## Abstrak
Untuk  mengatasi  kekurangan  pasokan  energi,  maka pemerintah  membangun    pusat  pembangkit  listrik  yang berdaya  besar.    Dalam  menjalankan  sistem  pembangkit listrik  yang  berdaya  besar,  kita  harus  melakukan pengaturan yang matang baik itu dalam pengaturan beban dan  Daya.  Dan  tujuan  akhir  dari  sistem  pengaturan  itu akan  memperoleh  jumlah  pasokan  daya  dari  pembangkit sama  dengan  besar  kebutuhan  daya  (P demand ).  Agar  tujuan ini  tercapai,  sangat  penting  juga  memperhatikan  tingkat keamanan  kerja  di  sisi  generator,  agar  bukan  hanya pasokan daya yang tercukupi namun tingkat keandalannya juga tinggi.
Dalam  menentukan  batas  kemampuan  kerja generator  kita  harus  mennggunakan  kurva  kapabilitas. Kurva  kapabilitas  digunakan  dalam  monitoring  pada  sisi pembangkitan  untuk  memantau  perubahan  daya  akibat perubahan  daya  beban.Jadi  bukan  hanya  melakukan penjadwalan agar aliran daya optimalnya tercapai namun, kita  juga  harus  mengoptimalkan  keamanan  kerja generator agar tercapai pasokan daya yang andal dan bisa sesuai dengan kebutuhan beban.
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.  Untuk penjadwalan  PT.  PLN  (Persero)  ditinjau  dari  segi  harga, pembangkit  yang  dioperasikan  secara  utama  sebaiknya adalah  PLTD  Lopana  dibandingkan  PLTD  Bitung.  Dari pengujian  terhadap  kurva  kapabilitas  hasil  simulasi,  letak titik  kerja  yang  dihasilkan  sudah  sesuai  dengan  letak  titik kerja dari kurva kapabilitas generator PLTD Bitung.
Kata  kunci  :  Generator,  Kebutuhan  Daya,  Kurva kapabilitas , Penjadwalan generator

## Abstract
To  overcome  the  shortage  of  energy  supply,  then government  build  Power  plant  with  a  huge  capacity.  To operate a power plant system with huge capacity, we need to do  some  good  arrangement  for  load  and  power  regulation. And the ultimate goal of the regulatory system that will obtain amount  of  supply  power  from  power  plant  equals  with amount of power requirements (Pdemand). In order to make this happen, very important also consider the security level in the generator, so not only have enough supply power but also have high levels of reliability.
In  determining  the  capability  limits  of  a  generator we have to use generator capability curve. Capability curve
used  to  monitoring  on  power  generation  side  to  observe  the changes in power due to changes of power load. So, not only scheduling in order to achieved optimal power flow however, we also need to optimize the security of the generator in order to  achieve  a  reliable  power  supply  and  can  fit  the  load requirements.
Amount of power or power requirements (P demand ) at Minahasa  system  on  November  24,  2011  at  17:00  pm  is  = 147.6  MW.  For  PT.  PLN  (Persero)  scheduling  in  terms  of price,  the  main  plant  operated  preferably  a  diesel  Lopana than  diesel  Bitung.  From  the  capabilities  curve  simulation test,  working  point  from  simulation  output  fit  with  Bitung diesel generator power plant capability curve working point.
Keywords: Capability  curve, Generator, Power requirements, Scheduling generator

## I. PENDAHULUAN
Untuk  mengatasi  kekurangan  pasokan  energi,  maka pemerintah  membangun  pusat  pembangkit  listrik  yang berdaya  besar.    Dalam  menjalankan  sistem  pembangkit listrik  yang  berdaya  besar,  kita  harus  melakukan pengaturan  yang  matang  baik  itu  dalam  pengaturan beban dan Daya. Dan tujuan akhir dari sistem pengaturan itu  akan  memperoleh  besar  pasokan  daya  dari pembangkit sama dengan besar kebutuhan daya (P demand ). Dengan  kata  lain,  besar  pasokan  daya  dari  pembangkit sama dengan besar beban. Agar tujuan ini tercapai sangat penting  juga  memperhatikan  tingkat  keamanan  kerja  di sisi  generator  agar  bukan  hanya  pasokan  daya  yang tercukupi  namun  tingkat  keandalannya  juga  tinggi. Dalam hal ini generator yang digunakan adalah generator sinkron.
Generator  sinkron  memiliki  sistem  kelistrikan  yang dilakukan  secara  kontinu  dengan  meletakan  beban tertentu,  sehingga  yang  diperlukan  adalah  kemampuan generator  tersebut  dalam  suplai  daya.  Perlu  diketahui Besar  daya  yang  disuplai  harus  selalu  berada  dibawah kemampuan  maksimum  generator.  Jika  pengoperasian berada diatas kemampuan generator atau kapasitas beban melebihi  kemampuan  daya  generator  maka  akan mengakibatkan  pemanasan  berlebihan  pada  generator tersebut. Akibat dari Pemanasan yang berlebihan adalahn kerusakan  isolasi  pada  belitan-belitan  rotor  dan  stator
Prety Christy Tobuhu (1) ,  Ir. Hans Tumaliang, MT. (2) , Maickel Tuegeh, ST., MT. (3)
(1)Mahasiswa (2)Pembimbing 1 (3)Pembimbing 2
Jurusan Teknik Elektro-FT, UNSRAT, Manado-95115, Email: prety.christy@tobuhu.org

## Penjadwalan Generator Yang Optimal Dengan Memperhatikan Keamanan Kerja Generator
generator.  Oleh  karena  itu  sangat  perlu  diperhatikan keamanan  kerja  generator  dalam  batasan  operasi  yang sesuai dengan kemampuan suatu generator.
Dalam  menentukan  batas  kemampuan  kerja  generator kita  harus  mennggunakan  kurva  kapabilitas.  Kurva kapabilitas  digunakan  dalam  monitoring  pada  sisi pembangkitan  untuk  memantau  perubahan  daya  akibat perubahan daya beban.
Jadi  bukan  hanya  melakukan  penjadwalan  agar aliran  daya  optimalnya  tercapai  namun,  kita  juga  harus mengoptimalkan keamanan kerja generator agar tercapai pasokan  daya  yang  andal  dan  bisa  sesuai  dengan kebutuhan beban.
Berdasarkan  latar  belakang  diatas  maka  penulis menentukan  judul  “Penjadwalan  Generator  Yang Optimal  Dengan  Memperhatikan  Keamanan  Kerja Generator” .

## II. LANDASAN TEORI
Untuk  mengatasi  kekurangan  pasokan  energi,  maka pemerintah  membangun  pusat  pembangkit  listrik  yang berdaya  besar.    Dalam  menjalankan  sistem  pembangkit listrik  yang  berdaya  besar,  kita  harus  melakukan pengaturan  yang  matang  baik  itu  dalam  pengaturan beban dan Daya. Dan tujuan akhir dari sistem pengaturan itu  akan  memperoleh  besar  pasokan  daya  dari pembangkit sama dengan besar kebutuhan daya (P demand ). Dengan  kata  lain,  besar  pasokan  daya  dari  pembangkit sama dengan besar beban. Agar tujuan ini tercapai sangat penting  juga  memperhatikan  tingkat  keamanan  kerja  di sisi  generator  agar  bukan  hanya  pasokan  daya  yang tercukupi  namun  tingkat  keandalannya  juga  tinggi. Dalam hal ini generator yang digunakan adalah generator sinkron.
Generator  sinkron  memiliki  sistem  kelistrikan  yang dilakukan  secara  kontinu  dengan  meletakan  beban tertentu,  sehingga  yang  diperlukan  adalah  kemampuan generator  tersebut  dalam  suplai  daya.  Perlu  diketahui Besar  daya  yang  disuplai  harus  selalu  berada  dibawah kemampuan  maksimum  generator.  Jika  pengoperasian berada diatas kemampuan generator atau kapasitas beban melebihi  kemampuan  daya  generator  maka  akan mengakibatkan  pemanasan  berlebihan  pada  generator tersebut. Akibat dari Pemanasan yang berlebihan adalahn kerusakan  isolasi  pada  belitan-belitan  rotor  dan  stator generator.  Oleh  karena  itu  sangat  perlu  diperhatikan keamanan  kerja  generator  dalam  batasan  operasi  yang sesuai dengan kemampuan suatu generator.
Dalam  menentukan  batas  kemampuan  kerja  generator kita  harus  mennggunakan  kurva  kapabilitas.  Kurva kapabilitas  digunakan  dalam  monitoring  pada  sisi pembangkitan  untuk  memantau  perubahan  daya  akibat perubahan daya beban.
Jadi  bukan  hanya  melakukan  penjadwalan  agar aliran  daya  optimalnya  tercapai  namun,  kita  juga  harus mengoptimalkan keamanan kerja generator agar tercapai pasokan  daya  yang  andal  dan  bisa  sesuai  dengan kebutuhan beban.
Berdasarkan  latar  belakang  diatas  maka  penulis menentukan  judul  “Penjadwalan  Generator  Yang
Optimal  Dengan  Memperhatikan  Keamanan  Kerja Generator” .

## 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,  yaitu  Pembangkitan/konversi,  Transmisi, Distribusi dan Beban.
Pembangkitan  /  konversi,  yaitu  sub-sistem  yang merubah  sumber  daya  alam  /  sumber  energi  primer menjadi  tenaga  listrik,  misalnya:  PLTA  (Pembangkit Listrik  Tenaga  Air),  PLTP  (Pembangkit  Listrik  Tenaga Panas Bumi), PLTD (Pembangkit Listrik Tenaga Diesel), PLTU  (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap),  PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap), dan lain-lain. Bagian ini memiliki tegangan kerja 220 V – 32 kV.
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.
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).
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.

## 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 (analisa beban)  guna  sebagai  patokan  dalam  melakukan penjadwalan  pembangkit  secara  efisien  dengan  tujuan memperoleh  daya  yang  optimal  untuk  disalurkan  ke beban  dengan  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  pegoperasian.  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.

## 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.

## 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.

## 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.

## Karakteristik Input-Output Pembangkit
Untuk  menganalisis  permasalahan  mengenai operasi  dalam  sistem  tenaga,  khusus  masalah  operasi ekonomis,  diperlukan  dasar  mengenai  karakteristik input-ouput  dari  suatu  unit  pembangkit  termal. Karakteristik  input-output  pembangkit  termal  (lihat gambar  1)  adalah  karakteristik  yang  menggambarkan hubungan antara input bahan bakar (liter/jam) dan output
Gambar 1. Karakteristik Input-Output Unit Pembangkit Termal (ideal)
yang  dihasilkan  oleh  pembangkit  (MW). Karakteristik input-output  ini  menyetarakan  hubungan  antara  input pembangkit sebagai fungsi dari output pembangkit. Input pada  pembangkit  termal  berupa  panas  atau  kalor  dari bahan  bakar  untuk  menghasilkan  output  pembangkit  ( energi  listrik  ),  dapat  ditulis  dengan  notasi  H  dengan satuan MBtu/h atau L. Dapat pula dinyatakan dalam nilai uang  yang  menyatakan  besar  biaya  yang  di  perlukan untuk  bahan  bakar,  ditulis  dengan  notasi  F  dan  satuan Rupiah/jam.  Sedangkan output pembangkit adalah daya listrik  (P)  yang  di  keluarkan  oleh  generator  untuk memasok  beban,  tidak  termasuk  untuk  keperluan pembangkit itu sendiri. Satuannya (MW) .
Kurva biaya bahan bakar digambarkan sebagai kuadrat turunan daya aktif atau dengan persamaan polynomial tingkat dua (kuadrat) dengan persamaan :
(1)
Keterangan :
F
=  Pemakaian  bahan  bakar  pembangkit  termal
(liter/jam) P = Daya listrik yang dibangkitkan (MW) αβγ
= Parameter/ Konstanta
Untuk memperoleh parameter dari α , β , dan γ diperlukan data biaya F (P i ) untuk  mengukur P i dimana perhitungannya menggunakan Least Square Method dengan persamaan :
2 2 1 n i i i i J P P F
α β γ =   = + + −   ∑ (2)

## Dimana : i= 1,2,3,…,n (jumlah data)
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 (3)
atau IFR = F P ∆ ∆ (4)
Dimana: Δ F  =  masukan  /  input  pada  kurva  karakteristik input-ouput; Δ F = F2-F1 (5)
2 ( ) i i
F P P P α β γ = + +
Gambar  2  Karakteristik  Pertambahan  Bahan  Bakar  Rata-rata (Incremental Fuel Rate)
Δ P  =  keluaran  /  output  pada  kurva  karakteristik  input- output; Δ P = P2-P1
(6)
Dengan  menghitung  kemiringan  kurva  karakteristik input-output pada gambar 1 pada setiap titik , maka karakteristik  pertambahan  bahan  bakar  rata-rata  dapat digambarkan pada gambar 2.

## Economi 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. Kendala penting dalam operasi sistem ini adalah    jumlah  daya  output  harus  sama  dengan kebutuhan beban.

## Unit Commitment
Unit commitment adalah penentuan pembangkit yang  akan  on  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  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).

## J. Generator Sinkron
Generator  sinkron  (alternator)  merupakan  jenis mesin  listrik  yang  berfungsi  untuk  menghasilkan tegangan  bolak-balik  dengan  cara  mengubah  energi mekanik  menjadi  energi  listrik.  Energi  mekanik diperoleh  dari  putaran  rotor  yang  digerakkan  oleh penggerak mula (prime mover). Sedangkan energi listrik dihasilkan  dari  proses  induksi  elektromagnetik  yang terjadi pada kumparan stator dan rotornya.
Gambar 3 Diagram Skematis Generator Sinkron Tiga Fasa

## Konstruksi Generator Sinkron
Gambar  3  menunjukkan  secara  skematis potongan  melintang  dari  generator  sinkron  2  kutub. Komponen generator sinkron yaiti stator, rotor, dan celah udara.

## Tegangan  Internal  yang  Dibangkitkan  Generator Sinkron
Tegangan  pada  generator  sinkron  diperoleh dengan  memutar  rotor oleh  penggerak  mula  dan  dengan mengalirkan  arus  searah  pada  kumparan  rotor.  Dimana masukan  energi  mekanik  melalui  poros  rotor  akan membuat  rotor  berputar.  Sedangkan  masukan  energi listrik  ke  kumparan  rotor  akan  membuat  rotor  menjadi kutub-kutub  magnet  sehingga  dalam    celah  udara  antara teras  inti  besi  rotor  dan  teras  inti  besi  stator  akan  dialiri fluks  magnet.  Karena  kumparan  rotor  berputar,  maka fluks  magnet  yang  dihasilkan  kumparan  rotor  akan  ikut berputar.  Putaran  fluks  magnet  itu  mengakibatkan  fluks yang  dicakup  belitan  stator  berubah-ubah  besar  dan arahnya.  Perubahan  fluks  tercakup  tersebut,  sesuai hukum  induksi  Faraday,  akan  menimbulkan  gaya  gerak listrik (tegangan induksi) pada belitan stator.
Besarnya  tegangan  induksi  yang  dibangkitkan pada stator dinyatakan dalam persamaan:
f K K N E d P P i . . . . . . 2 φ π = (7)
dimana:
E i =    tegangan induksi [Volt] N p =    jumlah belitan kawat K p =    faktor langkah (faktor kisar) K d =    faktor distribusi ϕ =    besar fluks magnet [weber] f
=    frekuensi [Hz]

## Sistem Eksitasi Generator Sinkron
Berdasarkan  cara  penyaluran  arus  searah  pada rotor  generator  sinkron,  sistem  eksitasi  terdiri  atas  dua jenis  yaitu  sistem  eksitasi  menggunakan  sikat  (brush excitation)  dan  sistem  eksitasi  tanpa  menggunakan  sikat (brushless excitation).

## Rangkaian Ekivalen Generator Sinkron
Rangkaian  ekivalen  generator  sinkron  1  fasa jenis  rotor  silinder  pada  kondisi  tunak  (steady  state) ditunjukkan pada gambar 4.
E i + _ R a jX s Gambar 4 Rangkaian Ekivalen Generator Sinkron 1 Fasa

## Gambar 5 Kurva Kapabilitas Dengan Batas Kestabilan Keadaan Tunak
Dengan  asumsi  tegangan  terminal  generator konstan, dan penggerak mula terkopel langsung terhadap poros generator dengan kecepatan konstan.
Tegangan  internal  yang  dibangkitkan  generator berdasarkan gambar 2.10 dinyatakan oleh :
a s a P i I jX R V E ) ( + + = (8) a s P i I Z V E ) ( + = (9)
Apabila  tahanan  stator  (R a )  diabaikan,  maka  tegangan internal generator (E i ) menjadi:
a s P i I jX V E + =

## Kurva Kapabilitas Generator
Batas  titik  operasi  generator  dinyatakan  dan divisualisasikan dalam bentuk kurva kapabilitas generator. Kurva kapabilitas generator memuat karakteristik  dan  kemampuan  operasi  kerja  generator yang  meliputi  daya  aktif  (MW),  daya  reaktif  (MVAr) dan  daya  rating  (MVA).  Dimana  kurva  kapabilitas digambarkan dalam sumbu PQ.

## Jaringan Saraf  Tiruan
Jaringan saraf tiruan (artificial neural networks atau  di  singkat  JST  adalah  sistem  pemroses  informasi yang  memiliki  karakteristik  mirip  jaringan  saraf  biologi manusia.  JST  dibentuk  sebagai  pengembangan  model matematika dari jaringan  saraf biologi  manusia.  Dengan asumsi  bahwa,  Pemrosesan  informasi  terjadi  secara sederhana  pada  elemen  prosesor,  elemen  tersebut dinamakan neuron, Sinyal dilewatkan di antara neuron
),  ISSN : 2301-8402 V ϕ I a + _ Gambar 4 Rangkaian Ekivalen Generator Sinkron 1 Fasa
Gambar 5 Kurva Kapabilitas Dengan Batas Kestabilan Keadaan Tunak
Dengan  asumsi  tegangan  terminal  generator konstan, dan penggerak mula terkopel langsung terhadap
Tegangan  internal  yang  dibangkitkan  generator
)  diabaikan,  maka  tegangan
(10)
Batas  titik  operasi  generator  dinyatakan  dan divisualisasikan dalam bentuk kurva kapabilitas kapabilitas generator memuat karakteristik  dan  kemampuan  operasi  kerja  generator yang  meliputi  daya  aktif  (MW),  daya  reaktif  (MVAr) dan  daya  rating  (MVA).  Dimana  kurva  kapabilitas
artificial neural networks) sistem  pemroses  informasi yang  memiliki  karakteristik  mirip  jaringan  saraf  biologi JST  dibentuk  sebagai  pengembangan  model matematika dari jaringan  saraf biologi  manusia.  Dengan Pemrosesan  informasi  terjadi  secara lemen  tersebut Sinyal dilewatkan di antara neuron

## Gambar 6 Bentuk Neuron Sederhana
-neuron  melalui  suatu  penghubung memiliki  pembobot  tertentu  dan  sin akan  dikalikan  dan  Setiap  neuron  memiliki  fungsi aktifasi (non-linier) terhadap masukan untuk menghasilkan sinyal keluaran.
Suatu  neuron  sederhana  digambarkan  pada gambar 6. Pada gambar 6, neuron Y menerima masukan dari  neuron  x 1 ,  x 2 ,  dan  x 3 masing-masing  adalah  w 1 ,  w neuron yang ada dijumlahkan : net =  x Besar  impuls  yang  diterima  oleh  Y  mengikuti  fungsi aktivasi  y  =  f(net).  Apabila  nilai  fungsi  aktivasi  cukup kuat,  maka  sinyal  akan  diteruskan.  Nilai  fungsi  aktivasi (keluaran  model  jaringan)  juga  dapat  dipakai  sebagai dasar untuk merubah bobot.

## Metode Constructive Backropagation
Proses  terbentuknya  kontruksi  penambahan unit tersembunyi untuk metode pembelajaran constructive  backropagation satu.  Algoritma  pelatihan  constructive  backropagation yaitu  Inisialisasi,  Pelatihan  unit  tersembunyi  baru, Pembekuan unit tersembunyi baru

## Inisialisasi
Inisialisasi, yaitu pembentukan JST awal berupa JST tanpa unit tersembunyi. Penimbang dari konfigurasi awal dihitung dengan meminimalkan jumlah dari galat kuadrat (sum  of  squared  error  /  SSE ditemukan dibuat tetap.

## Pelatihan unit tersembunyi baru
Pelatihan unit tersembunyi baru, yaitu menghubungkan  masukan ke  unit baru dan sambungkan keluarannya  ke  unit  keluaran.  Seluruh  penimbang  yang terhubung  ke  unit  baru  diatur  dengan  meminimalkan mSSE (modified SSE).

## Pembekuan unit tersembunyi baru
Pembekuan  unit  tersembunyi  baru,  yaitu  menetapkan secara  permanen  penimbang  yang  berinterkoneksi dengan unit baru.
.

## III.     METODOLOGI PENELITIAN

## Tempat dan Waktu Penelitian
Tempat  penelitian  adalah  pengambilan  data yang dilakukan di PT. PLN (Persero) Area Pusat

## Gambar 6 Bentuk Neuron Sederhana
elalui  suatu  penghubung,  Setiap  penghubung tertentu  dan  sinyal  yang  dikirim Setiap  neuron  memiliki  fungsi ) terhadap masukan untuk
Suatu  neuron  sederhana  digambarkan  pada gambar 6. Pada gambar 6, neuron Y menerima masukan dengan  bobot  hubungan ,  w 2 ,  dan  w 3 .  Ketiga  impuls neuron yang ada dijumlahkan : net =  x 1 w 1+ x 2 w 2+ x 3 w 3 Besar  impuls  yang  diterima  oleh  Y  mengikuti  fungsi aktivasi  y  =  f(net).  Apabila  nilai  fungsi  aktivasi  cukup kuat,  maka  sinyal  akan  diteruskan.  Nilai  fungsi  aktivasi (keluaran  model  jaringan)  juga  dapat  dipakai  sebagai

## Metode Constructive Backropagation
Proses  terbentuknya  kontruksi  penambahan unit tersembunyi untuk metode pembelajaran terjadi  secara  satu  demi
constructive  backropagation
yaitu  Inisialisasi,  Pelatihan  unit  tersembunyi  baru,  dan n unit tersembunyi baru.
Inisialisasi, yaitu pembentukan JST awal berupa JST tanpa unit tersembunyi. Penimbang dari konfigurasi awal dihitung dengan meminimalkan jumlah dari galat kuadrat SSE).  Penimbang  yang  telah

## Pelatihan unit tersembunyi baru
Pelatihan unit tersembunyi baru, yaitu menghubungkan  masukan ke  unit baru dan sambungkan keluarannya  ke  unit  keluaran.  Seluruh  penimbang  yang terhubung  ke  unit  baru  diatur  dengan  meminimalkan

## Pembekuan unit tersembunyi baru
Pembekuan  unit  tersembunyi  baru,  yaitu  menetapkan secara  permanen  penimbang  yang  berinterkoneksi

## II.     METODOLOGI PENELITIAN
Tempat  penelitian  adalah  pengambilan  data yang dilakukan di PT. PLN (Persero) Area Pusat

## TABEL I. DATA TEKNIS GENERATOR
- Pengaturan  Beban  (AP2B)  sistem  Minahasa  Wilayah Suluttenggo,  PT.  PLN  (Persero)  Wilayah dan  pembangkit-pembangkit  yang  ada  di  sistem Minahasa. Waktu penelitian dilakukan mulai dari
),  ISSN : 2301-8402

## DATA TEKNIS GENERATOR
Pengaturan  Beban  (AP2B)  sistem  Minahasa  Wilayah Suluttenggo,  PT.  PLN  (Persero)  Wilayah  Suluttenggo pembangkit  yang  ada  di  sistem Minahasa. Waktu penelitian dilakukan mulai dari

## TABEL II. DATA TEKNIS GENERATOR
III.     HASIL DAN PEMBAHASAN
pengambilan  data  (data  teknis data  saluran  transmisi,  data  transformator,  dan  data beban) yakni sejak tanggal  18 September 2014. Namun data  yang  digunakan  untuk  penelitian  ini  yakni  tanggal 24 November 2011. Data komponen listrik sistem tenaga
61

## ATA TEKNIS GENERATOR

## HASIL DAN PEMBAHASAN
pengambilan  data  (data  teknis  pembangkit/generator, data  saluran  transmisi,  data  transformator,  dan  data beban) yakni sejak tanggal  18 September 2014. Namun data  yang  digunakan  untuk  penelitian  ini  yakni  tanggal
Data komponen listrik sistem tenaga

## TABEL III. BESAR ALIRAN BEBAN PADA SALURAN TRANSMISI SISTEM TENAGA LISTRIK MINAHASA
NOVEMBER 2011 PUKUL 17.00 WITA
-listrik  Minahasa  dan  Kotamobagu  pada  24  tanggal November 2011 dapat dilihat pada tabel I &

## IV.  HASIL DAN PEMBAHASAN
Besar  Aliran  Beban  pada  saluran  transmisi  sistem tenaga listrik Minahasa
Berdasarkan  hasil  Running  program  E Station  4.0  diperoleh  besar  aliran  beban  seperti  pada Tabel III. Dari tabel III di atas 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 Teling  menyalurkan  kebutuhan  daya  yang  dipikul  oleh GI.  Ranomuut  (transmisi  GI.  Ranomuut  - GI.  Sawangan  (transmisi  GI.Sawangan-  GI.  Ranomuut), GI.Bitung  (saluran  transmisi  GI.  Bitung Sawangan),  GI.  Likupang  (saluran  transmisi  GI. Likupang  -  GI.  Bitung),  GI.  Tonsealama  (saluran transmisi  GI.  Tonsealama  -  GI.  Tomohon)  dan  PLTP Lahendong  (saluran  transmisi  PLTP  Lahendong 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
Berdasarkan jumlah dari daya aktif (P)  yaitu  sebesar 147.6 MW yakni pada tanggal 24 November 2011, pukul
),  ISSN : 2301-8402

## BEBAN PADA SALURAN
SISTEM TENAGA LISTRIK MINAHASA 24 17.00 WITA listrik  Minahasa  dan  Kotamobagu  pada  24  tanggal & II.

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## Besar  Aliran  Beban  pada  saluran  transmisi  sistem
Berdasarkan  hasil  Running  program  ETAP  :  Power Station  4.0  diperoleh  besar  aliran  beban  seperti  pada di atas dapat dilihat bahwa arah ada  saluran  transmisi  sistem tenaga listrik Minahasa terjadi pada saluran transmisi GI.
GI.  Teling  sebesar  20.710  MW  +  j11.862
MVAr,  disebabkan  saluran  transmisi  GI.  Tomohon-GI. Teling  menyalurkan  kebutuhan  daya  yang  dipikul  oleh -  GI.  Teling), GI.  Ranomuut),
GI.Bitung  (saluran  transmisi  GI.  Bitung  -  GI. Sawangan),  GI.  Likupang  (saluran  transmisi  GI. GI.  Bitung),  GI.  Tonsealama  (saluran I.  Tomohon)  dan  PLTP
Lahendong  (saluran  transmisi  PLTP  Lahendong  -  GI.
Program ETAP : seperti  pada  tampilan  di  atas,  maka
Daya Aktif (P)         = 147.6 MW
MVAr Daya Kompleks (S)  =  175.0 MVA
Berdasarkan jumlah dari daya aktif (P)  yaitu  sebesar 147.6 MW yakni pada tanggal 24 November 2011, pukul

## TABEL IV. KARAKTERISTIK INPUT
TERMAL
17.00  WITA  kita  dapat  melakukan pembangkit  termal  yaitu  Pembangkit  Listrik  Tenaga Diesel (PLTD) terlebih khusus dalam penelitian ini pada PLTD  Lopana  dan  PLTD  Bitung,  kerena  pembangkit termal menggunakan bahan bakar sebagai sumber utama dalam  menjalankan  generator  (pengo 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  ya untuk  penggunaan  bahan  bakar  sangat  kecil  dimana hanya  untuk  PS  (pemakaian  sendiri)  bukan  untuk menjalankan generator (pengoperasian).

## Karakteristik  Input-Output  Pembangkit  Termal Sistem Minahasa
Kapasitas  pembangkit  termal  pada  sistem Minahasa terdiri atas 9 unit PLTD Bitung, 2 unit PLTD Lopana,  3  unit  PLTP  Lahendong,  2  unit  PLTU  Sulut  2 dan  5  PLTD  Sewa  (Sewa  Bitung  1,  Sewa  KPM  Bitung, Sewa Bitung 3, Sewa Manado dan Sewa KPM) ditambah 2  PLTD  Sewa  Kota.  Data  yang  diperoleh  pada  24 November 2011 terdapat beberapa unit pembangkit yang tidak beroperasi yakni PLTD Bitung unit 3 dan 8, PLTU Sulut  serta  PLTD  Kota.  Dengan  menggunakan  metode kuadrat  terkecil  (Least  square  Method diperoleh  persamaan  karakteristik pembangkit termal.
Dengan  menggunakan  persamaan  di  bawah maka  kita  menentukan  persamaan  karakteristik output  pembangkit termal :
( ) i i F P P P α β γ = + +
Hasil  persamaan  karakteristik  input termal bisa dilihat pada tabel IV.

## Persamaan  Biaya  Bahan  Bakar  Pembangkit  Termal Sistem Minahasa
Untuk persamaan karakteristik dengan harga bahan bakar HSD atau MFO yaitu sebesar Rp.  8426.17/liter.  Hasil  persamaan  biaya  bahan  bakar pembangkit termal bisa dilihat

## KARAKTERISTIK INPUT-OUTPUT PEMBANGKIT TERMAL
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 menggunakan 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).

## Output  Pembangkit  Termal
Kapasitas  pembangkit  termal  pada  sistem PLTD Bitung, 2 unit PLTD Lopana,  3  unit  PLTP  Lahendong,  2  unit  PLTU  Sulut  2 dan  5  PLTD  Sewa  (Sewa  Bitung  1,  Sewa  KPM  Bitung, Sewa Bitung 3, Sewa Manado dan Sewa KPM) ditambah 2  PLTD  Sewa  Kota.  Data  yang  diperoleh  pada  24 November 2011 terdapat beberapa unit pembangkit yang tidak beroperasi yakni PLTD Bitung unit 3 dan 8, PLTU Sulut  serta  PLTD  Kota.  Dengan  menggunakan  metode
Least  square  Method)  maka  akan diperoleh  persamaan  karakteristik  input-output  dari
Dengan  menggunakan  persamaan  di  bawah maka  kita  menentukan  persamaan  karakteristik  input-
2 i i F P P P
α β γ = + +
Liter/Jam     (11)
Hasil  persamaan  karakteristik  input-output  pembangkit hat pada tabel IV.

## Persamaan  Biaya  Bahan  Bakar  Pembangkit  Termal
Untuk persamaan karakteristik input-output dikalikan dengan harga bahan bakar HSD atau MFO yaitu sebesar Hasil  persamaan  biaya  bahan  bakar pembangkit termal bisa dilihat pada Tabel V.

## TABEL V. PERSAMAAN BIAYA BAHAN BAKAR PEMBANGKIT TERMAL

## TABEL VI. PERSAMAAN LAJU PERTAMBAHAN BIAYA BAHAN BAKAR PEMBANGKIT TERMAL

## Persamaan  Laju  Pertambahan  Biaya  Bahan  Bakar (Incremental Fuel Cost)
Laju  pertambahan  biaya  bahan  bakar  diperoleh dari turunan pertama dari persamaan karakteristik input- output  yang  dikalikan  dengan  harga  bahan  bakar.  Hasil Persamaan  Laju  Pertambahan  Biaya  Bahan  Bakar  dapat dilihat pada tabel VI.
Dari  laju  pertambahan  biaya  bahan  bakar  diatas, kita  dapat  mengetahui  urutan  pembangkit  termal  mulai dari  yang  paling  murah  sampai  termahal  untuk dioperasikan  yaitu  dengan  melihat  biaya  per-kWh.  Kita dapat  mengetahui  biaya  per-kWh  dengan  mengalikan persamaan laju pertambahan biaya bahan bakar tiap unit dengan  daya  maksimalnya.  Hasilnya  dapat  dilihat  pada Tabel VII.

## Pembagian  Pembebanan  dan  Penjadwalan  Unit Pembangkit Termal
Untuk pembagian pembebanan atau panjatahan dari unit  pembangkit  termal  dilakukan  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

## TABEL VII. PERSAMAAN LAJU PERTAMBAHAN BIAYA BAHAN BAKAR PEMBANGKIT TERMAL
TABEL VIII. KOMBINASI ON/OFF UNIT PEMBANGKIT TERMAL YANG BEROPERASI (PLTD BITUNG DAN PLTD
LOPANA)
-ditanggung  oleh  setiap  unit  pembangkit  t  termal  untuk waktu  satu  hari  (24  jam)  namun  dengan  selang  waktu setiap  satu  jam  (01.00  sampai  dengan  24.00).  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/off    unit  pembangkit  yang  akan  digunakan  dalam penjadwalan  adalah  kombinasi  dengan  urutan  prioritas sesuai dengan tabel VII.
Pada  kombinasi  unit  penjadwalan  diatas  dapat dilihat sampai dengan keadaan (state) 504 dan 512 ada 8 dan  9  unit  pembangkit  yang  beroperasi.  Namun  pada tanggal 24 November 2011 (pengambilan data) tertinggi beban  PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana  yakni  sebesar 28.7 MW = 28700 kW. Sehingga dalam pembagian/penjatahan  unit  pembangkit  termal  tidak sampai semua unit akan beroperasi, karena dengan hanya beroperasi  7  unit  pembangkit  maka  kebutuhan  beban sudah dapat terpenuhi. Hal ini juga dapat dilihat dari segi besar  kapasitas  maksimum  untuk  tiap  kombinasi  pada tabel VIII diatas.
Dalam  menghitung  pembagian  atau  penjatahan beban  untuk  setiap  unit  pembangkit  termal,  dapat
dilakukan dengan cara metode iterasi lamda menggunakan software Matlab.
Namun dibawah ini  merupakan salah satu contoh dalam perhitungan manual, sebagai berikut.
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  2  langkah,  yaitu  menentukan  unit pembangkit yang beroperasi dan menentukan nilai P i .

## Menentukan unit pembangkit yang beroperasi
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 Menentukan harga lamda (0) ( ) λ dengan rumus :
(12)
(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 − − + + + =
+ + + = = =
Menentukan nilai P i Menentukan nilai P i dengan rumus:
(13)
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. Maka diperoleh P 9 4.00  MW, P 8 4.50  MW, dan  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 ).
Dari tabel VIII, dapat dilihat  hasil penjadwalan beban  PLTD  Bitung  dan  PLTD  Lopana.  Pada  pukul 01.00-06.00  PLTD  Bitung  dan  Lopana  memikul  beban konstan  sebesar  5.00  MW.  Namun  pada  pukul  07.00- 15.00  terjadi  penurunan  beban  (sistem  memikul  beban rendah)  sehingga  kedua  PLTD  ini  memikul  beban konstan  sebesar  4.00  MW.  Dimana  pada  jam  ini  unit pembangkit  yang  beroperasi  besar  (prioritas)  yakni PLTA/PLTM, PLTP dan PLTD Sewa. Pada pukul 16.00 terjadi  kenaikan  beban  menjadi  6.30  MW.  Kemudian pada pukul 17.00 beban sistem mulai meningkat, dimana terjadi  kenaikan  beban  yang  cukup  besar  menjadi  16.30 MW.  Begitupun  pada  pukul  18.00  beban  meningkat menjadi 24.80 MW. Memasuki beban puncak pada pukul 19.00-20.00  beban  semakin  meningkat  menjadi  28.70 MW. Pada pukul 21.00 beban turun  menjadi 18.00 MW dan  pada  pukul  22.00-24.00  beban  konstan  turun menjadi 2.50 MW.
Berdasarkan  kondisi  diatas  dapat  disimpulkan bahwa  PLTD  Lopana  unit  2  dan  1  merupakan  urutan pertama  yang  akan  dijalankan  dalam  urutan  prioritas pengoperasian  generator  dibandingkan  PLTD  Bitung melihat  biaya  bahan  bakar  yang  lebih  murah.  Dan semakin besar kenaikan beban dalam suatu sistem dapat mempengaruhi  kerja  dari  unit  pembangkit  (generator) yang  artinya  semakin  besar  kenaikan  beban  maka  unit pembangkit yang beroperasi akan bertambah pula jumlah pembangkit  (semakin  banyak).  Sehingga  biaya  bahan bakar  yang  dibutuhkan  bertambah  pula  (lebih  mahal). Setelah memperoleh penjadwalan dan pembagian/penjatahan  beban  unit  pembangkit  termal, selanjutnya  akan  dihitung  besar  biaya  yang  paling ekonomis  diantara  beberapa  kombinasi  on/off    unit pembangkit  termal  dengan  menggunakan  metode pemrograman  dinamik.  Untuk  perhitungan biaya  bahan bakar minimum untuk jam ke-K dan kombinasi I, seperti dibawah ini.
1 1 2 1 2 n i D i i n i i P β γ λ γ + = = = ∑ ∑ 2 i i i P λ β γ − =

## TABEL IX. HASIL PERHITUNGAN BIAYA BAHAN BAKAR MINIMUM
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)] 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+1013583.989 P 6 +248487.7533 P 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) = 8.816.060,760 Perhitungan  biaya  bahan  bakar  minimum  untuk  jam  ke- 2-24.
Gambar 7 Kurva Kapabilitas Generator PLTD Bitung dari Plot Data PQ

## Gambar 8 Uji coba Kurva Kapabilitas Generator PLTD Bitung unit 9
Berdasarkan  penyelesaian  dynamic  program,  biaya minimum/termurah  dapat  diperoleh  kondisi  termurah dari setiap jam (perjam selama 24 jam/1 hari). Tabel IX merupakan  hasil  perhitungan  biaya  minimum/termurah dari pukul 1.00-24.00 (1 hari).
perhitungan  biaya  bahan  bakar  dari  penulisan skripsi  ini  menghasilkan  harga  yang  lebih  murah  yaitu sebesar Rp. 369.669.939,500,-  dibandingkan dengan PT. PLN  (Persero)  yaitu  dengan  pengeluaran  sebesar 438.957.267,800,-.

## Hasil Pembentukan Kurva Kapabilitas dengan Jaringan Saraf Tiruan
Tampilan kurva Kapabilitas Hasil Pembentukan Jaringan Saraf Tiruan ditunjukan pada gambar 7.

## Uji Coba Kurva Kapabilitas Generator Hasil Simulasi
Uji  coba  terhadap  kurva  kapabilitas  hasil pelatihan  NN  dilakukan  untuk  Menguji  titik  kerja  dari generator,  Yang  dalam  hal  ini  generator  PLTD  Bitung sehingga dapat ditentukan apakah generator bekerja pada batasan yang aman atau tidak (dapat dilihat pada gambar 8).
P =  11 MW Q =  8.25 MVAr
Dari  Hasil  Simulasi  Kurva  Kapabilitas  diatas  terlihat bahwa  Kerja  Generator  Aman.  Dimana  Dari  hasil simulasi Titik kerja generator berada dalam titik aman.

## V. KESIMPULAN
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.
Penjadwalan  pembangkit  termal  yang  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 termal yang beroperasi adalah PLTD Lopana unit  2  dan  1  serta  PLTD  Bitung  unit  9  (P 9 =4.00  MW  , P 8 =4.50  MW dan  P 7 =7.80  MW) dimana  sesuai  urutan prioritas.
Untuk penjadwalan PT. PLN (Persero) ditinjau dari segi  harga,  pembangkit  yang  dioperasikan  secara  utama sebaiknya  adalah  PLTD  Lopana  dibandingkan  PLTD Bitung.
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 perbedaan  harga,  dan  dapat  dikatakan  penelitian  ini memberikan hasil yang optimum.
Dalam  penjadwalan  PT.  PLN  (Persero)  lebih dahulu  mengutamakan  PLTD  Bitung  disebabkan  untuk Marine  Fuel  Oil  (MFO)  pada  PLTD  Lopana  memiliki kekurangan  yaitu  Perlu  pemanasan  dahulu  (95  °C)  dan Dapat  menyebabkan  mesin  mogok  bahkan  rusak  karena kandungan  dari  Marine  Fuel  Oil  (MFO)  seperti  aspal (kasar).
Dari  pengujian  terhadap  kurva  kapabilitas  hasil simulasi,  letak  titik  kerja  yang  dihasilkan  sudah  sesuai dengan  letak  titik  kerja  dari  kurva  kapabilitas  generator PLTD Bitung.
DAFTAR PUSTAKA
[1]    A.  F.  Nelwan,  Ir.  MT.  “Teknik  Tenaga  Listrik”,  Lembaga Pembinaan dan Pengembangan Pendidikan (LP3), Universitas Sam Ratulangi, Manado, 2007.
[2]    C.  Cekdin,  Sistem  tenaga  listrik,  Contoh  Soal  dan  Penyelesaian menggunakan matlab, Andi, Yogyakarta, 2007.
[3]    D.  Marsudi,  “Pembangkitan  Energi  Listrik”,  Erlangga,  Jakarta, 2005.
[4]    D.  W  Jr.  Stevenson,  Analisis  sistem  tenaga  listrik  Edisi  keempat, Erlangga, Jakarta, 1990.
[5]  E. Supriyadi,  “Sistem Pengaman Tenaga Listrik”. Adicipta Karya Nusa, Yogyakarta, 1999.
[6]    D.  W.  Windia,  Optimasi  Penjadwalan  Unit  Pembangkit  Thermal Pada Sistem Tenaga Listrik Minahasa dengan Menerapkan Metode Pemrograman  Dinamik  (skripsi),  Universitas  Sam  Ratulangi, Fakultas Teknik, Jurusan Teknik Elektro, Manado, 2011.
[7]      H.  Saadat,  “Power  System  Analysis”,  International  Edition, Second  Edition, 2004.
[8]    H.T.  Hasan,  “Belajar  Sendiri  Dasar-Dasar  Pemrograman Matlab”, Gava Media, Yogyakarta, 2005.
[9]    J.  J.  Grainger,  D.  W  Jr.  Stevenson,  “Power  System  Analysis”, McGraw-Hill.Inc, 1994.
[10]    J.  J.  Siang,  “Jaringan  Saraf  Tiruan    dan  Pemrogramannya Menggunakan Matlab”, ANDI,  Yogyakarta, 2004.
[11]    M.  H.  K.  A.  Purnomo,  “Supervised  Neural  Networks”,  Graha Ilmu, Yogyakarta, 2006.
[12]    N.  Gama,  V.  Sartika,  Laporan  Kerja  Praktek  di  PT.  PLN  AP2B Sistem Minahasa, Manado, 2011.
[13]    S.  J.  Chapman,    “Electric  Machinery  Fundamentals”,  McGraw- Hill   International Edition, New York, 1991.