results obtained with a voltage of 0134 kV improvement after the addition of DG, and losses - power losses decreased by 12.5 kW after the addition of DG. While in the Matlab simulation results DG influence on reducing the cost of diesel fuel is Rp. 14,831,800 per day and efficiency of Rp.5,974,887.46 diesel per day. With the implementation of DG in a distribution network can improve power quality and reduce the cost of fuel required total of all power in the network. Key words: Distributed Generation, power loss, voltage drop, fuel.

vii

DAFTAR ISI

JUDUL PERNYATAAN KEASLIAN PROPOSAL TUGAS AKHIR KATA PENGANTAR PERSEMBAHAN ABSTRAK ABSTRACT DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR SINGKATAN BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 LATAR BELAKANG 1.2 RUMUSAN MASALAH 1.3 RUANG LINGKUP 1.4 TUJUAN 1.5 URGENSI/MANFAAT PENELITIAN 1.6 SISTEMATIKA PENULISAN BAB 2 LANDASAN TEORI 2.1 SISTEM TENAGA LISTRIK 2.2 SISTEM DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK 2.3 KOMPONEN JARINGAN DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK 2.3.1 Gardu Induk 2.3.2 Jaringan Distribusi Primer 2.3.3 Gardu Distribusi atau Trafo Distribusi 2.3.4 Jaringan Distribusi Sekunder 2.4 STUDI ALIRAN DAYA 2.4.1 Aliran Daya Metode Gauss-Seidel 2.4.2 Jatuh Tegangan 2.4.3 Rugi – rugi Daya 2.5 DEFENISI DG 2.5.1 Aplikasi Teknologi DG 2.5.2 Pembangkit Listrik Tenaga Microhidro 2.6 INTERKONEKSI DG 2.6.1 Sumber Energi Utama 2.6.2 Sistem Kerja Parallel Pada Power Plant

viii

i ii iii iv v vi vii x xi xii 1 1 2 3 3 3 3 5 5 5 7 7 7 8 8 8 10 12 13 14 15 16 17 17 17

2.7

OPTIMASI UNIT PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA DIESEL 2.7.1 Karakteristik Input-Output Unit PLTD 2.7.2 Economic Dispatch Mengabaikan Rugi-rugi Transmisi 2.7.3 Metode Iterasi Lambda

BAB 3 METODE PENELITIAN 3.1 TAHAPAN PENELITIAN 3.1.1 Studi Literatur 3.1.2 Menentukan Daerah Studi 3.1.3 Survey Dan Pengambilan Data Di Lapangan 3.1.4 Menyusun Teori Sistem Distribusi 3.1.5 Simulasi Data Pakai Etap 12.6.0 3.1.6 Analisis Data Grafik 3.1.7 Kesimpulan dan Saran 3.2 KEBUTUHAN SISTEM 3.3 PROSEDUR PENELITIAN 3.4 RENCANA PENGOLAHAN DATA/ANALISIS

18 19 20 25 26 26 27 27 27 28 28 28 28 31 31 31

BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN 33 4.1 DATA PENGUJIAN 33 4.2 KEADAAN TEGANGAN PADA JARINGAN DISTRIBUSI 33 4.3 KEADAAN RUGI - RUGI SALURAN SEBELUM DAN SESUDAH PENAMBAHAN DG 38 4.4 MENGHITUNG KARAKTERISTIK INPUT-OUTPUT UNIT PLTD AYANGAN 42 4.5 MENGHITUNG KARAKTERISTIK PERSAMAAN BIAYA BAHAN BAKAR UNIT PLTD AYANGAN 46 4.6 PEMBAGIAN PEMBEBANAN DAN PENJADWALAN UNIT PEMBANGKIT DIESEL 47 4.7 HARGA JUAL PRODUKSI DAYA DG(PLTMH) PER KWH 52 BAB 5 PENUTUP 5.1 KESIMPULAN 5.2 SARAN

54 54 54

DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN A Data Single Line Isolated Takengon LAMPIRAN B Data Penyulang DD-01 LAMPIRAN C Beban dan Trafo Distribusi LAMPIRAN D Data Operasi dan Produksi PLTD LAMPIRAN E Data Operasi PLTMH 1 dan 2 LAMPIRAN F Single Line Simulasi Etap

ix

55 A-1 B-1 C-1 D-1 E-1 F-1

LAMPIRAN G Script Program di Software Matlab LAMPIRAN H Data Hasil Matlab Grafik Input-output PLTD

x

G-1 H-1

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Gambar 2.2 Gambar 2.3 Gambar 2.4 Gambar 2.5 Gambar 2.6 Gambar 2.7 Gambar 3.1 Gambar 3.2 Gambar 3.3 Gambar 4.1 Gambar 4.2

Sistem Penyaluran Tenaga Listrik Kepada Pelanggan 6 Tipikal Bus Dari Sistem Tenaga 9 pemodelan saluran antar bus 13 Konfigurasi Beberapa Pembangkit Mensuplai Beban 20 Karakteristik Input-Output Unit Pembangkit Diesel 21 Diagram Blok Penyelesaian Dengan Metode Iterasi Lamda 24 Ekstrapolasi 24 Diagram alir metode penelitian 26 Diagram alir untuk mencari perubahan tegangan dan rugi – rugi daya dengan menggunakan simulasi Etap 29 Diagram alir untuk mendapatkan biaya bahan bakar dengan menggunakan metode iterasi lamda 30 Grafik Hasil Simulasi Tegangan Pada Setiap Bus 37 Grafik Hasil Simulasi Rugi – Rugi Saluran Sebelum Dan Sesudah Penambahan DG 42

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Tabel 4.1 Tabel 4.2 Tabel Tabel Tabel Tabel Tabel

4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

Pemanfaatan Pembangkitan Minihidro dan Mikrohydro Yang Terinterkoneksi Pada JTM 20 KV Di Aceh 16 Impedansi kawat penghantar menurut SPLN 64 : 1995 33 Keadaan tegangan pada jaringan distribusi sebulum dan sesudah penambahan DG 34 Rugi – Rugi Saluran Sebelum Dan Sesudah Penambahan DG 38 Karakteristik Input-Output Tiap Unit Pembangkit 42 Data Generator 1 terlampir pada lampiran D 43 Karakteristik persamaan biaya bahan bakar unit PLTD 47 Hasil Perhitungan Biaya Bahan Bakar Pembangkitan Menggunakan Iterasi Lamda 51

xii

DAFTAR SINGKATAN

DG

: Distributed Generation

GH

: Gardu Hubung

GI

: Gardu Induk

PLTMH : Pembangkit Listrik Tenaga Mikro hidro

xiii

2BAB 1 PENDAHULUAN

2.1

LATAR BELAKANG PT. PLN Persero merupakan penyedia energi listrik di Indonesia. Setiap

kebutuhan masyarakat akan energi listrik dipenuhi dengan cara di distribusikan dari pembangkit listrik. Secara garis besar sistem energi listrik dibagi menjadi tiga bagian yaitu : pembangkit, transmisi dan distribusi. Energi yang dihasilkan oleh pembangkit listrik akan dikirimkan ke transmisi kemudian di salurkan pada jaringan distribusi 20 kV dengan cara menurunkan tegangan dengan menggunakan transformator step down. Pada sistem jaringan distribusi 20 KV sering terjadi kendala, baik itu masalah dalam adanya gangguan yang disebabkan oleh alam dan juga human error. Jaringan distribusi juga mengalami jatuh tegangan, rugi – rugi daya aktif dan reaktif yang diakibatkan oleh panjangnya saluran distribusi sehingga menghasilkan tegangan yang tidak bagus. Untuk mengatasi hal tersebut PLN membangun pembangkit listrik kecil, seperti PLTMh, PLTH, PLTS dan lain sebagainya dengan melihat kondisi potensi energi terbarukan dari daerah tersebut. Pembangkit ini disebut juga dengan DG (Distributed Generation). Distributed generation adalah teknologi pembangkitan energi listrik berskala kecil yang menghasilkan daya listrik di suatu tempat yang lebih dekat dengan konsumen dibandingkan dengan pembangkit listrik pusat. Pembangkit ini dapat dihubungkan secara langsung ke konsumen atau ke sistem distribusi atau transmisi [1]. Kualitas daya listrik yang baik dapat dilihat dari besar tegangannya, frekuensi serta pelayanan yang dilakukan secara berkelanjutan. Dalam usahanya untuk memenuhi hal tersebut, PLN selalu berusaha untuk meningkatkan kualitas sistem listrik yang dikelolanya. Salah satu usahanya adalah dengan meningkatkan kualitas sistem tenaga listrik, baik pada sistem pembangkitan, saluran transmisi, maupun saluran distribusi.

1

Pada tugas akhir ini, penulis akan menganalisis tentang pemanfatan Distributed Generation (PLTMh) pada jaringan distribusi 20 kV. Pembangkit listrik tenaga microhydro (PLTMh) ini terletak di Kota Takengon Kec. Angkop Silih Nara, Aceh. Pembangkit ini memanfaatkan aliran sungai Silih Nara. Dengan total daya yang dihasilkan oleh pembangkit adalah PLTMh1 275 KW dan PLTMh2 175 KW. Pembangkit ini interkoneksi dengan jaringan distribusi 20 kV terdekat (feeder Angkop). Distributed Generation dipasang di dekat dengan beban atau pusat-pusat beban. Pada pemanfaatan distributed generation dapat dipasangkan di jaringan distribusi secara terpisah untuk memperbaiki jatuh tegangan, rugi – rugi daya pada jaringan distribusi 20 kV di feeder Angkop PT.PLN (Persero) Rayon Takengon. Maka pada tugas akhir ini penulis tertarik untuk mengkaji secara lebih luas mengenai pemanfaatan DG secara optimal pada jaringan distribusi 20 kV termasuk pengaruhnya pada penurunan penggunaan bahan bakar PLTD untuk mendukung kerja dari jaringan distribusi primer di PT. PLN (Persero) Rayon Takengon dengan menggunakan software Etap dan Matlab. 2.2

RUMUSAN MASALAH Sistem penyaluran daya listrik dari power system ke konsumen melalui

jaringan distribusi. Pemanfaatan daya oleh konsumen yang berlebihakan menyebabkan penurunan tegangan, dan rugi – rugi daya karena panjangnya saluran. Dari latar belakang diatas timbul-lah rumusan masalah yaitu sebagai berikut: 1. Bagaimana pengaruh jatuh tegangan setelah DG dihubungkan dengan jaringan distribusi 20 kV? 2. Bagaimana dampak penambahan DG pada jaringan distribusi 20 kV terhadap rugi - rugi saluran? 3. Bagaimana cara mengetahui pengoptimasian PLTD setelah DG terhubung? 4. Berapa keuntungan yang diperoleh oleh PLN dengan terhubungnya DG ke jaringan distribusi 20 kV? 2.3

RUANG LINGKUP Dalam penelitian ini, ruang lingkup akan dibatasi dengan menitikberatkan

permasalahan yang akan dibahas. Adapun ruang lingkup penelitian ini adalah 2

analisis tegangan jatuh, rugi-rugi daya, dan penghematan biaya bahan bakar PLTD Ayangan jika jaringan distribusi terhubung dengan DG. 2.4

TUJUAN Adapun tujuan yang ingin dicapai dari penelitian Tugas Akhir ini adalah

sebagai berikut: 1. Untuk pengaruh jatuh tegangan setelah DG dihubungkan dengan jaringan distribusi 20 kV. 2. Untuk dampak penambahan DG pada jaringan distribusi 20 kV terhadap rugi - rugi saluran. 3. Untuk mengetahui cara mengetahui pengoptimasian PLTD setelah DG terhubung. 4. Untuk mengetahui keuntungan yang diperoleh oleh PLTD dengan terhubungnya DG ke jaringan distribusi 20 kV. 2.5

MANFAAT PENELITIAN Manfaat dari hasil penelitian tugas akhir ini yaitu untuk memahami

penggunaan DG dan dampaknya pada sistem 20KV. Dengan memahami DG tersebut, diharapkan kedepannya teknologi DG ini dapat terus dibangun dan dikembangkan untuk kemajuan listrik di Indonesia khususnya Aceh sendiri. 2.6

SISTEMATIKA PENULISAN Sistematika penulisan skripsi ini adalah sebagai berikut:

BAB 1

: PENDAHULUAN Terdiri dari latar belakang, rumusan masalah, batasan masalah, ruang lingkup, tujuan penelitian,metodologi penelitian dan sistematika penulisan.

BAB 2

: LANDASAN TEORI Dalam bab ini berisikan tentang teori tentang sistem tenaga listrik, sistem jaringan distribusi, pengertian Distributed Generation (DG), PLTMh, dan operasi ekonomis (economic dispatch), sistem tenaga listrik.

BAB 3

: METODOLOGI PENELITIAN 3

Dalam bab ini berisikan penjelasan langkah-langkah yang dilakukan dalam penelitian. BAB 4

: HASIL DAN PEMBAHASAN Dalam bab ini berisikan hasil dan pembahasan hasil simulasi yang dilakukan dalam penelitian simulasi menggunakan software ETAP dan MATLAB.

BAB 5

: PENUTUP Dalam bab ini penulis akan memberikan kesimpulan dan saran berdasarkan penelitian yang dilakukan.

DAFTAR PUSTAKA Dalam daftar pustaka berisikan daftar buku-buku rujukan dan referensi lainnya untuk penulisan skripsi ini. LAMPIRAN Pada bagian ini berisikan data-data penunjang yang perludilampirkan yang berhubungandenganbahasandari penelitian.

4

3BAB 2 DASAR TEORI

3.1

SISTEM TENAGA LISTRIK Tuliskan keperluan penyedian tenaga listrik bagi para pelanggan, diperlukan

bagian peralatan listrik. Berbagai peralatan listrik ini dihubungkan satu sama lain memunyai inter relasi dan secara keseluruhan membentuk suatu sistem tenaga listrik. Yang dimaksud dengan sistem tenaga listrik disini adalah sekumpulan pusat listrikan gardu induk (GI) yang satu sama lain dihubungkan oleh jaringan transmisi sehingga sebuah kesatuan interkoneksi. Secara umum sistem tenaga listrik dapat dikatakan terdiri dari tiga bagian utama, yaitu: 1. Pembangkit tenaga listrik, 2. Penyaluran tenaga listrik (Transmisi) dan 3. Distribusi tenaga listrik. Sistem tenaga listrik modern merupakan sistem yang komplek yang terdiri dari pusat pembangkit, saluran transmisi dan jaringan distribusi yang berfungsi untuk menyalurkan daya dari pusat pembangkit ke pusat pusat beban. Untuk memenuhi

tujuan

operasi

sistem

tenaga

listrik,

ketiga

bagian

yaitu

pembangkit,penyaluran dan distribusi tersebut satu dengan yang lainnya tidak dapat dipisahkan seperti terlihat pada gambar 2.1 [2]. 3.2

SISTEM DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK Apabila saluran transmisi menyalurkan tenaga listrik bertegangan tinggi

kepusat-pusat beban dalam jumlah besar, maka saluran distribusi berfungsi membangkitkan tenaga listrik tersebut kepada pihak pemakai melalui saluran tegangan rendah. Generator sinkron di pusat pembangkit biasanya menghasilkan tenaga listrik dengan tegangan antara 6-20 kV yang kemudian dengan bantuan transformator tegangan tersebut dinaikan menjadi 150-500 kV. Saluran tegangan tinggi (STT) menyalurkan tenaga listrik menuju pusat penerima, disini tegangan diturunkan menjadi tegangan subtransmisi 70 kV. Pada gardu induk (GI), tenaga 5

listrik yang diterima kemudian dilepaskan menuju trafo distribusi (TD) dalam bentuk tegangan menengah 20 kV. Melalui trafo distribusi yang tersebar di berbagai pusat-pusat beban, tegangan distribusi primer ini diturunkan menjadi tegangan rendah 200/380 V yang akhirnya diterima pihak pemakai. Namun secara mendasar sistem tenaga listrik dapat dikelompokkan atas 3 bagian utama yaitu : a. Sistem Pembangkitan Pusat pembangkit tenaga listrik (electric power station) biasanya terletak jauh dari pusat-pusat beban dimana energi listrik digunakan. b. Sistem Transmisi Energi listrik yang dibangkitkan dari pembangkit listrik yang jauh disalurkan melalui kawat-kawat atau saluran transmisi menuju gardu induk (GI). c. Sistem Distribusi Energi listrik dari gardu-gardu induk akan disalurkan oleh sistem distribusi sampai kepada konsumen [3]. Ketiga bagian utama (pembangkitan, transmisi, dan distribusi) tersebut menjadi bagian penting dan harus saling mendukung untuk mencapai tujuan utama sistem tenaga listrik yaitu penyaluran energy listrik kepada konsumen.

Gambar 2. 1Sistem Penyaluran Tenaga Listrik kepada pelanggan. 6

3.3

KOMPONEN JARINGAN DISTRIBUSI TENAGA LISTRIK Sistem distribusi merupakan keseluruhan komponen dari sistem tenaga

listrik yang menghubungkan secara langsung antara sumber daya yang besar (seperti gardu transmisi) dengan konsumen tenaga listrik. Secara umum yang termasuk ke dalam sistem distribusi antara lain; 1. Gardu Induk ( GI ) 2. Jaringan Distribusi Primer 3. Gardu Distribusi (Transformator) 4. Jaringan Distribusi Sekunder 3.3.1 Gardu Induk Pada bagian ini jika sistem pendistribusian tenaga listrik dilakukan secara langsung, maka bagian pertama dari sistem distribusi tenaga listrik adalah Pusat Pembangkit Tenaga Listrik dan umumnya terletak di pingiran kota. Untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat-pusat beban (konsumen) dilakukan dengan jaringan distribusi primer dan jaringan distribusi sekunder. Jika sistem pendistribusian tenaga listrik dilakukan secara tak langsung, maka bagian pertama dari sistem pendistribusian tenaga listrik adalah Gardu Induk yang berfungsi menurunkan tegangan dari jaringan transmisi dan menyalurkan tenaga listrik melalui jaringan distribusi primer. 3.3.2 Jaringan Distribusi Primer Jaringan distribusi primer merupakan awal penyaluran tenaga listrik dari Gardu Induk (GI) ke konsumen untuk sistem pendistribusian langsung. Sedangkan untuk sistem pendistribusian tak langsung merupakan tahap berikutnya dari jaringan transmisi dalam upaya menyalurkan tenaga listrik ke konsumen. Jaringan distribusi primer atau jaringan distribusi tegangan menengah memiliki tegangan sistem sebesar 20 kV. Untuk wilayah kota tegangan diatas 20 kV tidak diperkenankan, mengingat pada tegangan 30 kV akan terjadi gejala-gejala korona yang dapat mengganggu frekuensi radio, TV, telekomunikasi, dan telepon. Sifat pelayanan sistem distribusi sangat luas dan kompleks, karena konsumen yang harus dilayani mempunyai lokasi dan karakteristik yang berbeda. Sistem distribusi harus dapat melayani konsumen yang terkonsentrasi di kota, pinggiran kota dan 7

konsumen di daerah terpencil. Sedangkan dari karakteristiknya, terdapat konsumen perumahan dan konsumen dunia industri. Sistem konstruksi saluran distribusi terdiri dari saluran udara dan saluran bawah tanah. Pemilihan konstruksi tersebut didasarkan pada pertimbangan sebagai berikut: alasan teknis yaitu berupa persyaratan teknis, alasan ekonomis, alasan estetika dan alasan pelayanan yaitu kontinuitas pelayanan sesuai jenis konsumen. Pada jaringan distribusi primer terdapat 4 jenis dasar yaitu : 1. Sistem radial 2. Sistem hantaran penghubung (tie line) 3. Sistem loop 4. Sistem spindle 3.3.3 Gardu Distribusi atau Trafo Distribusi Gardu distribusi (Trafo distribusi) berfungsi merubah tegangan listrik dari jaringan distribusi primer menjadi tegangan terpakai yang digunakan untuk konsumen dan disebut sebagai jaringan distribusi sekunder. Kapasitas transformator yang digunakan pada transformator distribusi ini tergantung pada jumlah beban yang akan dilayani dan luas daerah pelayanan beban. Gardu distribusi (trafo distribusi) dapat berupa transformator satu fasa dan juga berupa transformator tiga fasa. 3.3.4 Jaringan Distribusi Sekunder Jaringan distribusi sekunder atau jaringan distribusi tegangan rendah merupakan jaringan tenaga listrik yang langsung berhubungan dengan konsumen. Oleh karena itu besarnya tegangan untuk jaringan distribusi sekunder ini adalah 130/230 V dan 130/400 V untuk sistem lama, atau 380/220 V untuk sistem baru. Tegangan 130 V dan 220 V merupakan tegangan antara fasa dengan netral, sedangkan tegangan 400 atau 380 V merupakan tegangan fasa dengan fasa. 3.4

STUDI ALIRAN DAYA Studi aliran daya merupakan bagian yang sangat penring dalam

perencanaan system tenaga listrik. Beberapa metode telah dikembangkan dalam

8

studi aliran daya ini yaitu Gauss Seidel, metode Newton Raphson, dan metode Fast Decouple. Tujuan utama dari studi aliran daya adalah : 1. Untuk mengetahui daya aktif dan reaktif tiap pembangkit. 2. Untuk mengetahui besar tegangan dan sudut phase pada setiap bus. 3. Untuk mengetahui daya aktif dan daya reaktif yang mengalir pada setiap komponen tenaga listrik. Oleh karena itu dalam studi aliran daya diperlukan suatu proses perhitungan yang sistematis melalui model jaringan dan persamaan aliran daya. Berdasarkan hukum Kirchoff untuk arus, maka besar arus yang masuk dan keluar dari suatu titik simpul sama dengan nol [4].

Gambar 2. 2 Tipikal bus dari system tenaga [5]. 𝑛

𝑛

𝐼𝑖 = 𝑉𝑖 ∑ 𝑦𝑖𝑗 − ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗 𝑗=0

𝑗≠𝑖

(2.1)

𝑗=1

Daya aktif dan reaktif pada bus I adalah : 𝑃𝑖 + 𝑗𝑄𝑖 = 𝑉𝑖 𝐼𝑖∗

(2.2)

𝑃𝑖 − 𝑗𝑄𝑖 𝑉𝑖∗

(2.3)

Atau

𝐼𝑖 =

9

Substitusi untuk 𝐼𝑖 pada persamaan (2.1), hasilnya : 𝑛

𝑛

𝑃𝑖 − 𝑗𝑄𝑖 = 𝑉𝑖 ∑ 𝑦𝑖𝑗 − ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗 𝑉𝑖∗ 𝑗=0

𝑗 (2.4)

𝑗=1

≠𝑖 Dari hubungan di atas formasi perhitungan dari aliran daya dalam sistem tenaga harus diselesaikan dengan teknik iterasi. Sistem bus umumnya diklasifikasikan menjadi tiga jenis: 1. Slack bus satu bus, yang dikenal sebagai slack atau ayunan bus, diambil sebagai sumber di mana besarnya dan fase sudut tegangan ditentukan. Bus ini membuat perbedaan antara beban dijadwalkan dan daya yang dihasilkan yang disebabkan oleh kerugian dalam jaringan. 2. Load Bus (Beban bus) di bus ini kekuatan aktif dan reaktif ditentukan. Besarnya dan sudut fase tegangan bus tidak diketahui. Bus ini disebut P-Q bus. 3. Regulated buses bus ini adalah bus pembangkit. Mereka juga dikenal sebagai bus tegangan-dikendalikan. Pada bus ini, daya aktif dan besarnya stegangan yang ditentukan. Sudut fasa dari tegangan dan daya reaktif yang akan ditentukan. Batas-batas pada nilai daya reaktif juga ditentukan. Bus ini disebut P-V bus [5]. 3.4.1 Aliran Daya Metode Gauss-Seidel Persamaan (2.4) merupakan persamaan nonlinier pada tiap-tiap simpul dengan 2 variabel yang belum diketahui. Dengan metode Gauss-Seidel, untuk menyelesaikan Vi secara iterasi, Persamaan (2.4) menjadi:

𝑉𝑖

(𝑘+1)

𝑃𝑖𝑠𝑐ℎ − 𝑗𝑄𝑖𝑠𝑐ℎ (𝑘) + ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗 ∗(𝑘) 𝑉𝑖 = ∑ 𝑦𝑖𝑗

𝑗

(2.5)

≠1 Dengan yij adalah admitansi sebenarnya per unit. 𝑃𝑖𝑠𝑐ℎdan𝑄𝑖𝑠𝑐ℎ adalah daya aktif dan daya reaktif yang dinyatakan per unit. Dalam penulisan Hukum Arus Kirchhoff, yan memasuki bus i diasumsikan positif. Untuk bus berbeban, daya aktif dan daya reaktif mengalir menjauhi bus 𝑃𝑖𝑠𝑐ℎ dan 𝑄𝑖𝑠𝑐ℎ bernilai negatif. Jika Persamaan (2.4) diselesaikan untuk Pi dan Qi, maka [5]: 10

𝑛 (𝑘+1) 𝑃𝑖

= ℜ {𝑉𝑖

∗(𝑘)

[𝑉𝑖

(𝑘)

𝑛

∑ 𝑦𝑖𝑗 − ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗 𝑗=0

𝑗=1

𝑛

𝑛

(𝑘)

]}

𝑗

(2.6)

≠1 (𝑘+1) 𝑄𝑖

= −ℑ {𝑉𝑖

∗(𝑘)

[𝑉𝑖

(𝑘)

∑ 𝑦𝑖𝑗 − ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗 𝑗=0

(𝑘)

]}

𝑗

(2.7)

𝑗=1

≠1 Persamaan aliran daya biasanya dinyatakan dalam elemen matriks admitansi bus (Ybus). Ybusditunjukkan dengan Yij = – yij, dan elemen-elemen diagonalnya Yii= Σ yij. Persamaan (2.6) menjadi: 𝑉𝑖

(𝑘+1)

𝑃𝑖𝑠𝑐ℎ − 𝑗𝑄𝑖𝑠𝑐ℎ (𝑘) − ∑𝑗≠𝑖 𝑌𝑖𝑗 𝑉𝑗 ∗(𝑘) 𝑉𝑖 = 𝑌𝑖𝑖

(2.8)

Dan 𝑛 (𝑘+1) 𝑃𝑖

= ℜ {𝑉𝑖

∗(𝑘)

[𝑉𝑖

(𝑘)

𝑌𝑖𝑖 + ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗

(𝑘)

]}

𝑗

(𝑘)

𝑗

(2.9)

𝑗=1

≠𝑖 𝑛 (𝑘+1) 𝑄𝑖

= −ℑ {𝑉𝑖

∗(𝑘)

[𝑉𝑖

(𝑘)

𝑌𝑖𝑖 + ∑ 𝑦𝑖𝑗 𝑉𝑗

]}

(2.10)

𝑗=1

≠𝑖 Pada kondisi pengoperasian normal, besarnya tegangan setiap bus untuk perhitungan awal diasumsikan 1,00 + j0,0 per unit atau dekat dengan besarnya tegangan slack bus. Bagian imajiner dari (𝑘+1)pada Persamaan (2.8) dinyatakan dengan: (𝑘+1)

(𝑒𝑖

2

) + (𝑓𝑖

(𝑘+1)

= |𝑣𝑖

)

2

(2.11)

|2

Atau (𝑘+1)

𝑒𝑖

= √|𝑉𝑖 |2 − (𝑓𝑖

11

(𝑘+1)

2

)

(2.12)

Dengan (𝑘+1) dan (𝑘+1)merupakan komponen imajiner dan tegangan 𝑉𝑖(𝑘+1). Konvergensi dapat dipercepat dengan menerapkan faktor percepatan untuk tiap-tiap iterasi, yaitu: 𝑉𝑖

(𝑘+1)

= 𝑉𝑖

(𝑘)

(𝑘)

+ 𝛼 (𝑉𝑖 𝑐𝑎𝑙 − 𝑉

(𝑘)

(2.13)

)

𝛼 merupakan faktor percepatan. Nilai 𝛼 ini tergantung pada setiap sistem dengan tingkatan 1,3 sampai 1,7 yang disesuaikan untuk jenis sistem. Tegangan yang didapat sekarang menggantikan tegangan sebelumnya dari tiap urutan persamaan. Proses ini berlanjut sampai komponen real dan imajiner dari tegangan bus berubah selama iterasi berlangsung, dengan: (𝑘+1)

− 𝑒𝑖 | ≤ 𝜖

(𝑘+1)

− 𝑓𝑖

|𝑒𝑖

(𝑘)

(2.14)

Atau |𝑓𝑖

(𝑘)

|≤𝜖

(2.15)

Dengan ∈ adalah epsilon yang harganya ditetapkan. Daya aktif dan daya reaktif pada slack bus dihitung dari Persamaan (2.9) dan (2.10) [5]. 3.4.2 Jatuh Tegangan Jatuh tegangan merupakan besarnya tegangan yang hilang pada suatu penghantar. Jatuh tegangan pada saluran tenaga listrik secara umum berbanding lurus terhadap panjang saluran beban, serta berbanding terbalik terhadap luas penampang penghantar [6]. Beban system sangat bervariasi dan nilainya selalu berubah sepanjang waktu. Bila beban meningkat maka tegangan pada ujung penerima menurun dan sebaliknya bila beban berkurang maka tegangan pada ujung terima akan mengalami kenaikan. Rugi-rugi daya dapat mempengaruhi perubahan tegangan sistem. Rugirugi daya yang disebabkan oleh impedansi penghantar dan rugi-rugi trafo. Konsumen pengguna beban cendrung menerima tegangan yang relatif lebih rendah bila dibandingkan dengan konsumen yang letaknya dekat dengan pembangkit. 12

Umumnya beban konsumen bersifat beban resistif dan induktif, dimana beban ini akan menyerap daya aktif dan daya reaktif yang dihasilkan oleh generator. Persamaan jatuh tegangan seperti pada persamaan dibawah ini: 𝑉𝑠2 = (𝑉𝑟 + ∆𝑉𝑝 )

2

+ (∆𝑉𝑞 )

2

(2.16)

Dimana: 𝑉𝑠

= tegangan ujung kirim

𝑉𝑡

= tegangan ujung terima

∆𝑉𝑝 = jatuh tegangan = 𝐼. 𝑅 𝑐𝑜𝑠𝜃 + 𝐼. 𝑋 𝑠𝑖𝑛𝜃 ∆𝑉𝑞 = 𝐼. 𝑅 𝑐𝑜𝑠𝜃 − 𝐼. 𝑋 𝑠𝑖𝑛𝜃 Sehingga persamaan tegangan disuse ujung kirim Vs menjadi persamaan sebagai berikut: 𝑉𝑠2 = (𝑉𝑟 + 𝐼. 𝑅 𝑐𝑜𝑠𝜃 + 𝐼. 𝑋 𝑠𝑖𝑛𝜃)2 + (𝐼. 𝑅 𝑐𝑜𝑠𝜃 − 𝐼. 𝑋 𝑠𝑖𝑛𝜃)2

(2.17)

3.4.3 Rugi – Rugi Daya Proses transmisi dan distribusi listrik kerap kali mengalami rugi-rugi daya yang cukup besar yang diakibatkan oleh rugi-rugi pada saluran dan juga rugi-rugi pada trafo. Keduanya sering memberi pengaruh yang besar terhadap kualitas daya serta tegangan yang dikirimkan ke sisi beban. Nilai tegangan yang dikirim telah melebihi batas toleransi akan menyebabkan tidak optimalnya kerja dari peralatan listrik pada sisi pelanggan. Setelah melakukan pengiterasian pada tegangan, selanjutnya perhitungan terhadap rugi-rugi daya. Saluran harus dipertimbangkan terhadap hubungan antar bus. Pada gambar dibawah ini akan dijelaskan aliran daya antar bus [5].

13

Gambar 2. 3 pemodelan saluran antar bus Gambar diatas memiliki persamaan 𝑖 → 𝑗 sebagai berikut: 𝐼𝑖𝑗 = 𝐼𝑙 + 𝐼𝑖0 = 𝑦𝑖𝑗 (𝑉𝑖 − 𝑉𝑗 ) + 𝑦𝑖0 𝑉𝑖

(2.18)

Dengan demikian, saluran pada 𝐼𝑗𝑖 telah dilakukan perhitungan pada saluran 𝑗 dan memiliki persamaan sebagai berikut: 𝐼𝑖𝑗 = −𝐼𝑙 + 𝐼𝑖0 = 𝑦𝑖𝑗 (𝑉𝑖 − 𝑉𝑗 ) + 𝑦𝑖0 𝑉𝑖

(2.19)

Daya komplek 𝑆𝑖𝑗 dari bus 𝑖, 𝑗 dan 𝑆𝑗𝑖 dari saluran 𝑗 menuju saluran 𝑖 adalah sebagai berikut: 𝑆𝑖𝑗 = 𝑉𝑖 𝐼𝑖𝑗∗

(2.20)

𝑆𝑗𝑖 = 𝑉𝑗 𝐼𝑗𝑖∗

(2.21)

Persamaa rugi-rugi daya pada saluran 𝑖 − 𝑗 sebagai barikut: 𝑆𝐿𝑗𝑖 = 𝑆𝑖𝑗 + 𝑆𝑗𝑖

(2.22)

Persamaan rugi-rugi daya pada saat DG dihubungkan terhadap saluran jaringan distribusi adalah: 𝑃𝑗0 = |𝑉𝑗 ||𝐼𝑗0 |𝑐𝑜𝑠𝜃𝑗0

(2.23)

𝐼𝑗0 = 𝐼𝑖𝑗 + 𝐼𝑗

(2.24)

2 𝑃𝑙𝑜𝑠𝑠 = 𝐼𝑗0 × 𝑅𝑖𝑗

(2.25)

14

3.5

DEFINISI DISTRIBUTED GENERATION (DG) DG adalah sumber energi listrik dari kapasitas yang terbatas langsung

terhubung ke jaringan distribusi sistem tenaga, terletak didekat ke pusat-pusat beban dan bahwa ada ketersediaan sumber daya alam, yang bersifat energi terbarukan, di mana itu dikonsumsi oleh masyarakat [7]. Distributed Generation adalah pembangkit listrik yang melayani konsumen di tempat (on-site), atau untuk mendukung jaringan distribusi, dan terhubung ke jaringan pada level tegangan distribusi. Ackermann, mengusulkan sebuah pendekatan untuk mendefinisikan DG secara umum dengan berdasarkan pada isu-isu di atas, dan definisi DG yang diusulkannya adalah [1]: “Distributed Generation adalah sumber energi listrik yang secara langsung terhubung ke jaringan distribusi atau ke meteran konsumen”Definisi DG tidak mendefinisikan rating sumber pembangkitan, karena rating maksimum bergantung pada kondisi jaringan distribusi lokal, seperti level tegangan. Akan tetapi, pembedaan kategori tersebut sangat berguna, sehingga Ackermann et al memberikan saran pembagian rating tersebut menjadi [1]: 

Micro : ~1 Watt < 5 kW



Small : 5 kW < 5 MW



Medium : 5 MW < 50 MW



Large : 50 MW < 300 MW Lebih lanjut, definisi DG tidak mendefinisikan tentang area pengiriman

daya, penetrasi, kepemilikan maupun perlakuan di dalam operasi jaringan. Definsi mengenai DG juga tidak mendefinisikan teknologi, karena teknologi dapat digunakan secara luas dalam aplikasinya. Akan tetapi, kategorisasi kelompok teknologi yang berbeda mungkin dapat dilakukan, sehingga, membaginya ke dalam kategori berikut (walaupun yang lain juga dapat digunakan): 

Renewable DG



Modular DG



CHP (Combined Heat and Power) DG

15

Semua definisi di atas menunjukkan bahwa pembangkitan dengan skala kecil yang dihubungkan ke jaringan distribusi dapat dianggap sebagai bagian dari DG. Selain itu, pembangkitan yang dipasangkan dekat dengan sisi beban atau langsung ke konsumen juga dapat dikatakan sebagai Distributed Generation. 3.5.1 Aplikasi Teknologi DG Pemanfaatan teknologi DG telah banyak dikembangkan di Indonesia yaitu teknologi pembangkitan mikrohidro karena sangat menguntungkan bagi pihak penyedia listrik. Walaupun dewasa ini yang cukup signifikan mengenai pembelian kelebihan energi listrik (excess power) dari pihak industri-industri besar (PLTU). Berikut ini adalah tabel yang menunjukkan aplikasi tekonologi DG berupa pembangkitan mikrohidro yang telah terkoneksi pada jaringan distribusi 20 kV di daerah Aceh. Tabel 2. 1Pemanfaatan Pembangkitan Minihidro dan Mikrohydro Yang Terinterkoneksi Pada Jaringan Tegangan Menengah 20 KV Di Aceh [8]. Titik Kapasitas Tegangan interkoneksi (MW) (KV)

Nama Pembangkit

Lokasi

PLTM Kerpap

Isaq

20 KV

2.5 MW

0.4

PLTM Enang

Bener Meriah

20 KV

4 MW

0.4

PLTM Sepakat

Kutacane

20 KV

1.5 MW

0.4

PLTMh Lhoong

Lhoong

20 KV

0.05 MW

0.4

PLTMh Angkop 1

Angkop

20 KV

0,175 MW

0.4

PLTMh Angkop 2

Angkop

20 KV

0,275 MW

0.4

3.5.2 Pembangkit Listrik Tenaga Microhidro Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH) adalah pembangkit listrik skala kecil yang menggunakan energi air sebagai penggeraknya, misalnya saluran irigasi, sungai atau air terjun dengan cara memanfaatkan tinggi terjunnya (head) dan jumlah debit airnya. Kondisi energi air yang dimanfaatkan sebagai sumber daya penghasil listrik memiliki kapasitas aliran maupun ketinggian tertentu. Semakin besar kapasisitas aliran maupun ketinggiannya maka semakin besar energi yang dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik. Pembangkit tenaga mikrohidro bekerja dengan cara memanfaatkan semaksimal mungkin energi 16

potensial air. Energi ini secara perlahan diubah menjadi energi mekanik saat melalui nosel yang ditembakkan untuk memutar sudutsudut turbin. Energi mekanis dari putaran turbin akhirnya diubah menjadi energi listrik melalui putaran generator [9]. Untuk menghitung daya mekanik yang dibangkitkan oleh turbin generator adalah : P = 9,8 ƞ H Q

(2.26)

Dimana : P = daya terbangkit ( KW ) H = tinggi terjun air (m) Q = debit air (m3/ detik) Ƞ = efisiensi turbin generator Beberapa keuntungan yang terdapat pada pembangkit listrik tenaga listrik mikrohidro adalah sebagai berikut : 1.

Dibandingkan dengan pembangkit listrik jenis yang lain, PLTMH ini cukup murah karena menggunakan energi alam.

2.

Memiliki konstruksi yang sederhana dan dapat dioperasikan di daerah terpencil

3.

Tidak menimbulkan pencemaran.

4.

Dapat dipadukan dengan program lainnya seperti irigasi dan perikanan.

3.6

INTERKONEKSI DG Secara garis besar, interkoneksi pada Distributed Generation terbagi atas

2 komponen, yaitu: 3.6.1 Sumber Energi Utama (Prime Energy Source) Hal ini menunjuk pada teknologi DG sebagai sumber energi seperti mikrohidro dan masih banyak pembangkit kecil bisa di jadikan DG yaitu energi angin, biomasa, surya dan pasang surut. Setiap teknologi DG memiliki karakter yang berbeda-beda dala menghasilkan energi, misalnya tipikal energi yang dihasilkan oleh PV dan Fuel Cell berupa Direct Current atau Wind Turbin yang tipikal energinya berupa energi mekanis (dihasilkan dari putaran pada turbin) [9].

17

3.6.2 System Kerja Parallel Pada Power Plant Bila unit generator digunakan sebagai sumber tenaga listrik untuk melayani kebutuhan tenaga listrik, biasanya sering digunakan dua atau lebih unit generator yang bekerja paralel. Hal ini selain bertujuan untuk memperbesar kapasitas daya, juga dimaksudkan untuk menjaga kontinuitas pelayanan, bila ada salah satu unit generator harus direparasi atau diistirahatkan. Kerja paralel unit pembangkit listrik dapat dilakukan misalnya antara unit PLTMH dengan jala-jala PLN, antara unit PLTD dengan unit PLTMH (dua unit pembangkit), dan paralel lebih dari dua unit pemabangkit. Adapun persyaratan yang harus dipenuhi dalam memparalelkan dua generator 3 fase adalah :

1. Tegangan kedua generator harus sama besar. 2. Frekuensi generator harus sama. 3. Fasa kedua generator harus sama 4. Urutan phase kedua generator harus sama. Persyaratan pertama akan terpenuhi bila gelombang tegangan yang dihasilkan kedua generator mempunyai amplitudo yang sama. Frekuensi dikatakan sama bila gelombang tegangan dari kedua generator mempunyai waktu yang sama untuk menempuh satu periode. Sedangkan persyaratan ketiga akan terpenuhi, yaitu pada saat kedua gelombang tegangan saling berimpit. Selanjutnya persyaratan phase kedua akan generator dilakukan pada hantaran phase yang senama [9]. 3.7

OPTIMASI UNIT PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA DIESEL Operasi ekonomis pembangkit diesel adalah proses pembagian dan

penjadwalan beban total dari suatu sistem kepada masing – masing pusat pembangkitnya, sedemikian rupa sehingga jumlah biaya pengoperasian dapat seminimal mungkin. Konfigurasi pembebanan atau penjadwalan pembangkit yang berbeda dapat memberikan biaya operasi pembangkit yang berbeda pula, tergantung dari karakteristik masing – masing unit pembangkit yang dioperasikan. Permasalahan yang

dihadapi

pada

jadwal

kerja 18

adalah

economic

dispatch,

yaitu

menentukankeluaran masing – masing unit yang bekerja dalam melayani beban, pada batas minimum dan maksimum keluarannya, untuk meminimalisasi rugi – rugi saluran dan biaya produksi. Agar suatu system tenaga dapat beroperasi secara ekonomis maka Economic dispatch harus dipertimbangkan. Untuk mendapatkan solusi operasi ekonomis sistem tenaga maka diperlukan perhitungan terhadap fungsi – fungsi yang menjadi bagiannya yaitu fungsi biaya bahan bakar (Fuel Cost Function), persamaan koordinasi, serta persamaan – persamaan dan pertidaksamaan – pertidaksamaan pembatas, dengan menganggap bahwa semua pembangkit harus beroperasi pada incremental production cost yang sama. Konfigurasi suatu pembebanan atau penjadwalan pembangkit yang berbeda dapat memberikan biaya operasi pembangkit yang berbeda pula, tergantung dari karakteristik masing – masing unit pembangkit yang dioperasikan [10]. Ada beberapa metode dalam penjadwalan pembangkit dalam usaha menekan biaya operasi, yakni: 1. Berdasarkan umur pembangkit 2. Berdasarkan Rating pembangkit 3. Berdasarkan kriteria peningkatan biaya produksi yang sama (Equal Incremental Cost) 4. Pemograman dinamik 3.7.1 Karakteristik Input – Output Unit Pembangkit Listrik Tenaga Diesel Karakteristik input-output pembangkit diesel adalah karakteristik yang menggambarkan hubungan antara input bahan bakar (liter/jam) dan output yang dihasilkan pembangkit (MW), ditulis dengan notasi H dengan satuan Liter/jam, ditulis dengan F dengan satuan Rupiah/jam [11]. Kurva input dan output suatu pembangkit diesel dapat diperoleh dengan melalui beberapa cara, yaitu: 1. Pengetesan karakteristik 2. Berdasarkan data operasi 3. Berdasarkan data dari pabrik

19

Karakteristik input-output yang ideal ditunjukkan pada gambar 2.4. Input pada pembangkit diesel berupa panas dari bahan bakar yang diberikan boiler untuk menghasilkan output pembangkit. Outputnya adalah output daya listrik dari unit tersebut. Persamaan karakteristik input – output pembangkit menyatakan hubungan antara jumlah bahan bakar yang dibutuhkan untuk menghasilkan daya tertentu pada pembangkit tenaga listrik yang didekati fungsi binomial, yaitu [12] : 𝐻𝑖 (𝑃𝑖 ) = 𝑎𝑖 + 𝑏𝑖 𝑃𝑖 + 𝑐𝑖 𝑃𝑖2

(2.27)

Keterangan: 𝐻𝑖 =Input bahan bakar unit pembangkit ke-i (Liter/Jam) 𝑃𝑖 =Output daya unit pembangkit ke-i (MW) 𝑎𝑖 , 𝑏𝑖 , 𝑐𝑖 = Konstanta

Input bahan bakar Hi

Output daya MW Gambar 2. 4 karakteristik input – output unit pembangkit Diesel [5]. 3.7.2 Economic Dispatch Mengabaikan Rugi – Rugi Transmisi Dan Memperhatikan Kapasitas Generator Economic Dispatch adalah pembagian pembebanan pada setiap unit pembangkit sehingga diperoleh kombinasi unit pembangkit yangh dapat memenuhi kebutuhan beban dengan biaya yang optimum atau dengan kata lain, untuk mencari nilai optimum dari output daya dari kombinasi unit pembangkit yang bertujuan untuk meminimalkan total biaya pembangkitan besar beban pada suatu sistem tenaga yang selalu berubah setiap periode waktu tertentu. Jadi, untuk mensuplai beban secara ekonomis maka perhitungan economic dispatch dilakukan pada setiap besar beban tersebut [13].

20

Masalah economic dispatch yang paling sederhana adaah kasus ketika kerugian transmisi diabaikan, yaitu tidak mempertimbangkan konfigurasi sistem dan

impedansi line. Dalam economic dispatch ada dua batasan yang harus

dipertimbangkan dalam proses komputasinya yakni batas generator dan rugi – rugi transmisi. Pada sistem tenaga, kerugian transmisi merupakan kehilangan daya yang harus ditanggung oleh sistem pembangkit. Kerugian sistem transmisi ini merupakan tambahan beban bagi sistem tenaga. Untuk perhitungan dengan rugi transmisi diabaikan, maka losses akibat saluran transmisi diabaikan dengan demikian akurasi economic dispatch menurun. Penurunan akurasi ini terjadi karena losses transmisi ditentukan oleh aliran daya yang ada pada sistem, dimana aliran daya ini dipengaruhi oleh pembangkit mana yang hidup dalam suatu sistem. Pada pembahasan dengan kerugian transmisi diabaikan [10]. Sistem digambarkan pada gambar 2.5.

Gambar 2. 5 Konfigurasi Beberapa Pembangkit Mensuplai Beban [17]. Input dari unit ini ditujukan sebagai Fi mewakili biaya (cost rate) unit. Output unit ini Pi adalah daya listrik yang dibagikan oleh unit pembangkit diesel. Karena kerugian transmisi diabaikan, total permintaan PD adalah jumlah dari semua daya listrik yang dibangkitkan. Fungsi biaya Fi diasumsikan diketahui untuk setiap pembangkit. Masalahnya adalah menemukan pembangkitan daya nyata untuk setiap pembangkit sehingga fungsi tujuan seperti yang didefinisikan oleh persamaan [14]: 𝑛

𝐹𝑇 = ∑ 𝐹𝑖 𝑖=1 𝑛

𝐹𝑇 = ∑ 𝑎𝑖 𝑃𝑖 + 𝑏𝑖 𝑃𝑖 + 𝑐𝑖 𝑃𝑖2 𝑖=1

21

(2.28)

Constraint:

𝑛

∑ 𝑃𝑖 = 𝑃𝐷

(2.29)

𝑖=1

Dimana Ft adalah total biaya produksi, Fi adalah biaya produksi dari i pembangkit, Pi adalah daya pembangkitan dari i pembangkit, PD adalah total permintaan beban, n adalah jumlah total pembangkit dipatchable. Pendekatan khusus untuk menambah batasan dalam fungsi objektif dengan menggunakan pengali Lagrange. 𝑛

𝐿 = 𝐹𝑡 + 𝜆 (𝑃𝐷 − ∑ 𝑃𝑖 )

(2.30)

𝑖=1

Minimum dari fungsi tanpa batas untuk menentukan titik dimana sebagian dari fungsi untuk variabel – variabel sama dengan nol adalah seperti persamaan berikut: 𝜕𝐿 =0 𝜕𝑃𝑖

(2.31)

𝜕𝐿 =0 𝜕𝜆

(2.32)

Kondisi pertama, diberikan oleh persamaan (2.31) 𝜕𝐹𝑡 + 𝜆(0 − 1) = 0 𝜕𝑃𝑖 Sejak 𝐹𝑡 = 𝐹1 + 𝐹2 + ⋯ + 𝐹𝑛 Lalu 𝜕𝐹𝑡 𝜕𝐹𝑖 = =𝜆 𝜕𝑃𝑖 𝜕𝑃𝑖 Maka dari itu kondisi untuk optimum dispatch adalah 𝑑𝐹𝑖 =𝜆 𝑑𝑃𝑖

𝑖 = 1, … , 𝑛

(2.33)

Atau 𝑏𝑖 + 2𝑐𝑖 𝑃𝑖 = 𝜆

(2.34)

Kondisi kedua, diberikan oleh persamaan (2.32) 𝑛

∑ 𝑃𝑖 = 𝑃𝐷 𝑖=1

22

(2.35)

Persamaan (2.35) justru batasan kesetaraan yang akan dikenakan. Singkatnya, ketika kerugian diabaikan tanpa batas generator, untuk sebagian besar operasi ekonomi, semua pembangkit harus beroperasi pada incremental production cost yang sama sementara memenuhi batasan kesetaraan diberikan oleh persamaan (2.35). untuk menemukan solusinya, persamaan (2.34) diselesaikan untuk Pi.. 𝑃𝑖 =

𝜆 − 𝑏𝑖 2𝑐𝑖

(2.36)

Hubungan yang diberikan oleh persamaan (2.36) dikenal sebagai persamaan koordinasi dan merupakan fungsi dari lambda. Solusi analisis dapat diperoleh untuk lamda dengan menggantikan Pi dalam persamaan (2.35). 𝑛

∑ 𝑖=1

𝜆 − 𝑏𝑖 = 𝑃𝐷 2𝑐𝑖

(2.37)

Atau 𝜆=

𝑏 𝑃𝐷 + ∑𝑛𝑖=1 2𝑐𝑖

𝑖

∑𝑛𝑖=1

1 2𝑐𝑖

(2.38)

Nilai lamda ditemukan dari persamaan (2.38) diganti dalam persamaan (2.36) untuk mendapatkan penjadwalan yang optimal. Keluaran daya dari generator seharusnya tidak melebihi keperluan operasi stabilitas sistem sehingga daya dari generator tersebut terbatas pada batas minimum dan maksimum yang diberikan. Masalahnya adalah untuk menemukan pembangkitan daya nyata pada setiap pembangkit sehingga fungsi tujuan seperti yang didefinisikan oleh persamaan (2.28) adalah minimum, sesuai dengan batasan yang diberikan oleh persamaan (2.29) dan ketentuan ketidaksamaan yang diberikan oleh 𝑃𝑖(𝑚𝑖𝑛) ≤ 𝑃𝑖 ≥ 𝑃𝑖(𝑚𝑎𝑥)

𝑖 = 1 ,…,𝑛

(2.39)

Dimana 𝑃𝑖(𝑚𝑖𝑛) dan 𝑃𝑖(𝑚𝑎𝑥) adalah batas minimum dan maksimum masing – masing pembangkitan untuk pembangkit i. Syarat Kuhn Tucker melengkapi syarat Lagrangian untuk mengikuti ketentuan ketidaksamaan. Syarat – syarat yang

23

diperlukan untuk pengiriman daya nyata yang optimal dengan kerugian diabaikan menjadi. 𝑑𝐹𝑖 =𝜆 𝑑𝑃𝑖

𝑃𝑖(𝑚𝑖𝑛) < 𝑃𝑖 <

Untuk

𝑃𝑖(𝑚𝑎𝑥)

𝑑𝐹𝑖 ≤𝜆 𝑑𝑃𝑖

Untuk

𝑃𝑖 = 𝑃𝑖(𝑚𝑎𝑥)

𝑑𝐹𝑖 ≥𝜆 𝑑𝑃𝑖

Untuk

𝑃𝑖 = 𝑃𝑖(𝑚𝑖𝑛)

(2.40)

Solusi numerik sama seperti sebelumnya yaitu, untuk memperkirakan λ, Pi ditemukan dari persamaan kordinasi (2.36) dan iterasi dilanjutkan sampai ∑ 𝑃𝑖 = 𝑃𝐷 . Setelah setiap pembangkit mencapai maksimum atau minimum, pembangkit mencapai batas [5]. 3.7.3 Metode Iterasi Lamda Iterasi lamda merupakan salah satu metode yang digunakan dalam economic dispatch. Diagram blok dari metode ini dapat dilihat pada gambar 2.5. Gambar diagram blok ini merupakan diagram blok dari metode iterasi lamda untuk pengaturan ekonomis yang mengabaikan rugi – rugi. Pada metode ini λ diasumsikan terlebih dahulu, kemudian menggunakan syarat optimum, dihitung Pi (output dari setiap pembangkit). Dengan menggunakan konstrain diperiksa apakah jumlah total dari output sama dengan kebutuhan beban sistem, bila belum harga λ ditentukan kembali.

Gambar 2. 6 Diagram blok penyelasaian dengan metode iterasi lamda [11]. 24

Konsepsi dari metode ini dijelaskan dengan kurva ekstrapolasi seperti ditunjukkan pada gambar 2.7.

Gambar 2. 7 Ekstrapolasi Dari kurva – kurva tersebut dan menetapkan harga λ, maka dapat diperoleh harga P1, P2, dan P3. Untuk harga λ yang pertama tentunya belum merupakan harga λ yang benar. Bila harga P1 + P2 + P3 lebih kecil dari PD maka akan ditentukan kembali harga λ yang lebih besar dari harga λ yang pertama (dan sebaliknya), kemudian dihitung penyelesaian. Maka dengan diperoleh dua kali perhitungan di atas maka secara ekstrapolasi dapat ditentukan harga λ selanjutnya sampai dicapai harga yang dikehendaki (dimana P1 + P2 + P3 = PD).

25

4BAB 3 METODE PENELITIAN

4.1

TAHAPAN PENELITIAN Dalam penelitian ini secara umum metodologi pengerjaannya adalah

sebagai berikut: Mulai Persiapan : - Studi Literatur - Menentukan daerah studi - Survey dan Pengambilan Data di lapangan

Penyusunan Teori terkait DG, dan Operasi Ekonomis PLTD

Simulasi Data pakai Etap 12.6.0 dan Matlab

Simulasi Tanpa DG

Simulasi Dengan DG

-

Hasil Simulasi : Grafik & Tabel Dibandingkan Hasil Analisis Data Simulasi Kesimpulan

Selesai Gambar 3. 1 Diagram Alir Metode Penelitian

26

4.1.1 Studi Literatur Studi literatur dilakukan untuk mempelajari dan memahami konsep yang terkait dengan tugas akhir ini, dan mengambil beberapa sumber referensi, seperti jurnal dan buku – buku yang terkait dengan penelitian ini.Adapun beberapa studi literature yang terkait dalam tugas akhir ini adalah sebagai berikut: a) Distributed Generation b) Pembangkit Listrik Tenaga Microhidro c) Sistem jaringan distribusi d) Analisa Aliran Daya e) Dampak dari penambahan DG ke jaringan distribusi f) Economic Dispatch g) Iterasi Lamda 4.1.2 Menentukan Daerah Studi Dalam proses pembuatan tugas akhir, penulis menentukan tempat dimana penulis akan melakukan studi atau penelitiannya terlebih dahulu. Setelah menentukan tempatnya maka penulis melakukan pengambilan data yang diperlukan oleh penulis dalam menyelesaikan tugas akhirnya. 4.1.3 Survey dan Pengambilan Data Lapangan Survei dilakukan untuk melihat bagaimana keadaan kelistrikan pada sistem 20 kV sebelum dan sesudah terkoneksi dengan DG. Pengambilan data dilakukan di PT. PLN (Persero) Rayon Takengon. Dalam pengambilan data, data yang diambil adalah sebagai berikut : a) Single line diagram/ aliran daya. b) Data penyulang distribusi di Gardu Hubung kota. c) Data beban setiap feeder. d) Spesifikasi Distributed Generation dari PLTMH. e) Data bahan bakar yang disalurkan ke beban dari PLTD. Lalu akan dianalisis bagaimana keadaan tersebut setelah terkoneksi DG. Analisis dilakukan dengan menggunakan software ETAP 12.6.0 dan Matlab.

27

4.1.4 Menyusun Teori Sistem Distribusi, DG dan Operasi Ekonomis PLTD Pada bagian ini dilakukan penyusunan teori – teori yang berkaitan dengan judul proposal ini, sehingga berhubungan dengan yang akan dibahas nantinya. Dan juga sebagai teori untuk hasil yang ingin dicapai. 4.1.5 Simulasi Data Pakai Etap 12.6.0 dan Matlab Pada bagian ini, semua data yang didapat disimulasikan untuk mendapatkan nilai-nilai yang ingin didapat dan untuk mengetahui bagaimana peran DG jika dipasang ke sistem jaringan distribusi 20 kV. Adapun nilai-nilai yang ingin didapat antara lain yaitu, tegangan jatuh dan rugi-rugi daya. Setelah simulasi data maka dilakukan perhitungan serta analisis sehingga dapat diketahui bagaimana peran DG pada sistem distribusi 20kV. Dalam penelitian ini, simulasi data dilakukan dengan software ETAP 12.6.0. Hasil dari simulasi data berupa tabel dan grafik. Software Matlab digunakan untuk mendapat persamaan input-output pembangkit, kemudian dipakai metode iterasi lamda untuk mendapatkan hasil pengaruh biaya bahan bakar setelah adanya DG. Hasil dari simulasi berupa persamaan, grafik dan tabel. 4.1.6 Analisis Data Simulasi Setelah melakukan simulasi data, maka tahap selanjutnya adalah menganalisis data. Analisis data dilakukan untuk melihat bagaimana perbedaan sistem jaringan distribusi saat DG terkoneksi dan tidak terkoneksi. Dan pengaruh DG terhadap konsumsi bahan bakar PLTD. 4.1.7 Kesimpulan dan Saran Setelah semua dilakukan dari kegiatan penelitian ini maka disusun suatu kesimpulan dari semua proses analisis yang telah dilakukan, serta saran agar kedepannya hasil dari penelitian ini bisa dilaksanakan dengan rancang bangun yang bagus.

28

Mulai

Simulasi Menggunakan ETAP

Pemodelan Single Line

Masukkan data: (Lampiran C)    

Beban trafo (kVA, kW, kvar) Saluran Impedance (Z) Tegangan (kV) Kapasitas Trafo

Simulasi aliran daya metode Gauss-seidell:

Sebelum penambahan DG (PLTMH)

Setelah penambahan DG (PLTMH)

Hasil analisa aliran daya:   

Tegangan (kV, <θ) Daya (W, var) Rugi-rugi (W)

Selesai Gambar 3. 2 Diagram alir untuk mencari perubahan tegangan dan rugi – rugi daya dengan menggunakan simulasi Etap.

29

Mulai Menghitung Persamaan Biaya Bahan Bakar 𝐻𝑖 𝑃𝑖 = 𝑎𝑖 + 𝑏𝑖 𝑃𝑖 + 𝑐𝑖 𝑃𝑖2 /Jam x harga bahan bakar Rp/Liter Tentukan beban total PD Pilih nilai awal𝜆(𝑘) 𝜆(𝑘) = 𝜆0 Menghitung persamaan koordinasi 𝜆(𝑘) − 𝑏 (𝑘) 𝑃𝑖 = 2𝑐𝑖

(𝑘)

𝑃𝑖

Tidak

>

(𝑘)

𝑃𝑖

< 𝑃𝑖 (𝑚𝑖𝑛)

𝑃𝑖 = 𝑃𝑖 (𝑀𝑎𝑘𝑠)

𝑃𝑖 = 𝑃𝑖 (𝑀𝑎𝑘𝑠)

𝑛 (𝑘)

Δ𝑃(𝑘) = 𝑃𝐷 − ∑ 𝑃𝑖 𝑖=1

(𝑘)

Δ𝜆

Δ𝑃(𝑘) = 1 ∑𝑛𝑖=1 2𝑐𝑖

𝑛

Tidak

Ya

𝐹𝑡 = ∑ 𝐹𝑡 𝑖=1

𝜆(𝑘+1) = 𝜆(𝑘) + Δ𝜆(𝑘)

Selesai Gambar 3. 3 Diagram alir untuk mendapatkan biaya bahan bakar dengan menggunakan metode iterasi lamda 30

4.2

KEBUTUHAN SISTEM Kebutuhan sistem yang digunakan dalam penelitian ini terdiri dari: a. Laptop b. Software Etap c. Software Matlab

4.3

PROSEDUR PENELITIAN Prosedur yang dilakukan dalam penelitian ini sebagai berikut : a. Melakukan pengambilan data di PT. PLN Rayon Takengon, Aceh Tengah. b. Dilakukan simulasi pada Etap dengan 2 kondisi yaitu : 1. Kondisi dimana jaringan distribusi 20 kV tidak terkoneksi dengan DG. 2. Jaringan distribusi 20 kV terkoneksi dengan DG. c. Dianalisis hasil dari kedua kondisi tersebut, bagaimana pengaruh DG terhadap jaringan distribusi 20 kV. d. Kemudian dianalisis data pengaruh DG terhadap komsumsi bahan bakar di PLTD Ayangan, dengan menggunakan software Matlab. e. Didapatlah hasil pengaruh DG terhadap jaringan 20 kV, dan pengaruh DG terhadap konsumsi bahan bakar di PLTD Ayangan

4.4

RENCANA PENGOLAHAN DATA/ANALISIS Ada dua bagian dalam hal pengolahan data ini yaitu, Pada bagian pertama

dengan cara simulasi Etap, kemudian bagian kedua dilanjutkan dengan menganalisis data pengaruh DG terhadap komsumsi bahan bakar PLTD. Pada bagian pertama, semua data yang didapat dari PT. PLN Rayon Takengon, akan disimulasikan dengan menggunakan software Etap 12.6.0. Simulasi akan dilakukan dua kali yaitu simulasi sistem jaringan 20 kV tanpa DG, dan system jaringan 20 kV terkoneksi dengan DG, disimulasi ini akan didapat nilai jatuh tegangan, rugi – rugi daya pada saluran, dan aliran daya. Disini akan dilihat pengaruh DG terhadap jaringan 20 kV. Data hasil simulasi berupa table dan grafik. Dalam melakukan simulasi ini, diperlukan beberapa data untuk diolah antara lain, data jaringan, data trafo distribusi, data pembangkit, dan data beban

31

puncak. Pada simulasi terdapat tiga jenis bus yaitu bus swing/slack, bus generator, dan bus beban. Untuk mendapatkan hasil aliran daya pada jaringan distribusi, Simulasi ini menggunakan metode Gauss-Seidel. Pada bagian kedua, diperlukan data konsumsi bahan bakar PLTD. Berupa data produksi daya pada PLTD Ayangan dan PLTD Sewa perjam dalam waktu sehari , dan data produksi PLTMh perjam dalam waktu sehari. Kemudian di analisis dengan menggunakan metode economic dispatch, dimana terjadi dua kondisi dimana optimasi penjadwalan PLTD tanpa ada DG, dan optimasi PLTD dengan adanya DG, daya yang dihasilkan DG akan dikurangkan dengan daya total PLTD sebelum terhubung DG. Penulis akan menggunakan software Matlab untuk mencari karakteristik input-output unit pembangkit berupa grafik dan persamaan hubungan bahan bakar dan daya yang dibangkitkan. Selanjutnya dihitung persamaan biaya bahan bakar, dengan mengalikan harga bahan bakar/liter dengan persamaan yang didapat. Langkah selanjutnya digunakan metode iterasi lamda untuk mendapatkan penjadwalan yang optimal sekaligus biaya bahan bakar yang dihabiskan oleh unit pembangkit diesel. Metode iterasi lamda dicari dengan menggunakan software Matlab. Maka didapat hasil akhir biaya bahan bakar dalam satu hari yang dipakai oleh PLTD. Dari hasil yang didapat nanti akan terlihat pengaruh DG terhadap pengurangan bahan bakar PLTD.

32

5BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1

DATA PENGUJIAN Pada data pengujian ini, penulis melakukan simulasi sistem distribusi 20

kV dengan terkoneksi DG dan menggunakan data dari PT.PLN (Persero) Rayon Takengon. Data yang digunakan antara lain: 1. Data single line diagram isolated Takengon : Dilampirkan di lampiran A 2. Data penyulang DD-01 Angkop : Terlampir di lampiran B 3. Data beban dan trafo distribusi : Terlampir di lampiran C 4. Data pembangkit PLTMh 1 dan 2 : 275 kW dan 175 kW. 5. Data operasi dan produksi PLTD : Terlampir di lampiran D 6. Data operasi PLTMH 1 dan 2 : Terlampir di lampiran E 7. Single line simulasi Etap : Terlampir di lampiran F 8. Script Program di software Matlab : Terlampir di lampiran G 9. Data hasil Matlab grafik input-output PLTD : Dilampirkan di lampiran H 10. Data kabel ESPLN 64 : 1995 Tabel 4. 1 Impedansi kawat penghantar menurut SPLN 64 : 1995 [15].

5.2

Luas Penampang mm2

Jari2mm

150 70 35

6.9084 4.7193 3.3371

Impedansi urutan positif (Ohm/km) 0.2162 + j 0.3305 0.4608 + j 0.3572 0.9217 + j 0.3790

Impedansi Urutan Nol (Ohm/km) 0.3631 + j 1.6180 0.6088 + j 1.6447 1.0697 + j 1.6665

KEADAAN TEGANGAN PADA JARINGAN DISTRIBUSI ANGKOP SEBELUM DAN SETELAH PENAMBAHAN DG Dalam

penelitian

ini

dilakukan

simulasi

dengan

Etap,

yaitu

mensimulasikan jaringan distribusi 20 kV, dengan menggunakan data lapangan dari PLN Rayon Angkop. Hasil yang didapat berupa tegangan dari setiap bus. Disini akan diketahui tegangan jaringan distribusi sebelum dan sesudah tersambung

33

dengan DG. Berikut adalah tabel hasil simulasi keadaan tegangan pada jaringan distribusi sebelum dan sesudah penambahan DG. Tabel 4. 2 Keadaan tegangan pada jaringan distribusi sebulum dan sesudah penambahan DG

NO

Bus ID

A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

B Bus1 Bus6 KT 48 Bus10 KT 82 Bus14 Bus15 Bus17 Bus17 BS-01 Bus17 BS-02 Bus18 BS-05 Bus19 BS-06 Bus20 BS-11 Bus22 BS-08 Bus23 BS-07 Bus24 BS-03 Bus27 Bus28 BS-04 Bus29 Bus31 Bus31 BS-12 Bus32 BS-10 Bus54 SN-05 Bus56 SN-35 Bus58 SN-50 Bus59 SN-04 Bus60 SN-03 Bus61 SN-44 Bus62 SN-02 Bus63 SN 62 Bus65 BS-09 Bus70 SN-48

Daya Trafo (kVA)

Daya Beban (kVA)

C

D

50 50

24.5 13.06

50 50 25 50 50 100 50 50

31.78 42.65 17.13 38.1 25.87 35.65 20.48 5.21

50

42.6

25 50 50 50 25 50 50 50 100 25 250 25

5.6 30.83 10.35 23.71 7.1 34.67 31.64 39.35 31 40 7.31 2.24 34

Tegangan Bus Sebelum Penambahan DG E 20∠ 0.00 19.994∠ -0.01 19.896∠ -0.14 19.859∠ -0.19 19.782∠ -0.29 19.73∠ -0.35 19.781∠ -0.29 19.729∠ -0.35 19.721∠ -0.36 19.725∠ -0.36 19.717∠ -0.36 19.716∠ -0.36 19.699∠ -0.40 19.699∠ -0.40 19.734∠ -0.35 19.727∠ -0.36 19.727∠ -0.36 19.699∠ -0.40 19.722∠ -0.36 19.719∠ -0.36 19.665∠ -0.45 19.632∠ -0.49 19.63∠ -0.49 19.616∠ -0.51 19.584∠ -0.56 19.571∠ -0.57 19.543∠ -0.61 19.538∠ -0.62 19.665∠ -0.45 19.665∠ -0.45

Tegangan Bus Setelah Penambahan DG F 20∠ 0.00 19.996∠ -0.01 19.927∠ -0.09 19.901∠ -0.13 19.847∠ -0.20 19.811∠ -0.24 19.847∠ -0.20 19.81∠ -0.24 19.802∠ -0.24 19.805∠ -0.24 19.797∠ -0.25 19.797∠ -0.25 19.792∠ -0.27 19.792∠ -0.27 19.814∠ -0.24 19.807∠ -0.24 19.807∠ -0.24 19.792∠ -0.27 19.802∠ -0.24 19.799∠ -0.24 19.77∠ -0.30 19.749∠ -0.32 19.748∠ -0.30 19.739∠ -0.34 19.721∠ -0.36 19.713∠ -0.37 19.697∠ -0.39 19.695∠ -0.40 19.77∠ -0.30 19.77∠ -0.30

NO

Bus ID

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Bus75 SN-23 Bus75 SN-24 Bus75 SN 52 Bus76 SN-42 Bus83 SN-61 Bus87 SN-06 Bus89 SN-01 Bus89 SN-07 Bus105 SN-51 Bus107 SN-08 Bus109 SN 10 Bus111 SN 43 Bus112 SN 12 Bus113 SN 54 Bus114 SN 17 Bus115 SN-49 Bus131 SN-18 Bus133 KE-01 Bus135 SN 11 Bus135 SN-19 Bus137 Bus137 SN-27 Bus139 SN 09 Bus143 SN 55 Bus145 SN-47 Bus151 SN 58 Bus151 SN 60 Bus157 Bus159 Bus161 SN 13 Bus167 SN 14 Bus170 SN 15 Bus170 SN-38 Bus170 SN 45 Bus172 SN-31 Bus174 SN-16 Bus176 SN-29

Daya Trafo (kVA)

Daya Beban (kVA)

100 50 52 160 400 50 160 50 25 50 100 50 50 50 100 25 50 25 50 50

54.13 34.21 51.25 17.57 4.35 32.6 61.89 17.77 9.45 28.71 60.62 32.98 28.42 30.18 30.04 3.71 26.77 25.29 48.47 28.07

25 50 25 25 25 50

17.32 21.22 0.67 3.16 6.82 25.36

50 50 50 25 50 25 50 50

23.03 25.91 36.8 2 37.46 17.2 31.05 12.1 35

Tegangan Bus Sebelum Penambahan DG 19.615∠ -0.51 19.532∠ -0.63 19.531∠ -0.63 19.616∠ -0.51 19.571∠ -0.57 19.531∠ -0.63 19.529∠ -0.63 19.53∠ -0.63 19.514∠ -0.65 19.51∠ -0.66 19.5∠ -0.67 19.498∠ -0.68 19.493∠ -0.68 19.487∠ -0.69 19.484∠ -0.70 19.481∠ -0.70 19.48∠ -0.70 19.476∠ -0.70 19.497∠ -0.67 19.48∠ -0.70 19.513∠ -0.65 19.478∠ -0.70 19.512∠ -0.66 19.512∠ -0.66 19.512∠ -0.66 19.47∠ -0.68 19.414∠ -0.70 19.458∠ -0.68 19.454∠ -0.68 19.451∠ -0.68 19.429∠ -0.69 19.418∠ -0.68 19.413∠ -0.70 19.455∠ -0.68 19.414∠ -0.70 19.412∠ -0.70 19.409∠ -0.71

Tegangan Bus Setelah Penambahan DG 19.739∠ -0.34 19.692∠ -0.40 19.693∠ -0.40 19.739∠ -0.34 19.713∠ -0.37 19.69∠ -0.40 19.691∠ -0.40 19.689∠ -0.40 19.673∠ -0.43 19.669∠ -0.43 19.659∠ -0.44 19.657∠ -0.45 19.652∠ -0.46 19.646∠ -0.46 19.643∠ -0.47 19.64∠ -0.47 19.639∠ -0.47 19.635∠ -0.47 19.656∠ -0.44 19.639∠ -0.47 19.672∠ -0.43 19.637∠ -0.47 19.671∠ -0.43 19.671∠ -0.43 19.671∠ -0.43 19.628∠ -0.45 19.571∠ -0.47 19.615∠ -0.45 19.612∠ -0.45 19.609∠ -0.45 19.586∠ -0.46 19.575∠ -0.47 19.57∠ -0.47 19.612∠ -0.45 19.57∠ -0.47 19.569∠ -0.47 19.565∠ -0.47

NO 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92

Daya Trafo (kVA)

Daya Beban (kVA)

Bus178 SN-30 25 Bus180 SN 59 25 Bus182 SN-46 100 Bus190 SN-37 50 Bus195 Bus198 SN-28 15 Bus206 SN 20 50 Bus210 SN-22 50 Bus212 SN-36 25 Bus214 SN-21 100 Bus216 Bus218 Bus218 SN-65 50 Bus220 SN 39 25 Bus223 SN-66 50 Bus229 SN 25 50 Bus229 SN 33 50 Bus231 SN 32 50 Bus231 SN 57 50 Bus233 SN 26 50 Bus234 SN 34 25 Bus241 SN 63 50 Bus247 SN 40 25 Bus251 SN 41 25 Bus253 SN-64 25 Rata-rata Selisih rata-rata

9.14 2.27 16.55 8.92

Bus ID

5.23 29.04 19.47 1.55 29.32

18.23 3.34 2.2 5.87 37.84 33.54 38.05 37.03 18.53 27.2 2.53 9.75 1.79

Tegangan Bus Tegangan Bus Sebelum Setelah Penambahan Penambahan DG DG 19.406∠ -0.71 19.562∠ -0.48 19.395∠ -0.73 19.552∠ -0.49 19.393∠ -0.73 19.55∠ -0.49 19.42∠ -0.70 19.577∠ -0.47 19.415∠ -0.70 19.572∠ -0.47 19.412∠ -0.70 19.569∠ -0.47 19.408∠ -0.70 19.565∠ -0.47 19.405∠ -0.71 19.562∠ -0.47 19.405∠ -0.71 19.561∠ -0.47 19.403∠ -0.71 19.559∠ -0.47 19.453∠ -0.68 19.61∠ -0.45 19.424∠ -0.70 19.581∠ -0.46 19.453∠ -0.68 19.61∠ -0.45 19.452∠ -0.68 19.61∠ -0.45 19.453∠ -0.69 19.61∠ -0.45 19.451∠ -0.68 19.609∠ -0.45 19.42∠ -0.70 19.577∠ -0.47 19.418∠ -0.70 19.575∠ -0.47 19.426∠ -0.70 19.584∠ -0.46 19.424∠ -0.70 19.582∠ -0.46 19.426∠ -0.69 19.583∠ -0.46 19.422∠ -0.70 19.579∠ -0.47 19.422∠ -0.70 19.579∠ -0.47 19.421∠ -0.70 19.579∠ -0.47 19.421∠ -0.70 19.578∠ -0.47 19.545 19.679 0.134

Berdasarkan tabel 4.2, jatuh tegangan sistem distribusi akan menjadi lebih kecil dari tegangan nominalnya ketika sistem distribusi mulai menyalurkan energi listrik ke beban. Pada saat belum terpasang DG, besar tegangan pada bus 6 KT48 (bus yang terletak paling dekat dengan slack bus) sebesar 19.994 kV, sedangkan tegangan pada bus 253 SN-64 (bus yang terletak paling jauh dari sumber) sebesar 19.421 kV. Kondisi ini menunjukkan adanya susut tegangan. Tabel 4.2 menunjukkan bahwa semakin jauh dari sumber maka tegangannya akan semakin 36

kecil. Hal ini sesuai dengan Hukum Ohm yang menyatakan besarnya tegangan berbanding lurus dengan arus dan impedansi saluran. Semakin panjang saluran, maka impedansinya akan semakin besar sehingga susut tegangannya akan semakin besar. Dampaknya jatuh tegangan pada bus yang terjauh akan menjadi paling rendah bila dibandingkan dengan tegangan pada bus yang lainnya. Jatuh tegangan sistem distribusi akan naik ketika suatu DG dihubungkan pada suatu bus seperti yang ditunjukkan pada tabel 4.2. Bisa dilihat rata – rata kenaikan tegangannya sebesar 0.134 kV. Bus yang paling terdekat dengan DG akan mengalami kenaikan tegangan yang signifikan. Dari data yang diperoleh kenaikan paling tinggi sebesar 0.162 Kv. Hal ini disebabkan adanya perubahan arus yang mengalir ketika DG dihubungkan pada sistem distribusi. Sebelum terpasang DG, arus mengalir dari power grid menuju ke bus tersebut. Sesudah terpasang DG, arus akan mengalir dari bus tersebut ke bus yang lainnya. Besarnya arus yang mengalir ditentukan oleh kapasitas DG dan besarnya beban yang terhubung. Simulasi ini menggunakan data beban, data trafo, dan layout penyulang Angkop. Dengan demikian dapat ditarik kesimpulan bahwa kehadiran DG akan memperbaiki tegangan pada sistem jaringan distribusi (Penyulang DD-01 Angkop). Berikut adalah grafik perubahan tegangan pada seluruh bus sebelum dan sesudah penambahan DG.

Grafik Tegangan Pada Tiap Bus

Voltage sebelum DG

Bus241 SN 63

Bus231 SN 32

Bus220 SN 39

Bus214 SN-21

Bus198 SN-28

Bus180 SN 59

Bus167 SN 14

Bus172 SN-31

Bus151 SN 60

Bus139 SN 09

Bus135 SN 11

Bus114 SN 17

Bus89 SN-01

Bus109 SN 10

Bus65 BS-09

Bus75 SN 52

Bus60 SN-03

Bus54 SN-05

Bus29

Bus23 BS-07

Bus18 BS-05

Bus1

Bus15

20.1 20 19.9 19.8 19.7 19.6 19.5 19.4 19.3 19.2 19.1 19

Voltage sesudah DG

Gambar 4. 1 Grafik Hasil Simulasi Tegangan Pada Setiap Bus Di Jaringan Distribusi Sebelum Dan Sesudah Penambahan DG 37

Pada grafik diatas, keadaan tegangan sebelum penambahan DG ditandai dengan warna biru, dan keadaan tegangan setelah DG ditandai dengan warna orange. Dari hasil grafik ini terlihat perbaikan tegangan yang semakin bagus pada setiup bus di jaringan distribusi. 5.3

KEADAAN RUGI – RUGI SALURAN SEBELUM DAN SESUDAH PENAMBAHAN DG Setelah melakukan simulasi melihat pengaruh DG terhadap perbaikan

tegangan yang semakin bagus, selanjutnya kita melihat rugi – rugi pada tiap saluran dengan melakukan simulasi yang sama, dan mengambil hasil data mengenai Branch Losses Sumarry Report. Data tersebut berisikan data rugi – rugi saluran dan transformator, disini kita hanya melihat keadaan rugi – rugi pada tiap saluran distribusi sebelum dan sesudah penambahan DG. Berikut adalah hasil rugi – rugi yang diambil dari Branch Losses Sumarry Report. Tabel 4. 3 Rugi – Rugi Saluran Sebelum Dan Sesudah Penambahan DG

CKT / Branch ID Line1 Line3 Line6 Line7 Line8 Line15 Line16 Line18 Line19 Line21 Line22 Line24 Line26 Line28 Line30 Line32

Branch Losses Summary Report Losses Sebelum Losses Setelah Penambahan DG Penambahan DG Watt Var Losses Watt Var Losses 338.956 192 166.73 54 5223.733 2854 2538.672 996 1950.743 1054 942.402 395 4070.967 2226 1968.162 802 0.584 629 0.578 633 2512.384 1306 1195.029 596 32.616 637 33.026 642 25.262 740 25.537 746 1.352 65 1.339 66 0.202 1901 0.206 1917 2.595 1446 2.591 1458 4.49 793 4.497 800 1.087 793 1.077 800 0.064 1983 0.07 1999 0.031 1292 0.032 1303 1535.998 885 623.52 892 38

CKT / Branch ID Line34 Line36 Line38 Line40 Line42 Line44 Line45 Line46 Line47 Line48 Line49 Line51 Line52 Line54 Line55 Line57 Line59 Line61 Line65 Line67 Line69 Line71 Line79 Line81 Line82 Line83 Line84 Line85 Line87 Line94 Line95 Line97 Line98 Line100

Branch Losses Summary Report Losses Sebelum Losses Setelah Penambahan DG Penambahan DG Watt Var Losses Watt Var Losses 1.395 303 1.376 1019 22.493 193 22.481 194 1486.401 1583 591.356 1598 11.264 239 11.23 1061 1450.134 194 567.97 1090 0.015 7 0.013 51 0.006 56 0.006 513 64 184 24.574 1386 630.568 114 240.506 615 1248.632 355 426.607 1393 1.271 84 1.251 283 0.065 263 0.062 266 508.856 1709 167.55 1728 1024.939 457 319.039 463 0.01 209 0.009 212 192.797 521 57.528 529 179.927 102 50.55 293 3.667 774 3.628 788 5.786 1593 7.953 1619 534.641 1686 553.205 1713 5.591 472 5.517 478 0.487 1552 0.478 1578 44.317 2100 44.013 2138 8.071 826 8.408 840 100.525 2046 99.89 2080 16.93 2605 16.804 2649 7.401 2135 7.307 2171 29.943 2074 29.744 2108 27.413 827 27.238 827 14.775 2291 14.678 2329 8.516 2626 8.458 2670 1.932 477 1.908 485 2.854 3497 2.807 3554 4.988 1373 4.921 1396 39

CKT / Branch ID

Branch Losses Summary Report Losses Sebelum Losses Setelah Penambahan DG Penambahan DG Watt Var Losses Watt Var Losses

Line102

1.714

Line106 Line108 Line110 Line112 Line113 Line114 Line118 Line120 Line122 Line124 Line125 Line126 Line127 Line129 Line131 Line135 Line139 Line141 Line142 Line143 Line145 Line147 Line149 Line151 Line152 Line153 Line155 Line157 Line159 Line161 Line163 Line165 Line166

35.171 0.001 892.009 0.025 0.057 5.999 0.003 254.289 5.305 3.26 38.343 29.373 37.588 39.586 184.122 84.892 12.14 22.872 13.843 16.911 5.273 3.372 4.16 8.686 1.776 6.151 0.883 2.463 0.091 5.014 1.904 12.111 2.703 40

53

1.688

53

103 129 129 2871 836 563 225 281 3174 1821 286 1008 1023 773 53 949 2251 3080 14803 3077 553 574 2539 2838 1062 3083 467 373 257 5468 125 250 5323

36.651 0.002 926.305 0.036 0.055 5.95 0.003 263.972 5.37 3.229 39.659 30.357 38.726 40.824 190.407 88.024 12.682 23.734 13.76 17.521 5.72 3.659 4.138 8.624 1.75 6.12 0.868 2.428 0.086 5.079 1.977 11.981 2.766

104 132 132 2903 846 571 228 285 3223 1849 290 1025 1039 786 53 964 2287 3130 15044 3127 562 584 2580 2884 1079 3133 474 379 261 5557 127 254 5410

CKT / Branch ID Line167 Line169 Line171 Line173 Line175 Line176 Line178 Line180 Line182 Line183 Total

Branch Losses Summary Report Losses Sebelum Losses Setelah Penambahan DG Penambahan DG Watt Var Losses Watt Var Losses 0.033 630 0.033 640 9.738 1155 9.855 1173 196.321 154 199.833 157 2.433 191 2.398 194 12.111 2556 12.249 2598 0.353 2280 0.37 2318 0.11 2114 0.125 2149 0.042 256 0.04 261 0.322 3399 0.319 3454 0.008 2693 0.007 2737 25295.2

130151

12841.9

133252

Rugi-rugi daya pada sebuah saluran juga dipengaruhi oleh besarnya arus dan panjangnya impedansi saluran sesuai dengan rumusan P = I2R. Sebuah saluran dalam sistem distribusi mempunyai impedansi yang konstan. Oleh karena itu, rugirugi dayanya lebih dipengaruhi oleh besarnya arus yang mengalir. Dari hasil tabel di atas dapat dilihat keadaan rugi – rugi pada tiap saluran sebelum dan sesudah penambahan DG. Dari hasil yang diperoleh rugi – rugi pada saluran sebelum penambahan DG adalah 25.3 kW. Setelah penambahan DG rugi – rugi salurannya menjadi 12.8 kW, dengan selisih perbandingannya sebesar 12.5 kW atau sekitar 50 % rugi – rugi saluran berkurang. Maka dapat disimpulkan dari hasil yang diperoleh bahwa pengaruh DG pada jaringan distribusi dapat mengurangi rugi – rugi dapa pada tiap saluran distribusi. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada grafik 4.2 di bawah ini, perbedaan nilai rugi – rugi pada tiap saluran sebelum dan sesudah penambahan DG. Pada grafik 4.2, menunjukkan keadaan rugi – rugi saluran sebelum penambahan DG ditandai dengan warna abu – abu, dan keadaan rugi - rugi setelah penambahan DG ditandai dengan warna biru. Dari hasil grafik ini terlihat nilai rugi – rugi pada tiap saluran menurun setelah penambahan DG. Itu artinya rugi – rugi pada saluran semakin bagus setelah penambahan DG.

41

Losses Pada Setiap Saluran Losses Sebelum Penambahan DG

Losses Setelah Penambahan DG

6000 5000 4000 3000 2000 1000

Line161

Line173

Line153

Line143

Line127

Line149

Line124

Line118

Line147

Line110

Line131

Line106

Line97

Line71

Line65

Line57

Line55

Line45

Line51

Line40

Line7

Line34

Line1

0

Gambar 4. 2 Grafik Hasil Simulasi Rugi – Rugi Saluran Sebelum Dan Sesudah Penambahan DG 5.4

MENGHITUNG KARAKTERISTIK INPUT-OUTPUT UNIT PLTD AYANGAN Untuk melakukan penjadwalan PLTD maka harus dilakukan perhitungan

karakteristik input-output terlebih dahulu. Maka dibutuhkan data daya yang dibangkitkan dan data konsumsi bahan bakar untuk membangkitkan daya tiap – tiap unit pembangkit. Data input berupa Liter/Jam sesuai dengan PLTD. Data terlampir pada lampiran D. Langkah pertama mendapatkan persamaan polynomial orde 2 dengan menggunakan program Matlab. Script-program terlampir pada lampiran G. Maka didapat persamaan karakteristik input-output setiap unit PLTD. Terdapat 15 pembangkit yang beroperasi pada tanggal 19 juli 2016. Sehingga didapat 15 persamaan dari tiap – tiap pembangkit, dan grafik karakteristik tiap – tiap pembangkit yang dilampirkan di lampiran H. Berikut tabel persamaan karakteristik: Tabel 4. 4 Karakteristik input – output tiap unit pembangkit Diesel Unit

Karakteristis Input - Output Unit Pembangkit

Pembangkit

(Liter/Jam)

SWD 6TM 410 RR

H1(P1) = 204.414 + 117.888 P1 + 32.146 P12

CAT 3516

H2(P2) = 1.344 + 277.735 P2 + 2.881 P22

42

Unit

Karakteristis Input - Output Unit Pembangkit

Pembangkit MTU 18 V 2000

(Liter/Jam) H3(P3) = 201.476 - 517.460 P3 + 793.650 P32

CUMMINS KTA 50

H4(P4) = 31.641 + 194.667 P4 + 51.071 P42

CUMMINS KTA 50

H5(P5) = 9.563 + 255.576 P5 + 9.110 P52

CUMMINS KTA 50

H6(P6) = 54.678 + 112.254 P6 + 119.383 P62

CUMMINS KTA 50

H7(P7) = 13.157 + 232.614 P7 + 32.68 P72

CUMMINS KTA 50

H8(P8) = 21.652 + 211.583 P8 + 45.952 P82

CUMMINS KTA 50

H9(P9) = 5.878 + 256.524 P9 + 13.869 P92

CUMMINS KTA 50

H10(P10) = 9.118 + 244.685 P10 + 24.917 P102

CUMMINS KTA 50

H11(P11) = 3.035 + 265.355 P11 + 7.620 P112

CUMMINS KTA 50

H12(P12) = 15.856 + 234.277 P12 + 26.156 P122

CUMMINS KTA 50

H13(P13) = 8.628 + 249.003 P13 + 19.015 P132

CUMMINS KTA 50

H14(P14) = 28.884 + 193.265 P14 + 57.433 P142

CUMMINS KTA 50

H15(P15) = 1.330 + 269.431 P15 + 4.643 P152

Langkah – langkah perhitungan mencari persamaan karakteristik input – output dengan mengambil sampel persamaan pertama H1(P1) = 204.414 + 117.888 P1 + 32.146 P12 . Diketahui data X dan Y sebagai berikut: Tabel 4. 5 Data Generator 1 terlampir pada lampiran D No 1 2 3 4 5 6

Xi 2.398 2.577 2.598 2.720 2.727 2.730

Yi 672 722 727 766 764 764

Langkah pertama untuk mendapatkan persamaan karakteristik input – output yaitu: 1. Mengubah bentuk data X dan Y ke dalam bentuk persamaan dibawah ini. 𝑛

𝑛

𝑛 2

𝑛𝑎0 + (∑ 𝑥𝑖 ) 𝑎1 + (∑ 𝑥 ) 𝑎2 = ∑ 𝑦𝑖 𝑖=1

𝑖=1

𝑖=1

43

𝑛

𝑛

𝑛

𝑛

(∑ 𝑥𝑖 ) 𝑎0 + (∑ 𝑥 2 ) 𝑎1 + (∑ 𝑥 3 ) 𝑎2 = ∑(𝑥𝑖 𝑦𝑖 ) 𝑖=1

𝑖=1

𝑖=1

𝑖=1

𝑛

𝑛

𝑛

𝑛

(∑ 𝑥 2 ) 𝑎0 + (∑ 𝑥 3 ) 𝑎1 + (∑ 𝑥 4 ) 𝑎2 = ∑(𝑥𝑖2 𝑦𝑖 ) 𝑖=1

𝑖=1

𝑖=1

𝑖=1

Maka dicari nilai persamaan diatas seperti dibawah ini. n=6 𝑛

∑(𝑥𝑖 𝑦𝑖 ) = (2.398 𝑥 672) + (2.577 𝑥 722) + (2.598 𝑥 727) + (2.720 𝑥 766) 𝑖=1

+ (2.727 𝑥 764) + (2.730 𝑥 764) = 11613.464 𝑛

∑(𝑥𝑖2 𝑦𝑖 ) = (2.3982 𝑥 672) + (2.5772 𝑥 722) + (2.5982 𝑥 727) 𝑖=1

+ (2.7202 𝑥 766) + (2.7272 𝑥 764) + (2.7302 𝑥 764) = 30608.68249

𝑛

∑ 𝑥𝑖 = 2.398 + 2.577 + 2.598 + 2.720 + 2.727 + 2.730 = 15.75 𝑖=1 𝑛

∑ 𝑥 2 = 2.3982 + 2.5772 + 2.5982 + 2.7202 + 2.7272 + 2.7302 = 41.428766 𝑖=1 𝑛

∑ 𝑥 3 = 2.3983 + 2.5773 + 2.5983 + 2.7203 + 2.7273 + 2.7303 = 109.18809 𝑖=1 𝑛

∑ 𝑥 4 = 2.3984 + 2.5774 + 2.5984 + 2.7204 + 2.7274 + 2.7304 = 288.31024 𝑖=1 𝑛

∑ 𝑦𝑖 = 672 + 722 + 727 + 766 + 764 + 764 = 4415 𝑖=1

Setelah didapat nilai – nilai persamaan nya, langkah selanjutnya mencari nilai a0, a1, dan a2 dengan cara menggunakan metode matriks gauss. Berikut matriknya: 6 [ 15.75 41.428766

15.75 41.428766 109.1880936

𝑎0 41.43 4415 𝑎 ] { } = { 1 109.1880936 11613.464 } 𝑎 2 288.3102428 30608.68249

44

𝑎0 Ditanya : {𝑎1 } = ? 𝑎2 Jawab : Disini akan digunakan penyelesaian metode matriks eleminasi Gauss Seidel, berikut caranya : 6 [ 15.75 41.428766

15.75 41.428766 109.1880936

41.43 4415 109.1880936 11613.464 ] 288.3102428 30608.68249

Baris pertama (1) dibagi dengan 6 untuk membuat a11 menjadi 1 [

1 15.75 41.428766

2.625 41.428766 109.1880936

6.904794333 735.8333333 109.1880936 11613.464 ] 288.3102428 30608.68249

Baris kedua (2) – 15.75 dikali dengan baris pertama (1) untuk membuat a21 menjadi 0 [

1 0 41.428766

2.625 0.085016 109.1880936

6.904794333 735.8333333 0.437582855 24.08900053] 288.3102428 30608.68249

Baris ketiga (3) – 41.428766 dikali dengan baris pertama (1) untuk membuat a31 menjadi 0 1 2.625 [0 0.085016 0 0.43758285

6.904794333 735.8333333 0.437582855 24.08900053] 2.2531341 124.0155097

Baris kedua (2) dibagi dengan 0.085016 untuk membuat a22 menjadi 1 1 2.625 [0 1 0 0.43758285

6.904794333 735.8333333 5.147064733 283.3466704] 2.2531341 124.0155097

Baris ketiga (3) – 0.43758285 dikali dengan baris kedua (2) untuk membuat a32 menjadi 0 1 2.625 6.904794333 735.8333333 [0 1 5.147064733 283.3466704] 0 0 0.000866844 0.027866128 Baris ketiga (3) dibagi dengan0.000866844 untuk membuat a33 menjadi 1 1 2.625 6.904794333 735.8333333 [0 1 5.147064733 283.3466704] 0 0 1 32.14661027 Maka dari hasil matrik diatas, diperoleh persamaan sebagai berikut: 𝑎0 + 2.625𝑎1 + 6.904794333𝑎2 = 735.8333333 45

𝑎1 + 5.147064733𝑎2 = 283.3466704 𝑎2 = 32.14661027 Kemudian dilakukan subtitusi untuk mendapatkan nilai 𝑎0 , 𝑎1 , 𝑎2 dari pers diatas. 𝑎1 + 5.147064733(32.14661027) = 283.3466704 𝑎1 + 165.46068400 = 283.3466704 𝑎1 = 117.8859864 𝑎0 + 2.625(117.8859864) + 6.904794333(32.14661027) = 735.8333333 𝑎0 + 309.4507143 + 221.9657324 = 735.8333333 𝑎0 + 531.4164467 = 735.8333333 𝑎0 = 204.4168866 Maka didapat hasilnya sebagai berikut: 𝑎0 = 204.4168 𝑎1 = 117.8859 𝑎2 = 32.14661 Sehingga ditulis persamaanya : 𝑦 = 204.4168 + 117.8859𝑥 + 32.1466𝑥 2 Untuk persamaan pembangkit yang lainnya dihitung dengan software Matlab, seperti pada tabel 4.4. 5.5

MENGHITUNG KARAKTERISTIK PERSAMAAN BIAYA BAHAN BAKAR UNIT PLTD AYANGAN Pada subbab ini dihitung karakteristik persamaan biaya bahan bakar,

dengan cara mengalikan karakteristik input-output pembangkit dengan harga bahan bakar yang telah ditetapkan oleh pihak PLN. Dari hasil konfirmasi di PT.PLN (PERSERO) Rayon Takengon bahan bakar yang digunakan solar biodiesel seharga Rp 5.521/Liter. Kemudian dihitung dengan menggunakan persamaan berikut: Fi

= Biaya bahan bakar (Rupiah/Liter) x Hi

Fi

= Rp 5.521/Liter x (201.476 - 517.460 P3 + 793.650 P32) = (1128569.14 + 650861.30 P1 + 177479.17 P12) Rupiah/Jam

46

Tabel 4. 6 Karakteristik persamaan biaya bahan bakar unit PLTD Unit

Karakteristis Persamaan Biaya Bahan Bakar Unit

Pembangkit

Pembangkit (Rp/Jam)

SWD 6TM 410 RR

F1 = 1128569.14 + 650861.30 P1 + 177479.17 P12

CAT 3516

F2 = 7420.22 + 1533378.248 P2 +15909.866 P22

MTU 18 V 2000

F3 = 1112350.10 - 2856898.316 P3 + 4381746.067 P32

CUMMINS KTA 50

F4 = 174688.305 + 1074758.16 P4 + 281964.10 P42

CUMMINS KTA 50

F6 = 301876.134 + 619754.33 P6 + 659111.335 P62

CUMMINS KTA 50

F7 = 72639.245 + 1284264.102 P7 + 180424.624 P72

CUMMINS KTA 50

F8 = 119539.036 + 1168151.40 P8 + 253703.20 P82

CUMMINS KTA 50

F9 = 32449.678 + 1416270.108 P9 + 76571.85 P92

CUMMINS KTA 50

F10 = 50338.27 + 1350906.44 P10 + 137568.41 P102

CUMMINS KTA 50

F11 = 16757.89 + 1465026.61 P11 + 42067.26 P112

CUMMINS KTA 50

F12 = 87538.768 + 1293442.213 P12 + 144407.828 P122

CUMMINS KTA 50

F13 = 47633.532 + 1374743.907 P13 + 104979.055 P132

CUMMINS KTA 50

F14 = 159468.564 + 1067016.617 P14 + 317087.04 P142

CUMMINS KTA 50

F15 = 7341.826 + 1487527 P15 + 25635.66 P152

5.6

PEMBAGIAN PEMBEBANAN PEMBANGKIT DIESEL

DAN

PENJADWALAN

UNIT

Perhitungan untuk penjadwalan pembangkitan secara optimum dan ekonomis dengan menggunakan karakteristik persamaan biaya bahan bakar pembangkit diesel, kapasitas maksimum dan minimum unit pembangkit diesel, dan beban listrik (PD) yang ditanggung oleh setiap unit pembangkit diesel untuk waktu satu hari (24 jam). Setelah diketahui besar daya listrik yang harus dibangkitkan oleh pembangkit diesel, kemudian menggunakan metode iterasi lamda ditentukan nilai λ, daya output masing – masing unit pembangkit Pi dan biaya bahan bakar total PLTD (Rp/Jam). Perhitungan biaya bahan bakar pembangkitan selama 24 jam menggunakan software Matlab. Disini dibuat dua kondisi dimana optimasi PLTD sebelum terhubung DG dan sesudah terhubung DG. Dari hasil perhitungan akan tampak perubahan biaya konsumsi bahan bakar PLTD setelah terhubung dengan DG. Berikut cara perhitungan manualnya, dengan menghitung optimasi PLTD yang terhubung DG pada jam 01.00.

47

Jam 1:00, PD = 6.660 – 0.4 MW = 6.620 MW 𝐹4 = 174688.305 + 1074758.16 𝑃4 + 281964.10 𝑃42 𝐹6 = 301876.134 + 619754.33 𝑃6 + 659111.335 𝑃62 𝐹7 = 72639.245 + 1284264.102 𝑃7 + 180424.624 𝑃72 𝐹8 = 119539.036 + 1168151.40 𝑃8 + 253703.20 𝑃82 2 𝐹10 = 50338.27 + 1350906.44 𝑃10 + 137568.41 𝑃10 2 𝐹11 = 16757.89 + 1465026.61𝑃11 + 42067.26 𝑃11 2 𝐹12 = 87538.768 + 1293442.213 𝑃12 + 144407.828 𝑃12 2 𝐹13 = 47633.532 + 1374743.907 𝑃13 + 104979.055 𝑃13 2 𝐹15 = 7341.826 + 1487527 𝑃15 + 25635.66 𝑃15

Dengan batas – batas Generator : 0.4 < P4 < 0.8 0.4 < P6 < 0.8

0.4 < P11 < 0.85

0.4 < P7 < 0.8

0.4 < P12 < 0.85

0.4 < P8 < 0.8

0.4 < P13 < 0.85

0.4 < P10 < 0.85

0.4 < P15 < 0.85

Menentukan harga estimasi awal 𝜆(1) = 1,500,000 𝑅𝑝/𝑀𝑊ℎ (1)

=

1,500,000 − 1074758.16 = 0.754 2(281964.10)

(1)

=

1,500,000 − 619754.33 = 0.668 2(659111.335)

(1)

=

1,500,000 − 1284264.102 = 0.598 2(180424.624)

(1)

=

1,500,000 − 1168151.40 = 0.654 2( 253703.20)

𝑃10 =

1,500,000 − 1350906.44 = 0.542 2(137568.41)

𝑃4 𝑃6 𝑃7 𝑃8

(1)

(1)

𝑃11 = (1)

𝑃12 =

1,500,000 − 1465026.61 = 0.416 2(42067.26) 1,500,000 − 1293442.213 = 0.715 2(144407.828)

48

(1)

𝑃13 = (1)

𝑃15 =

1,500,000 − 1374743.907 = 0.597 2(104979.055) 1,500,000 − 1487527 = 0.243 2(25635.66)

Dengan PD = 6.260 MW Δ𝑃(1) = 6.260 − (0.754 + 0.668 + 0.598 + 0.654 + 0.542 + 0.416 + 0.715 + 0.597 + 0.243) = 1.074 Δ𝜆(1) =

1.074 = 21,251.83 5.05236 𝑥10−5 Maka nilai λ baru adalah sebagai berikut:

𝜆(2) = 𝜆(1) + Δ𝜆(1) = 1,500,000 + 21,251.83 = 1,521,251.83 Iterasi kedua : (2)

=

1,521,251.83 − 1074758.16 = 0.792 2(281964.10)

(2)

=

1,521,251.83 − 619754.33 = 0.684 2(659111.335)

(2)

=

1,521,251.83 − 1284264.102 = 0.657 2(180424.624)

(2)

=

1,521,251.83 − 1168151.40 = 0.696 2( 253703.20)

𝑃10 =

1,521,251.83 − 1350906.44 = 0.619 2(137568.41)

𝑃4 𝑃6 𝑃7 𝑃8

(2)

(2)

𝑃11 = (2)

𝑃12 = (2)

𝑃13 = (2)

𝑃15 =

1,521,251.83 − 1465026.61 = 0.668 2(42067.26) 1,521,251.83 − 1293442.213 = 0.789 2(144407.828) 1,521,251.83 − 1374743.907 = 0.698 2(104979.055) 1,521,251.83 − 1487527 = 0.658 2(25635.66)

Δ𝑃(2) = 6.260 − (0.792 + 0.684 + 0.657 + 0.696 + 0.619 + 0.668 + 0.789 + 0.698 + 0.658) = 0 Pengiriman daya optimal daya dari masing-masing pembangkit pada jam 1:00 yaitu :

49

P4 = 0.792 𝑀𝑊 P6 = 0.684 𝑀𝑊 P7 = 0.657 𝑀𝑊 P8 = 0.696 𝑀𝑊 P10 = 0.619 𝑀𝑊

P11 = 0.668 𝑀𝑊 P12 = 0.789 𝑀𝑊 P13 = 0.698 𝑀𝑊 P15 = 0.658 𝑀𝑊

Biaya pembangkitan diperoleh dengan cara memasukkan nilai masing – masing daya unit pembangkit per jam kedalam persamaan biaya bahan bakarnya. 𝐹4 = 174688.305 + 1074758.16 𝑃4 + 281964.10 𝑃42 = 174688.305 + 1074758.16 (0.792) + 281964.10 (0.7922 ) = 1,202,391.867 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 𝐹6 = 301876.134 + 619754.33 𝑃6 + 659111.335 𝑃62 = 301876.134 + 619754.33 (0.684) + 659111.335 (0.6842 ) = 1,033,964.779 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 𝐹7 = 72639.245 + 1284264.102 𝑃7 + 180424.624 𝑃72 = 72639.245 + 1284264.102 (0.657) + 180424.624( 0.6572 ) = 993,900.478 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 𝐹8 = 119539.036 + 1168151.40 𝑃8 + 253703.20 𝑃82 = 119539.036 + 1168151.40 (0.696) + 253703.20(0.6962 ) = 1,055,307.127 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 2 𝐹10 = 50338.27 + 1350906.44 𝑃10 + 137568.41 𝑃10

= 50338.27 + 1350906.44 (0.619) + 137568.41 (0.6192 ) = 939,457.575 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 2 𝐹11 = 16757.89 + 1465026.61𝑃11 + 42067.26 𝑃11

= 16757.89 + 1465026.61(0.668) + 42067.26 (0.6682 ) = 1,014,589.462 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 2 𝐹12 = 87538.768 + 1293442.213 𝑃12 + 144407.828 𝑃12

= 87538.768 + 1293442.213 (0.789) + 144407.828 (0.7892 ) = 1,197,614.275 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 2 𝐹13 = 47633.532 + 1374743.907 𝑃13 + 104979.055 𝑃13

= 47633.532 + 1374743.907 (0.698 ) + 104979.055(0.698 2 ) = 1,058,040.615 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 50

2 𝐹15 = 7341.826 + 1487527 𝑃15 + 25635.66 𝑃15

= 7341.826 + 1487527 (0.658) + 25635.66( 0.6582 ) = 996,857.851 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 𝐹𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐹4 + 𝐹6 + 𝐹7 + 𝐹8 + 𝐹10 + 𝐹11 + 𝐹12 + 𝐹13 + 𝐹15 = 9,492,124.03 𝑅𝑝/𝐽𝑎𝑚 Hasil perhitungan biaya bahan bakar dari jam 1:00 sampai jam 24:00 dihitung menggunakan software Matlab. Dapat dilihat pada tabel 4.7 dibawah ini. Tabel 4. 7 Hasil perhitungan biaya bahan bakar pembangkitan menggunakan metode iterasi lamda Biaya Bahan Bakar Biaya Bahan Bakar jam PLTD sebelum PLTD sesudah adanya DG (Rp) adanya DG (Rp) 1 Rp10.102.000 Rp9.492.100 2 Rp9.717.500 Rp9.121.500 3 Rp9.606.300 Rp9.013.900 4 Rp9.795.200 Rp9.183.700 5 Rp11.419.000 Rp10.800.000 6 Rp17.094.000 Rp16.455.000 7 Rp20.906.000 Rp20.289.000 8 Rp14.332.000 Rp13.720.000 9 Rp11.864.000 Rp11.249.000 10 Rp11.211.000 Rp10.591.000 11 Rp11.489.000 Rp10.862.000 12 Rp12.295.000 Rp11.670.000 13 Rp12.008.000 Rp11.408.000 14 Rp11.841.000 Rp11.263.000 15 Rp11.602.000 Rp11.014.000 16 Rp11.453.000 Rp10.803.000 17 Rp20.561.000 Rp19.927.000 18 Rp17.772.000 Rp17.136.000 19 Rp19.858.000 Rp19.244.000 20 Rp20.058.000 Rp19.438.000 21 Rp19.649.000 Rp19.025.000 22 Rp15.825.000 Rp15.155.000 23 Rp12.006.000 Rp11.390.000 24 Rp10.970.000 Rp10.352.000 Total Biaya Rp333.434.000 Rp318.602.200 Rp14.831.800 Selisih

51

Tabel 4.7 diatas menunjukkan hasil biaya bahan bakar PLTD tiap unit sebelum dan sesudah adanya DG. Disini daya yang dihasilkan oleh DG dikurangkan dengan daya total sebelum adanya DG. Setiap jamnya DG menghasilkan daya ± 400 kW (menurut data pada lampiran E) yang dihubungkan ke PLTD untuk pengurangan daya terhadap 15 unit pembangkit, dengan memasukkan script pada Matlab yang terlampir di lampiran G. Maka didapat hasil pengaruh DG terhadap pengurangan daya dan biaya bahan bakar PLTD sebesar Rp 14.831.800 dalam satu hari. Jdi pengaruh terhubungnya DG dengan PLTD, bisa mengurangi biaya bahan bakar PLTD, jika hasil pengaruh tersebut dijadikan ke bahan bakar maka: Hi = 14.831.800 / 5.521 = 2.686 Liter/jam Pi = 2.868 Liter/jam / 0,277 L/kWh = 9.697 kWh Jadi, dalam satu hari apabila DG on 24 jam maka akan mengahasilkan 9663 kWh. Ini menjelaskan bahwa DG sangat jelas berpengaruh terhadap pengurangan biaya bahan bakar walaupun skalanya kecil jika dilihat dalam satu hari. 5.7

HARGA JUAL PRODUKSI DAYA DG (PLTMH) PER KWH Dalam subbab ini menjelaskan tentang harga jual daya pada DG, jika DG

diasumsikan milik swasta, ini berhubungan dengan hasil subbab 4.6, dimana pengaruh DG terhadap PLTD bisa mengurangi biaya bahan bakar sebesar Rp 14.831.800. Pada subbab ini dicari keuntungan bersih PLTD setelah terhubung dengan DG. Harga jual produksi per kWh DG diasumsikan sama dengan harga biaya infrastruktur dan oprasional DG (PLTMh) sehingga harga jual tersebut dikurangkan dengan hasil keuntungan biaya bahan bakar PLTD per hari. Daya yang dibangkitkan oleh DG (PLTMH) dalam satu hari sebesar 9.663 kWh. Menurut surat edaran PLN nomor 0497/REN.01.01/DIT-REN/2016 menetapkan harga beli listrik PLN dari pengembang PLTMH adalah $7-8 sen per kWh. Jika di rupiahkan dengan harga $1 = Rp13.094 maka harga beli PLTMH sekitar 916,58 – 1.047,52 [16]. Dengan demikian total harga beli kWh dari PLTMH dalam sehari adalah sebagai berikut: Cost kWh PLTMH/hari 52

9.663 𝑘𝑊ℎ 𝑥 𝑅𝑝 916,58 = 𝑅𝑝 8.856.912,54 Jadi, total efisiensi bahan bakar PLTD adalah selesih biaya bahan bakar sebelum dengan sesudah adanya DG dikurangi dengan cost atau harga operasional PLTMH per kWh, yaitu sebagai berikut : 𝑅𝑝 14.831.800 − 𝑅𝑝 8.856.912,54 = 𝑅𝑝 5.974.887,46 Jika dirubah dalam satuan Liter menjadi: 𝑅𝑝 5.974.887,46 ÷ 𝑅𝑝 5.521 = 1.082 𝑙𝑖𝑡𝑒𝑟 Maka efisiensi bahan bakar PLTD dalam satu hari jika terhubung DG sebesar 1.082 liter/hari.

53

6BAB 5 PENUTUP

6.1

KESIMPULAN Berdasarkan hasil analisa data dan simulasi, maka dapat diambil beberapa

kesimpulan sebagai berikut : 1. Penyebab nilai tegangan pada setiap bus berbeda karena dipengaruhi oleh panjangnya saluran serta impedansinya, semakin panjang saluran maka nilai tegangan pada setiap bus akan semakin rendah, biasa disebut dengan jatuh tegangan pada saluran 2. Hasil simulasi menunjukkan bahwa penambahan DG akan memperbaiki jatuh tegangan dan mengurangi rugi – rugi pada jaringan distribusi 20 kV. 3. Pada hasil simulasi jatuh tegangan pada jaringan distribusi. Tegangan rata – rata sebelum penambahan DG bernilai 19.545 kV, setelah penambahan DG tegangan rata – rata pada jaringan distribusi berubah menjadi 19.679 kV atau meningkat sebesar 0.134 kV. 4. Pada hasil simulasi rugi – rugi saluran distribusi. Rugi – rugi saluran sebelum penambahan DG bernilai 25.3 kW, setelah penambahan DG rugi – rugi saluran berubah menjadi 12.8 kW atau berkurang sebesar 12.5 kW (±50%) dari sebelum penambahan DG. 5. Pengaruh DG (PLTMh) terhadap pengurangan biaya bahan bakar PLTD sebesar 𝑅𝑝 14,831,800 per hari. 6. Efisiensi bahan bakar PLTD setelah terhubung dengan DG (PLTMh) sebesar 𝑅𝑝 5,974,887.46 per hari. 6.2

SARAN Untuk menganalisa jatuh tegangan dan rugi – rugi pada saluran, dapat

dikembangkan dengan metode lain seperti fast decouple dengan memakai perhitungan software Matlab. Untuk pengoptimasi PLTD dapat dikembangkan dengan menghitung optimasi dalam jangka waktu perbulan.

54

7DAFTAR PUSTAKA

[1] A.A. Bayod Rujula, et al, Difinitions for Distributed Generation, united state: a revision, 2007. [2] D. Marsuadi, Operasi Sistem Tenaga Listrik, jakarta: Erlangga, 2009. [3] ZUHAL, Dasar Teknik Tenaga Listrik dan Elektronika Daya, Jakarta: PT gramedia Pustaka Utama, 1993. [4] S. K. Adiatama, Analisis Pengaruh Penyambungan Distributed Generation Pada Rugi – Rugi Daya Saluran Distribusi, Malang: Universitas Brawijaya, 2010. [5] H. Saadat, power system analysis, New York: The McGraw-Hill Companies, 1999. [6] Fitrizawati, "pengaruh pemasangan distributed generation terhadap profil tegangan pada jaringan distribusi," techno,issn, vol. 13, pp. 12-19. [7] C. R.-. R. Antonio Colmenar-Santos, "Distributed generation : A review of factors that can contribute most to achieve a scenario of DG units embedded in the new distribution networks," Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vols. -, no. 59, p. 1132, 2016. [8] PT PLN (Persero), Pemanfaatan Pembangkitan Mikrohydro pada Jaringan Tegangan Menengah 20 kv di Aceh, BANDA ACEH. [9] S. R. Kasmi, "SIMULASI PEMANFAATAN DISTRIBUTED GENERATION (DG) PADA JARINGAN DISTRIBUSI 20 kV DENGAN ETAP 7.0.0 DI PT.PLN (Persero) RANTING KUTACANE," JTE Unsyiah, Banda Aceh, 2015. [10] Y. d. Mariang, Optimasi Penjadwalan Pembangkit Listrik di Sistem Sorong, 2012. [11] F. L. ,. M. T. A. N. Nova Gama, "Aliran Daya Optimal Pada Sistem Minahasa," Jurusan Teknik Elektro, UNSRAT, Manado, 2012. [12] D. A. M. &. O. G. Dike, "Economic Dispatch of Generated Power Using Modified Lamda-Iteration Method," IOSR Journal of Electrical and Electronics Engineering, vol. 7, pp. 49-54, no 1 Agustus 2013.

55

[13] S. d. Angdrie, Optimasi Biaya Bahan Bakar Untuk Penjadwalan Unit-Unit Pembangkit Thermal Sistem Minahasa Dengan Metode Iterasi Lambda, 2011. [14] A. &. Z. Bakirtzis, "Lamda of Lagrangian Relaxation Solution to Unit Commitment Problem," Proc Gener, vol. 147, no. 2, 2000. [15] PT. PLN (Persero), Standar Perusahaan Umum Listrik Negara, Jakarta: Perusahaan Umum Lsitrik Negara, 1995. [16] J. P.Christo, "Soal Harga Listrik MikroHidro, Menteri Energi : PLN Tak Rugi," TEMPO.CO, Bali, 2016. [17] H. S. D. M. S. Khairudin Syah, "ECONOMIC DISPATCH PEMBANGKIT MENGGUNAKAN METODE CONSTRICTION FACTOR PARTICLE SWARM OPTIMAZATION," Inovtek, vol. II, no. 1, p. 21, 2012.

56