Abstrak-Sistem  Minahasa merupakan  sistem tenaga listrik  dengan daerah pelayanan yang  meliputi kota  Manado,  kota  Tomohon,  Bitung,  Minahasa Utara,  Minahasa  Selatan,  Minahasa  Induk,  Minahasa Tenggara,  dan  Kotamobagu  dimana  sistem  bekerja secara  terinterkoneksi.Melihat  kondisi  kelistrikan yang masih biasa terjadi pemadaman akibat kekurangan daya, sehi ngga diperlukan pengoperasian  pembangkit  yang  lebih  besar  yakni dengan  cara    menghubungkan  kerja  antara  sistem (misalnya  sistem  Minahasa  70  kV  dan  150  kV). Pengaturan  pengoperasian  pembangkit  harus  mampu dioperasikan  secara  optimal,  sehingga  daya  yang disalurkan  ke  konsumen  dapat  terpenuhi  (P demand ). Untuk mengatur pengoperasian pembangkit diperlukan sistem penjadwalan yang tepat dan akurat. Permasalahan  ini  dapat  diselesaikan  melalui  program matematika berdasarkan teknik optimasi yaitu metode iterasi lamda.
Optimal  Power  Flow  (OPF)  adalah  metode perhitungan  kebutuhan  daya  (P demand )  beban  untuk melakukan  penjadwalan  pembangkit  secara  efisien dengan  tujuan  meminimasi  biaya  total  produksi  dari pembangkit.  Dengan  kata  lain,  mencari  solusi ekonomis  dalam  penjadwalan  unit  pembangkit berdasarkan jumlah kebutuhan daya yang diperlukan. Perhitungan untuk mendapatkan aliran daya menggunakan  metode  Newton-  Raphson.Sedangkan dalam pembagian beban untuk penjadwalan menggunakan unit commitment.
Dengan  bantuan  perangkat  lunak  ETAP:Power Station  4.0,  diperoleh  daya  output  yang  dibutuhkan oleh konsumen sistem tenaga listrik Minahasa sebesar 147.6  MW.  Berdasarkan  kebutuhan  daya  (P demand ) akan  dilakukan  penjadwalan  dari  unit  pembangkit termal menggunakan metode iterasi lamda. Pembangkit  termal  merupakan  pembangkit  yang beroperasi dengan output daya yang besar maka biaya bahan  bakar  menjadi  lebih  mahal,  oleh  sebab  itu diperlukan  penjadwalan  yang  ekonomis.  Dari  hasil penjadwalan  pada  penelitian  ini,  memberikan  hasil yang  lebih  optimum  dibandingkan  total  biaya  bahan bakar  yang  dikeluarkan  oleh  PT.  PLN  (Persero) Wilayah  Suluttenggo.  Total  biaya  bahan  bakar  yang diperoleh  sebesar  Rp.  369.669.939,500,-.  Sedangkan total  biaya  bahan  bakar  dari  PT.  PLN  (Persero) Wilayah Suluttenggo sebesar Rp. 438.957.267,800,-.
Kata  kunci  :Sistem  Tenaga  Listrik  Minahasa, ETAP:Power  Station  4.0,  kebutuhan  daya  (P demand ), unit commitment, OPF.

## I. PENDAHULUAN

## A. Latar Belakang
Listrik  merupakan  salah  satu  bentuk  energi yang  bermanfaat  dan  tepat  bagi  kehidupan  manusia modern, karena mempunyai satu fungsi fundamental untuk  memenuhikebutuhan  manusia,  sehingga diperlukan  pasokan  energi  yang  stabil.  Untuk
mengatasi  kekurangan  pasokan  energi,  maka pemerintah  membangun  pusat  pembangkit  listrik yang berdaya besar. Namun pengoperasian pembangkit listrik inipun harus memiliki pengaturan yang  matang  dan  baik,  terlebih  khusus  dalam pengaturan  beban  dan  daya.  Sehingga  dapat diperoleh besar pasokan daya dari pembangkit sama dengan besar kebutuhan daya (P demand ). Dengan kata lain,  besar  pasokan  daya  dari  pembangkit  sama dengan besar beban.
Untuk  mengatasi  kondisi  diatas,  diperlukan pengoperasian pembangkit lain yang sudah tersambung pada sistem (misalnya sistem Minahasa 70  kV  dan  150  kV).  Pengaturan  pengoperasian pembangkit    harus  mampu  dioperasikan  secara optimal,  sehingga  daya  yang  disalurkan  ke konsumen  dapat  terpenuhi.  Untuk mengatur pengoperasian  pembangkit    diperlukan  sistem penjadwalan  yang  tepat  dan  akurat,  yaitu  dengan mengatur  setiap  unit  pembangkit  untuk  beroperasi secara  optimum  dan  ekonomis.  Permasalahan  ini dapat  diselesaikan  melalui  program  matematika berdasarkan  teknik  optimasi  yaitu  metode  iterasi lamda,  yang  digunakan  dalam  economic  dispatch untuk pengaturan ekonomis yang mengabaikan rugi- rugi.  Namun  dalam  perhitungan  untuk  mencari biaya  paling  ekonomis  dari  unit-unit  pembangkit yang  beroperasi  dapat  menggunakan  program dinamik  (dynamic  program).  Masalah  economic dispatch  dan  rugi-rugi  transmisi  juga  dapat diselesaikan  dengan  menggunakan  Optimal  Power Flow  (OPF).  Perhitungan  dengan  OPF  dapat ditunjukkan  sebagai  urutan  dari  perhitungan  aliran daya Newton Raphson.
Sistem  tenaga  listrik  merupakan  sekumpulan  pusat listrik dan gardu induk (pusat beban) yang satu sama lain  dihubungkan  oleh  jaringan  transmisi  sehingga merupakan  sebuah  kesatuan  yang  terinterkoneksi. Tujuan  utama  sistem  tenaga  listrik  adalah  untuk memenuhi  kebutuhan  daya  (P demand )  dengan  biaya bahan  bakar  yang  minimum  .  Sehingga  perlu dilakukan OPF yakni metode perhitungan kebutuhan  daya  (P demand )  beban  dengan  tujuan meminimasibiaya  total  produksi  dari  pembangkit (penjadwalan pembangkit secara efisien berdasarkan kebutuhan  daya  beban)  .Tujuan  OPF  yaitu  untuk menentukan  kondisi  operasi  stabil  dari  jaringan listrik.  Daya  yang  mengalir  melalui  jaringan  akan dihitung.  Sehingga  dari  aliran  daya  ini  akan diketahui kelayakan dari sistem jika ditinjau dari sisi daya  sistemnya.  Metode  OPF  ini  juga  akan menentukan  batasan-batasan  yang  diperbolehkan dalam  pengoperasian  sistem.  Batasan  ini  meliputi ketersediaan jaringan/transmisi, pengaturan pembangkit listrik, batas desain peralatan listrik, dan strategi operasi.

## Aliran Daya Optimal Pada Sistem Minahasa
Nova Gama, Fielman Lisi ,       M Tuegeh,       A.F. Nelwan, Jurusan Teknik Elektro-FT, UNSRAT,  Manado-95115, Email: novag.03@gmail.com
Berdasarkan  latar  belakang  diatas  maka  penulis mengangkat  judul  tugas  akhir  yaitu:  “  ALIRAN DAYA OPTIMAL PADA SISTEM MINAHASA“

## II. LANDASAN TEORI

## A. Sistem Tenaga Listrik
Tenaga listrik melibatkan produksi dan pengantaran  energi  listrik  dalam  jumlah  yang berkecukupan  untuk  menjalankan  peralatan  listrik rumah  tangga,  perlatan  perkantoran,  mesin  industri, dan  menyediakan  energi  yang  cukup  untuk penerangan  umum,  pemanasan,  memasak,  dan  lain- lain.  Sistem  tenaga  listrik  merupakan  sekumpulan pusat  listrik  dan  gardu  induk  (pusat  beban)  yang satu  sama  lain  dihubungkan  oleh  jaringan  transmisi dan  jaringan  distribusi  sehingga  merupakan  sebuah kesatuan yang terinterkoneksi.
Secara  umum  sistem  tenaga  listrik  terdiri  dari  4 sub-sistem,  dimana  gambar  sistem  tenaga  listrik dapat dilihat pada gambar 1. Berikut pembagian dari sistem tenaga listrik, yaitu:
1. Pembangkitan/  konversi,  yaitu  sub-sistem  yang merubah  sumber  daya  alam  /  sumber  energi primer  menjadi  tenaga  listrik,  misalnya:  PLTA, PLTP,  PLTD,  PLTU,  PLTGU,  dan  lain-lain. Bagian  ini  memiliki  tegangan  kerja  220  V  –  32 kV.
2. Transmisi,  yaitu  sub-sistem  pengiriman  tenaga listrik  dari  pusat  pembangkit  ke  gardu-gardu induk  transmisi,  bagian  ini  ditandai  oleh tegangan kerja yang tinggi, misalnya: 70 kV dan 150 kV pada sistem Minahasa.
3. Distribusi,  yaitu  sub-sistem  pembagian  tenaga listrik  ke  konsumen,  bagian  ini  ditandai  oleh tegangan  kerja  yang  menengah  dan  rendah misal:    20  kV,  220  V  (Indonesia),  110  V (Amerika Serikat).
4. Beban,  yaitu  sub-sistem  yang  menggunakan listrik untuk keperluan hidup, produksi, pelayanan  dan  lain-lain.  Beban  listrik  secara umum  memiliki  tegangan  rendah  sampai menengah, misalnya 110 V, 220 V, 6.3 kV.

## B. Optimal Power Flow (OPF)
Perhitungan  Optimal  Power  Flow  (OPF) digunakan  untuk  menentukan  kuantitas  sistem  di dalam  pengaturan  dan  operasi  sistem  tenaga  listrik. Pertumbuhan  jaringan  dan  tuntutan  akan  efisiensi dalam  sistem  kelistrikan  membuat  para  operator  di dalam  pengaturan  dan  operasi  sistem  tenaga  listrik terus  mencari  metode  yang  cepat  dan  efisien. Metode Optimal Power Flow (OPF) adalah  metode untuk  melakukan  perhitungan  kebutuhan  daya (P demand )  dari  beban  guna  melakukan  penjadwalan pembangkit secara efisien dengan tujuan meminimasi  biaya  total  produksi  dari  pembangkit namun  menjaga  agar  sistem  tetap  aman  dan  andal. Dengan  kata  lain  mencari  solusi  ekonomis  dalam
penjadwalan  unit  pembangkit  berdasarkan  jumlah kebutuhan daya yang diperlukan sistem.
Metode  OPF  dapat  menentukan  kondisi  operasi optimal  dari  jaringan  listrik  yang  mengalami kendala  dalam  pengoperasian.  Faktor  mana  yang akan  dicari  titik  optimal,  akan  dirumuskan  dan diselesaikan dengan menggunakan algoritma optimasi  yang  sesuai,  seperti  metode  Newton- Raphson.  Contoh  batasan-batasan  yang  harus diperhatikan  dalam  metode  OPF  ini  yaitu  seperti pengaturan pembangkit listrik dan besar pembebanan.Kita  dapat  memecahkan  masalah  OPF dari  biaya  operasi  minimum  pembangkit  dan keseimbangan  pada  aliran  daya.  Dalam  variabel OPF    dapat  disesuaikan  dengan  output  dari generator  (MW)  dimana  variabel  yang  lebih spesifik, terdiri dari :
Tegangan generator Posisi sadapan/posisi tap trafo Setting switched capasitor Arus (Load shedding) OPFmemiliki  aplikasiinput, sebagai berikut:
a. Dalam  keadaan  emergency,  jika  beberapa komponen  dari  sistem  atau  bus  mengalami overload,  OPF  dapat  menyediakan  “  corrective dispatch  “  (pengaturan  perbaikannya)  dimana operator  sistem  dapat  melakukan  proses  atau langkah  untuk mengurangi overload.
b. OPF  dapat  digunakan  secara  periodic  untuk pengaturan optimal pada voltage generation, tap trafo dan capasitorswitch.
OPF  atau  aliran  daya  optimal  tidak  mudah  dalam hal  program  matematika.  Beberapa  metode  yang digunakan, yaitu:
a. Metode  Iterasi  Lamda  :  Salah  satu  metode  dari banyak  standar  pada    economic  dispatch,  dalam melakukan  pengiterasian  nilai  lamda  sampai diperoleh nilai lamda yang dikehendaki.
b. Metode  Gradient  :  Metode  ini  lambat  dalam konvergen dan sulit dalam memecahkan masalah dari inequality constraint.
c. Metode  Newton’s        :  Kemungkinan  untuk konvergen  yang  sangat  cepat,  tetapi  memiliki masalah terhadap inequality constraint.
d. Metode Linear Programming (LPOPF)  :  Salah satu  metode  yang  terkenal  dalam  penggunaan secara  umum.  Mudah  dalam  mengatasi  masalah dari  inequality  constraint  .  Fungsi  objektif nonlinear  dan  masalah    constraint  dapat  diatasi dengan linearisasi.
e. Metode Interpoint : Salah satu juga dari  metode OPF  yang  terluas  dan  terkenal.  Mudah  untuk mengatasi masalah dari inequality constraint. Untuk  mengatasi  masalah  tersebut  maka  dalam pembangunan  suatu  unit  pembangkit  yang  baru diperlukan  perencanaan  yang  matang  dan  baik. Yakni  dengan  memperhatikan  masalah  beban konsumen.  Dimana  jika  kita  mengetahui  besar kebutuhan  beban  dan  aliran  daya    kita  dapat mengatur  agar  suatu  unit  pembangkit  dapat
memasok  daya  yang  dibutuhkan  oleh  konsumen. Mengingat  bahwa  listrik  tidak  dapat  disimpan. Masalah OPF terdiri dari minimum atau maksimum fungsi objek, dan batas variabel control.
Sistem transmisi yang complete akan dimasukkan  ke  dalam  penjadwalan  pembangkitan. Proses  ini  biasa  terkait  dalam  satu  bagian  dari algoritma  computer  yang  dikenal  sebagai  Optimal Power  Flow  (OPF).  OPF  yang  complete,  baik dalam  membuktikan  penjadwalan  dari  banyak kuantitas  yang  dapat  dikendalikan  dalam  power system  (pembangkitan  dan  sistem  transmisi)  seperti posisi  tap  trafo,  penjadwalan  pembangkitan  MW dan MVAr dan lain–lain.

## C. Studi Aliran Daya
Studi  aliran  beban  atau  load  flow  study  sering kali juga disebut studi aliran daya adalah suatu studi yang  mempelajari  aliran  daya  pada  suatu  sistem kelistrikan dari suatu titik ke titik lain dan tegangan pada  bus-bus  yang  berada  pada  sistem  tersebut. Studi  aliran  beban  merupakan  penentuan  atau perhitungan  tegangan,  arus,  daya  aktif,  faktor  daya dan  daya  reaktif  yang  terdapat  pada  berbagai  titik dalam  suatu  jaringan  sistem  tenaga  listrik  pada keadaan  pengoperasian  normal,  baik  yang  sedang berjalan  maupun  yang  diharapkan  akan  terjadi  di masa  yang  akan  datang  (William  D.  Stevenson,  Jr., 1994:6).  Studi  analisis  aliran  beban  dapat  dihitung secara  manual  maupun  menggunakan  software computer.Jadi Studi aliran daya dapat didefenisikan sebagai  suatu  studi  yang  dilaksanakan  untuk mendapatkan  informasi  mengenai    alirandayabaik dalam  bentuk  tegangan,  arus,  daya  aktif,  daya reaktif  yang terdapat dalam  suatu sistem  kelistrikan guna mengevaluasi unjuk kerja sistem tenaga listrik maupun menganalisa kondisi pembangkitan maupun pembebanan.  Tujuan  dari  studi  aliran  daya/  beban, yaitu:
1. Untuk  mengetahui  komponen  jaringan  sistem tenaga listrik pada umumnya.
2. Mengetahui  besarnya  tegangan  pada  setiap  bus (rel) dari suatu sistem tenaga listrik.
3. Menghitung  aliran-aliran  daya,  baik  daya  nyata maupun daya reaktif yang mengalir dalam setiap saluran.
4. Kerugian-kerugian sistem yang optimum.
5. Perbaikan  dan  pergantian  ukuran  konduktor  dan tegangan sistem.
Dalam Studi Aliran Daya dikenal berbagai Bus :
1) Bus referensi (slack bus atau swing bus)
a. Terhubung dengan generator.
b. V dan  sudut  fasa   dari  generator  diketahui dan tetap.
c. P dan Q dihitung.
Slack bus berfungsi untuk menyuplai kekurangan  daya  real  P   dan  daya  reaktif   Q pada  sistem.  Atau  sebagai  bus  yang menanggung  semua  rugi  daya  yang  terjadi pada jaringan. Biasanya yang sebagai bus ini
adalah  pembangkit  yang  terbesar  atau  infinit bus  (bus  tak  terhingga)  seperti  sistem interkoneksi.
2) Generator  bus  (bus  pembangkitan)  atau  (P-V bus)
a. Terhubung dengan generator.
b. P  dan V  dari generator diketahui dan tetap.
c. Sudut fasa  dan Q dari daya reaktif generator dihitung.
3) Bus pembebanan (P-Q bus)
a. Terhubung dengan beban.
b. P dan Q dari beban diketahui dan tetap.
c. V  dan sudut fasa tegangan dihitung. Pada tiap-tiap bus terdapat 4 besaran, yaitu:
1. Daya real atau daya aktif (P)
2. Daya reaktif (Q)
3. Harga skalar tegangan (V)
4. Sudut fasa tegangan ( θ )
D. Metode Newton-Raphson Salah satu cara yang dipakai dalam menyelesaikan  perhitungan  aliran  daya  adalah metode  Newton-Raphson.  Metode  ini  menerapkan deret  Taylor untuk mendapatkan persamaan matematika  sebagai  dasar  perhitungan  iterasi  yang menggunakan  matriks  Jacobian.  Metode  Newton- Raphson merupakan prosedur pendekatan berurutan berdasarkan estimasi awal  yang tidak diketahui dan merupakan penggunaan deret Taylor.Metode Newton-Raphson  memiliki  perhitungan  lebih  baik dibandingkan  metode  Gauss-Seidel  untuk  sistem tenaga  listrik  yang  lebih  besar  karena  lebih  efisien dan  praktis.  Jumlah  iterasi  yang  dibutuhkan ditentukan  berdasarkan  ukuran  sistem.  Untuk mencari daya aktif (P) dan daya reaktif (Q) sebagai berikut :
1 cos( ) n i i j ij ij i j j P V V Y θ δ δ = = − + ∑ (1) 1 sin( ) n i i j ij ij i j j Q V V Y θ δ δ = = − − + ∑ (2)
Dalam  metode  ini  persamaan  aliran  daya dirumuskan  dalam  bentuk  polar.  Deret  Taylor seperti pada persamaan berikut :
( ) ( ) ( ) ( ) 2 2 2 2 2 2 ( ) 2
( ) ( ) ( ) ( ) 2
2 ( ) ( ) ( )
( ) ( ) 2 2 2 2 2 2 2 ( ) ... ... ... ... ... ... ...
...
... ... ... ...
... ... ... ... .. k k k k n n k k k k n n n n k n n n k k k k k n n k n P P P P V V P P P P P V V P Q Q Q Q Q V V Q δ δ δ δ δ δ ∂ ∂ ∂ ∂
∂ ∂ ∂ ∂   ∆   ∂ ∂ ∂ ∂     ∂ ∂ ∂ ∂ ∆ =   ∆ ∂ ∂ ∂ ∂
    ∂ ∂ ∂ ∂   ∆     ( ) 2 ( ) ( ) 2 ( )
( ) ( ) ( ) ( ) 2 2 ... . ... . ... ...
... ...
k k n k k n k k k k n n n n n n V V Q Q Q Q V V δ δ δ δ         ∆               ∆     ∆                 ∆         ∂ ∂ ∂ ∂   ∂ ∂ ∂ ∂   (3)
Matriks  Jacobian  memberikan  perbandingan linear antara perubahan pada sudut tegangan ( ) ( ) k i δ ∆
dan  tegangan ( ) ( ) k i V ∆ dengan  sedikit  perubahan  pada daya  aktif ( ) ( ) k i P ∆ dan  daya  reaktif ( ) ( ) k i Q ∆ .  Dalam bentuk singkat dapat ditulis seperti berikut:
1 2 3 4 J J P Q J J V δ       ∆ ∆ =       ∆ ∆         (4)

## E. Operasi Ekonomis Sistem Tenaga Listrik
Operasi  ekonomis  dari  suatu  pembangkit  termal merupakan proses pembagian atau penjatahan beban total  dari  suatu  sistem  kepada  masing-masing  pusat pembangkit  (pembangkit  termal)  sedemikian  rupa, sehingga  diperoleh  jumlah  biaya  pengoperasian seminimal  mungkin.  Dimana  seluruh  pusat-pusat dalam  suatu  sistem  di  kontrol  secara  terus-menerus pada  saat  terjadi  perubahan-perubahan  beban, sehingga setiap unit pembangkit tenaga listrik dapat beroperasi secara paling ekonomis.

## F. Karakteristik Input-Output Pembangkit
Karakteristik  input-output  pembangkit  termal adalah karakteristik yang menggambarkan hubungan  antara  input  bahan  bakar  (liter/jam)  dan output  yang  dihasilkan  oleh  pembangkit  (MW). Ditulis  dengan  notasi  H  satuan  MBtu/h  atau  L, ditulis  dengan  notasi  F  satuan  Rupiah/jam.Untuk menggambarkan  karakteristik  input  output  dapat dilihat   pada   gambar 2,  yang  menunjukkan  karakteristik  input-output suatu  unit  pembangkit  tenaga  uap  yang  ideal.Input unit  yang  ditunjukkan  pada  sumbu  ordinat  adalah kebutuhan energi panas (MBtu/jam) atau biaya total per  jam  (Rp/jam).  Outputnya  adalah  output  daya listrik  dari  unit  tersebut.  Kurva  biaya  bahan  bakar digambarkan  sebagai  kuadrat  turunan  daya  aktif atau  dengan  persamaan  polynomial  tingkat  dua (kuadrat) dengan persamaan :
(5) Keterangan : F            = Pemakaian bahan bakar pembangkit termal  (liter/jam) P
= Daya listrik yang dibangkitkan (MW) αβγ = Parameter/ Konstanta
G. Karakteristik Kurva Pertambahan Biaya Bahan Bakar  Rata-Rata  (Incremental  Fuel/Heat  Rate Characteristic)
Dari karakteristik input-output pembangkit maka kita  dapat  mencari  kurva  pertambahan  bahan  bakar rata-rata ( incremental fuel/heat rate ), yaitu :
Incremental Fuel or Heat Rate (IFR)  = ( )
( ) d input d output atau     IFR =  F P ∆ ∆ (6)
Dimana: ∆ F=masukan  /  input,  kurva  karakteristik input-ouput; ∆ F = F2-F1 ∆ P=keluaran/output,  kurva  karakteristik input-output ; ∆ P = P2-P1
Kurva  pertambahan  bahan  bakar  rata-rata  atau incremental  fuel  rate  (IFR)  dapat  dikonversikan  ke kurva  kenaikan biaya bahan  bakar atau incremental fuel  cost  (IFC)    dengan  mengalikan  IFR  dengan biaya bahan bakar.
IFC = IFR X Fuel Cost Rupiah MWh (7)

## H.  Kemampuan  Pembebanan  Unit  Pembangkit Termal
Setiap mesin pembangkit/generator tenaga listrik mempunyai  kemampuan  pembebanan  yang  dibatasi oleh  kapasitas  minimum  dan  maksimum.Penetapan batas-batas ini selain karena keterbatasan kemampuan  dari  komponen-komponen  mesin  juga dari segi ekonomis yaitu memperhitungkan efisiensi kerja  dari  setiap  mesin  tersebut.Jika  suatu  unit pembangkit  dioperasikan  atau  dibebani  diluar  batas maksimum atau  minimum dapat menyebabkan nilai efisiensi  rendah  dan  umur/penggunaan  (life  time machine)  dari  mesin  tersebut  menjadi  pendek terutama  jika  sering  dibebani  berlebih  (over loading).Oleh  karena  itu  suatu  unit  pembangkit dapat  beroperasi  dan  bekerja  dengan  efisiensi  yang baik  (ekonomis),  maka  pembangkit  tersebut  harus dioperasikan  dalam  daerah  pembebanan  yang sesuai.Sehingga,  dapat  digunakan  dengan  baik  dan dengan jangka umur operasi yang baik pula.

## I.  Economic Dispatch
Economic dispatch adalah pembagian pembebanan  pada  setiap  unit  pembangkit  sehingga diperoleh  kombinasi  unit  pembangkit  yang  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.  Gambar  3  menunjukkan konfigurasi  sistem  yang  terdiri  dari  N  unit pembangkit termal yang terhubung dengan 1 busbar yang  melayani beban listrik,  P load .Input dari unit ini ditunjukan  sebagai  F i mewakili  biaya  (cost  rate) unit.  Output  unit  ini  P i adalah  daya  listrik  yang  di bangkitkan  oleh  unit  pembangkit  termal.  Kendala penting  dalam  operasi  sistem  ini  adalah    jumlah daya output harus sama dengan kebutuhan beban.

## J. Unit commitment
Unit  commitment  adalah  penentuan  pembangkit yang  akanon  line  dari  sejumlah  pembangkit  yang siap  dioperasikan  untuk  memasok  beban  selama periode  tertentu,  karena  kebutuhan  beban  selalu berubah sehingga pembangkit yang akan dioperasikan  disesuaikan  dengan  kebutuhan  beban. Pengoperasian  pusat-pusat  pembangkit  di  dalam sistem tenaga listrik selalu dikoordinasikan dengan
2 ( ) i i F P P P α β γ = + + Figure 1
Gambar. 1 Sistem Tenaga Listrik
Gambar. 2 Karakteristik Input-Output Unit Pembangkit Termal (ideal)
tujuan agar pembebanan dari pusat-pusat pembangkit  tersebut  optimum  (ekonomis)  pada setiap  interval  waktu  perubahan  beban  untuk  siklus tertentu.  Penjadwalan yang  optimum  adalah kombinasi  tertentu  dari  unit-unit  yang  dijadwalkan (dioperasikan) dengan kapasitas  total  cukup  untuk  memasok  beban  pada interval  waktu  tertentu  dengan  biaya  operasi  yang paling murah (ekonomis).
Pada  penjadwalan  unit-unit  pembangkit  yang akan dioperasikan (commit) pembagian pembebanannya  harus  dalam  keadaan  optimum melalui  suatu  kombinasi  dari  unit-unit  tersebut, kemudian  dipilih  kombinasi  mana  yang  termurah biaya operasinya. Misalnya, jika dalam suatu sistem terdapat  N  buah  pembangkit,  maka  kombinasi pembangkit yang mungkin adalah:
C(N,1) + C(N,2) + … + C(N,N-1) + C(N,N) = 2 N – 1 (8) Metode Pemrograman Dinamik
Dengan menggunakan Forward Dynamic Programming  (algoritma  rekursif  utuk  menghitung biaya  minimum  untuk  jam  ke-K  dengan  kombinasi I) adalah:
F cos t (K,I) = min [P cos t (K,I)+S cos t (K-1,L;K,I)
+F cos t (K-1,L ) (9) Dimana: K = stage/jam ke… untuk level beban tertentu I =  state/kombinasi beban F cos t (K,I) =  biayakomulatif
yang diperlukan  untuk  sampai  ke state I pada level K dari state awal
Gambar. 3 N Pembangkit Termalyang Melayani Beban P load
Gambar. 4 Grafik Penyelesaian Metode Iterasi Lamda
P cos t (K,I) =  biaya  produksi  pada  state  I untuk level (stage) K S cos  t (K-1,L,K  )  =  biaya  transisi  dari  state  L  pada level  K-1  ke  state  I    pada level K

## K. Iterasi Lamda
Iterasi lamda merupakan salah satu metode yang digunakan  dalam  economic  dispatch.  Diagram  blok dari metode ini dapat dilihat pada gambar 3. Gambar diagram  blok  ini  merupakan  gambar  diagram  blok dari  metode  iterasi  lamda  untuk  pengaturan ekonomis yang mengabaikan rugi-rugi. Pada metode ini  lamda  ( λ )  diasumsikan  terlebih  dahulu  , kemudian  dengan  menggunakan  syarat  optimum  , dihitung  P i (output  setiap  pembangkit).  Dengan menggunakan  konstrain  diperiksa  apakah  jumlah total  dari  output  sama  dengan  kebutuhan  beban sistem,  bila  belum  harga  lamda    ( λ )  ditentukan kembali.Untuk  grafik  penyelesaian  metode  iterasi lamda dapat dilihat pada gambar 4.
L. Pengenalan ETAP: Power Station 4.0 ETAP:  Power  Station  4.0  merupakan  program komputer  yang  digunakan    dalam  menganalisa sistem tenaga listrik secara grafis penuh  yang dapat dijalankan  pada  Microsoft  Windows  98,  NT,  4.0, 2000,  Me    dan  XP.  Dengan  ETAP:  Power  Station 4.0  kita  dapat  menggambar  diagram  segaris  serta menganalisa  suatu  studi  kasus,  misalnya  :  studi aliran  daya,  studi  hubung  singkat,  start  motor, stabilitas  transien  koordinasi  peralatan  pelindung dan studi kabel dalam sistem kelistrikan.

## III. METODOLOGI PENELITIAN
Prosedur  penelitian  dapat  dilihat  pada  gambar  5 Diagram  AlirPenelitian  Secara  Keseluruhan.  Dalam diagram  alirpenelitian  ini  terdiri  atas  langkah- langkah      atau    prosedur   dalam  melaksanakan
G
Saluran Transmisi
Saluran Distribusi Pusat Pembangkit Konsumen
T Y
TABEL I.  BESAR ALIRAN BEBAN PADA SALURAN TRANSMISI SISTEM TENAGA LISTRIK MINAHASA 24 NOVEMBER 2011 PUKUL 17.00 WITA Nama Saluran Aliran Daya (P+jQ) (MW+jMVAr) GI. Ranomuut – GI. Teling GI. Bitung – GI. Sawangan GI. Bitung – GI. Likupang GI. Sawangan – GI. Ranomut
GI.Sawangan – GI. Tonsealama GI. Tomohon – GI. Teling
GI.Tonsealama – GI. Tomohon
GI. Tomohon – GI. Tasik Ria GI. Lopana – GI. Kawangkoan
GI. Otam– GI. Lopana GI. Otam – GI. Lolak PLTA  Tanggari  1  –  GI. Sawangan PLTA  Tanggari  2  –  GI. Sawangan PLTA  Tonsealama  1  –  GI. Tonsealama PLTA  Tonsealama  2,3  –  GI. Tonsealama PLTP  Lahendong1,2  –  PLTP Lahendong 3 GI.Kawangkoan – PLTP Lahendong 1,2 PLTP  Lahendong  3  –  GI. Tomohon 0.508+j0.218 8.890+5.270 3.278+j0.827 15.602+j8.878 16.866+j15.206 20.710+j11.862 7.794+j3.820 9.346+j4.942 6.128-j0.486 3.234-j1.060 10.838+j3.640 8.944+j7.672 8.890+j4.092 1.794+j0.868 12.246+j2.002 8.580+j2.584 2.162-j2.672 10.684+j6.786
penelitian,  yaitu  prosedur  maupun  rumus-rumus yang akan digunakan dalam perhitungan penelitian.

## IV.  HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Besar Aliran Beban pada saluran transmisi sistem tenaga listrik Minahasa.
Berdasarkan hasil running program dari ETAP :
Power Station 4.0 dapat diperoleh besar aliran beban pada  saluran  transmisi  sistem  tenaga  listrik Minahasa seperti yang ditunjukkan pada table I.
Dari  tabel  I  dapat  dilihat  bahwa  arah  aliran beban terbesar pada saluran transmisi sistem tenaga listrik  Minahasa  terjadi  pada  saluran  transmisi GI.Tomohon-GI.Teling  sebesar  20.710  MW  + j11.862  MVAr,  disebabkan  saluran  transmisi GI.Tomohon-GI.Teling menyalurkan kebutuhan daya  yang dipikul oleh GI.Ranomuut (transmisi GI. Ranomuut  -  GI.  Teling),  GI.  Sawangan  (transmisi GI.Sawangan-  GI.Ranomuut),  GI.Bitung  (saluran transmisi GI. Bitung - GI. Sawangan), GI. Likupang (saluran  transmisi  GI.  Likupang  -  GI.  Bitung),  GI. Tonsealama (saluran transmisi GI. Tonsealama - GI. Tomohon)  dan  PLTP  Lahendong  (saluran  transmisi PLTP Lahendong - GI.Tomohon).Dengan menggunakan Program ETAP : PowerStation 4.0
seperti  pada  tampilan  di  atas,  maka  diperoleh  total dari :
a. Daya Aktif (P)         = 147.6 MW
b. Daya Reaktif (Q)     =   93.9 MVAr
c. Daya Kompleks (S)  =  175.0 MVA

## Mempelajari/Analisa Studi Aliran Daya dengan Metode
Newton Raphson
Apakah Hasil dari Studi Aliran Dayasudah Membuat single line
Penjadwalan/ Pembagian Pembebanan Setiap Unit Pembangkit Termal
Memasukkan data input sistem Minahasa ke dalam program ETAP 4.0 :Power Station
Data Input dan Output Pembangkit Termal
Menentukan parameter atau data-data teknis
Hitung Persamaan Karakteristik Input dan Output Pembangkit Termal dengan metode Least Square 2 2 1 n i i i i J P P F α β γ =   = + + −   ∑
Hitung Persamaan Laju Pertambahan Biaya Bahan Bakar Incremental Fuel or Heat Rate
(IFR)  = i i dF dP Liter MWh Rupiah MWh      
Hitung Harga Biaya Bahan Bakar ( IFC) IFC = i i dP dF MWh Liter x Fuel Cost Rp MWh Rupiah
Jam    
 
Menghitung Penjadwalan/ Pembagian Pembebanan Setiap Unit Pembangkit Termal dengan Iterasi Lamda
1 1 2 1 n i i i n i i P D β γ λ γ = = = + ∑ ∑ Mulai Selesai
Berdasarkan  jumlah  dari  daya  aktif  (P)  yaitu sebesar 147.6 MW yakni pada tanggal 24 November 2011,  pukul  17.00  WITA  kita  dapat  melakukan penjadwalan pada pembangkit termal yaitu Pembangkit  Listrik  Tenaga  Diesel  (PLTD)  terlebih khusus dalam penelitian ini pada PLTD Lopana dan PLTD
Bitung,
kerena pembangkit termalmenggunakan  bahan  bakar  sebagai  sumber utama dalam menjalankan generator (pengoperasian)  dimana  biaya  produksi  lebih  besar dibandingkan  pembangkit  hidro.  Untuk  pembangkit hidro, yaitu Pembangkit Listrik Tenaga Air/Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTA/PLTM)  tidak  dilakukan  penjadwalan  karena sumber  energi  primer  relatif  murah  yaitu  air sedangkan  untuk  penggunaan  bahan  bakar  sangat kecil  dimana  hanya  untuk  PS  (pemakaian  sendiri) bukan untuk menjalankan generator (pengoperasian).
B. Karakteristik Input- Output Pembangkit Termal.
Pada  sistem  Minahasa  untuk  PLTP  Lahendong
1,2  dan  3  serta  PLTD  Sewa  telah  memiliki  harga kontrak  dengan  PLN  sehingga  perhitungan  harga mengikuti  harga  kontrak.  Untuk    hasil  perhitungan karakteristik  input-  output  pembangkit  termal (PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana)  dapat  dilihat pada tabel 2.

## C. Karakterisitk  Persamaan  Biaya  Bahan  Bakar Unit Pembangkit Termal.
Karakterisitk  persamaan  biaya  bahan  bakar (PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana)    diperoleh dengan  cara:  untuk  persamaan  karakteristik  input- output  dikalikan  dengan  harga  bahan  bakar  HSD atau MFO yaitu sebesar Rp. 8426.17/liter. Hasil dari karakteristik ini dapat dilihat pada tabel 3.

## D. Karakteristik  Laju  Pertambahan  Biaya  Bahan Bakar.
Karakteristik  laju  pertambahan  biaya  bahan bakar  (PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana)  diperoleh dari  turunan  pertama  dari  persamaan  karakteristik input-output  yang  dikalikan  dengan  harga  bahan bakar.Hasil  dari  karakteristik  ini  dapat  dilihat  pada tabel  IV.Dari  perhitungan  laju  pertambahan  biaya bahan  bakar  diatas,  maka  kita  mengetahui  urutan unit  pembangkit  termal  dari  yang  paling  murah sampai  yang  mahal  untuk  dioperasikan,  yakni dengan  melihat  biaya  per  kWh.Dimana  untuk mengetahui  biaya  per-kwh  paling  murah  yaitu dengan  mengalikan  masing-masing  persamaan  laju pertambahan  biaya  bahan  bakar  dari  unit-unit pembangkit  termal  dengan  daya  maksimal  masing- masing  unit.Hasilnya  dapat  dilihat  pada  tabel  IV, tabel V dan tabel V.
E. Pembagian  Pembebanan  dan  Penjadwalan  Unit Pembangkit Termal.
Untuk  pembagian  pembebanan  atau  panjatahan dari  unit  pembangkit  termaldilakukan  dengan menggunakan  metode  iterasi  lamda.  Dimana,  data yang dibutuhkan yaitu persamaan karakteristik biaya bahan bakar pembangkit termal, kapasitas maksimum  dan  minimum  unit  pembangkit  termal, dan  beban  listrik  (P D )  yang  ditanggung  oleh  setiap unit  pembangkit  t  termaluntuk  waktu  satu  hari  (24 jam). Setelah diketahui besar daya listrik yang harus dibangkitkan  oleh  pembangkit  termal,  kemudian dengan  rumus  2 n -1  dilakukan  kombinasi  on/off  unit pembangkit  termal.  Dimana  n  merupakan  jumlah unit yang akan beroperasi (PLTD Bitung dan PLTD Lopana).  Sehingga  diperoleh  2 n -1  =  2 9 -1  =  511 kombinasi. Kemudian kombinasi on/offunit pembangkit yang akan digunakan dalam penjadwalan  adalah  kombinasi  dengan  urutan prioritas.  Tabel  VII  merupakan  tabel  kombinasi on/off    unitpembangkit  termalyang  beroperasi (PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana).  salah  satu contoh dalam perhitungan manual, sebagai berikut:
a. Pukul  17.00  dengan  beban  16300  kW  =  16.30 MW (untuk 3 unit pembangkit)
Dengan mengambil salah satu contoh total beban PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana  diatas,  yaitu pada  pukul  17.00  dengan  beban  16300  kW  = 16.30  MW.  Secara  manual  perhitungan  dapat dijabarkan  dengan  langkah-langkah  sebagai berikut:
1. Menentukan unit-unit pembangkit mana yang akan beroperasi yang akan ditinjau berdasarkan  urutan  prioritas,  dari  yang termurah  hingga  mahal.  Berdasarkan  kasus ini maka kita dapat mengatur unit pembangkit  yang  akan  beroperasi  yaitu  : PLTD  Lopana  unit  2  dan  unit  1  serta  PLTD Bitung  unit  9  (P 9 ,  P 8 dan  P 7 ),  dengan  data unit pembangkit sebagai berikut:
F 9 = 1629281.434+870815.9904 P 9 +95610.448 P 9 2 F 8 = 650018.7136+1511968.406 P 8 +22099.5776 P 8 2 F 7 = 1507104.766+1861846.523 P 7 +9353.0487P 7 2
2. Menentukan  harga  lamda (0) ( ) λ dengan rumus :
(10) (0) (0) 5 5 870815.9904 1511968.406 1861846.523 16.30 191220.896 44199.1552 18706.0974 1 1 1 191220.896 44199.1552 18706.0974 16.30 138.2935946 154.5935946 1901217.958 (8.131292574 10 ) (8.131292574 10 )
Rp x x MWh λ λ − − + + + = + + + = = =
1 1 2 1 2 n i D i i n i i P β γ λ γ + = = = ∑ ∑

## TABEL II. KARAKTERISTIK INPUT- OUTPUT PEMBANGKIT TERMAL
Pembangkit Unit Karakteristik Input-Output ( Liter/Jam) PLTD Bitung 1 F 1 = 97.67 + 223.28 P 1 + 2.81P 1 2
2 F 2 = 209.98 + 116.82P 2 +33.29P 2 2
4 F 3 =100.33 + 215.74P 3 + 5.85P 3 2 5 F 4 =52.82 + 213.11P 4 + 7.43P 4 2 6 F 5 =243.44+ 48.20P 5 + 41.38P 5 2 7 F 6 = 205.29 + 120.29P 6 + 29.49P 6 2
9 F 7 =178.86 + 220.96P 7 + 1.11P 7 2 PLTD Lopana 1 F 8 =98.24+ 228.51P 8 + 3.34P 8 2 2 F 9 = 264.24+ 131.61P 9 + 14.45P 9 2

## TABELIII. PERSAMAAN BIAYA BAHAN BAKAR PEMBANGKIT TERMAL
Pembangkit Unit Karakteristik Input-Output (Rp/Jam)
PLTD Bitung
1 F 1 =822984.0239+1881395.238 P 1 +23677.5377P 1 2 2 F 2 =1769327.177+984345.1794 P 2 + 280507.1993 P 2 2 4 F 3 =845397.6361+1817861.916 P 3 +49293.0945P 3 2 5 F 4 =445070.2994+1795701.089 P 4 +62606.4431P 4 2 6 F 5 =2051266.825+406141.394P 5 + 348674.9146P 5 2 7 F 6 =1729808.439+1013583.989 P 6 +248487.7533 P 6 2
9 F 7 =1507104.766+1861846.523 P 7 +9353.0487P 7 2
PLTD Lopana 1 F 8 =650018.7136+1511968.406 P 8 +22099.5776 P 8 2 2 F 9 =1629281.434+870815.9904 P 9 +95610.448 P 9 2
3. Menentukan nilai P i dengan rumus:
(11) 9 8 7 1901217.958 870815.9904 5.389 ( m ) 191220,896 1901217.958 1511968.406 8.807 ( m ) 44199.1552 1901217.958 1861846.523 2.105 ( min) 18706.0974 P MW P aks P MW P aks P MW P − = = > − = = > − = = <
Berdasarkan  hasil  nilai  diatas    (P 9 ,  P 8 dan  P 7 ) telah  diurutkan  berdasarkan  prioritas  utama  unit yang paling murah, maka:
P 9 dan  P 8 lebih  dari  P maks sehingga  diset untuk dibebani maksimal sebesar P maks , yaitu: P 9 = 4.0 MW dan P 8 = 4.5 MW. P D yang telah terpenuhi yaitu: P 9 + P 8 = 8.5 MW. Berarti  terjadi  kekurangan  daya  sebesar 16.30 MW – 8.5 MW = 7.80 MW. Untuk itu P 7 dioptimalkan dengan sisa beban tersebut yaitu sebesar 7.80 MW.

## TABEL IV. PERSAMAAN LAJU PERTAMBAHAN BIAYA BAHAN BAKAR  PEMBANGKIT TERMAL
Pembangkit Unit Persamaan Laju Pertambahan Biaya Bahan Bakar (Rp/MWh) PLTD Bitung 1 F 1 =1881395.238+ 47355.0754P 1 2 F 2 =984345.1794+ 561014.3986P 2 4 F 3 =1817861.916+ 98586.189P 3 5 F 4 =1795701.089+ 125212.8862P 4 6 F 5 =406141.394+ 697349.8292P 5 7 F 6 =1013583.989+ 496975.5066P 6 9 F 7 =1861846.523+ 18706.0974P 7 PLTD Lopana 1 F 8 =1511968.406 + 44199.1552P 8 2 F 9 = 870815.9904 + 191220.896P 9

## TABEL V.  HARGA DARI  PEMBANGKIT- PEMBANGKIT
TERMAL(RP/KWH) Pembangkit Unit Biaya Bahan Bakar (Rp/kWh) PLTD Bitung 1 2047.14 2 2667.39 4 2162.91 5 2233.95 6 2637.66 7 3498.46 9 2011.49 PLTD Lopana 1 1710.86 2 1635.69
Maka diperoleh:
P 9 = 4.00  MW P 8 = 4.50  MW P 7 = 7.80 MW
Dimana  P 9, P 8 dan  P 7 ,  dan  masih  beroperasi  dalam atau sesuai dengan batasannya (P min dan P maks ).
Selanjutnya  akan  dihitung  besar  biaya  yang paling ekonomis diantara beberapa kombinasi on/off unit  pembangkit  termal  dengan  menggunakan metode pemrograman dinamik.
Dengan  menngunakan  persamaan  9. Kita  dapat menghitung biaya bahan bakar minimum untuk jam ke-K dan kombinasi I, seperti dibawah ini : i.  K=1 (jam ke-1): I=33  F cos t (1,33) = min[P cos t (1,33) + S cos t (0,L;1,33) + F cos t (0)]
2 i i i P λ β γ − =

## TABEL VI.  URUTAN UNIT PEMBANGKIT
TERMAL(RP/KWH) Pembangkit Unit Biaya Bahan Bakar (Rp/kWh) PLTD Lopana 2 1635.69
1 1710.86 PLTD Bitung 9 2011.49 1
2047.14 4 2162.91 5 2233.95 6 2637.66 2 2667.39 7 3498.46

## TABEL VII. KOMBINASI ON/OFF  UNIT PEMBANGKIT
TERMALYANG BEROPERASI (PLTD BITUNG DAN PLTD LOPANA) Jumlah Pembangkit Keadaan (State) Kombinasi Unit Kapasitas Maksimum untuk tiap Kombinasi (kW) 1 7 000000001 4.500 2 33 000000011 8.500 3 187 000000111 17.500 4 292 100000111 21.100 5 381 101000111 24.600 6 446 101100111 27.800 7 483 101110111 31.300 8 504 111110111 34.400 9 512 111111111 39.400
F 1 = 1629281.434+870815.9904 P 9 +95610.448 P 9 2 =1629281.434+870815.9904 (3.50)+95610.448 (3.50) 2
= 5.848.365,388
F 2 =650018.7136+1511968.406 P 8 +22099.5776 P 8 2
= 650018.7136+1511968.406(1.50)+ 22099.5776
(1.50) 2
= 2.967.695,372
P cos t (1,33) = F 1 + F 2 = 5.848.365,388 + 2.967.695,372
= 8.816.060,760
F cos t (1,33) = 8.816.060,760 + 0 = 8.816.060,760
I=9   F cos t (1,9) = min[P cos t (1,9) + S cos t (0,L;1,9) + F cos t (0)] F 1 =1729808.439+1013583.989P 6 +248487.7533P 6 2
=1729808.439+1013583.989(5.00)+ 248487.7533 (5.00) 2 = 13.009.922,22 P cos t (1,9) = 13.009.922,22 F cos  t (1,9)  = 13.009.922,22  +  0  =  13.009.922,22
Biaya termurah adalah: F cos t (1,33) = 8.816.060
TABEL VIII.  HASIL PERHITUNGAN BIAYA BAHAN BAKAR MINIMUM Pukul Keadaan/State Biaya Minimal (Rp) 01:00 33 8.816.060,760 02:00 33 8.816.060,760 03:00 33 8.816.060,760 04:00 33 8.816.060,760 05:00 33 8.816.060,760 06:00 33 8.816.060,760 07:00 7 6.642.312,564 08:00 7 6.642.312,564 09:00 7 6.642.312,564 10:00 7 6.642.312,564 11:00 7 6.642.312,564 12:00 7 6.642.312,564 13:00 7 6.642.312,564 14:00 7 6.642.312,564 15:00 7 6.642.312,564 16:00 33 10.866.765,380 17:00 187 31.142.252.680 18:00 446 49.929.194,130 19:00 483 58.300.180,300 20:00 483 58.300.180,300 21:00 292 35.242.528,960 22:00 7 4.403.886,710 23:00 7 4.403.886,710 24:00 7 4.403.886,710 Total 369.669.939,500
Tabel  II  sampai  dengan  tabel  V  menunjukkan  hasil perhitungan dari karakteristik input-output pembangkit.
V.  KESIMPULAN
Berdasarkan  hasil  penelitian  dan  analisa  data, maka  dapat  ditarik  beberapa  kesimpulan  dan  saran sebagai berikut :
1. Dengan  penentuan  parameter-parameter  yang ada  dan  dianalisa  dengan  sistem  aliran  daya menggunakan metode Newton-Raphson diperoleh hasil seperti pada tabel I .
2. Setelah  melakukan pengolahan data dan dibantu dengan  menggunakan  program  ETAP:  Power Station  4.0  dapat  diperoleh  besar  daya  atau kebutuhan  daya  (P demand )  pada  sistem  Minahasa pada  tanggal  24  November  2011  pada  pukul 17.00 WITA adalah sebesar  = 147.6 MW.
3. Penjadwalan  pembangkit  termalyang  dilakukan yaitu  pada  pukul  17.00  WITA  sesuai  dengan jumlah  beban  yang  beroperasi  yaitu  PLTD Bitung  dan  PLTD  Lopana  adalah  sebesar  16.30 MW  maka  unit-unit  pembangkit  termalyang beroperasi  adalah  PLTD  Lopana  unit  2  dan  1 serta  PLTD  Bitung  unit  9  (P 9 =4.00  MW  ,
P 8 =4.50  MWdan  P 7 =7.80  MW)dimana  sesuai urutan prioritas.
4. Untuk  penjadwalan  PT.  PLN  (Persero)  ditinjau dari  segi  harga  bahan  bakar,  pembangkit  yang dioperasikan  secara  utama  sebaiknya  adalah PLTD Lopana dibandingkan PLTD Bitung.
5. Sesuai  dengan  jumlah  beban  dan  penjadwalan maka  hasil  perhitungan  biaya  bahan  bakar berdasarkan  urutan  prioritas  diperoleh  sebesar Rp.  369.669.939,500,-.Dan  jika  dibandingkan dengan penjadwalan PT. PLN (Persero) Wilayah
Suluttenggo total biaya bahan bakar sebesar Rp. 438.957.267,800,- .
Sehingga
terlihat perbedaanharga,  dan  dapat  dikatakan  penelitian ini  memberikan hasil yang optimum.
6. Dalampenjadwalan  PT.  PLN  (Persero)  lebih dahulu mengutamakan PLTD Bitung disebabkan untuk  Marine  Fuel  Oil  (MFO)  pada  PLTD
Lopana memiliki kekurangan:
Perlu pemanasan dahulu (95 °C) dan Dapat  menyebabkan  mesin  mogok  bahkan rusak  karena  kandungan  dari  Marine  Fuel Oil (MFO) seperti aspal (kasar).
TABEL IX. PEMAKAIAN BAHAN BAKAR DAN
HARGA BAHAN BAKAR DARI PLTD BITUNG DAN PLTD LOPANA PADA TANGGAL 24 NOVEMBER 2011 Pembang-kit Unit Pemaka- ian Bahan Bakar (liter) Biaya Bahan Bakar
(Rp) PLTD Bitung
1 3.620 30.502.735,40 2 4957 41.768.524,690 4 4.774 40.226.535,58 5 2.149 18.107.839,330 6 3.438 28.969.172,460 7 5.616 47.321.370,72 9 24.800 208.969.016,00 PLTD Lopana 1 1.840 12.174.617,60 2 1.650 10.917.456,00 Total 438.957.267,800

## DAFTAR PUSTAKA
1.  Ir.  A.F.  Nelwan,  MT,“Teknik  Tenaga  Listrik”,Lembaga Pembinaan  dan  Pengembangan  Pendidikan,  Unsrat, Manado,2007.
1. S.  Veronika  Angdriedan  N.  Gama,”Pengoperasian  Pada PT.  PLN  (Persero)  Wilayah  Suluttenggo  Area  Penyaluran dan  Pengaturan  Beban  (AP2B)  Sistem  Minahasa”, Laporan Kerja Praktek. Teknik Elektro, Unsrat, Manado,2011.
2. D.  Marsudi,  “Pembangkitan  Energi  Listrik”,  Jakarta, Erlangga,2005.
3. Jr. W.D.Stevenson,  “Analisa Sistem Tenaga Listrikedisi ke empat”, Erlangga, Jakarta,1983.
4. Pusat Pendidikan dan Pelatihan PLN (Persero).
5. C.  Cekdin,Sistem  Tenaga  Listrik  :“Contoh  Soal  dan penyelesaiannya menggunakan Matlab”,Andi,
Yogyakarta,2007.
6. A.J.  Woodand  F.  Bruce,  Wollenberg,“Power  Generation Operation    And  Control  second  edition”,  United
States,1984.
7. A.  Kadir,“Energi:  Sumber  Daya,  Inovasi,  Tenaga  Listrik dan Potensi Ekonomi”, Universitas Indonesia, Jakarta,1995.
8. H.  Saadat,“Power  System  Analysis”,  McGraw-Hill International Edition,2004.
9. M.E.  El-Hawary,“  Electric  Power  System:  Design  and Analysis  “,Reston  Publishing  Company,  Inc.Februai,
Canada,1982.
10. M.  Tuegeh,Optimal  Generator  Scheduling  Berbasis Particle  Swarm  Optimization  (PSO),“Tesis  Program  S2 Teknik Elektro ITS”, Surabaya,2009. 11. P.S.R.  Murty,  “Power  System  Operation  and  Control”, Tata  Mcgraw-Hill  PublisisngCompany  Limited,  New Delhi,1984. 12. ETAP:PowerStation 4.0,UserGuide, “Operation Technology, Inc”,2001.
13. Dr.  T.  Hashim  Hasan,  “Belajar  Sendiri  Dasar-dasar Pemrograman  Matlab”,Gava  media,  Jogjakarta,  Agustus, 2005.