## Analisa Operasi Ekonomis Pembangkit Termal untuk Melayani Beban Puncak Sistem Kelistrikan Sumbar
Syafii * dan Kartika Ika Putri Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Andalas
* Corresponding author, e-mail: syafii@ft.unand.ac.id
Abstrak —  Operasi  ekonomis  sistem  tenaga  listrik  merupakan  aspek  penting  dalam  manajemen  sistem energi.  Penelitian  ini  bertujuan  melakukan  analisa  operasi  ekonomis  pembangkit  termal  dengan melakukan  perhitungan  untuk  mendapatkan  daya  yang  optimal  serta  biaya  pembangkitan  minimum, dengan    menggunakan  metode  iterasi  lamda.  Studi  kasus  operasi  pembangkit  dalam  melayani  beban puncak  diambil  pada  sistem  kelistrikan  Sumbar  dengan  asumsi  unit  pembangkit  termal  yang  digunakan adalah  PLTD,  PLTG  Pauh  Limo,  dan  PLTU  Ombilin.  Besar  daya  beban  (PD)  yang  akan  dilayani  oleh pembangkit termal tersebut diambil 15 % dari kurva lama  beban harian  maksimum  512 MW yaitu  76,8 MW.  Pembagian  pembebanan  untuk  masing-masing  unit  pembangkit  termal  diperoleh  melalui perhitungan economic  dispatch .  Hasil  perhitungan  operasi  ekonomis  untuk  masing-masing  pembangkit termal  tersebut  adalah  P 1 =  1,25  MW,  P 2 =  15,867  MW,  dan  P 3 =  59,683  MW  dengan  total  biaya pembangkitan  Rp  57.295.977,57  per  jam.  Hasil  perhitungan  dan  perbandingan  dengan  konfigurasi penjadwalan lainnya memperlihatkan  bahwa dengan menggunakan perhitungan operasi ekonomis dalam penjadwalan  pembangkit,  telah  diperoleh  konfigurasi  pembangkitan  yang  efisien  dengan  biaya  operasi minimum  untuk  melayani  beban  puncak.    Dengan  demikian  biaya  pembangkitan  dapat  dihemat sekirannya kapasitas pembangkitan dapat dioptimalkan atau dioperasikan sesuai dengan hasil perhitungan operasi ekonomis.

## Kata Kunci : Pembangkit Termal, Penjadwalan Ekonomis, Metode Iterasi Lamda
Abstract — The economical operation of electric power systems is an important aspect in energy system management.  The  research  aim  is  analyzing  the  economical  operation  of  thermal  generators  by performing calculations to obtain optimal power and minimum generation costs, using the lamda iteration method.  The  case  study  of  the  operation  of  the  plant  in  serving  the  peak  load  is  taken  on  the  West Sumatera  electrical  system  with  the  assumption  that  the  thermal  generator  units  used  are  the  PLTD, PLTG  Pauh  Limo,  and  PLTU  Ombilin  power  plant.  The  power  demand  (PD)  to  be  serviced  by  the thermal  generator  is  76.8  MW  taken  from  15%  of  maximum  load  duration  curve  512  MW.  The distribution  of  load  demand  for  each  thermal  generating  unit  obtained  through  the  economic  dispatch calculation.  The  resulted  of  economical  operation  of  the  thermal  generator  P 1 =  1,25  MW,  P 2 =  15,867 MW,  and  P 3 =  59,683  MW  with  total  generation  cost  57,295,977.57  IDR/h.  The  calculation  and comparison with other configuration scheduling results showed that by using economic dispatch method in power generation scheduling, has obtained efficient generation configuration with minimum operating cost  to  serve  the  peak  load.  Thus,  the  generation  cost  can  be  saved  as  the  generation  capacity  can  be optimized or operated in accordance with the calculation of economic operation.
Keywords : Thermal Power Plant, Economic Dispatch, Lamda Iteration Method
1. Pendahuluan
Seiring dengan kenaikan tariff listrik, pengurangan/penghapusan subsidi, diperlukan usaha-usaha  konservasi  dan  diversifikasi  energi listrik.  Optimasi  biaya  pembangkitan  untuk menurunkan biaya operasi pembangkit merupakan salah  satu  usaha  konservasi  energi  disisi pembangkitan.  Penyedia  tenaga  listrik  bertujuan untuk  memenuhi  kebutuhan  beban  listrik  secara efisien  dengan  biaya  minimum.    Untuk  mencapai
tujuan  tersebut  diperlukan  penjadwalan  unit pembangkit  dengan  biaya  minimum,  namun  tetap dapat  memenuhi  kebutuhan  daya  beban  dengan kualitas  yang  baik.  Pengoperasian  pembangkit secara  ekonomis  dipengaruhi  oleh  karakteristik pembangkit,  limit  daya output pembangkitan, biaya bahan bakar untuk mengoperasikan pembangkit,  dan  rugi-rugi  saluran  transmisi  dan distribusi [1].
Sistem  tenaga  listrik  yang  sehat  harus  dapat memberikan  keuntungan  terhadap  biaya  yang diinvestasikan pada operasi pembangkitan. Konsumsi bahan bakar pembangkit  menjadi suatu masalah  yang  perlu  mendapat  perhatian  serius, mengingat  komponen  biaya  penyediaan  tenaga listrik  terbesar  adalah  biaya  bahan  bakar  yaitu sekitar 60% dari biaya total. Dari 60% biaya bahan bakar  tersebut  85%  diantaranya  adalah  biaya bahan bakar untuk pembangkit termal [2].
Pengaturan  pembangkitan  dilakukan  agar proses  pengiriman  daya  dapat  berjalan  dengan lancar.  Pengaturan  pembangkitan  juga  dilakukan untuk  memperoleh  biaya  pembangkitan  yang minimal  yang dikenal dengan Economic Dispatch (ED)  [3].  ED  juga  merupakan  suatu  proses  untuk menentukan  besar  daya  yang  harus  disuplai  oleh setiap  unit  pembangkit  dengan  biaya  total pembangkitan minimum. Untuk  memenuhi beban tertentu  dilakukan  dengan  cara  membagi  beban tersebut  pada  unit-unit  pembangkit  pada  sistem secara optimal dan ekonomis dengan memperhatikan batasan-batasan operasional sistem dan pembangkit [4].
Sistem  kelistrikan  Sumbar  sebagai  salah  satu bagaian  dari  sistem  kelistrikan  di  Indonesia  perlu melakukan  studi  operasi  ekonomis  dari  waktu  ke waktu  mengingat  adanya  perubahan  permintaan beban  dan  penambahan/perubahan  misi  operasi pembangkitan. Pasokan sistem kelistrikan Provinsi Sumatera  Barat  diluar  kepulauan  Mentawai berasal dari sistem interkoneksi 150 kV Sumatera Bagian  Tengah  (Jambi-Sumbar-Riau)  melalui  16 Gardu Induk dengan kapasitas total 744 MVA dan beban  puncak  sebesar  512  MW  [5].  Pembangkit pada  sistem  Sumbar  terdiri  dari  3  sektor  yaitu sektor  Ombilin,  sektor  Teluk  Sirih,  sektor Bukittinggi.  Dimana  pada  masing-masing  sektor terdiri  dari beberapa  unit  pembangkit  yaitu  sektor Ombilin  terdiri  dari  2  unit  PLTU,  2  unit  PLTG Pauh  Limo.  Sektor  Teluk  Sirih  terdiri  dari  PLTU Teluk  Sirih  2  unit.  Sektor  Bukittinggi  terdiri  dari PLTA  Maninjau  4  unit,  PLTA  Batang  Agam  3 unit,  dan  PLTA  Singkarak  4  unit.  Untuk memproduksi tenaga listrik yang optimal terhadap suatu  permintaan  beban  oleh  sejumlah  unit pembangkit  termal  (PLTU,  PLTG,  PLTD), diperlukan suatu perhitungan operasi ekonomis.
Penelitian sebelumnya terkait operasi ekonomis pembangkit  termal  di  Sumatera  Barat  dan  Jambi telah dilakukan [6,7]. Operasi ekonomis Pembangkit  Listrik  Tenaga  Sampah  (PLTSa)  dan PLTG Dalam Melayani Beban Puncak Kelistrikan
Sumbar  telah  dipaparkan  dalam  referensi  [6].
Sedangkan operasi ekonomis dan unit commitment  pembangkit  termal  pada  sistem kelistrikan  Jambi  diberikan  dalam  referensi  [7]. Pada  artikel  ini  akan  dipaparkan  hasil  analisa operasi  ekonomis  pembangkit  termal  untuk melayani beban puncak sistem kelistrikan Sumbar untuk  skenario  tiga  unit  pembangkit  termal melayani beban puncak tahun 2016.

## 2. Operasi Ekonomis Sistem  Kelistrikan
Sumbar Pembebanan sistem kelistrikan Sumbar
disesuaikan dengan karakteristik dari unit pembangkitan.  Secara  umum,  jenis  prioritas pembangkit  dalam  sistem  tenaga  listrik  dibagi menjadi tiga bagian yaitu:
a. Pembangkitan beban dasar ( base load ) mempunyai  karakteristik  biaya  operasi  murah. Pembangkitan  jenis  ini  tidak  dapat  dihidupkan atau  dimatikan  dalam  waktu  yang  singkat  dan lambat dalam menaikan atau menurunkan daya terbangkitkan.
b. Pembangkit  beban  menegah  ( load  follower ): pembangkit  tipe load  follower merupakan pembangkit  yang  memiliki  karakteristik  lebih fleksibel  namun  juga  lebih  mahal  biaya pengoperasiaannya apabila dibandingkan dengan pembangkit beban dasar.
c. Pembangkit beban puncak ( Peaker ): merupakan pembangkit yang memiliki karakteristik  yang  fleksibel  sehingga  responsif dalam  hal  kecepatan  perubahan  pembebanan dan  pengaturan  kondisi  operasional  dan  non operasional dari pembangkit tersebut.
Pembangkit  untuk  melayani  beban  puncak biasanya  dipilih  pembangkit  termal  dengan biaya operasi yang relatif mahal.
Studi  operasi  ekonomis  sistem  kelistrikan Sumbar  diambil  untuk  pembebanan  512  MW seperti karekteristik kurva lama beban Gambar 1.
Berdasarkan misi pembangkit melayani permintaan  beban  dengan  asumsi  operasi  beban puncak  berdurasi  8  jam,  beban  menengah  16  jam dan  beban  dasar  24  jam  diperoleh  operasi  beban dasar  dan  menengah  435,2  MW  yang  ditanggung oleh  pembangkit  PLTA,  dan    pembangkit  PLTU Teluk  Sirih  serta  pembangkit  lainnya,  sedangkan beban  puncak  76,8  MW  dijadwalkan  untuk
pembangkit  termal.  Operasi  sistem  kelistrikan Sumbar tersebut diperlihatkan pada Gambar 2
Gambar  1.  Kurva  lama  beban  sistem  kelistrikan
Sumbar . 76,8 MW PLTD PLTG Pauh Limo PLTU Ombilin 512 MW-76,8 MW =435,2 MW (P LT A , P LT U T el u k si ri h d an P em b an gk it la in P em b an gk it T h er m al (d id is p at ch ) PLTU Teluk Sirih PLTA Pembangkit lain
Gambar 2. Operasi sistem kelistrikan Sumbar
Pembangkit  termal  yang  digunakan  dalam memenuhi  permintaan  beban  pucak  diasumsikan sebagai berikut :
 PLTD 2 unit
 PLTG Pauh Limo 3 unit
 PLTU Ombilin 2 unit
Sistem  kelistrikan  dengan  tiga  jenis  unit pembangkitan  termal  yang  akan  dijadwal  untuk misi  melayani  beban  puncak  dengan  batasan generator  yang  diberikan  dan  mengabaian  rugi- rugi  jaringan  dapat  dimodelkan  seperti  Gambar  3 berikut:
PD F1 F2 F3 PLTD 2 X 40 MW PLTG 3 X 21,35 MW PLTU 2 X 100 MW P1 P2 P3

## Gambar 3. Unit pembangkit termal

## 3. Metode Iterasi Lamda
Perhitungan operasi ekonomis untuk
penjadwalan  pembangkit  dilakukan  menggunakan metode iterasi lamda. Data yang dibutuhkan  yaitu persamaan  biaya  bahan  bakar  (Rp/jam)  dari masing-masing  unit  pembangkit  termal,  batasan daya  pembangkit  serta  permintaan  daya  beban (PD).  Metode  iterasi  lamda  merupakan  salah  satu metode  yang  dapat  digunakan  untuk  penjadwalan ekonomis  [8].  Pada  metode  ini  nilai  awal  lamda (λ) diasumsikan terlebih dahulu, kemudian dengan menggunakan  syarat  optimum,  dihitung  daya output setiap pembangkit (Pi). Dengan mempertimbangkan kendala pembangkit diperiksa apakah  jumlah  total  dari output sama  dengan kebutuhan  beban  sistem,  bila  belum  lamda  (λ) ditentukan kembali seperti alur gambar 4.
Proses dalam perhitungan penjadwalan ekonomis  menggunakan  metode  iterasi  lamda secara ringkas dilakukan dengan langkah perhitungan  berikut:  (i)  mengansumsikan  lamda (λ);  (ii)  menghitung  output  daya  masing-masing dari  ketiga  unit,  diperoleh  harga  P 1 ,  P 2 ,  P 3 ,  untuk harga  λ  yang  pertama;(iii)  bila  harga  P 1 +P 2 +P 3 lebih kecil dari PD maka akan ditentukan kembali harga  λ  yang  lebih  besar  dari  harga  λ  yang pertama  (dan  sebaliknya),  (iv)  kemudian  dihitung penyelesaiannya.  Dengan  diperoleh  dua  kali perhitungan    maka  secara  ekstrapolasi  dapat ditentukan  harga  λ  selanjutnya  sampai  dicapai harga yang dikehendaki P 1 +P 2 +P 3  PD.
Start
Set harga awal λ dengan rumus Menghitung Pi untuk i=1...N Menghitung 1 N load i i P P P      P Toleransi   Harga lamda (λ) baru Hasil End Tidak Ya
Gambar 4. Metode iterasi lamda
Ketika  terjadi  kondisi  pembagian  daya  diluar dari  batasan  daya  unit  pembangkit,  maka  untuk proses iterasi berikutnya disetting daya pembangkitan  berada  pada  batasan  daya  unit pembangkit  tersebut,  dan  besaran  daya  total pembangkitan  sama  dengan  kebutuhan  beban dikurang  daya  pembangkit  yang  diset  pada  batas maksimum atau minimum ( ∑Pi = PD-P (mak/min) ).
Proses  berikutnya  adalah  perhitungan  biaya pembangkit menggunakan fungsi biaya yang telah ditentukan dengan persamaan:
2 ( ) i i i i i i i F P P P       (1)
Persamaan  untuk  mendapatkan  lamda  awal menggunakan persamaan berikut:
2 1 2 i i i PD         (2)
Berdasarkan  nilai  lambda  tersebut  dapat diketahui  nilai  pembangkitan  untuk  setiap  unit pembangkit.
( ) ( ) 2 k k i i i P      (3)
Untuk  beroperasi  secara  ekonomis,  maka seluruh  unit  pembangkit  harus  beroperasi  pada nilai increamental cost yang  sama  dan  memenuhi batasan  kendala  pertidaksamaan.  Jika  daya  unit
pembangkit  lebih  kecil  dari  batasan  minimum maka akan didapatkan solusi persamaan (5).
min i i P P  (4)
min i i P P  (5)
Jika hasil perhitungan daya suatu unit pembangkit lebih  besar  dari  batasan  maksimum  maka  akan didapatkan solusi persamaan (7).
max i i P P  (6)
max i i P P  (7)
Nilai total daya pembangkitan (∑ 𝑃 i ) pada awal iterasi tidak selalu  sesuai dengan total daya beban ( 𝑃𝐷 ). Untuk menghitung besar perbedaan tersebut dihitung menggunakan persamaan berikut:
i P PD P     (8)
Jika  nilai  selisih  ∆ 𝑃 belum  dalam  batas toleransi (konvergen) yang diizikan maka dilakukan  proses  perhitungan  ulang  untuk  iterasi berikutnya.  Proses  perhitungan  diteruskan  sampai selisih daya mendekatai nol sesuai dengan kriteria penghentian yang di berikan.

## 4. Deskripsi Data
Data  Sistem  pembangkit  termal  menggunakan tipikal data Tabel 1 berikut:
Tabel 1. Fungsi biaya pembangkit termal Unit Fungsi Biaya (Rp/jam) PLTD 2 1 1 1 1.629.281, 434 870.815,99 95.610, 448 F P P    PLTG 2 2 2 2 304.563.195,846593 34.564.505,503306 1.109.257,36579 F P P    PLTU 2 3 3 3 0,534 0,321 5.343 F P P   
Dengan batasan daya generator masing-masing unit  termal  untuk  nilai  daya  minimum  (P min )  dan daya maksimum (P mak ), seperti  pada Tabel 2.
Tabel 2. Batasan Daya Pembangkitan
Unit Pembangkit P min (MW) P mak (MW) PLTD 1,25 32 PLTG Pauh Limo 6,45 17.08 PLTU Ombilin 28 80
5. Hasil dan Pembahasan
Menggunakan perhitungan penjadwalan ekonomis metode iterasi lamda, harga awal lamda dihitung  terlebih  dahulu  dengan  persamaan  (2), dengan  nilai  PD  sebesar  78,8  MW  sebagai  nilai total  beban  yang  sama  dengan  nilai  jumlah  daya yang  akan  dibangkitkan  oleh  unit  termal  (PLTU, PLTD  dan  PLTG).  Proses  dilanjutkan  dengan mencari  selisih  daya  (∆P)  sesuai  dengan  iterasi konvergensi, dimana proses iterasi akan diberhentikan  apabila  selisih  antara  total  daya pembangkit  dengan  total  daya  permintaan  beban mendekati  nol.  Hasil  perhitungan  penjadwalan ekonomis  diperoleh  nilai  pembangkitan  masing- masing unit termal adalah:
P 1 = -1,089 MW
P 2 = 15,87 MW dan P 3 = 62,01 MW dengan  total  daya  yang  dibangkitkan  tetap  sama dengan  total  beban 78,8  MW,  namun  P 1 =  -1,089 MW  berada  dibawah  batasan  minimal.  maka  P 1 diset 1,25  MW sesuai  batasan  minimal  dan  diatur tetap  konstan  untuk  iterasi  berikutnya..  Dengan menghilangkan P 1 dari unit termal yang dijadwalkan,  nilai  ΔP  menjadi:  -2,339.  Sehingga proses  perhitungan  dilanjutkan  untuk  iterasi  ke-2 dihitung  kembali  keluran  untuk  daya  P 2 dan  P 3 dengan  harga  lamda  yang  baru  yaitu  sebesar: 637.767,57 Rp/MWh maka diperoleh:
P 2 = 15,867 MW dan P 3 = 59,683 MW
Selanjutnya  dilakukan  proses  perhitungan  total biaya  pembangkitan  dan  diperoleh  hasil  sebesar Rp  57.295.977,57  per  jam.  Hasil  perhitungan biaya operasi untuk masing-masing unit pembangkit  termal  diberikan  pada  Tabel  3.  Dari hasil  tersebut  terlihat  bawa  pembangkit  diesel dengan  biaya  operasi  paling  mahal  akan mendapatkan  jatah  pembangkitan  minimum  atau pada  batas  bawahnya  yaitu  1.25  MW.  Sedangkan pembangkit  pembangkit  dengan  biaya  yang  lebih murah akan di dispatch pada nilai yang lebih besar atau optimal.
Tabel 3. Hasil perhitungan biaya operasi (F) Unit Pembangkit Kapasitas (MW) Biaya Operasi (Rp/h) PLTD 1,25 2.867.192,75 PLTG  Pauh Limo 15,867 35.397.010,87 PLTU Ombilin 59,683 19.031.773,57 Total 78,8 57.295.977,57
Tabel  3  terlihat  bahwa  setelah  dilakukan perhitungan  penjadwalan  ekonomis  dengan  iterasi lamda  didapatkan  total  biaya  tiga  jenis  unit pembangkit  termal  tersebut  adalah  sebesar  Rp 57.295.977,57 per jam.
Hasil perhitungan operasi ekonomis pembangkit  termal  tersebut  dibandingkan  dengan nilai  penjadwalan  operasi  pembangkitan  lainnya konfigurasi  1,  2  dan  3.  Diperoleh  hasil  seperti terlihat pada Tabel 4.

## Tabel 4. Biaya operasi tanpa penjadwalan
ekonomis (penjadwalan perkiraan)
Unit Pembangkit Kapasitas (MW) Biaya Operasi (Rp/jam) Konfigurasi -1 PLTD 2 3.753.355,21 PLTG Pauh Limo 18,275 43.361.779,8 PLTU Ombilin 56,525 64.186.425,25 Total 76,8 64.186.425,25 Konfigurasi-2 PLTD 2 3.753.355,21 PLTG Pauh Limo 35 48.279.500,33 PLTU Ombilin 37,8 16.636.179,7 Total 76,8 68.669.035,24 Konfigurasi-3 PLTD 2 3.753.355,21 PLTG Pauh Limo 20 56.976.032,10 PLTU Ombilin 54,8 16.045.243,9 Total 76,8 76.774.631,21
Dari hasil perhitungan Tabel 3 dan 4 diperoleh bahwa dengan menggunakan perhitungan penjadwalan  ekonomis,  telah  diperoleh  biaya operasi  minimum  untuk  melayani  beban  puncak. Dengan  demikian  biaya  pembangkitan  dapat dihemat sekirannya  kapasitas  pembangkitan  dapat dioptimalkan  atau  dioperasikan  sesuai  dengan hasil perhitungan penjadwalan ekonomis. Perbandingan biaya pembangkitan dan besar biaya penghematan  yang  diperoleh  dapat  dilihat  pada Gambar 5.
Dari  hasil  tersebut  terlihat  bahwa  penjadwalan ekonomis  unit  pembangkit  termal,  khususnya untuk  pelayanan  puncak  sangat  penting  dalam rangka penghematan biaya pembangkitan sehingga  dapat  menekan  biaya  pokok  penyediaan pembangkitan. Untuk mendapatkan hasil perhitungan  yang  akurat  diperlukan  input  data khususnya  fungsi  biaya  unit  pembangkit  termal yang valid sesuai  dengan  kondisi real dilapangan
dengan mempertimbangkan biaya inverstasi, biaya bahan bakar biaya operasi dan pemeliharaan yang terbaru.
76.8 57.295.979,57 64.186.435,25 68.669.035,24 76.774.631,21 Ko nfi g - 3 Ko nfi g - 2. Ko nfi g- -1. Pe nja dw ala n ek on om is Daya (MW) B ia y a O p er as i (R p /h ) Pe nja dw ala n pe rki raa n
Gambar 5. Perbandingan biaya operasi

## 6. Kesimpulan
Hasil analisis dan perhitungan dengan menggunakan metode iterasi lamda diperoleh daya output masing-masing pembangkit P 1 = 1,25 MW, P 2 =  15,867  MW,  dan  P 3 =  59,683MW.  Total biaya pembangkitan minimum adalah Rp 57.295.977,57 per jam. Perbandingan dengan nilai penjadwalan  pembangkitan  lainnya  mengasilkan biaya  operasai  yang  lebih  mahal  dari  yang diperoleh  dengan  perhitungan  ED.  Dari  hasil perhitungan  tersebut  diperoleh  bahwa  dengan menggunakan perhitungan operasi ekonomis, telah diperoleh  konfigurasi  pembangkitan  yang  paling efisien  dengan  biaya  operasi  minimum  untuk melayani  beban  yang  sama.  Dengan  demikian biaya  pembangkitan  dapat  dihemat  sekirannya kapasitas  pembangkitan  dapat  dioptimalkan  atau dioperasikan  sesuai  dengan  hasil  perhitungan operasi ekonomis.

## Ucapan Terima Kasih
Penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada
Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik
Universitas  Andalas  atas  bantuan  pendanaan penelitian yang diberikan melalui kontrak penelitian No. 092/UN.16.09.D/PL/2017.

## Daftar Pustaka
[1] Adrianti, “Penjadwalan Ekonomis Pembangkit Thermal dengan memperhitungkan Rugi-Rugi Saluran Transmisi Menggunakan Metode Algoritma Genetik,” Jurnal Teknika, vol. 1, no. 33, pp. 41–47, 2010.
[2] Asmar, Yassir, and H. Tengku, “Pembuatan Aplikasi Untuk Analisis Economic Dispatch Stasiun Pembangkit Tenaga Listrik,” Jurnal Electrichsan, vol. 1, no. 1, Mei 2014.
[3] B.  T.  Arozaq,  R.  S.  Wibowo,  and  O. Penangsang, “Analisis Pembebanan
Ekonomis  pada  Jaringan  500  kV  Jawa  Bali Menggunakan  Software  PowerWorld,”
Jurnal  Teknik  ITS,  vol.  1,  no.  1,  pp.  1–6, Sep 2012.
[4] A.  Violita,  A.  Priyadi,  and  I.  Robandi, “Optimisasi  Economic  Dispatch  pada
Sistem  Kelistrikan  Jawa  Bali  500  kV menggunakan Differential Evolutionary
Algorithm,”  Jurnal  Teknik  ITS,  vol.  1,  no.
1, pp. 115–118, Sep 2012.
[5] RUPTL  (2016),  Rencana  Usaha  Penyedia Tenaga  Listrik  PT  PLN  (Persero)  Tahun 2016  s.d.  2025,  Lampiran  KepMen  ESDM No. 5899 K/20/MEM/2016 Tanggal 10 Juni 2016.
[6] Monice  and  Syafii,  “Operasi  Ekonomis (Economic  Dispatch)  Pembangkit  Listrik Tenaga  Sampah  (PLTSa)  dan  (PLTG) Dalam  Melayani  Beban  Puncak  Kelistrikan Sumbar,” Jurnal Teknik Elektro, vol. 2, pp. 35-39, November 2013.
[7] Delima  dan  Syafii,  "Operasi  Ekonomis  dan Unit  Commitment  Pembangkit  Thermal pada  Sistem  Kelistrikan  Jambi",  Jurnal Nasional  Teknik  Elektro,  Vol  5,  No  3, November 2016
[8] A.  J.  Wood  and  B.  F.  Wollenberg,  "Power Generation, Operation, and Control", 1st ed.
Canada: John Willey & Sons Inc, 1996.

## Biodata Penulis
Syafii, menamatkan S1 di Jurusan Teknik Elektro Universitas  Sumatera  Utara  (USU)  tahun  1997.
Pendidikan S2 bidang Energi Elektrik diselesaikan di Institute Teknologi Bandung (ITB) tahun  2002.  Pendidikan  S3  bidang    Electrical Power System, diperoleh dari Universiti
Teknologi Malaysia (UTM) Malaysia tahun 2011. Sejak  tahun  1998  penulis  terdaftar  sebagai  dosen di  Jurusan  Teknik  Elektro,  Fakultas  Teknik, Universitas  Andalas,  Padang.  Minat  penelitiannya adalah: Komputasi Sistem Tenaga dan Pembangkit Energy Terbarukan.
Kartika  Ika  Putri, menamatkan  S1  di  Jurusan Teknik Elektro Universitas Andalas, Padang tahun 2017  dalam  bidang  Sistem  Tenaga  Listrik.  Minat penelitiannya  adalah:  Optimalisasi  Sistem  Tenaga Listrik.