Pengoperasian beberapa unit pembangkit dalam suatu pusat pembangkit memerlukan manajemen yang baik khususnya dalam pembagian beban dan jumlah daya yang harus disumbangkan oleh suatu unit pembangkit atau pusat pembangkit ke dalam sistem harus diatur dengan baik. Pengoperasian yang ekonomis dapat menghemat biaya produksi daya terutama biaya bahan bakar.
Dalam pengoperasian sistem untuk keadaan beban bagaimanapun, sumbangan daya dari suatu pusat pembangkit dan dari setiap unit pada pusat pembangkit tersebut harus ditentukan sedemikian rupa sehingga biaya produksinya paling minimum. (Grainger, J. J., and W. D. Stevenson, 1994).
Teknik operasi ekonomis pembangkit tenaga listrik berdasarkan incremental production cost (IPC) yang sama, telah dijelaskan oleh Al Imran (2008). Dalam artikel ini, akan dipaparkan penerapan teknik tersebut di pusat- pusat pembangkit PLTU, PLTG, dan PLTD PT. PLN (Persero) Wilayah Sultan Batara Sektor Tello.
Pembagian beban di antara unit-unit pembangkit yang beroperasi di Sektor Tello yang diterapkan oleh PLN (dalam memenuhi permintaan beban) adalah berdasarkan BPP [Biaya Pokok Produksi (Rp/kWh)]. Nilai BPP dari suatu unit pembangkit menyatakan biaya bahan bakar yang dikeluarkan untuk memproduksi energi listrik 1 kWh. Dengan berdasar pada nilai BPP, maka unit pembangkit yang mempunyai BPP yang paling rendah akan dioperasikan lebih dahulu sebelum unit pembangkit yang mempunyai BPP yang lebih tinggi. Dan unit pembangkit dengan BPP yang lebih tinggi tidak akan dioperasikan hingga unit pembangkit dengan BPP yang lebih rendah beroperasi hingga puncak efisiensinya.
Penghematan biaya operasi yang dihasilkan dari pembagian beban berdasarkan incremental production cost yang sama, dapat diketahui dengan membandingkan biaya operasi yang dihasilkan dari pembagian beban berdasarkan BPP unit pembangkit dan biaya operasi yang dihasilkan dar i pembagian beban berdasarkan
STUDI OPERASI EKONOMIS ANTARA UNIT-UNIT PEMBANGKIT TENAGA
LISTRIK DI PT. PLN (PERSERO) WILAYAH SULTANBATARA SEKTOR TELLO
Al Imran
Jurusan Pendidikan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Negeri Makassar
Abstrak
Artikel ini menjelaskan hasil penelitian tentang studi operasi ekonomis di antara unit-unit pembangkit tenaga listrik dari PLTU, PLTG, dan PLTD yang ada di PT. PLN Wilayah Sulawesi Selatan, Sulawesi Barat, dan Sulawesi Tenggara (Sultan Batara) sektor Tello berdasarkan incremental production cost (IPC) yang sama. Hasil yang diperoleh dibandingkan dengan metode pembagian daya yang harus dibangkitkan oleh tiap-tiap pembangkit yang diterapkan oleh PLN berdasarkan Biaya Pokok Produksi (BPP satuannya Rp/kWh). Teknik yang digunakan adalah dengan meminimasi dan menyelesaikan fungsi-fungsi objektif berupa fungsi biaya bahan bakar kuadratis, persamaan koordinasi, serta persamaan dan pertidaksamaan pembatas, dengan menganggap bahwa semua pembangkit harus beroperasi pada incremental production cost (IPC) yang sama. Dengan metode ini diperoleh besar daya yang harus dibangkitkan oleh tiap pembangkit termal pada sebuah pusat pembangkit dengan biaya operasi total paling minimum. Metode ini diterapkan pada kondisi beban tertinggi yang harus ditanggung oleh pusat-pusat pembangkit di PT. PLN Sektor Tello sebesar 102,200 kW yang terjadi pada tanggal 13 April 2009. Hasil penelitian menunjukkan bahwa optimasi penjadwalan pembangkitan berdasarkan IPC yang sama memberikan biaya operasi yang lebih murah dibandingkan berdasarkan BPP, dengan penghematan sebesar 659,508 Rp/Jam.
Kata kunci : Operasi Ekonomis, Optimasi Penjadwalan Pembangkitan, Incremental Production Cost, Biaya Operasi.
incremental production cost yang sama.
Misalkan keluaran total suatu pusat pembangkit dicatu oleh dua unit dan pembagian beban antara kedua unit adalah sedemikian sehingga unit yang satu mempunyai biaya produksi tambahan yang lebih tinggi dari unit yang lain. Dan misalkan dilakukan pemindahan sebagian beban dari unit yang mempunyai biaya produksi yang lebih tinggi ke unit yang mempunyai biaya produksi yang lebih rendah. Pengurangan beban pada unit yang mempunyai biaya produksi tambahan lebih tinggi akan menghasilkan suatu pengurangan biaya yang lebih besar dari pada peningkatan biaya untuk menambahkan sejumlah beban yang sama pada unit dengan biaya tambahan yang lebih rendah. Pemindahan beban dari satu unit ke unit yang lain dapat diteruskan dengan suatu pengurangan dalam biaya produksi total sehingga biaya-biaya produksi tambahan dari kedua unit itu adalah sama. Jika keluaran suatu pusat pembangkit dinaikkan, biaya tambahan masing-masing unit yang beroperasi juga akan naik tetapi harus tetap sama untuk semuanya (Grainger, J. J., and W. D. Stevenson, 1994).
Berdasarkan uraian di atas, maka rumusan masalah dalam penelitian ini adalah (1) berapa besar daya yang dibangkitkan oleh tiap-tiap unit pembangkit dalam memenuhi permintaan beban di PT. PLN (Persero) Sektor Tello berdasarkan IPC yang sama, (2) berapa besar total biaya operasi yang dikeluarkan, dan (3) berapa besar penghematan yang diperoleh dari optimasi penjadwalan pembangkitan berdasarkan IPC yang sama dibandingkan berdasarkan BPP yang dilakukan oleh PLN.
Menurut Hadi Saadat (1999), biaya bahan bakar dari unit pembangkit i pada suatu pusat pembangkit dapat direpresentasikan sebagai sebuah fungsi kuadrat dari daya aktif yang dibangkitkan. 2 i i i i i i a bP cP C = + + ………...(1)
Dimana, Ci = biaya bahan bakar unit
pembangkit ke-i (Rp/jam) Pi = daya output unit pembangkit
ke-i (MW)
ai, bi, dan ci, adalah konstanta dari
fungsi kuadrat.
Konstanta-konstanta ai, bi, dan ci dapat
ditentukan berdasarkan data hasil percobaan atau hasil penelitian, yaitu dengan mengambil beberapa data Ci yang diperlukan untuk
membangkitkan daya nyata sebesar Pi dari unit
pembangkit ke-i selama selang waktu tertentu, dan ai, bi, dan ci dapat dihitung dari sistem
persamaan,
å
= +å
+å
2 . i i j i j i na b P c P Cå
=å
+å
2 +å
3 j i j i j i i jC a P b P c P P (2)å
2 =å
2 +å
3+å
4 j i j i j i i jC a P b P c P P (Sudjana, 2002)dimana j = 1, 2, 3,…n, dan n = banyaknya data yang diambil. Dengan cara ini konstanta ai, bi, dan
ci, serta fungsi biaya kuadratis tiap unit
pembangkit dapat diperoleh. Turunan petama dari persamaan (1) terhadap daya output,
i i i i i
b
P
c
dP
dC
+
= 2
……….. (3)disebut Incremental Production Cost (IPC), yaitu hubungan linear, yang menyatakan biaya tambahan yang diperlukan (Rp/jam) untuk manaikkan daya output pembangkit ke-i sebesar 1 MW.
Prinsip distribusi beban yang ekonomis antara unit-unit pembangkit termal di dalam suatu pusat pembangkit adalah bahwa semua unit itu harus bekerja dengan IPC yang sama, dalam hal ini adalah Incremental Fuel Cost (IFC) yang sama. (Glover, J.D., 2007). Jika keluaran pusat pembangkit akan dinaikkan, biaya tambahan (Incremental cost) dari masing-masing unit yang bekerja juga harus naik, tetapi harus tetap sama untuk semuanya.
Gambar 1. Model Sistem yang Mengabaikan Rugi-Rugi Saluran Transmisi
P
DC
1C
2C
nMasalah distribusi beban secara ekonomis yang paling sederhana adalah dengan mengabaikan rugi-rugi saluran transmisi. Oleh sebab itu, pada perhitungan optimasi tidak memperhitungkan konfigurasi sistem dan impedansi jaringan, hanya dengan menganggap bahwa sistem hanya terdiri dari satu bus dengan semua pembangkit dan beban terhubung padanya sebagaimana ditunjukkan secara sistematis dalam Gambar 1. Dan hal ini cocok diterapkan untuk perhitungan optimasi penjadwalan pembangkitan pada beberapa unit pembangkit termal pada sebuah pusat pembangkit seperti di PT. PLN sektor Tello.
Jika rugi-rugi transmisi diabaikan, maka PD adalah jumlah beban yang harus dipikul semua
unit-unit pembangkit di pusat pembangkit tersebut. Biaya total produksi Ct yang diperlukan,
diperoleh dengan menyelesaikan fungsi objektif,
å
==
+
+
+
=
n i i n tC
C
C
C
C
1 2 1...
2 1.
.
i i i i n i ib
P
c
P
a
+
+
=
å
= …….………...(4)yaitu jumlah biaya bahan bakar unit pembangkit ke-1, pembangkit ke-2, sampai pembangkit ke-n harus minimum. Biaya pemeliharaan, gaji pegawai, biaya administrasi, dan biaya penyusutan dapat dimasukkan pada biaya bahan bakar. Ci adalah biaya produksi dari unit ke-i, Pi
adalah daya yang dibangkitkan oleh unit ke-i. Agar biaya bahan bakar minimum, maka harus dipenuhi:
=
l
=
l
=
l
i idP
dC
dP
dC
dP
dC
,...,
,
2 2 1 1 ..………(5) artinya semua unit harus bekerja pada biaya bahan bakar tambahan yang sama atau IPC yang sama dan minimum. Karena itu berdasarkan persamaan (3) diperoleh,=
i i+
i=
l
i ib
P
c
dP
dC
.
2
atau, i i ic
b
P
2
-=
l
..……….(6)ini disebut dengan persamaan koordinasi (coordination equations).Persamaan pembatasnya (equality constraint) adalah
D n i
P
Pi
=
å
=1 , ………(7) dimana PD adalah total permintaan beban atau dayatotal yang akan disuplai oleh pusat pembangkit ke sistem, yang harus sama dengan jumlah daya yang dibangkitkan oleh semua unit pembangkit. Disamping itu pertidaksamaan pembatas (inequality constraint) yang harus dipenuhi adalah,
(max)
(min)
i ii
P
P
P
£
£
, i = 1, 2, 3, …, n. …...(8) dimana Pi (min) dan Pi (max) adalah kemampuan dayaminimum dan maksimum yang dapat dibangkitkan oleh pembangkit ke-i. Untuk medapatkan nilai Pi yang
memenuhi persamaan dan pertidaksamaan pembatas (7) dan (8) dengan suatu nilai , dapat dilakukan dengan cara iterasi.
METODE
Penelitian dilaksanakan di PT. PLN (Persero) Wilayah Sultanbatara Sektor Tello dan di AP2B Sistem Sulsel. Penelitian ini merupakan penelitian deskriftif analitis yang bertujuan untuk mengetahui (1) berapa besar daya yang dibangkitkan oleh tiap-tiap unit pembangkit dalam memenuhi permintaan beban di PT. PLN (Persero) Sektor Tello berdasarkan IPC yang sama, (2) berapa besar total biaya operasi yang dikeluarkan, dan (3) berapa besar penghematan yang diperoleh dari optimasi penjadwalan pembangkitan berdasarkan IPC yang sama dibandingkan berdasarkan BPP yang dilakukan oleh PLN. Data permintaan beban tertinggi yang harus ditanggung oleh PT. PLN Sektor Tello adalah permintaan beban sebesar 102,200 kW yang terjadi pada tanggal 13 April 2009.
Untuk mendapatkan nilai Pi, yaitu daya
yang dibangkitkan oleh tiap-tiap unit pembangkit, yang memenuhi persamaan dan pertidaksamaan pembatas (7) dan (8) dengan suatu nilai λ, dapat dilakukan dengan cara iterasi dengan langkah-langkah sebagai berikut:
1) Definisikan suatu persamaan yang sama dengan persamaan (7) dan dapat menggantikannya sebagai persamaan pembatas, yaitu:
å
=-=
D
n i k i D kP
P
P
1 ) ( ) ( ..……...………(9) dimana k = banyaknya iterasi, dan Pi(k) adalahGambar 4. Diagram alur urutan penyelesaian optimasi penjadwalan
pembangkitan berdasarkan Incremental Production Cost yang
sama.
Ya Ya Ya Ya Tidak STARTTentukan nilai ai, bi, dan ci
Bentuk fungsi biaya bahan bakar kuadratis Bentuk fungsi objektif
Tentukan beban total PD
Pilih nilai awal l (k)
l (k)=l 0
Hitung persamaan koordinasi Pi(k) = i i k
c
b
2
) (-l
å
=-=
D
n i k i D KP
P
P
1 ) ( ) ( ) ( ) ( ) 1 ( 1 2 1 ) ( ) ( k k k n i ci k P k l l l l D + = + å = D D£Î
D
(k)P
å
= = n i i t C C 1STOP
Tulis nilai l, P
i, dan C
tP
i= P
i(max)
P
i(k)> P
i(
maks)
Pppppppppp
Tidak TidakP
i(k)< P
i(
min)
P
i(k)= P
i(min)
Ya Ya2) Perkirakan suatu nilai awal λ(1), kemudian subtitusi ke persamaan (6) untuk mendapat nilai Pi
(1)
3) Jika Pi (1)
belum memenuhi persamaan dan pertidaksamaan pembatas (8) dan (9), maka nilai λ yang baru dapat dicoba untuk iterasi berikutnya, yaitu iterasi ke-(k+1) yang besarnya, ) ( ) ( ) 1 (k
l
kl
kl
+=
+
D
...(10) dimana i n i k kc
P
2
1
1 ) ( ) (å
=D
=
Dl
...…(11) λ(k)adalah nilai yang diperoleh pada iterasi ke-k.
4) Subtitusikan nilai λ yang baru ke persamaan (6) untuk mendapatkan nilai Pi yang baru.
5) Ulangi langkah 3 dan 4 seterusnya sampai didapat nilai Pi yang memenuhi
pertidaksamaan pembatas (9) dan sampai P(k) lebih kecil atau sama dengan nilai tingkat kesalahan (galat) yang diizinkan (ε).
Diagram alir langkah-langkah penyelesaian optimasi penjadwalan pembangkitan di atas diperlihatkan pada Gambar 2. Untuk melakukan
semua proses perhitungan, maka pada penelitian ini digunakan program komputer bahasa MATLAB.
HASIL DAN PEMBAHASAN
Di PT. PLN Sektor Tello terdapat 3 pusat pembangkit, yaitu Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD), yang terdiri dari 11 unit pembangkit. Keadaan unit-unit pembangkit pada April 2009 dapat dilihat pada Tabel 1. Terlihat bahwa pada bulan April 2009, hanya 8 unit pembangkit yang beroperasi, 2 unit yang mengalami gangguan dan 1 unit yang standby. Sedangkan pada Tabel 2 diperlihatkan permintaan beban tertinggi sebesar 102,200 kW yang terjadi pada 13 April 2009, dan pembagian daya yang harus dibangkitkan oleh unit-unit pembangkit berdasarkan BPP yang diterapkan oleh PLN dalam memenuhi permintaan beban tertinggi. Dari Tabel 2 juga terlihat bahwa pada keadaan pembebanan tanggal 13 April 2009, unit pembangkit PLTG Alsthom#2 tidak difungsikan oleh PLN, sehingga hanya 7 unit pembangkit yang beroperasi.
Tabel 1. Daftar Inventarisasi Mesin Pembangkit Tenaga Listrik Sektor Tello Keadaan Bulan April 2009. Sumber: Bagian Operasi PLN Sektor Tello
No Sentrl No.
Unit Merek Type No. Seri
Daya Terpsng [kW] Daya Mampu [kW] Keterangan 1 PLTU 1 Jugoturbina Water Tubes OKD.15.0 .1.0.258 12500 0 Gangguan 2 2 Jugoturbina Water Tubes OKD.15.0 .1.0.259 12500 10000 Operasi 3 PLTG 1 Westcan W 191 G 66 S 6031 14466 12000 Stand by 4 1 Alsthom PG 5341 P Turco 181 21350 14666 Operasi 5 2 Alsthom PG 5341 P Turco 119 20100 15000 Operasi 6 1 General Electric MS – 60001 B 296850 33400 33166 Operasi 7 2 General Electric MS – 60001 B 296851 33400 33333 Operasi 8 PLTD 1 Mitsubishi 18V52/ 55A D 155 121 12600 9716 Operasi 9 2 Mitsubishi 18V52/ 55A D 155 122 12600 0 Gangguan 10 1 S.W. Diesel 9 TM 620 54480 12369 10000 Operasi 11 2 S.W. Diesel 9 TM 620 54490 12369 9000 Operasi
Untuk membentuk fungsi biaya bahan bakar kuadratis tiap unit pembangkit, terlebih dahulu ditentukan nilai-nilai konstanta a, b, dan c. Dari hasil program komputer dengan menggunakan bahasa pemrograman MATLAB diperoleh nilai-nilai tersebut seperti diperlihatkan pada Tabel 3.
Hasil program komputer untuk memperoleh besar daya Pi yang harus dibangkitkan oleh
tiap-tiap unit pembangkit untuk memenuhi permintaan beban sebesar 102,200 kW berdasarkan IPC yang sama diperlihatkan pada Tabel 4. Total biaya operasi yang dikeluarkan dari komposisi daya
tersebut sebesar Rp 193,453,778 per jam.
Dengan permintaan beban yang sama, dengan jumlah dan unit pembangkit yang sama, dan dengan membandingkan Tabel 4 dan Tabel 5, maka dapat diketahui bahwa pembagian beban berdasarkan incremental production cost (IPC) yang sama memerlukan biaya operasi yang lebih kecil dibanding berdasarkan BPP. Terdapat penghematan biaya operasi sebesar Rp 659,508 per jam yang diperoleh dengan mengurangkan total biaya operasi dari Tabel 5 dengan total biaya operasi dari Tabel 4.
Tabel 2. Beban Tertinggi Pembangkit (kW) Bulan April 2009
Jugoturbina Wes-
tcan Alsthom
General
Electric Mitsubishi S.W.Diesel Total 1 2 1 1 2 1 2 1 2 1 2 10.000 10.000 12.000 14.666 15.000 33.166 33.333 9.1 76 0 10.000 9.0 00 156.881 - 9.400 - 13.000 10.000 27.000 - 9.000 - 9.000 9.000 86.400 - 9.300 - 13.000 12.000 27.000 - 9.000 - 9.000 9.000 88.300 - 9.500 - 10.000 9.000 27.000 - 9.000 - 9.000 9.000 82.500 - 9.500 - 7.000 10.000 27.000 - 9.000 - 9.000 9.000 80.500 - 9.500 - - - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 88.500 - 9.400 - 6.000 6.000 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 100.400 - 9.200 - - - 24.000 21.000 9.000 - 9.000 9.000 81.200 - 9.200 - 6.000 - 20.000 19.000 9.000 - 9.000 9.000 81.200 - 9.200 - 6.000 - 10.000 10.000 9.000 - 9.000 9.000 62.200 - 9.500 - - - 20.000 20.000 9.000 - 9.000 9.000 76.500 - 9.500 - 12.000 - 24.000 17.000 9.000 - 9.000 9.000 89.500 - 9.500 - 10.000 - 18.000 17.000 9.000 - 9.000 9.000 81.500 - 9.200 - 14.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 102.200 - 9.400 - 6.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 94.400 - 9.500 - 10.000 - 25.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 96.500 - 9.200 - 10.000 - 22.000 19.000 9.000 - 9.000 9.000 87.200 - 9.300 - 8.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 96.300 - 9.400 - 10.000 8.000 22.000 20.000 9.000 - 9.000 9.000 96.400 - 9.500 - 8.500 - 22.000 20.000 9.000 - 9.000 9.000 87.000 - 9.500 - 6.000 - 25.000 22.000 9.000 - 9.000 9.000 89.500 - 9.200 - 6.000 - 25.000 23.000 9.000 - 9.000 9.000 90.200 - 9.300 - - - 21.000 17.000 9.000 - 9.000 9.000 74.300 - 9.200 - 6.000 - 23.000 22.000 9.000 - 9.000 - 78.200 - 9.200 - 9.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 88.200 - 9.200 - 9.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 88.200 - 9.000 - 13.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 92.000 - 9.200 - 13.000 7.500 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 99.700 - 9.200 - 14.000 7.500 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 100.700 - 9.400 - 14.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 93.400 - 9.200 - 14.000 - 27.000 25.000 9.000 - 9.000 - 93.200 - 9.500 - 14.000 12.000 27.000 25.000 9.000 - 9.000 9.000 102.200
Tabel 3. Nilai-Nilai Konstanta untuk Membentuk Fungsi Biaya Operasi kuadratis dari Tiap Unit Pembangkit yang Beroperasi pada April 2009 Ke-i Unit Pembangkit ai bi ci 1. Alsthom #1 14,531,729 1,854 -0.0319 2 GE #1 17,045,550 1,288 -0.00416 3 GE #2 18,237,988 980 0.00525 4 Mitsubishi #1 16,827,748 -1,269 0.123 5 PLTU #2 8,883,436 -474 0.105 6 SWD #1 6,225,298 1,649 -0.0317 7. SWD #2 10,208,471 628 0.0239
Tabel 4. Komposisi Daya, P (kW) dan Biaya Operasi, C (Rp/jam) dari Tiap Unit Pembangkit Berdasarkan Teknik Incremental Production Cost
(IPC) yang Sama pada April 2009 No Unit Pembangkit Daya, P (kW) Biaya Operasi, C (Rp/jam) 1. Alsthom #1 14,666 34,858,516 2. GE #1 27,000 48,786,587 3. GE #2 23,729 44,453,834 4. Mitsubishi #1 9,716 16,077,650 5. PLTU #2 8,088 11,939,760 6. SWD #1 10,000 19,547,201 7. SWD #2 9,000 17,790,231 Total 102,200 193,453,778 Tabel 5 memperlihatan pembagian beban berdasarkan BPP atau efisiensi unit-unit pembangkit dalam memenuhi permintaan beban sebesar 102,200 kW. Total biaya operasi yang dikeluarkan dari komposisi daya tersebut adalah Rp 194,113,287 per jam.
Tabel 5. Komposisi Daya, P (kW) dan Biaya Operasi, C (Rp.) dari Tiap Unit Pembangkit yang
Diterapkan oleh PLN Berdasarkan BPP Unit Pembangkit pada April 2009
No Unit Pembangkit Daya, P (kW) Biaya Operasi, C (Rp/jam) 1. Alsthom #1 14,000 34,233,101 2. GE #1 27,000 48,786,587 3. GE #2 25,000 46,023,742 4. Mitsubishi #1 9,000 15,342,771 5. PLTU #2 9,200 13,436,928 6. SWD #1 9,000 18,499,927 7. SWD #2 9,000 17,790,231 Total 102,200 194,113,287
SIMPULAN DAN SARAN
Bedasarkan hasil penelitian, maka dapat disimpulkan sebagai berikut: (1) Besarnya daya yang dibangkitkan oleh tiap-tiap unit pembangkit dalam memenuhi permintaan beban tertinggi (102,200 kW) berdasarkan IPC yang sama adalah unit Alsthom #1 sebesar 14,666 kW; unit GE #1 sebesar 27,000 kW; unit GE #2 sebesar 23,729 kW; unit Mitsubishi #1 sebesar 9,716 kW; unit PLTU #2 sebesar 8,088 kW; unit SWD #1 sebesar 10,000 kW; dan unit SWD #2 sebesar 9,000 kW; (2) Total biaya operasi yang dikeluarkan untuk membangkitkan daya sebesar 102,200 kW berdasarkan IPC yang sama adalah 193,453,778 Rp/jam, (3) Operasi ekonomis berdasarkan IPC yang sama lebih efisien dibanding berdasarkan BPP yang dilakukan oleh PLN. Penghemtan biaya operasi ini adalah sebesar Rp 659,508 per jam.
Berdasarkan hasil yang diperoleh dari penelitian ini, maka diharapkan PLN melakukan perhitungan ulang dan mempertimbangkan teknik optimasi penjadwalan pembangkitan berdasarkan IPC yang sama untuk diterapkan di PLN.
DAFTAR PUSTAKA
Al Imran, 2008. Optimasi Penjadwalan Pembangkitan di Antara Unit-Unit Pembangkit Termal Berdasarkan Incremental Cost yang Sama. Makassar: Jurnal Media Elektrik Vol. 3, No. 2 Desember 2008, hal. 130 – 135.
Glover, J.D, dkk., 2007. Power System Analysis and Design. Singapore: The McGraw-Hill Book Co, Inc.
Grainger, J. J., and W. D. Stevenson, 1994. Power System Analysis, Singapore: McGraw-Hill, Inc.
Saadat, Hadi, 2002. Power System Analysis. Singapore: McGraw-Hill Book Co.
Sudjana, Prof. Dr. M.A, 2002. Metoda Statistika. Bandung: Penerbit Tarsito.
Tim Penyusun, 2009. Laporan Bulanan Bagian Operasi: Daftar Inventarisasi Mesin Pembangkit Tenaga Listrik Sektor Tello Keadaan Bulan April 2009. Makassar: PT. PLN (Persero) Wilayah Sultanbatara Sektor Tello.
Tim Penyusun, 2009. Laporan Bulanan Bagian Operasi: Beban Tertinggi Pembangkit (kW)
Bulan April 2009. Makassar: PT. PLN (Persero) Wilayah Sultanbatara Sektor Tello.
