POROS Turbin Ruang Bakar Udara Pengabut Gas Buang Energi Listrik GENERATOR
Abstrak—Dalam pengoperasian sistem tenaga lisrik perlu dilakukan peminimalan biaya operasi atau fuel cost. Tujuannya agar daya beban tetap terpenuhi, sedangkan biaya operasi dapat ditekan.  Faktor yang menjadi pertimbangan dalam meminimalkan biaya operasi adalah harga bahan bakar. Selama ini pemakaian Bahan Bakar Minyak (BBM) dalam pengoperasian pembangkit listrik menimbulkan kerugian dari sisi biaya operasi. Hal tersebut dikarenakan potensi gas alam yang dalam penggunaannya lebih efisien dan murah oleh pemerintah Indonesia lebih dikhususkan untuk kebutuhan ekspor. Maka, kajian didalam tugas akhir ini ialah mengenai seberapa besar dampak kerugian penggunaan BBM pada pembangkit listrik. Alasan PLTG dan PLTGU dipilih yaitu karena pembangkit ini memiliki efisiensi thermal  yang tinggi, sehingga dapat menggunakan bahan bakar dari berbagai jenis minyak.  Dynamic  Optimal Power Flow  (DOPF) dipakai untuk menghitung biaya operasi dengan menggunakan metode Quadratic Programming. DOPF dilakukan dengan menggunakan program Matpower dan software matlab. Sistem yang digunakan yaitu  PLTG dan PLTGU yang beroperasi pada sistem kelistrikan Jawa Bali 500 kV.
Kata Kunci — Kata kunci : Biaya Operasi Pembangkitan, Dynamic Optimal Power Flow (DOPF), Quadratic Programming.

## I. PENDAHULUAN
nergi listrik merupakan suatu faktor penunjang yang sangat penting bagi perkembangan secara menyeluruh suatu bangsa. Di Indonesia,  dengan semakin meningkatnya kegiatan industri dan jumlah penduduknya, maka kebutuhan energi listrik juga mengalami peningkatan.  Ada beberapa faktor yang mempengaruhi ketersediaan listrik di Indonesia, antara lain ketersediaan energi primer dan harga bahan bakar. Telah diketahui bahwa biaya terbesar dari pembiayaan pembangkit listrik adalah untuk bahan baku energi (sekitar 80 %), selain itu naik/turunnya biaya pembangkitan selalu terkait dari penggunaan energi listrik oleh beban[3].
Pemakaian Bahan Bakar Minyak (BBM) dalam pengoperasian pembangkit listrik tentu menimbulkan kerugian dari sisi biaya operasi. Pada 2009 pemerintah Indonesia mengeluarkan kebiijakan untuk mengkonversi penggunaan BBM ke Gas. Kebijakan ini tentu beralasan karena mengingat pemakaian gas lebih murah dan Indonesia sendiri kaya akan gas bumi[3]. Merujuk pada data yang dikeluarkan oleh kementerian ESDM bahwa cadangan gas bumi masih sangat
Gambar 1. Prinsip Kerja unit pembangkit turbin gas
potensial, namun pemanfaatan di dalam negeri  khususnya untuk pembangkit listrik  masih minimal. Hal tersebut dikarenakan lebih dari 50% gas bumi untuk kebutuhan ekspor. Hal ini  menjadi    menjadi sorotan pemerintah bahwa penggunaan BBM pada pembangkit harus dibatasi dan penggunaan gas bumi harus dimaksimalkan[4]. Oleh karena itu, di tugas akhir ini akan dikaji mengenai seberapa besar dampak kerugian penggunaan BBM pada pembangkit listrik yang terhubung dengan sistem 500 kV. PLTG dan PLTGU dipilih karena pembangkit ini memiliki efisiensi thermal yang tinggi,  sehingga dapat menggunakan bahan bakar dari jenis minyak.  Dalam Tugas Akhir ini, fokus perhitungan pada perbedaan biaya operasi tahunan penggunaan minyak HSD dan Gas alam pada PLTG dan PLTGU yang terhubung dengan sistem 500 kV.
Perhitungan fuel cost dilakukan dengan DOPF  ( Dynamic Optimal Power Flow ) dan dengan menggunakan metode quadratic programming yang dilakukan pada enam pembangkit thermal yang terhubung langsung dengan sistem Jawa Bali 500 kV.

## II. DYNAMIC OPTIMAL POWER FLOW

## A. Pusat Listrik Tenaga Gas
Prinsip kerja pembangkit listrik tenaga gas ialah berawal dari udara yang masuk ke kompresor untuk dinaikkan tekannannya, kemudian udara  tersebut dialirkan ke ruang bakar. Di dalam ruang bakar, udara yang telah dinaikkan tekanannya ini dicampur dengan bahan bakar dan dibakar. Apabila digunakan Bahan Bakar Gas (BBG), maka gas dapat langsung dicampur dengan udara untuk dibakar, tetapi apabila digunakan Bahan Bakar Minyak (BBM), maka BBM ini harus dijadikan kabut terlebih dahulu kemudian baru dicampur

## Kajian Potensi Kerugian Akibat Penggunaan BBM pada PLTG dan PLTGU di Sistem Jawa Bali
Luqman Nur Imansyah, Rony Seto Wibowo, dan Soedibyo Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111
E-mail : imansyah11@mhs.ee.its.ac.id, ronyseto@ee.its.ac.id , soedieb@ee.its.ac.id
E
(1) (2) POROS Turbin Ruang Bakar Udara Pengabut Gas Buang Energi Listrik GENERATOR dengan udara untuk dibakar.
Gambar 2. Skema sebuah blok PLTGU yang terdiri dari 3 unit PLTG dan sebuah unit PLTU
B. Dynamic Optimal Power Flow (DOPF)
Dynamic  Optimal Power Flow Arus Searah merupakan pengembangan dari OPF Arus Searah yang digunakan untuk melakukan penjadwalan pembangkit dengan beban bersifat dinamis.
Dalam permasalahan realtime, pembangkitan generator harus disesuaikan dengan perubahan beban. Di sisi lain perubahan daya pembangkitan generator harus dijaga pada batas tertentu yang disebut dengan ramp rate , hal ini berfungsi untuk menjaga life time dari pembangkit dan peralatan pendukung pembangkit.
Cost function dari unit Generator ke- i pada level waktu ke -t dimodelkan dengan persamaan :
𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑖𝑧𝑒 𝐶 = � 𝑇 𝑖=1 � 𝐹 𝑖 ( 𝑃 𝑖𝑡 ) 𝑁 𝑖=1
dengan, 𝐹 𝑖 ( 𝑃 𝑖 ) = 𝑎 𝑖 𝑃 𝑖 2 + 𝑏 𝑖 𝑃 𝑖 + 𝑐 𝑖 Keterangan :T adalah jumlah level beban, N adalah jumlah generator, P i adalah daya keluaran dari unit ke– i dan a i , b i dan c i adalah cost coefficient unit generator ke– i.
Fungsi objektif tersebut diminimalkan melalui batasan :
- equality constraint : “ active power balance”
𝑃 𝑖 𝑡 + 𝑃 𝑔𝑖 𝑡 = 𝑃 𝑑𝑖 𝑡 (3) 𝑃 𝑖 𝑡 = ∑ 1 𝑋 𝑖𝑗 �𝜃 𝑖 − 𝜃 𝑗 � 𝑛 𝑗=1 (4)
dengan 𝑃 𝑖 𝑡 adalah  injeksi daya aktif semua saluran ij yang terhubung di bus- i saat t , 𝑃 𝑔𝑖 𝑡 adalah injeksi daya aktif generator pada bus- i saat t , sedangkan 𝑃 𝑑𝑖 𝑡 adalah daya aktif beban pada bus- i saat t. 𝑋 𝑖𝑗 adalah reaktansi saluran ij dan 𝜃 𝑖 adalah sudut bus i.
- inequality constraint
𝑃 𝑖 𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑃 𝑖 𝑡 ≤ 𝑃 𝑖 𝑚𝑎𝑥 (5)
𝑃 𝑖 𝑡 merupakan daya keluaran dari unit ke-i, 𝑃 𝑖 𝑚𝑖𝑛 dan 𝑃 𝑖 𝑚𝑎𝑥 merupakan kapasitas pembangkitan minimum dan maksimum unit generator ke–i.
−𝑃 𝑖𝑗 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝑃 𝑖𝑗 𝑡 ≤ 𝑃 𝑖𝑗 𝑚𝑎𝑥 (6)
𝑃 𝑖𝑗 𝑡 adalah  daya aktif yang mengalir di saluran ij saat t, sedangkan 𝑃 𝑖𝑗 𝑚𝑎𝑥 adalah kapasitas saluran ij .
−𝛿 𝑖 ≤ 𝑃 𝑖 ( 𝑡+1 ) − 𝑃 𝑖𝑡 ≤ 𝛿 𝑖 (7) 𝑃 𝑖 𝑡 merupakan daya keluaran dari unit ke-i, 𝛿 adalah ramp limit dari generator– i .

## C. Quadratic Programming
Quadratic programming (QP) merupakan masalah optimasi dari fungsi objektif berupa persamaan kuadrat dengan constraints linear. Batasan linear digunakan untuk membatasi nilai variabel yang dioptimasi.. Secara umum algoritma quadratic programming dapat ditulis sebagai : Meminimalkan fungsi : 𝐹 ( 𝑥 ) = f+ 𝑔 𝑇 𝑥 + 1 2 𝑥 𝑇 𝐻𝑥 (8)
Sesuai dengan constraint sistem linier
𝑙𝑏 ≤ 𝐴𝑥 ≤ 𝑢𝑏 (9)
𝑥 𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑥 ≤ 𝑥 𝑚𝑎𝑥 (10)

## III. SISTEM JAWA BALI 500 KV

## A. Flowchart Penyesaian Tugas Akhir
Pada tugas akhir ini dilakukan dengan mempelajari sistem 500 kV dalam keadaan stabil.
Data-data yang dibutuhkan dalam pengerjaan tugas akhir ini didapat dari P3B pusat jakarta pada september 2013. Proses pengolahan data melalui beberapa tahapan, yakni data pembangkitan yang diperoleh dikali dengan data lain yang kemudian dikalikan dengan harga bahan bakar yang digunakan di tiap-tiap pembangkit. Setelah didapat suatu nilai koefisien biaya operasi dari hasil pengalian dengan harga bahan bakar terserbut, kemudian data dimasukkan ke dalam program pada software matlab.
Dari hasil running didapat nilai biaya operasi keseluruhan pada sistem 500 kV. Dari hasil perbandingan, kemudian dianalisis dan disimpulkan sebagai kesimpulan tugas akhir. Flowchart pengerjaan tugas akhir ini seperti pada gambar 3.
GENERATOR GENERATOR GENERATOR Turbin Gas Turbin Gas Turbin Gas GENERATOR Turbin UAP UAP AIR AIR UAP POROS POROS POROS POROS Ketel Uap Ketel Uap Ketel Uap Gas Buang Gas Buang Gas Buang Header Uap Header Air Air Laut POMPA Kondensor
Mulai
Studi literatur  dan pengumpulan data Sistem Interkoneksi Jawa Bali 500 KV
Menentukan Cost function setiap pembangkit thermal di Jawa Bali 500 kV , Analisa hasil perbandingan Selesai Cek Performansi Ya Tidak Kesimpulan Menghitung biaya operasi pembangkit yang terhubung di sistem Jawa bali 500 kV dalam kondisi normal antara penggunaan BBM dan Gas dengan menggunakan program DOPF Perbandingan hasil biaya operasional pembangkit antara penggunaan BBM dan GAS
Gambar 3. Flowchart penyelesaian tugas akhir
Tabel 1.
Data beban  Sistem Jawa bali 500 kV
No Bus Nama Bus Type Bus Beban P (MW) Q (MVar) 1 Suralaya Slack 220 69 2 Cilegon Load 186 243 3 Kembangan Load 254 36 4 Gandul Load 447 46 5 Cibinong Load 680 358 6 Cawang Load 566 164 7 Bekasi Load 621 169 8 MuaraTawar Generator 0 0

## B. Data Pembebanan
Sistem pembangkit 500 kV terdiri dari beberapa  bus yang memiliki data beban berbeda pada  masing  –  masing busnya. Data pembebanan pada masing-masing bus dapat dilihat pada tabel 1.
Pada sistem 500kV  Jawa Bali  memiliki 8 pembangkit, 30 saluran dan 25 bus. Bus tersebut terdiri dari 1 bual slack bus, 7 buah generator bus, dan 17 load bus. Total beban maksimal yang terpasang adalah 9493 MW dan 3678 MVAR.
Jumlah Unit Pembangkit di Sistem 500 kV Gambar 5  merupakan data jumlah unit pembangkit pada sistem Jawa Bali 500 kV.  Jumlah unit pembangkit yang ada diasumsikan selalu terdapat 35 generator  dan selalu dalam keadaan menyala.
Tabel 1. Data beban  Sistem Jawa bali 500 kV (lanjuta n) No Bus Nama Bus Type Bus Beban P (MW) Q (MVar) 9 Cibatu Load 994 379 10 Cirata Generator 550 177 11 Saguling Generator 0 0 12 Bandung Selatan Load 666 400 13 Mandiracan Load 293 27 14 Ungaran Load 494 200 15 Tanjung Jati Generator 0 0 16 Surabaya barat Load 440 379 17 Gresik Generator 123 91 18 Depok Load 327 67 19 Tasik Malaya Load 213 73 20 Pedan Load 530 180 21 Kediri Load 551 153 22 Paiton Generator 267 50 23 Grati Generator 111 132 24 Balaraja Load 681 226 25 Ngimbang Load 279 59

## Gambar 4.. Grafik Jumlah Unit Pembangkit 500 kV
Kemudian dari sisi penggunaan bahan bakar, pembangkit yang terhubung di Sistem 500 kV 43% menggunakan batubara. Dimana penggunaan terbesar batubara dipakai di pembangkit PLTU. Untuk pembangkit PLTG dan PLTGU, masing unit pembangkitnya menggunakan dual bahan bakar, yakni menggunakan gas dan HSD.
Dari kurva dapat dilihat bahwa  penggunaan HSD masih dominan dipakai untuh bahan bakar  dalam operasi pembangkit.

## B. Kurva Beban Harian
Pada tugas akhir ini dibutuhkan data beban selama 1 tahun. Data beban diolah agar didapat beban harian dalam setahun. Beban tersebut kemudian dibagi dalam 4 layer, yakni data beban senin sampai kamis, data beban jumat, data beban sabtu, dan data beban minggu. Data beban senin sampai kamis dijadikan 1 layer karena dalam 4 hari itu diasumsikan bebannya sama. Data beban yang dipakai pada layer senin
3842 3190 1322 494 840 1440 450 1088 952 700 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 D aya M am p u N e tt o ( M W ) PLTU PLTG PLTGU PLTA
Gambar  5.  Prosentase penggunaan bahan bakar pada unit pembangkit yang terhubung di Sistem 500 Kv.
Gambar  6.  Kurva beban  harian dalam setahun  yang mewakili hari senin sampai kamis .
sampai kamis adalah data beban hari rabu. Hari rabu adalah kondisi dimana beban paling besar dan beban puncak terjadi pada pukul 19.00.
Data beban dibutuhkan untuk mengetahui biaya pembangkitan tiap jam. Untuk data beban pada layer senin sampai kamis dapat dilihat pada Gambar 6. Pada kurva terlihat bahwa beban pada saat jam 19:00  merupakan beban puncak. Kemudian beban akan turun lagi setelah jam  19:00.  Beban pada jam 19.00 adalah beban yang terbesar dalam 1 minggu.

## IV. HASIL SIMULASI DAN ANALISIS

## A. Perhitungan Fungsi Biaya Pembangkit Thermal
Hal yang paling mendasar dalam operasi ekonomis adalah membuat kurva fungsi biaya pembangkit. Fungsi biaya pembangkit tersebut berasal dari karakteristik input-output pada  masing-masing unit pembangkit yang terhubung pada Sistem 500 kV.  Perhitungan karakteristik input-  output pembangkit thermal pada tabel 2.
Berdasarkan tabel 2 dan tabel 3 didapatkan koefisien  biaya dengan  cara  memasukkan data heatrate dan batasan daya ke dalam program Matlab.
Harga  yang tertera pada tabel 4 dan tebel 5 adalah hasil bagi antara harga gas  dan HSD  dengan kandungan kalori, maka harga gas  dan HSD yang digunakan adalah  0,274 Rp/kkal  dan  1,4546  Rp/kkal  ,kemudian menentukan karakteristik input-output dalam R/h :
Tabel 2.
Koefisien biaya pembangkit PLTG Muara Tawar blok 3 Daya (MW) Heatrate (kcal/MWh) (kcal/h) Koefisien biaya pembangkit (kcal/h) ap^2+bp+c 35 4419890 154696150 a= -1869,124015 b= 2347727,7375 c= 74956583,885 80 3141720 251337600 120 2741120 328934400 140 2624670 367453800 Tabel 3. Koefisien biaya  pembangkit PLTGU Muara Tawar Blok1 Daya (MW) Heatrate (kcal/MWh) (kcal/h) Koefisien biaya pembangkit (kcal/h) ap^2+bp+c 315 2591000 816165000 a= 1583,757822 b= 272114,3781 c= 572626027,67 410 2313000 948330000 504 2211000 1114344000 585 2176000 1272960000 Tabel 4.
Harga bahan bakar  pembangkit  PLTG Muara Tawar blok 3 Pemakaian gas
Harga Gas (Rp/MMBTU) Kandungan kalori (kcal/MMBTU) Harga (Rp/kcal) 69.153,88 252000 0,274 Tabel 5. Harga bahan bakar  pembangkit  PLTG Muara Tawar blok 3 Pemakaian HSD Harga Gas (Rp/MMBTU) Kandungan kalori (kcal/MMBTU) Harga (Rp/kcal) 69.153,88 252000 0,274 Tabel 6. Harga Bahan Bakar  Pembangkit  PLTGU Muara Tawar Blok 1 pemakaian gas Harga Gas (Rp/MMBTU) Kandungan kalori (kcal/MMBTU) Harga (Rp/kcal) 69.153,88 252000 0,274
Tabel 7.  Harga  Bahan Bakar  Pembangkit  PLTGU Muara Tawar Blok 1 pemakaian HSD Harga HSD (Rp/Liter) Kandungan kalori (kcal/Liter) Harga (Rp/kcal) 13.229,87 9095 1,4546 𝐹 𝑃𝐿𝑇𝐺 𝑏𝑙𝑜𝑘 3 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑘𝑎𝑖𝑎𝑛 𝑔𝑎𝑠 = 𝐻 𝑖 × 0.274   = − 512,888 P 2 +  644216,49P +  20568086,62Rp/h
𝐹 𝑃𝐿𝑇𝐺 𝑏𝑙𝑜𝑘 3𝑝𝑒𝑚𝑎𝑘𝑎𝑖𝑎𝑛 𝐻𝑆𝐷 = 𝐻 𝑖 × 1.4546   = − 2718,9 P 2 +  3415004,7P +  109031846,9Rp/h
Harga  yang  tertera pada tabel 6  dan tabel 7  hasil bagi antara harga gas  dan HSD  dengan kandungan kalori,  maka harga gas dan HSD yang digunakan adalah 0,274 Rp/kkal dan 1,4546  Rp/kkal  ,kemudian menentukan karakteristik input- output dalam R/h : 𝐹 𝑃𝐿𝑇𝐺𝑈 𝑏𝑙𝑜𝑘 1 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑘𝑎𝑖𝑎𝑛 𝑔𝑎𝑠 = 𝐻 𝑖 × 0.274   = 434,5831464 P 2 +  74668,18533P +  157128582 Rp/h 𝐹 𝑃𝐿𝑇𝐺𝑈 𝑏𝑙𝑜𝑘 1 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑘𝑎𝑖𝑎𝑛 𝐻𝑆𝐷 = 𝐻 𝑖 × 1.4546   = 2303,734128 P 2 +  395817,5743P +  832941819,8 Rp/h
Pada Tabel 8  dapat diketahui  nilai Pmin dan Pmax dari unit pembangkit Gresik. Data ini juga akan diproses di matlab
43% 11% 17% 29% Batubara pada PLTU GAS pada  PLTU GAS/HSD pada PLTG dan PLTGU AIR pada  PLTA 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 01 .0 0 02 .0 0 03 .0 0 04 .0 0 05 .0 0 06 .0 0 07 .0 0 08 .0 0 09 .0 0 10 .0 0 11 .0 0 12 .0 0 13 .0 0 14 .0 0 15 .0 0 16 .0 0 17 .0 0 18 .0 0 19 .0 0 20 .0 0 21 .0 0 22 .0 0 23 .0 0 24 .0 0 Daya (MW) Waktu (Jam)
Tabel 8. Data batasan generator pembangkit Muara Tawar Unit Pembangkit P min (MW) P max (MW) PLTU 1-2 35 140 PLTU 3-4 315 585
Gambar 7 Prosentase Energi (MWh) pada hari Senin-Kamis
agar daya yang dibangkitkan oleh generator tidak melampai kapasitasnya dan sesuai batasan ramp rate pada DOPF.
B. Perhitungan Energi (MWh) Tahunan Pada Sistem Jawa Bali 500 kV
Untuk  menentukan energi, maka dibutuhkan daya generation pada masing-masing layer. Setelah diketahui daya generation yang disimulasikan pada DOPF, maka dihitung energi berdasarkan bahan baku primer pada pembangkit listrik yang terhubung di sistem 500 kV. Selanjutnya dicari energi tahunan. Energi tahunan dapat dirumuskan pada persamaan 11 dan 12
Energi Mingguan = 4 x energi hari senin-kamis              (11) Energi Tahunan = Energi mingguan x 52 minggu               (12)
Gambar 7 merupakan hasil perhitungan energi tahunan yang dilakukan pada hari  senin sampai kamis dengan daya generation  yang diwakili oleh kurva beban senin sampai kamis.

## C. Simulasi Biaya Operasi
1) Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun

## Penggunaan Bahan Bakar Gas
Dalam tugas akhir ini perhitungan biaya operasi  keadaan sistem stabil dan diasumsikan semua generator dalam keadaan menyala.  Biaya akan disimulasikan dengan beban yang tampak pada kurva beban senin-kamis, kurva beban jumat, kurva beban sabtu dan kurva beban minggu. Gambar 8 merupakan hasil simulasi dari biaya operasi pada senin-kamis saat PLTG dan PLTGU menggunakan gas.  Biaya pada jam 19.00 adalah yang terbesar. Biaya operasi mencapai puncak tertinggi pada saat beban puncak.
Gambar 8 biaya pembangkitan pada hari senin-kamis (Gas)

## Gambar 9 biaya pembangkitan pada hari senin-kamis (HSD)

## 1) Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar HSD
Biaya operasi mengalami kenaikan sekitar dua kali lipat dibanding penggunaan gas. Hali ini disebabkan oleh harga beli bahan bakar yang besar dan berdampak kepada biaya operasi yang juga ikut meningkat. Kenaikan beban saat beban puncak berimbas langsung kepada biaya operasi yang juga meningkat.
2) Perbandingan Biaya Operasi Pada Saat PLTG dan PLTGU menggunakan Bahan Bakar Gas dan Biaya Operasi saat menggunakan Bahan Bakar HSD
Perbandingan biaya dilakukan pada saat PLTG dan PLTGU pada sistem 500 kV menggunakan Gas dengan menggunakan HSD. Dari hasil simulasi dapat terbukti penggunaan gas lebih murah dari penggunaan HSD.
24076162; 58% 2520334; 6% 7213234; 17% 7862400; 19% Batubara Gas Gas/HSD Air 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Bi ay a (M illia r) Waktu (jam) 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Bi ay a (M illia r)
Waktu (Jam)
Tabel 9. Hasil Simulasi Biaya Pada Hari Senin-Kamis Jam Biaya operasi  hari senin - kamis Selisih
Penggunaan Gas Penggunaan HSD 1 Rp  3.006.600.000 Rp  6.155.100.000  Rp  3.148.500.000 2 Rp  2.938.900.000 Rp  5.988.600.000  Rp  3.049.700.000 3 Rp  2.885.000.000 Rp  5.856.400.000  Rp  2.971.400.000 4 Rp  2.890.400.000 Rp  5.854.600.000  Rp  2.964.200.000 5 Rp  3.032.700.000 Rp  6.234.600.000  Rp  3.201.900.000 6 Rp  3.028.700.000 Rp   6.209.600.000  Rp  3.180.900.000 7 Rp  2.963.100.000 Rp  5.930.000.000  Rp  2.966.900.000 8 Rp  3.212.900.000 Rp  6.706.300.000  Rp  3.493.400.000 9 Rp  3.423.400.000 Rp  7.294.400.000  Rp  3.871.000.000 10 Rp  3.502.700.000 Rp  7.485.500.000  Rp  3.982.800.000 11 Rp  3.543.600.000 Rp  7.587.300.000  Rp  4.043.700.000 12 Rp  3.390.000.000 Rp  7.137.200.000  Rp  3.747.200.000 13 Rp  3.483.200.000 Rp  7.427.600.000  Rp  3.944.400.000 14 Rp  3.592.900.000 Rp  7.706.100.000  Rp  4.113.200.000 15 Rp  3.561.300.000 Rp  7.629.600.000  Rp  4.068.300.000 16 Rp  3.549.400.000 Rp  7.600.500.000  Rp  4.051.100.000 17 Rp  3.554.400.000 Rp  7.517.300.000  Rp  3.962.900.000 18 Rp  3.812.900.000 Rp  8.309.100.000  Rp  4.496.200.000 19 Rp  3.847.500.000 Rp  8.322.200.000  Rp  4.474.700.000 20 Rp  3.803.300.000 Rp  8.222.200.000  Rp  4.418.900.000 21 Rp  3.688.800.000 Rp  7.969.800.000  Rp  4.281.000.000 22 Rp  3.454.600.000 Rp  7.281.700.000  Rp  3.827.100.000 23 Rp  3.271.000.000 Rp  6.798.100.000  Rp  3.527.100.000 24 Rp  3.133.200.000 Rp  6.445.300.000  Rp  3.312.100.000 Total Rp80.570.500.000  Rp169.669.100.000  Rp89.098.600.000 Tabel 10. Hasil Simulasi Biaya gabungan pada Hari Senin-Kamis Jam Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan 1 Rp  3.006.600.000 2 Rp  2.938.900.000 3 Rp  2.885.000.000 4 Rp  2.890.400.000 5 Rp  3.032.700.000 6 Rp  3.028.700.000 7 Rp  2.963.100.000 8 Rp  3.212.900.000 9 Rp  3.423.400.000 10 Rp  3.502.700.000 11 Rp  3.543.600.000 12 Rp  3.390.000.000 13 Rp  3.483.200.000 14 Rp  3.592.900.000

## 3) Simulasi Biaya Operasi Harian Dalam Setahun Penggunaan Bahan Bakar Gabungan.
Penggunaan bahan bakar gabungan ini diasumsikan jika pada jam 01.00-  16.00  pembangkitan menggunakan Gas  dan pada jam 17.00-22.00 pembangkitan menggunakan HSD serta pada jam 23.00-24.00 kembali menggunakan Gas. Pada jam 17.00-22.00 adalah beban puncak. Jadi, hal ini dimaksudkan untuk meminimalkan biaya pembangkitan saat terjadi keterbatasan gas dan dengan pemakaian gabungan diharapkan bisa mengurangi kerugian pemakaian bahan bakar minyak.
Tabel 10. Hasil Simulasi Biaya Pada Hari Senin-kamis  (lanjuta n) Jam Biaya Operasi hari Senin-Kamis Penggunaan Bahan Bakar Gabungan 15 Rp  3.561.300.000 16 Rp  3.549.400.000 17 Rp  7.517.300.000 18 Rp  8.309.100.000 19 Rp  8.322.200.000 20 Rp  8.222.200.000 21 Rp  7.969.800.000 22 Rp  7.281.700.000 23 Rp  3.271.000.000 24 Rp  3.133.200.000 Total Rp  106.031.300.000 Tabel 11. Biaya Tahunan penggunaan gas, HSD, dan Gabungan Total  Biaya Seminggu Total Biaya Setahun GAS Rp       544.318.600.000 Rp 28.304.567.200.000 HSD Rp     1.137.467.900.000 Rp 59.148.330.800.000 Gabungan Rp        715.310.100.000 Rp  37.196.125.200.000

## D.     Analisa Hasil Simulasi
Pada tabel 11 dapat dilihat perbandingan biaya tahunan antara penggunaan gas, penggunaan HSD, dan penggunaan gabungan.

## V. KESIMPULAN
Dari hasil simulasi  dapat disimpulakan bahwa penggunaan HSD sebagai bahan bakar pembangkit lebih mahal daripada penggunaan Gas. Akan tetapi penggunaan bahan bakar gabungan dalam  sehari dapat mengurangi kerugian yang besar jika pemakaian HSD dalam sehari.
Dari hasil simulasi menunjukkan biaya operasi pembangkitan dengan menggunakan bahan bakar gabungan dalam setahun adalah Rp  37.196.125.200.000. Sedangkan biaya operasi pembangkitan dengan menggunakan gas dalam setahun  adalah Rp  28.304.567.200.000. Jika memang ketersediaan pasokan gas sedang mengalami keterbatasan maka penggunaan bahan bakar gabungan dapat meminimalkan biaya operasi pembangkitan.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]    Sidarjanto ,“Diktat Kuliah Manajemen Sistem Tenaga Listik”, Jurusan Teknik Elekto –FTI –ITS.
[2]    Allen J.W. dan Bruce F.W., “ Power Generation, Operation and Control”, John Willey & Sons Inc, America, 1996 [3]     Ontoseno, Penangsang, “Diktat Kuliah Pengoperasian Optimum Sistem Tenaga Listik”, Jurusan Teknik Elekto –FTI –ITS.
[3]    Suryoatmojo,Heri,“ Diktat kuliah Pembangkit Sistem Tenaga Listrik ”, Jurusan Teknik Elekto –FTI –ITS.
[4] http://www.dpr.go.id/id/  berita/komisi7/2013/feb/06/5062/penggunaan- pembangkit-bbm-harus-dibatasi
[5]    Cerdin, Cermas, “ Sistem Tenaga Listrik ,” Andi,Yogyakarta,2006 [6]   Nursidi, “Direct Current Dynamic Optimal Power Flow Using Quadratic Programming”, Jurusan Teknik Elektro–FTI  ITS,2013.
[7]     PT PLN(Persero),”Statistik PLN 2012 dan RUPTL 2012-2021” [8]     Marsudi, Djiteng, “ Pembangkit Energi Listrik” ,Erlangga, Jakarta,2005 [9] Marsudi, Djiteng, “ Operasi Sistem Tenaga Listrik ,” Graha Ilmu,Yogyakarta,2006