## Journal of Information Technology and Computer Science (INTECOMS)
Volume 7 Nomor 3, Tahun 2024 e-ISSN : 2614-1574 p-ISSN : 2621-3249

## DINAMIC ECONOMIC DISPATCH (DED) BERBASIS MIXED INTEGER LINEAR PROGRAMMING (MILP) DENGAN MEMPERTIMBANGKAN PEMBANGKIT EBT PADA KELISTRIKAN PULAU SUMBAWA

## DYNAMIC ECONOMIC DISPATCH (DED) BASED ON MIXED INTEGER LINEAR PROGRAMMING (MILP) CONSIDERING EBT GENERATING ON SUMBAWA ISLAND ELECTRICITY
Tri Handoyo Baniantoro 1 , Rony Seto Wibowo 2
1,2 Fakultas Teknik, Magister Inovasi Sistem dan Teknologi, Institut Teknologi Sepuluh Nopember, Surabaya, Indonesia triehandoyo42@gmail.com 1*

## ABSTRACT
In  the  Dynamic  Economic  Dispatch  (DED)  based  on  Mixed  Integer  Linear  Programming  (MILP)  for  the electricity of Sumbawa Island by considering RE (Renewable Energy) power plants, several aspects need to be considered, namely Variable Addition  and Limitations: In the MILP model, the new variable must  include the allocation  of  power  from  RE  sources,  such  as  solar  power  plants  or  geothermal  power  plants.  Relevant technical and operational constraints should also be applied, such as capacity limits, characteristic curves and sustainability  limits  for  renewable  energy  sources.  The  Sumbawa  Island  electricity  system  must  consider  the technical  limitations  related  to  RE  Power  plants.  This  includes  capacity  limitations,  sustainability  limitations (such  as  solar  radiation  levels  or  water  discharge  during  the  dry  season),  as  well  as  the  system's  ability  to handle variations in  power generated by RE Power plants that depend on natural  energy  sources. One of the challenges  in  integrating  RE  Power  plants  is  its  variability.  Renewable  energy  sources  such  as  solar  and hydropower tend to fluctuate in their power output depending on weather conditions. Therefore, the DED model must consider predictions or estimates of the power generated by RE Power plants to optimize accurate power allocation  and  minimize  operational  costs.  The  simulation  results  show  that  the  Mixed  Integer  Linear Programming  (MILP)  method  is  able  to  provide  a  simple  and  economical  solution  to  the  DED  problem.  The change in operation using gas fuel and cofiring by 5% is a factor in the existence of minimal fixed power in the system.  This  thesis  is  a  DED  solution  using  Mixed  Integer  Linear  Programming  (MILP)  by  considering  fuel changes as the main consideration in mathematical calculations to determine plant operation. With the change in PLTMG fuel type from B35 to gas, total generation costs decreased by 10.89%. With the change in PLTMG fuel type from B35 to gas and PLTU cofiring by 5%, total generation costs decreased by 10.94%.
Keywords: Sumbawa  Island,  Dinamic  Economic  Dispatch,  Mixed  Integer  Linear  Programming,  Renewable Energy.

## ABSTRAK.
Dalam  Dinamic  Economic  Dispatch  (DED)  berbasis  Mixed  Integer  Linear  Programming  (MILP)  untuk kelistrikan  Pulau  Sumbawa  dengan  mempertimbangkan  pembangkit  EBT  (Energi  Baru  dan  Terbarukan), beberapa aspek perlu diperhatikan, yaitu Penambahan Variabel dan Batasan: Dalam model MILP. Variabel baru harus  mencakup  alokasi  daya  dari  sumber  EBT,  seperti  pembangkit  tenaga  surya  (solar  power  plant)  atau pembangkit  geothermal  (geothermal  power  plant).  Batasan  teknis  dan  operasional  yang  relevan  juga  harus diterapkan,  seperti  batasan  kapasitas,  kurva  karakteristik,  dan  batasan  keberlanjutan  untuk  sumber  energi terbarukan. Sistem kelistrikan Pulau Sumbawa harus mempertimbangkan batasan teknis yang berkaitan dengan pembangkit EBT. Ini termasuk pembatasan kapasitas, pembatasan keberlanjutan (seperti tingkat radiasi matahari atau debit air saat musim kemarau), serta kemampuan sistem untuk menangani variasi daya yang dihasilkan oleh pembangkit EBT yang bergantung pada sumber energi alaminya. Salah satu tantangan dalam mengintegrasikan pembangkit  EBT  adalah  variabilitasnya.  Sumber  energi  terbarukan  seperti  tenaga  surya  dan  air  cenderung mengalami fluktuasi daya produksi mereka tergantung pada kondisi cuaca. Oleh karena itu, model DED harus mempertimbangkan prediksi atau estimasi daya  yang dihasilkan oleh pembangkit EBT untuk  mengoptimalkan alokasi daya yang akurat dan meminimalkan biaya operasional. Dari hasil simulasi menunjukkan bahwa dengan metode  Mixed  Integer  LinearProgramming  (MILP)  mampu  memberikan  solusi  dari  masalah  DED  secara sederhana  dan  ekonomis.Perubahan  pengoperasian  menggunakan  bahan  bakar  gas  dan  cofiring  sebesar  5% menjadi faktor adanya daya tetap minimal pada sistem. Tesis ini adalah penyelesaian DED menggunakan Mixed Integer Linear Programming (MILP) dengan mempertimbangkan perubahan bahan bakar sebagai pertimbangan utama dalam perhitungan  matematis untuk  menentukan pengoperasian pembangkit. Dengan adanya perubahan
jenis bahan bakar PLTMG dari B35 ke gas, biaya pembangkitan total mengalami penurunan  sebesar 10,89 %. Dengan  adanya  perubahan  jenis  bahan  bakar  PLTMG  dari  B35  ke  gas  dan  cofiring  PLTU  sebesar  5%,  biaya pembangkitan total mengalami penurunan sebesar 10,94 %.
Kata Kunci: Pulau Sumbawa, Dinamic Economic Dispatch, Mixed Integer Linear Programming, Energi Baru Dan Terbarukan.

## PENDAHULUAN
Penjadwalan Penyaluran Daya
Ekonomi  Dinamis  (Dynamic  Economic Dispatch)  berbasis  Mixed  Integer  Linear Programming  (MILP)  dapat  digunakan untuk  mengoptimalkan  penyaluran  daya listrik di Pulau Sumbawa. Pulau Sumbawa memiliki  sumber  daya  energi  yang beragam, seperti pembangkit listrik tenaga air,  pembangkit  listrik  tenaga  surya,  dan pembangkit  listrik  tenaga  diesel.  Tujuan dari  Dynamic  Economic  Dispatch  adalah untuk  menentukan  alokasi  daya  yang optimal  dari  sumber  daya  yang  tersedia dengan mempertimbangkan biaya produksi dan batasan operasional.
Dalam
pendekatan  MILP,  masalah  optimasi dinyatakan  sebagai  fungsi  tujuan  yang harus  diminimalkan  atau  dimaksimalkan, dengan mempertimbangkan sejumlah variabel  keputusan  yang  harus  memenuhi batasan linier. Dalam konteks ini, variabel keputusan  dapat  mencakup  alokasi  daya yang dihasilkan oleh setiap jenis pembangkit, misalnya, daya yang dihasilkan  oleh  pembangkit  listrik  tenaga air,  pembangkit  listrik  tenaga  surya,  dan pembangkit listrik tenaga diesel.
Pertama,  data  terkait  dengan  sumber daya  yang  tersedia,  seperti  kapasitas pembangkit, biaya operasional, dan batasan teknis harus dikumpulkan. Selanjutnya, model matematis yang mencerminkan tujuan dan batasan masalah harus dirumuskan. Dalam kasus ini, model akan  mencakup  persamaan  linier  yang menggambarkan biaya produksi dan batasan  daya  yang  harus  dipenuhi  oleh setiap
pembangkit.
Setelah model
matematis  terbentuk,  algoritma  optimasi
MILP dapat diterapkan untuk menyelesaikan masalah dan mencari solusi optimal. Algoritma
ini akan
mempertimbangkan biaya produksi, batasan  daya,  dan  faktor-faktor  lain  yang
relevan  untuk  menentukan  alokasi  daya yang optimal.
Dengan menerapkan Dynamic
Economic Dispatch berbasis MILP,
manajer  sistem  kelistrikan  di  Pulau Sumbawa dapat
mengoptimalkan penyaluran
daya
listrik dengan
mempertimbangkan  biaya  produksi  dan batasan operasional. Hal ini dapat membantu  mengurangi  biaya  operasional sistem  kelistrikan,  meningkatkan  efisiensi penggunaan sumber daya, dan mengurangi emisi gas rumah kaca dengan mengoptimalkan  penggunaan  pembangkit listrik yang beragam.

## Sistem Tenaga Listrik
Energi  listrik  sudah  menjadi  sebuah kebutuhan  yang  sangat  dibutuhkan  oleh masyarakat  hingga  kemajuan  teknologi yang  ada  saat  ini.  Sistem  tenaga  listrik merupakan  sistem  yang  digunakan  untuk memenuhi kebutuhan listrik. Sistem tenaga listrik  terbagi  menjadi  sistem  yang  lebih spesifik yaitu sistem pembangkitan, sistem transmisi  dan  sistem  distribusi.  Sistem pembangkitan berfungsi untuk memberikan  sumber  energi  listrik  dari berbagai  sumber  tenaga  yang  ada.  Sistem tranmisi  digunaka  untuk  menyalurkan energi  listrik  yang  berasal  dari  sistem pembangkitan  menuju  sistem  distribusi. Sistem distribusi berfungsi untuk menyalurkan  energi  listrik  ke  beban langsung  atau  konsumen  seperti  industri, komersil atau perumahan . Untuk diagram sistem pembangkit listrik secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 1.

## Gambar 1. Sistem tenaga Listrik

## Sistem Pembangkitan
Sistem
pembangkitan listrik merupakan  tempat  energi  listrik  pertama kali  dibangkitkan,  dimana  terdapat  turbin sebagai  penggerak  awal  (primerover)  dan generator  yang  membangkitkan  listrik dengan  mengubah  putaran  turbin  menjadi energi  listrik.  Mengoperasikan  suatu sistem  tenaga  listrik  yang  terdiri  atas beberapa sistem pembangkit listrik memerlukan  koordinasi  yang  tepat  dan efisien  dalam  melakukan  penjadwalan pembebanan  yang  harus  dibangkitkan setiap masing-masing pembangkit, sehingga diperoleh biaya pembangkit yang minimum.

## Gambar 2. Sistem Pembangkit Listrik Tenaga Uap di Kabupaten Sumbawa Barat
PLTU  yang  ada  di  KSB  merupakan contoh  pembangkit  listrik  tenaga  uap.  Ini termasuk generator termal yang digunakan untuk  menghasilkan  listrik.  Pembangkit yang ada di KSB menjadi salah satu sistem dari  pembangkit  di  pulau  Sumbawa. Sistem  tersebut  telah  terintegrasi  untuk membangkitkan  listrik  sesuai  dengan beban  yang  ada  di  pulau  Sumbawa. Beberapa pembangkit tersebut akan berkoordinasi  sehingga  membangkitkan listrik  secara  optimal  dengan  biaya  yang minimum.
Sistem
pembangkitan termal merupakan  proses  pembangkitan  energi listrik menggunakan energi panas (termal). Kurva  karakteristik  masukan  dan  keluaran
pembangkit  termal  ideal  secara  umum digambarkan sebagai kurva nonlinear yang kontinyu.  Kurva  tersebut  menggambarkan karakteristik Malukan yaitu F ($/h) atau H (Mbtu/h) dan keluaran daya yang dibangkitkan  atau  P  (MW).  Dimana  H= Btu  (british  thermal  unit)  per  jam  dan  F= fuelcost x H($/h) Kurva tersebut menjelaskan  bahwa  kebutuhan  daya  yang dibangkitkan akan membutuhkan sebanyak termal  (H)  setiap  jam-  nya.  Termal  atau panas  tersebut  dapat  dikonversi  menjadi F ($/h)  atau  biaya  yang  harus  dikeluarkan untuk menghasilkan daya uang dibutuhkan.yangdibangkitkan atau P
(MW).  Dimana  H=  Btu  (british  thermal unit)  per  jam  dan  F=  fuelcost  x  H($/h) Kurva tersebut menjelaskan bahwa kebutuhan  daya  yang  dibangkitkan  akan membutuhkan  sebanyak  termal  (H)  setiap jam- nya. Termal atau panas tersebut dapat dikonversi menjadi F ($/h) atau biaya yang harus  dikeluarkan  untuk  menghasilkan daya.

## Gambar 3. Kurva Input Output Pembangkit

## Pembebanan Pembangkit
Pembebanan  dalam  sistem  tenaga listrik  dibagi  menjadi  tiga  bagian  yaitu untuk skala industri, komersil dan perumahan/  rumah  tangga. Biasanya pembebanan  tersebut  dilakukan  analisa pada interval dua belas jam atau dua puluh empat jam. Dalam keadaan yang sesungguhnya  nilai  permintaan  beban setiap  jam  berubah-ubah.  Permintaan beban  yang  tertinggi  dalam  suatu  interval waktu  disebut  juga  beban  puncak  (peak load). Untuk
permasalahan ini
menggunakan  beban  yang  dinamis  karena beban  akan  selalu  berubah  sesuai  dengan permintaan (demand). Faktor beban merupakan  perbandingan  rata-rata  beban dalam  periode  tertentu  dengan  beban puncak  pada  periode  tersebut.  Faktor beban dapat digunakan untuk menggambarkan  siklus  pembebanan  pada pembangkit  di  setiap  periode  tertentu  (H. Saadat. 1999).

## Economic Dispatch (ED)
Economic dispatch merupakan pembagian  pembebanan  pada  beberapa pembangkit  yang  terdapat  dalam  suatu sistem  secara  optimal  dan  efisien  serta biaya pembangkitan yang minimum (A.  J. Wood.  1996).  Besar  beban  pada  suatu sistem  tenaga  selalu  berubah  pada  periode tertentu,  oleh  karena  itu  untuk  mensuplai beban  secara  ekonomis  maka  perhitungan ED  dilakukan  pada  setaip  besar  beban tersebut.

## Dynamic Economic Dispatch
Dynamic  Economic  Dispatch atau DED  merupakan  pengembangan  dari Economic  Dispatch (ED).  DED  adalah pembagian  daya  yang  harus  dibangkitkan oleh  suatu  generator  dalam  sistem  tenaga listrik, sehingga dapat memenuhi kebtuhan beban  dengan  biaya  yang  minimum.  Beda dengan  ED  yang  hanya  melakukan optimasi dengan hanya satu periode beban tertentu,  DED  akan  melaukan  optimasi dengan beban yang dinamis, artinya beban akan  berubah  seiring  dengan  interval waktu  tertentu.  Biasanya  interval  waktu yang  digunakan  yaitu  selama  dua  belas jam atau dua puluh empat jam. Tujuan dari DED  adalah  untuk  menentukan  keluaran daya  yang  ekonomis  dari  unit  pembangkit yang  akan  memenuhi  kebutuhan  beban sesuai  dengan  batas-  batas  yang  telah ditentukan.
Batasan  Cadangan  Berputar  ( Spinning Reserve )
Spinning
Reserve Constraint
merupakan  batas  cadangan  berputar  yang
digunakan untuk security constraint. Untuk memenuhi kebutuhan beban yang bervariasi dan kegagalan daya secara tiba- tiba  pada  unit  pembangkitan  yang  besar, kebutuhan  batas  cadangan  berputar  pada setiap  inteval  waktunya  dipertimbangkan pada model persamaan dynamic economic dispatch.  Secara  umum  jumlah  batas cadangan  berputar  mempunyai  hubungan relasi  yang  dekat  dengan  ramp  up  rate pada setiap unit (W.  Bernard. 2006).

## Mixed Integer Linear Programming
Linear programming merupakan teknik  model  matematika  dimana  fungsi linear dimaksimalkan  atau  diminimalkan dengan  berbagai  macam  batasan  yang diberikan.  Teknik  ini  berfungsi  untuk menunjukkan  keputusan  kuantititf  dalam perencanaan  bisnis  maupun  dalam  teknik industri (R. Balamururgan and S.
Subramanian. 2008). Integer linear programming (ILP)  merupakan  sebuah model  pemrograman  linier  bilangan  bulat yang  dapat  menghasilkan  solusi  yang layak  untuk  memecahkan  masalah  tanpa melanggar  batasan-batasan  yang  ada  (T. Niknam,  dkk.  2013). Mixed  integer  linear programming merupakan  permasalahan dengan  fungsi  objek 𝑓𝑇𝑥 ,  dimana  f merupakan  konstanta  kolom  vektor  dan  x adalah kolom vektor  yang tidak diketahui. Metode  ini  mengoptimasi  fungsi  objektif dan  mencari  nilai  variabel  optimasi  (x) dengan  memenuhi  batasan  persamaan ( equality constraints ) dan batasan pertidaksamaan  ( inequality  constraints ) yang  linier.  Istilah  matematika,  diberikan vektor  f,  lb,  dan  ub,  matriks  A  dan  Aeq, vektor yang sesuai b dan beq, dan satu set indeks intcon, mencari nilai vektor x untuk ditemukan.

## Metode Lagrange Multiplier
Metode  Lagrange  Multiplier  dapat diterapkan  dalam  permasalahan Dynamic Economic Dispatch (DED), suatu permasalahan  optimasi  dalam  sistem kelistrikan  di  mana  tujuan  utamanya adalah  untuk  mengalokasikan  daya  listrik
yang dihasilkan oleh beberapa pembangkit secara  optimal  dalam  kondisi  operasional yang  berubah-ubah.  DED  bertujuan  untuk meminimalkan  biaya  operasional  dengan mematuhi  sejumlah  kendala  teknis  dan operasional.

## Posisi Penelitian
Beberapa penelitian sebagai referensi  dalam  memperkaya  bahan  kajian pada  penelitian  ini.  Berikut  merupakan penelitian  terdahulu  berupa  beberapa jurnal  terkait  dengan  penelitian  yang dilakukan penulis.
Tabel 1. Penelitian Terdahulu
No Nama Peneliti Judul Penelitian Hasil Penelitian 1.
Chang G, Chuang C,  Lu  T,  Wu  C,
(2013) Frequency- Regulating
Reserve Constrained  Unit Commitment for an  Isolated  Power
System Unit  commitment  dengan batasan frequency- regulating  reserve  (FRR).
Hasil simulasi dibandingan dengan metode LR dan kondisi existing. 2. Ahmadi H, Ghasemi H (2014)
Security- Constrained  Unit Commitment  With
Linearized  System Frequency Limit Constraints Fungsi  nonlinier  minimun frekuensi sistem dilinierkan  menggunakan teknik piecewise
linearization (PWL).
3. Sokoler  L,  Vinter P,  […]  Jorgensen J (2016) Contingency- Constrained  Unit Commitment in Meshed Isolated
Power Systems Batasan minimum frekuensi dirumuskan dengan  memperhitungkan inersia sistem dan dinamika pembangkit listrik. 4. Wen  Y,  Li  W,
Huang G,  Liu  X
(2016)
Frequency Dynamics Constrained  Unit
Commitment  With Battery Energy Storage Pengoperasian battery energy  storage  digunakan untuk mendukung frekuensi  yang  dinamis pada masalah UC. 5. Merkert
L, Mendros M, Berthold A (2017)
Optimal unit commitment in Microgrids with frequency  reserve constraints Unit  commitment  dengan batasan cadangan
frekuensi berdasarkan berorientasi  objek,  bahasa pemodelan grafis Modelica  yang  dioptimasi menggunakan ABB optimizer 6. Farrokhaba  di  M, Canizares C, Bhattachary  a  K (2018)
Unit  Commitment for Isolated Microgrids Considering Frequency Control Membandingkan kontrol frekuensi single unit, droop  load  sharing,  dan isochronous  load  sahring (ILS)  yang  dimasukkan dalam UC. 7. Nugraha C, Putranto L, Setyonegor  o  M, Sarjiya,  Isnandar S (2020) Unit  Commitment with Primary Frequency Regulation Consideration in the Southern Sulawesi Power System Membandingkan UC dengan  batasan  Primary Frequency Regulation (PFR)  dengan  model  UC konvensional 8. Ferrandon- Cervantes C, Kazemtabri  zi  B, Troffaes M
(2022)
Inclusion of frequency  stability constraints  in  unit commitment  using separable programming Teknik separable programming digunakan untuk  melinierkan  batasan frekuensi  nadir  yang  non- linier 9. Awsan Mohammed a,c,* , Ahmed M. Ghaithan a,c,
Ahmad Al
Hanbali b,c, Ahmed  M.  Attia b,c (2022)
A  multi-objective optimization model based  on  mixed integer linear programming  for sizing  a  hybrid PV-hydrogen storage system Dalam  tulisan  ini,  model pemrograman mixed integer linear programming dikembangkan untuk merancang  sistem  energi terbarukan  hybrid  PV- hidrogen dengan mempertimbangkan dua fungsi objektif; meminimalkan  total life cost dan kemungkinan kehilangan catu daya. Keputusan dari sistem  hybrid  meliputi jumlah  panel  PV,  jumlah
tangki hidrogen, itu jumlah elektroliser, jumlah  sel  bahan  bakar, dan  jumlah  hidrogen  yang disimpan waktu. 10. Maximilian  Roth * , Georg Franke, Stephan Rinderknecht (2022) Decentralised multi-grid coupling for energy  supply  of  a hybrid bus depot using mixed- integer linear programming Karya  ini  mengacu  pada dua masalah saat ini dalam konteks mencapai netralitas Gas Rumah Kaca (GRK): pertama  pembatasan  unit pembangkit  listrik  yang terbarukan dan tidak stabil,  dan  kedua,  pangsa mobilitas yang tinggi domain  dalam  total  emisi GRK.

## METODE
Dalam  melakukan  penelitian  ini, dibutuhkan sebuah metode penelitian yang menerangkan  alur  atau  kerangka  kerja yang  terstruktur  dan  sistematis.  Metode penelitian  menjelaskan  runtutan  sebuah proses  yang  terdiri  dari  beberapa  tahapan, yang saling terkait dalam sebuah rangkaian proses.  Pada  bab  ini  akan  dijelaskan tahapan  yang  akan  dilakukan  sebelum penelitian  dilaksanakan  hingga  akhir proses penelitian, sehingga proses penyelesaian permasalahan dalam penelitian  dapat  berjalan  dengan  baik  dan benar.  Dalam  penyelesaian  dibutuhkan adanya  informasi  lengkap  terkait  faktor yang  berpengaruh  atas  permasalahan  yang akan  diselesaikan.  Tahapan  penelitian dapat lebih jelas dilihat pada gambar 4.

## Gambar 4. Flowchart Metodologi Penelitian

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Pada  bab  ini  akan  dibahas  hasil simulasi  program Mixed  Integer  Linear Progrramming untuk  menyelesaikan dynamic  economic  dispatch  (DED) dan hasil perhitungan total biaya pembangkitan paling  minimum.  Hasil  dari  simulasi program  pada  tesis  ini  menggunakan sistem  29  unit  generator  dengan  range waktu  24  jam.  Untuk  tesis  ini  ada  3 skenario, yaitu:
1. Skenario  1  yaitu  pembangkit  PLTMG menggunakan  bahan  bakar  B35,  PLTU Sumbawa  menggunakan  bahan  bakar Batubara.
2. Skenario  2  yaitu  pembangkit  PLTMG menggunakan  bahan  bakar  gas,  PLTU Sumbawa  menggunakan  bahan  bakar Batubara.
3. Skenario  3  yaitu  pembangkit  PLTMG menggunakan  bahan  bakar  gas,  PLTU
Sumbawa  menggunakan  bahan  bakar Batubara dengan
cofiring
5%
woodchip.

## Data Input Simulasi
Sebelum
mensimulasikannya, berikut  adalah  data  input  sistem  29  unit generator dengan range waktu 24 jam.

## Input Spesifikasi Generator 1 – 29
Berikut  adalah  spesifikasi  generator 1  –  29  yang  dipakai  dalam  pensimulasian dan perhitungan dynamic economic dispatch (DED)
Tabel 2. Spesifikasi Input Data Generator
1- 29 No Unit Pmin (MW) Pmax (MW) Ramp Up (MW/h) Ramp Down (MW/h) Up Time (h) Down Time (h)
1 3.5 7 7.5 7.5 10 8
2 3.5 7 7.5 7.5 10 8 3 0.95 1.9 18 18 10 6 4 0.95 1.9 18 18 10 6
5 7 14 120 120 10 6
6 7.5 15 42 42 8 4
7 7.5 15 42 42 8 4
8 7.5 15 42 42 8 4
9 7.5 15 42 42 8 4
10 7.5 15 42 42 8 4
11 7.5 15 42 42 8 4
12 0.75 1.5 18 18 10 6
13 0.75 1.5 18 18 10 6
14 1.1 2.2 9 9 10 6
15 2 4 36 36 10 6
16 6.5 13 120 120 10 6 17 0.425 0.85 9 9 10 6 18 0.175 0.35 9 9 10 6
19 1.1 2.2 18 18 10 6 20 0.325 0.65 1.8 1.8 10 6 21 3.5 7 12.7 12.7 2 2 22 1.25 2.5 12.7 12.7 2 2 23 1.9 3.8 12.7 12.7 2 2 24 2.5 5 2 2 25 2.5 5
2 2
26 5 10
2 2 27 5 10
2 2 28 5 10 2 2 29 0.26 0.52 0.52 0.52 2 2

## Input Kebutuhan Beban per Jam
Berikut  adalah  input  kebutuhan beban  selama  24  jam.  Dimana  kita  liat setiap jamnya memiliki load berbeda beda dan puncaknya berada di jam 18 – 20.
Tabel 3. Tabel Beban per 30 menit Selama 24 Jam (00.30-12.00)

## Tabel 4. Tabel Beban per 30 menit Selama
24 Jam (12.30-24.00) Hasil Simulasi Skenario 1 yaitu pembangkit PLTMG menggunakan bahan  bakar  B35,  PLTU  Sumbawa menggunakan bahan bakar Batubara.

## Penjadwalan Pembangkit
Dari  tabel  data  input,  dapat  kita ketahui  hasil  dari  optimasi  DED  dengan menggunakan Mixed Integer Linear Programming. Telah didapatkan
kombinasi  penjadwalan  pembangkit  untuk sistem 29 unit generator selama 24 jam.
Tabel 5. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 00.30-06.00
Tabel 6. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1-29 Untuk Jam 06.30-12.00
Tabel 7. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1-29 Untuk Jam 12.30-18.00
Tabel 8. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1-29 Untuk Jam 18.30-00.00

## Pembangkitan  Daya  Aktif  Sistem  29 Generator
Dari  hasil  simulasi  untuk  program Mixed Integer Linear Programming sistem 29  generator,  daya  yang  terbangkit  untuk masing-masing  generator  setiap  periode nya dapat dilihat pada tabel berikut
Tabel 9. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 00.30 – 06.00
Tabel 10. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 06.30 – 12.00
0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 4.53 2.53 2.5 2.5 2.5 3 5 3 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 3 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.8 PLTP Dompu 10 10 10 9.53 8.53 7.53 6.03 5.03 8.53 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5.03 9.03 9.23 PLTP Sumbawa 5.53 5 5 5 5 5 5 5 5 7.5 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 134 133 130 128 127 126 125 126 128 136 144 149 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75
PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75
PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75
PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 3 2.5 2.5 3 5 5 3.23 3.23 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 3.5 5 4.5 3 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 PLTP Dompu 10 9.73 5.73 5.23 9.23 6.23 6.23 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 6.23 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTP Sumbawa 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 146 137 133 132 135 136 136 138 138 140 141 141
Tabel 11. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 12.30 – 18.00
Tabel 12. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 18.30 – 24.00
Biaya Pengoperasian Pembangkit skenario 1

## Gambar 4. Hasil simulasi menggunakan aplikasi MATLAB
Dari  hasil  simulasi  didapat  biaya pengoperasian  selama  24  jam  adalah 8.406.941.000,00 Rupiah.
Hasil Simulasi Skenario 2 yaitu pembangkit PLTMG menggunakan bahan  bakar  gas,  PLTU  Sumbawa menggunakan bahan bakar Batubara. Penjadwalan Pembangkit
Dari  tabel  data  input,  dapat  kita ketahui  hasil  dari  optimasi  DED  dengan menggunakan Mixed Integer Linear
Programming.
Telah
didapatkan kombinasi  penjadwalan  pembangkit  untuk sistem 29 unit generator selama 24 jam.
Tabel 13. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 00.30-06.00
Tabel 14. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 06.30-12.00
Tabel 15. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 12.30-18.00
Tabel 16. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 18.30-00.00

## Pembangkitan Daya Aktif Sistem 29 Generator
12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 15.73 17.7 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 9.98 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 0 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 0 PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 5 6.23 10 10 PLTP Sumbawa 6.23 7.23 7.23 7.23 7.23 10 10 10 9.23 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 141 142 142 142 142 145 146 146 144 146 167 180 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 13.68 17.53 13.53 9.53 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 12.38 9.38 9.38 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.68 17.7 8.85 8.85 8.85 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 4 2.98 3.98 2.48 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 6.98 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTP Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52
Total Daya 177 174 170 167 163 159 154 150 146 140 137 137 0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

## Dari  hasil  simulasi  untuk  program
Mixed Integer Linear Programming sistem 29  generator,  daya  yang  terbangkit  untuk masing-masing  generator  setiap  periode nya dapat dilihat pada tabel berikut:
Tabel 17. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 00.30 – 06.00
Tabel 18. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 06.30 – 12.00
Tabel 19. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 12.30 – 18.00
Tabel 20. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 18.30 – 24.00

## Biaya Pengoperasian Pembangkit skenario 2

## Gambar 5. Hasil simulasi menggunakan aplikasi MATLAB
Dari  hasil  simulasi  didapat  biaya pengoperasian  selama  24  jam  adalah 7.491.427.000,00 Rupiah.
Hasil Simulasi Skenario 3 yaitu pembangkit PLTMG menggunakan bahan  bakar  gas,  PLTU  Sumbawa menggunakan  bahan  bakar  Batubara dengan cofiring 5%.

## Penjadwalan Pembangkit
Dari  tabel  data  input,  dapat  kita ketahui  hasil  dari  optimasi  DED  dengan menggunakan Mixed Integer Linear Programming.
Telah didapatkan
kombinasi  penjadwalan  pembangkit  untuk sistem 29 unit generator selama 24 jam.
Tabel 21. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 00.30-06.00
Tabel 22. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 06.30-12.00
Tabel 23. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1- 29 Untuk Jam 12.30-18.00
0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 4.53 2.53 2.5 2.5 2.5 3 5 3 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 3 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.8 PLTP Dompu 10 10 10 9.53 8.53 7.53 6.03 5.03 8.53 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5.03 9.03 9.23 PLTP Sumbawa 5.53 5 5 5 5 5 5 5 5 7.5 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 134 133 130 128 127 126 125 126 128 136 144 149 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 3 2.5 2.5 3 5 5 3.23 3.23 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 3.5 5 4.5 3 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 PLTP Dompu 10 9.73 5.73 5.23 9.23 6.23 6.23 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 6.23 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTP Sumbawa 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 146 137 133 132 135 136 136 138 138 140 141 141 12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7 17.7
PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7
PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 15.73 17.7
PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5
PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 9.98 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 0 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 0 PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 5 6.23 10 10
PLTP Sumbawa 6.23 7.23 7.23 7.23 7.23 10 10 10 9.23 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 141 142 142 142 142 145 146 146 144 146 167 180 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00
PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5
PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7
PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7
PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 13.68 17.53 13.53 9.53 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 12.38 9.38 9.38 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.68 17.7 8.85 8.85 8.85 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 4 2.98 3.98 2.48 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 6.98 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTP Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52
Total Daya 177 174 170 167 163 159 154 150 146 140 137 137 0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

## Tabel 24. Penjadwalan Mati Nyala Unit 1-
29 Untuk Jam 18.30-00.00

## Pembangkitan Daya Aktif Sistem 29 Generator
Dari  hasil  simulasi  untuk  program Mixed Integer Linear Programming sistem 29  generator,  daya  yang  terbangkit  untuk masing-masing  generator  setiap  periode nya dapat dilihat pada tabel berikut:
Tabel 25. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 00.30 – 06.00
Tabel 26. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 06.30 – 12.00

## Tabel 27. Pembangkitan Daya Aktif
Unit 1-29 pada Jam 12.30 – 18.00
Tabel 28. Pembangkitan Daya Aktif Unit 1- 29 pada Jam 18.30 – 24.00

## Biaya Pengoperasian Pembangkit skenario 3

## Gambar 6. Hasil simulasi menggunakan aplikasi MATLAB
Dari  hasil  simulasi  didapat  biaya pengoperasian  selama  24  jam  adalah 7.486.907.000,00 Rupiah.
Pembahasan Validasi daya yang terbangkit dilakukan  dengan  membandingkan  total daya  yang  terbangkit  oleh  generator terhadap  permintaan  bebannya.  Kemudian juga membandingkan daya yang dibangkitkan  terhadap  kapasitas  dari pembangkitan  generator.  Selain  itu  dalam memvalidasi nilai daya yang dibangkitkan, seluruh  pertimbangan  batasan  persamaan dan  pertidaksamaan  menjadi  hal  –  hal
12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTS Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00 PLTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PlTU Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTD Niu (MFO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 COGINDO Boak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMG Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTM Bima 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTP Dompu 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTBm Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTP Sumbawa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PLTMh Mamak 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0:30:00 1:00:00 1:30:00 2:00:00 2:30:00 3:00:00 3:30:00 4:00:00 4:30:00 5:00:00 5:30:00 6:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 4.53 2.53 2.5 2.5 2.5 3 5 3 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 3 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.8 PLTP Dompu 10 10 10 9.53 8.53 7.53 6.03 5.03 8.53 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5.03 9.03 9.23 PLTP Sumbawa 5.53 5 5 5 5 5 5 5 5 7.5 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 134 133 130 128 127 126 125 126 128 136 144 149 6:30:00 7:00:00 7:30:00 8:00:00 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (MFO)
0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85
PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 3 2.5 2.5 3 5 5 3.23 3.23 5 5 5
PLTM Sumbawa 5 3.5 5 4.5 3 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 PLTP Dompu 10 9.73 5.73 5.23 9.23 6.23 6.23 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 6.23 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
PLTP Sumbawa 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 146 137 133 132 135 136 136 138 138 140 141 141 12:30:00 13:00:00 13:30:00 14:00:00 14:30:00 15:00:00 15:30:00 16:00:00 16:30:00 17:00:00 17:30:00 18:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 PLTD Niu (MFO) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 17.7 PLTMG Sumbawa 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 8.85 15.73 17.7 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 PLTD Niu (HSD) 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 1.5 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 PLTD Niu (HSD) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 9.98 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 0 PLTS Dompu 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 0 PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 5 5 5 5 5 5.23 6.23 6.23 5 6.23 10 10 PLTP Sumbawa 6.23 7.23 7.23 7.23 7.23 10 10 10 9.23 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 141 142 142 142 142 145 146 146 144 146 167 180 18:30:00 19:00:00 19:30:00 20:00:00 20:30:00 21:00:00 21:30:00 22:00:00 22:30:00 23:00:00 23:30:00 0:00:00 PLTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PlTU Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 PLTD Niu (MFO) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 COGINDO Boak 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 PLTMG Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Bima 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 13.68 17.53 13.53 9.53 17.7 17.7 17.7 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 12.38 9.38 9.38 PLTMG Sumbawa 17.7 17.7 17.7 17.7 17.68 17.7 8.85 8.85 8.85 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 1.5 1.5 1.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 4 2.98 3.98 2.48 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Niu (HSD) 6.98 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Labuhan 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTD Bima 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTM Bintang Bano 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Sumbawa 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PLTM Bima 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 PLTS Alas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTS Dompu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PLTP Dompu 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTBm Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTP Sumbawa 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 PLTMh Mamak 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 Total Daya 177 174 170 167 163 159 154 150 146 140 137 137
yang  dikonsiderasikan  dalam  memenuhi semua  kondisi  batasan.  Batasan  generator limit,  kondisi  mati  nyala  generator,  ramp rate generator, up time, dan down time.
Dari  sini  fungsi  objektif  yang disimulasikan  dengan  metode  MILP  di matlab mendapatkan biaya paling minimum  untuk  3  scenario.  Dalam mempertimbangkan  scenario  1,2  dan  3, kita dapat melihat bahwa adanya perubahan  bahan  bakar  pada  PLTMG  dan PLTU  dapat  mempengaruhi  kombinasi dalam  optimasi  DED.  Dari  simulasi  ini didapat skenario 1 didapat biaya pengoperasian  selama  24  jam  adalah 8.406.941.000,00  Rupiah.  Untuk  skenario 2  didapat  biaya  pengoperasian  selama  24 jam  adalah  7.491.427.000,00  Rupiah.  Dan skenario  3  didapat  biaya  pengoperasian selama  24  jam  adalah  7.486.907.000,00 Rupiah.
Tabel 29. Perbandingan Biaya Pengoperasian 3 Skenario Dari  table  29  dapat  disimpulkan bahwa biaya pengoperasian dengan
PLTMG  menggunakan  bahan  bakar  gas dan  PLTU  cofiring  sebesar  5%  paling efisien yaitu sebesar 7,486 Milliar Rupiah.

## SIMPULAN
Dari  hasil  simulasi,  dapat  ditarik kesimpulan berikut:
1. Hasil simulasi dari sistem 29  generator, sudah  memenuhi  permintaan  beban dengan  kemungkinan  cost  atau  fungsi objektif paling minimum, tanpa melanggar  semua  batasan  persamaan maupun  pertidaksamaan  yang  telah dipertimbangkan.
2. Dengan adanya pertimbangan perubahan jenis bahan bakar, tidak akan merubah  kombinasi  besaran  daya  yang dibangkitkan  generator  terutama  dalam membatasi total
daya
yang dibangkitkan tetapi mempengaruhi biaya  pengoperasian,  tanpa  melanggar batasan lain dalam simulasi.
3. Dengan  adanya  perubahan  jenis  bahan bakar  PLTMG  dari  B35  ke  gas,  biaya pembangkitan total mengalami penurunan sebesar 10,89 %.
4. Dengan  adanya  perubahan  jenis  bahan bakar  PLTMG  dari  B35  ke  gas  dan cofiring  PLTU  sebesar  5%,  biaya pembangkitan total mengalami penurunan sebesar 10,94 %.

## Saran
Saran untuk penelitian kedepan adalah:
1. Memperhitungkan  batasan  lain  seperti contohnya  batasan  cadangan  berputar. Dimana  total  cadangan  berputar  harus lebih  besar  dari  kapasitas  generator terbesar.
2. Penelitian  dapat  dikembangkan  dengan menggunakan  metode    yang  berbeda seperti Artificial Intelligent untuk mendapatkan  metode  yang  paling sesuai.
3. Memperhitungkan  Batasan  lain,  yaitu penambahan jam kerja pembangkit agar dapat  mengatur  overhoul  pembangkit agar  tidak  overhoul  bersamaan  pada waktu yang sama.

## DAFTAR PUSTAKA
A. J. Wood, Power Generation Operation  and  Control,  New York: A  Wiley-Interscience  Publication, 1996.
E.  Castillo,  C.  A.J,  P.  Padregal,  R.  Gracia and  N.  ALguacil,  Building  and Solving  Mathematical  Programming Models  in  Engineering  andcience, Pure  and  Applied  Mathematics
Series, New York: Wiley, 2002.
G. W. Chang, C. S. Chuang, T. K. Lu, and C.  C.  Wu,  “Frequency-  regulating reserve constrained unit commitment
for an isolated power system,” IEEE Transactions on Power Systems , vol.
28,  no.  2,  pp.  578–  586,  2013,  doi: 10.1109/TPWRS.2012.2208126
H.  Saadat,  Power  System  Analysis,  New
York: The
McGraw- Hill
Companies, 1999.
L. E. Sokoler, P. Vinter, R. Baerentsen, K. Edlund,  and  J.  B.  Jorgensen, “Contingency-Constrained Unit
Commitment  in  Meshed  Isolated
Power Systems,” IEEE Transactions on Power Systems , vol. 31, no. 5, pp.
3516– 3526, Sep. 2016, doi: 10.1109/TPWRS.2015.2485781 P.  Attaviriyanupap,  H.  Kita,  E.  Tanaka and  J.  Hasegawa,  "A hybrid  EP  and SQP for dynamic economic dispatch  with  nonsmooth  fuel  cost function," IEEE  Transactions  on Power Systems, vol. 17, pp. 411-416, 2002. R.  Balamururgan  and  S.  Subramanian,
"Differential Evolution-
based Dynamic  Economic  Dispatch  of Generating  Units  with  Valve-point Effects," Electric Power Components  and  Systems, pp.  828- 843, 2008. Roth,  M.,  Franke,  G.,  &  Rinderknecht,  S. (2022). Decentralised multi-grid coupling  for  energy  supply  of  a hybrid  bus  depot  using  mixed- integer  linear  programming. Smart
Energy , 8 . https://doi.org/10.1016/j.segy.2022.1 00090 Mohammed, A., Ghaithan, A. M.,  Al-Hanbali,  A.,  &  Attia,  A.  M.
(2023).
A
multi-objective optimization  model  based  on  mixed integer  linear  programming  for sizing a hybrid PV-hydrogen storage system. International  Journal  of Hydrogen  Energy , 48 (26),  9748–
9761.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.20 22.12.060. T.  Niknam,  R.  Azizipanah-Abarghooee and  J.  Aghaei,  "A  new  modified teaching-learning algorithm for
reserve
constrained dynamic economic dispatch," IEEE
Transactions on Power Systems, vol.
28, pp. 749-763, 2013.
W.  Bernard,  Introduction  to  Management Science,  Ninth  Edition,  Virginia: Prentice Hall, 2006
W.  Zhaolong,  D.  Jianying,  H.  W.  Q,  J. Zhaoxia  and  Z.  Jiehui,  "Reserve Constrained Dynamic Economic Dispatch with Valve- point Effect:  A Two-stage  Mixed  Integer  Linear
Programming Approach," CSEE Journal  Of  Power  and  Energy System, vol. 3, pp. 203-211, 2017.