analisis pemanfaatan distributed generation (pltmh)

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