Abstrak  -  Pada  pembangkit  listrik  di  sistem  Sorong,  total kapasitas terpasang pembangkit termal yaitu : 40.375 MW, yang terdiri  dari  PLTD  Klasaman,  PLTD  Arar,  PLTMG  Arar,  dan PLTD Sewa. Biaya bahan bakar untuk pembangkit termal dalam memproduksi  daya  listrik  untuk  memenuhi  beban  sistem  masih relatif mahal.
Untuk mengurangi biaya bahan bakar maka penjadwalan  optimal  unit  pembangkit  termal  pada  sistem Sorong  perlu  dilakukan.  Permasalahan  yang  menyangkut penjadwalan  terdiri  dari  dua masalah  yang  saling  berhubungan yaitu  Economic  dispatch  digunakan  untuk  membagi  daya  yang harus  dibangkitkan  oleh  masing-masing  pembangkit  dari sejumlah  pembangkit  yang  ada  untuk  memenuhi  kebutuhan beban  sistem  yang  bertujuan  untuk  mendapatkan  total  biaya bahan  bakar  yang  optimal.  Masalah  lainnya  adalah  Unit commitment yang menentukan jadwal (schedule) on/off pembangkit untuk dapat memenuhi kebutuhan beban.
Penjadwalan beban untuk masing-masing unit pembangkit  dapat  diperoleh  dengan  menggunakan  metode daftar  prioritas  dalam  menyelesaikan  permasalahan  unit commitment.  Metode  daftar  prioritas  dalam  menyelesaikan permasalahan  unit  commitment  memberikan  hasil  yang  lebih optimal  dibandingan  dengan  total  biaya  yang  dikeluarkan  oleh PT.PLN  (Persero)  Wilayah  Papua  Barat  Cabang  Sorong.  Total biaya  yang  dihasilkan  dari  metode  daftar  prioritas  sebesar Rp.469,073,373.8403  adapun  biaya  pembangkit  dari  PT.  PLN (Persero)  Wilayah  Papua  Barat  Cabang  Sorong  sebesar  Rp. 513,837,361.8395 dengan demikian ada penghematan sebesar Rp. 44,763,987.9992.
Kata  kunci  :  Optimalisasi  penjadwalan  pembangkit,  Economic Dispatch, Unit Commitment, daftar prioritas.

## I.    PENDAHULUAN
Dalam  jaringan  sistem  tenaga  listrik,  daya  listrik dibangkitkan  oleh  pembangkit  dari  pusat-pusat  pembangkit tenaga  listrik,  kemudian  dialirkan  melalui  jaringan  transmisi tenaga  listrik  dan  didistribusikan  ke  berbagai  beban  listrik. Selama  beban-beban  listrik  tersebut  mengkonsumsi  daya listrik,  selama  itu  pula  daya  listrik  terus  dibangkitkan.  Unit- unit  pembangkit  tidak  berada  dalam  jarak  yang  sama  dari pusat beban dan biaya pembangkitan tiap-tiap pembangkitpun berbeda.  Pada  kondisi  operasi  normal  sekalipun,  kapasitas pembangkitan  harus  lebih  besar  dari  jumlah  beban  dan  rugi- rugi daya pada sistem. Oleh karena itu, perlu dilakukan suatu pengaturan terhadap pembangkitan.
Pembangkitan  dan  penyaluran  daya  listrik  dari  pusat pembangkit  melalui  saluran  transmisi  sampai  ke  pusat  beban harus  berlangsung  dengan  baik,  dapat  menghindari  dan mengatasi segala  yang  dapat menjadikan sistem tenaga listrik beroperasi  pada  kondisi  abnormal.  Pada  pembangkitan  dan penyaluran  daya  listrik  ini  selalu  dilakukan  pembagian pembebanan pada unit pembangkit yang akan mensuplai
beban,  karena  itu  dalam  pertimbangan  yang  diambil  untuk mencapai  operasi  ekonomis  pada  sistem  tenaga  dapat  dibagi atas  dua  bagian,  yaitu  Economic  Dispatch  dan  Unit Commitment  yang  sangat  berkaitan  dengan  biaya  minimum produksi daya listrik.
Economic  dispatch  digunakan  untuk  membagi  daya yang harus dibangkitkan oleh masing-masing pembangkit dari sejumlah  pembangkit  yang  ada  untuk  memenuhi  kebutuhan beban  sistem  yang  bertujuan  untuk  mendapatkan  total  biaya bahan bakar yang optimal.
Unit  commitment  atau  biasa  disingkat  dengan  UC yaitu  menentukan  jadwal  (schedule)  on/off  pembangkit  untuk dapat memenuhi kebutuhan beban.
Pada tugas akhir ini digunakan Daftar Prioritas untuk memperoleh  atau  mendapatkan  biaya  pembangkitan  yang optimal dan operasional yang ekonomis.
Kelebihan utama metode daftar prioritas memaksimalkan beban  yang  ada adalah  konsepnya sederhana dan  mudah  diimplementasikan,  tidak  banyak  parameter  yang dibutuhkan  jika  dibandingkan  dengan  algoritma  matematika dan  teknik optimisasi heuristik yang lainnya.
Dengan  dasar  pemikiran  diatas  maka  penulis  merasa perlu untuk melakukan studi, yang dibuat sebagai tugas akhir dengan  judul  “Optimalisasi  Penjadwalan  Pembangkit  Listrik di Sistem Sorong”.

## II.   LANDASAN TEORI

## A.  Pertimbangan Operasi Ekonomis
Operasi  ekonomis  ialah  proses  pembagian  atau penjatahan  beban  total  kepada  masing  –  masing  unit pembangkit,  seluruh  unit  pembangkit  dikontrol  terus  – menerus  dalam  interval  waktu  tertentu  sehingga  dicapai pengoperasian  yang  optimal,  dengan  demikian  pembangkit tenaga listrik dapat dilakukan dengan cara paling ekonomis.
Pertimbangan  yang  diambil  untuk  mencapai  operasi ekonomis  pada  sistem  tenaga  dapat  dibagi  atas  dua  bagian, yaitu:
1. Economic  Dispatch  yaitu  pengaturan  sistem  pembangkit yang berkomitmen dalam melayani beban untuk meminimalisasi  rugi  –  rugi  saluran  dan  total  biaya produksi.
2. Unit  commitment  yaitu  menentukan  jadwal  (schedule) on/off  pembangkit  untuk  dapat  memenuhi  kebutuhan beban.
Agar  suatu  sistem  tenaga  dapat  beroperasi  secara ekonomis  maka  pertimbangan  Economic  Dispatch  dan  Unit Commitment harus secara simultan dipertimbangkan.

## Optimalisasi Penjadwalan Pembangkit Listrik di Sistem Sorong
Yulianto Mariang,
L. S. Patras, ST.,MT,       M. Tuegeh, ST.,MT,        Ir. H. Tumaliang, MT
Jurusan Teknik Elektro-FT, UNSRAT,  Manado-95115, Email: jliant_02mariang@yahoo.com
Gabungan  perhitungan  kedua  pertimbangan  ini  menjadikan suatu  permasalahan  yang  kompleks  yang  melibatkan  dimensi yang  besar.  Untuk  mendapatkan  solusi  operasi  ekonomis sistem tenaga  maka diperlukan perhitungan terhadap fungsi – fungsi yang menjadi bagiannya yaitu fungsi biaya bahan bakar (Fuel  Cost  Function),  dan  fungsi  kenaikan  biaya  produksi (Incremantal Production Cost).
Konfigurasi pembebanan atau penjadwalan pembangkit  yang  berbeda  dapat  memberikan  biaya  operasi pembangkit  yang  berbeda  pula,  tergantung  dari  karakteristik masing  –  masing  unit  pembangkit  yang  dioperasikan.  Ada beberapa metode dalam penjadwalan pembangkit dalam usaha menekan biaya operasi, yakni:
1. Berdasarkan Umur Pembangkit
2. Berdasarkan Rating (Daya Guna) Pembangkit
3. Berdasarkan  Kriteria  Peningkatan  Biaya  Produksi  Yang sama (Equal Incremental Cost)

## B.  Karakteristik Input-Output Pembangkit
Karakteristik  Input  output  pembangkit  tenaga  termal disebut  sebagai  karakteristik  pemakaian  bahan  bakar  yang menyatakan  jumlah  energy  bahan  bakar  (Liter/Jam)  yang dibutuhkan untuk membangkitkan sejumlah daya listrik (MW) tertentu  selama  satu  jam.  Hubungan  input  output  suatu  unit pembangkit,  dapat  digambarkan  dalam  bentuk  kurva  seperti pada gambar 1.
Kurva  Input  Output  suatu  unit  pembangkit  termal dapat diperoleh melalui beberapa cara , yaitu :
a. Pengetesan karakteristik (Performance Testing).
b. Berdasarkan data operasi (Operating Record)
c. Berdasarkan  data  dari  pabrik  (Manufacture’s  Guarantee Data)
Untuk  masalah  operasi  ekonomis,  biasanya  kurva karakteristik  input  output  pembangkit  didekati  dengan persamaan polynomial tingkat dua (kuadrat) persamaannya :
H i = α i + β i PT i + γ i PT i 2 (1) Dimana : H = Input Pemakaian bahan bakar (Liter/Jam) PT i = Daya listrik yang dibangkitkan (MW) α , β , γ = Konstanta-konstanta

## C.  Kenaikan Biaya Produksi (Incremental Production Cost)
Kenaikan  biaya  produksi  (Incremantal  Production Cost) didefinisikan sebagai perubahan biaya bahan bakar yang
Gambar 1. Karakteristik masukan – keluaran
terjadi  bila  terjadi  perubahan  daya  listrik  yang  dibangkitkan. Perubahan jumlah bahan bakar  yang terjadi karena perubahan keluaran,  didefinisikan  sebagai  IFR  (Incremantal  Fuel  Rate), persamaan matematisnya adalah :
Incremental fuel (IFR)  = F P ∆ ∆ (2)
Incremantal  Fuel  Rate  ini  juga  dapat  dinyatakan dengan  suatu  kurva  yang  disebut  kurva  laju  kenaikan  biaya bahan  bakar  atau  Incremantal  Fuel  Cost  (IFC)  dengan  cara mengalikan IFR dengan biaya bahan bakarnya.
IFC = IFR X Fuel Cost rupiah MWh (3)

## D. Unit Commitment
Unit commitment adalah penentuan pembangkit yang on  line  dari  sejumlah  pembangkit  yang  siap  dioperasikan untuk  menyuplai  beban  selama  periode  tertentu,  karena kebutuhan beban selalu berubah maka pembangkit  yang  akan dioperasikan harus disesuaikan dengan kebutuhan beban.

## E.  Metode Daftar Prioritas
Metode  daftar  prioritas  merupakan  suatu  metode penyelesaian unit commitment yang paling sederhana.
Pada  metode  ini  kombinasi  on/off  pembangkit didasarkan  pada  urutan  prioritas.  Untuk  menentukan  urutan prioritas  diperoleh  dari  biaya  produksi  rata  –  rata  persatuan output  yang  didasarkan  pada  beban  penuh  (Pmax)  dari  tiap unit,  dan  diurutkan  berdasarkan  nilai biaya  produksi tersebut. Unit  yang  dioperasikan  pertama  adalah  unit  yang  memiliki biaya  produksi  terendah  dan  yang  paling  akhir  adalah  unit yang memiliki biaya produksi termahal.
Algoritma unit commitment dengan daftar prioritas :
Untuk penjadwalan unit commitment, pada metode ini setiap level beban mengikuti algoritma sebagai berikut :
1. Jika  pada  jam  berjalan  (k)  permintaan  beban  lebih  besar dari daya yang dihasilkan oleh unit – unit pembangkit pada jam  ke  (k-1),  suatu  unit  pembangkit  A  yang  baru dioperasikan pada jam ke (k-1) sebagai urutan pertama dari daftar  prioritas,  harus  tetap  dioperasikan.  Sebaliknya apabila beban pada jam berjalan ke (k) lebih kecil dari jam sebelumnya  (k-1)  maka  unit  pembangkit  A  tersebut  dapat dihentikan.  Akan  tetapi  sebelum  menghentikan  unit pembangkit  A  maka  harus  ditentukan  apakah  mematikan unit A akan meninggalkan pembangkit yang cukup efisien untuk  mensuplai  beban  ditambah  dengan  syarat  cadangan berputar.  Jika  tidak,  lanjutkan  operasi  seperti  jam  (k-1); jika ya, lanjutkan langkah berikutnya.
2. Tentukan jumlah jam, H, sebelum unit membutuhkan lagi. Dengan asumsi bahwa beban yang sedang turun akan naik kembali beberapa jam berikutnya.
3. Jika  H  kurang  dari  waktu  minimum  berhenti  (shut-down time)  untuk  unit  A,  biarkan  unit  bekerja  seperti  jam  (k-1)
Tidak Ya
dan  lanjutkan  ke  langkah  terakhir;  jika  tidak  lanjutkan  ke langkah berikutnya.
4. Hitung dua biaya.
Pertama  adalah  jumlah  unit  dari  biaya  produksi  tiap  jam untuk  H jam selanjutnya dengan unit beroperasi (unit up), unit  A  belum  dimatikan.  Kemudian  hitung  kembali penjumlahan  yang  sama  dengan  unit  A  dimatikan  (unit down)  dan  tambahkan  kedalam  biaya  menghidupkan (start-up  cost)  unit  dengan  mendinginkan  (cooling)  atau mempertahankan  unit  tersebut,  tentukan  yang  mana  yang lebih  rendah  biayanya.  Jika  ada  penghematan  yang  cukup dengan  mematikan  unit,  maka  unit  tersebut  harus dimatikan,  kalau  tidak  biarkan  unit  tersebut  tetap beroperasi.
5. Ulang prosedur ini untuk unit yang berjalan sesuai dengan daftar prioritas. Jika unit selanjutnya dalam daftar prioritas tersebut bebannya juga turun, lanjutkan ke unit selanjutnya dan demikian seterusnya.
6. Ulangi prosedur ini untuk jam – jam berikutnya.

## III.   SISTEM TENAGA LISTRIK di SORONG

## A. Sistem Kelistrikan
Sistem  kelistrikan  Sorong  melayani  pelanggan PT.PLN yang ada di Kota dan Kabupaten Sorong, dimana saat ini  kapasitas  daya  terpasang  mesin  pembangkit  yang  dimiliki oleh PT. PLN (Persero) Wilayah Papua Barat Cabang Sorong sebesar  33.375  MW  dengan  daya  mampu  mesin  pembangkit sebesar  30.7MW  dan  beban  tertinggi  sebesar  28  MW.  Ada beberapa unit pembangkit milik PT. PLN yang telah berumur (efisiensi lebih  rendah), sehingga PT. PLN (Persero) Wilayah Papua Barat Cabang Sorong  bekerjasama dengan pembangkit -  pembangkit  swasta  untuk  melakukan  jual  beli  energi  listrik sehingga  diharapkan  dapat  memenuhi  daya  listrik  yang dibutuhkan.
Pembangkit  -  pembangkit  yang  dikelola  oleh  PT. PLN  (Persero)  Wilayah  Papua  Cabang  Sorong  yaitu: Pembangkit  Listrik  Tenaga  Diesel  (PLTD)  9  unit  generator dan  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Mesin  Gas  (PLTMG)  4  unit generator.
Prosedur  penelitian  dapat  dilihat  pada  gambar  2 flowchart penelitian.

## IV.  HASIL DAN PEMBAHASAN

## A. Karakterisitk Input output unit pembangkit termal
Hasil dari perhitungan  didapatkan  karakteristik input output dari masing-masing unit pada pembangkit thermal.

## Gambar 2 Flowchart Metode Penelitian
Tabel  I  merupakan  tabel  karakteristik  input  ouput  PLTD Klasaman, PLTD Arar dan PLTMG Arar.
B. Biaya Bahan Bakar Pembangkit Termal
Karakterisitik ini diperoleh dari mengalikan karakteristik input output dengan harga bahan bakarnya. Tabel II  merupakan  tabel  kenaikan  biaya  bahan  bakar  pembangkit termal.
Pembentukan kombinasi pembangkit berdasarkan daftar prioritas Penentuan Tempat Penelitian Menghitung persamaan

## Incremental Production Cost
Apakah sudah optimal penjadwalan  Unit Pembangkit? Optimal? Penetapan urutan Prioritas SELESAI Penetuan Data Karakteristik Input Output  unit  –  unit  pembangkit, dan beban Pengumpulan Data Menghitung persamaan biaya bahan bakar MULAI Tampilkan Hasil

## TABEL I KARAKTERISTIK INPUT OUTPUT PEMBANGKIT TERMAL
TABEL II FUNGSI KENAIKAN BIAYA BAHAN BAKAR (Rp/JAM)

## C. Karakteristik Laju pertambahan biaya bahan bakar
Karakterisitik  ini  diperoleh  dengan  cara  mengalikan turunan pertama karakteristik input output dengan harga bahan bakarnya.  Tabel  III  merupakan  tabel  karakteristik  laju pertambahan biaya bahan bakar Pembangkit listrik.

## D. Urutan prioritas unit pembangkit thermal
Dari perhitungan laju pertambahan biaya bahan bakar diatas, maka dapat diperoleh urutan prioritas pembangkit yang dioperasikan duluan. Pembangkit yang dioperasikan terdahulu yaitu pembangkit yang biaya per-kwh paling murah.
Cara  untuk  mengetahui  biaya  per-kwh  paling  murah yaitu  dengan  mengalikan  masing-masing  persamaan  laju pertambahan  biaya  bahan  bakar  dari  unit-unit  pembangkit dengan daya maksimalnya. Urutan prioritas dapat dilihat pada tabel IV.

## TABEL III KARAKTERISTIK LAJU PERTAMBAHAN BIAYA BAHAN BAKAR PEMBANGKIT TERMAL
Pembangkit Unit Fungsi Laju Pertambahan Biaya Bahan Bakar (Rp/MWh) PLTD Klasaman Unit 1 F1 = 2,058,481.50 + 115,679.1 PT 1 Unit 2 F2 = 2,062,057.83 + 106,752.06PT 2 Unit 3 F3 = 2,073,114.18 + 98,075.18PT 3 Unit 4 F4 = 2,027,439.09 + 116,339.2PT 4 Unit 5 F5 = 1,989,030.21  + 118,386.86PT 5 PLTMG Arar Unit 1 F6 = 343,012.16 + 4,716.04PT 6 Unit 2 F7 = 326,694.15 + 14,171.16PT 7 Unit 3 F8 = 326,012.89  + 14,339.8PT 8 Unit 4 F9 = 324,794.43  +  15,681.84PT 9 PLTD Arar Unit 1 F10 = 2,232,531.61 + 27,938.08PT 10 Unit 2 F11 = 2,193,521.21 + 60,633.36PT 11 Unit 3 F12 = 2,222,857.53 + 52,607.7PT 12 Unit 4 F13 = 2,222,485.79 + 58,551.98PT 13

## TABEL IV BIAYA BAHAN BAKAR UNIT – UNIT PEMBANGKIT TERMAL
PEMBANGKIT UNIT BIAYA BAHAN BAKAR (Rp/KWh) PLTD KLASAMAN 1 2324.5434 2 2275.5619 3 2298.6871 4 2318.2871 5 2320.5134
PLTMG ARAR 1 355.7455 2 364.9563 3 364.7304 4 367.1354
PLTD ARAR 1 2288.4078 2 2314.7879 3 2328.0729 4 2339.5898 E. Pembagian Pembebanan dan Penjadwalan unit pembangkit termal
Penjadwalan  dilakukan  dalam  waktu  1  hari  (24  jam) yaitu  untuk  sampel  tanggal  2  Februari  2012.  Contoh perhitungan dilakukan untuk beban sebesar 16.8 MW.
Setelah  diketahui  besarnya  daya  listrik  yang  harus dibangkitkan oleh pembangkit termal, selanjutnya dimasukkan kepersamaan  2 n -1  kombinasi  unit  pembangkit  dimana  n= jumlah unit pembangkit. Dengan n = 9 unit pembangkit. Jadi, 2 n -1 = 2 9 -1= 511 kombinasi. Kemudian kombinasi on/off unit pembangkit  yang  akan  digunakan  dalam  penjadwalan  adalah kombinasi  yang memenuhi urutan  prioritas  dapat dilihat  pada tabel V.
Berdasarkan  persamaan  kenaikan  biaya  bahan  bakar dan  batas  kapasitas  maksimum  dan  minimum  dari  generator
Pembangkit Unit Karakteristik Input – Output Pembangkit Termal (Liter/Jam) PLTD Klasaman Unit 1 H1 = 41.2285 + 232.0187 PT 1 + 6.5193 PT 1 2 Unit 2 H2 = 41.2323 +  232.4218 PT 2 + 6.0162PT 2 2 Unit 3 H3 = 43.6285 + 233.668 PT 3 + 5.5272PT 3 2 Unit 4 H4 = 52.5315 +  228.5198 PT 4 + 6.5565PT 4 2 Unit 5 H5 = 61.9044 +  224.1906 PT 5 + 6.6719PT 5 2
PLTMG Arar
Unit 1 H6 = 42.8524 + 241.2266 PT 6 + 1.6583 PT 6 2 Unit 2 H7 = 50.9581 + 229.7508 PT 7 + 4.983 PT 7 2 Unit 3 H8 = 54.0647 + 229.2717 PT 8 + 5.0423PT 8 2 Unit 4 H9 = 52.6176 + 228.4148 PT 9 +  5.5142PT 9 2
PLTD Arar
Unit 1 H10 = 32.6683 +  251.6365 PT 10 + 1.5745 PT 10 2 Unit 2 H11 = 36.6348 +  247.2395 PT 11 + 3.4171 PT 11 2 Unit 3 H12 = 33.0067 +  250.5461 PT 12 + 2.9648 PT 12 2 Unit 4 H13 = 33.8794 +  250.5042 PT 13 + 3.2998 PT 13 2
Pembangkit Unit Fungsi Kenaikan Biaya Bahan Bakar (Rp/Jam)
PLTD
Klasaman Unit 1 F1 = 365,781.51 + 2,058,481.50 PT 1 + 57,839.55 PT 1 2 Unit 2 F2 = 365,815.03 +  2,062,057.83 PT 2 + 53,376.03PT 2 2 Unit 3 F3 = 413,690.38 + 2,073,114.18 PT 3 + 49,037.59PT 3 2 Unit 4 F4 = 466,062.10+  2,027,439.09PT 4 + 58,169.60PT 4 2
Unit 5
F5 = 549,218.93+  1,989,030.21 PT 5 + 59,193.43PT 5 2
PLTMG Arar
Unit 1 F6 = 60,933.97 + 343,012.16 PT 6 + 2,358.02PT 6 2
Unit 2 F7 = 72,459.87 + 326,694.15 PT 7 + 7,085.58PT 7 2
Unit 3 F8 = 76,877.30 + 326,012.89 PT 8 + 7,169.90PT 8 2 Unit 4 F9 = 74,819.60 + 324,794.43 PT 9 +  7,840.92PT 9 2 PLTD Arar Unit 1 F10 = 289,834.79+  2,232,531.61PT 10 + 13,969.04 PT 10 2 Unit 2 F11 = 325,025.78+  2,193,521.21PT 11 + 30,316.68PT 11 2 Unit 3 F12 = 292,837.09+  2,222,857.53PT 12 +
26,303.85PT 12 2 Unit 4 F13 = 300,579.73+  2,222,485.79 PT 13 + 29,275.99PT 13 2
untuk kombinasi on/off  unit pembangkit yang diperiksa yaitu kombinasi 482 dengan kapasitas maksimum sebesar 17.6 MW, dimana unit yang beroperasi atau on adalah PLTMG Arar unit 1 (H6), PLTMG Arar unit 2 (H7),  PLTMG Arar unit 3 (H8), PLTMG Arar unit 4 (H9), PLTD Klasaman unit 2 (H2), PLTD Klasaman unit 3 (H3), dan PLTD Klasaman unit 4 (H4).
Maka  dapat  dihitung  pembagian  beban  sebagai berikut :
Karakteristik input output pembangkit termal dan daya mampu minimum  serta  daya  mampu  maksimum  pembangkit  (lihat tabel I).
H6 = 42.8524 + 241.2266 PT 6 + 1.6583 PT 6 2
H7 = 50.9581 + 229.7508 PT 7 + 4.983 PT 7 2
H9 = 52.6176 + 228.4148 PT 9 + 5.5142PT 9 2
H8 = 54.0647 + 229.2717 PT 8 + 5.0423PT 8 2
H2 = 41.2323 + 232.4218 PT 2 + 6.0162PT 2 2
H3 = 43.6285 + 233.6680 PT 3 + 5.5272PT 3 2
H4 = 52.5315 +  228.5198 PT 4 + 6.5565PT 4 2
Batas – batas generator :
0.6 ≤ PT 6 ≤ 2.7 MW
0.6 ≤ PT 7 ≤ 2.7 MW
0.6 ≤ PT 7 ≤ 2.7 MW 0.6 ≤ PT 7 ≤ 2.7 MW 0.5 ≤ PT 2 ≤ 2 MW 0.6 ≤ PT 3 ≤ 2.3  MW
0.8 ≤ PT 4 ≤ 2.5  MW
Kemudian,  menggunakan  Fungsi  Kenaikan  Biaya  Bahan Bakar  untuk  menentukan  total  biaya  pembangkitan  perjam (lihat tabel II):
F6   =   60,933.97 + 343,012.16 PT 6 + 2,358.02PT 6 2
=  60,933.97 + 343,012.16 (2.7) + 2,358.02 (2.7) 2 =  1,004,256.77 Rp/Jam
F7   =   72,459.87 + 326,694.15 PT 7 + 7,085.58PT 7 2 = 72,459.87 + 326,694.15 (2.7 ) + 7,085.58 (2.7) 2 = 1,006,187.95 Rp/Jam
F9   =   74,819.60 + 324,794.43 PT 9 +  7,840.92PT 9 2 = 74,819.60 + 324,794.43 (2.7) +  7,840.92 (2.7) 2 = 1,008,924.87 Rp/Jam

## TABEL V KOMBINASI ON/OFF UNIT PEMBANGKIT YANG DIPERIKSA
Keadaan (State) Kombinasi Unit Kapasitas Maksimum untuk tiap Kombinasi (MW)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 9 0 0 0 0 0 1 0 0 0 2.7 41 0 0 0 0 0 1 0 1 0 5.4 124 0 0 0 0 0 1 1 1 0 8.1 252
0 0 0 0 0 1 1 1 1 10.8
336 0 1 0 0 0 1 1 1 1 12.8 423 0 1 1 0 0 1 1 1 1 15.1 482 0 1 1 1 0 1 1 1 1 17.6 509 0 1 1 1 1 1 1 1 1 20.4 512 1 1 1 1 1 1 1 1 1 22.7
F8  =   76,877.30 + 326,012.89 PT 8 + 7,169.90PT 8 2 =  76,877.30 + 326,012.89 (2.7) + 7,169.90 (2.7) 2 =  1,009,380.67
Rp/Jam
F2 =   365,815.03 +  2,062,057.83 PT 2 + 53,376.03PT 2 2 =  365,815.03 +  2,062,057.83 ( 2 )  + 53,376.03 ( 2 ) 2 =  4,703,434.81 Rp/Jam
F3 =   413,690.38 + 2,073,114.18 PT 3
+ 49,037.59PT 3 2 =   413,690.38 + 2,073,114.18 (2.3) + 49,037.59 (2.3) 2 =  5,441,261.85 Rp/Jam
F4  =   466,062.10 + 2,027,439.09PT 4 + 58,169.60PT 4 2
=  466,062.10 + 2,027,439.09(1.721) + 58,169.60(1.7) 2 =   4,123,394.9 Rp/Jam
Jadi, Total biaya pembangkitan untuk beban 16.8 MW adalah :
Ct  =   F6 + F7 + F9 + F8 + F2 + F3 + F4 =  1,004,256.8  +  1,006,187.9  +  1,008,924.8  + 1,009,380.7  +  4,703,434.8  +  5,414,645.7  +
4,080,818.7 =  18,227,649.4083 Rp/Jam
Hasil  –  hasil  perhitungan  total  biaya  pembangkitan dengan  beban  yang  berbeda  menggunakan  metode  daftar prioritas maka diperoleh daftar seperti pada tabel VI dan Total biaya pembangkitan dari PT. PLN dapat dilihat pada tabel VII.

## TABEL VI HASIL PENJADWALAN PEMBANGKIT DENGAN MENGGUNAKAN METODE DAFTAR PRIORITAS
Jam Beban Pembangkit Biaya Pembangkitan (Rp) 1 16.8 18,227,649.4083 2 16.2 16,913,461.0324 3 15.6 15,620,918.9946 4 15.3 14,938,668.4992 5 13.8 11,241,411.0114 6 15.7 15,850,297.3301 7 16.1 16,698,501.5081 8 16.1 16,698,501.5081 9 17.5 19,813,803.5125 10 17.8 19,356,389.0265 11 18.6 21,064,139.4111 12 18.9 21,696,364.5332 13 18.9 21,696,364.5332 14 19.2 22,328,589.6553 15 19.1 22,117,847.9479 16 19 21,907,106.2406 17 18.9 21,696,364.5332 18 16 16,484,705.3757 19 16.5 17,565,319.9567 20 21.6 27,754,941.8353 21 20.8 25,995,651.2635 22 19.8 23,593,039.8994 23 18.1 19,999,522.5115 24 17.5 19,813,803.5125 Total Biaya Pembangkitan (Rp) 469,073,373.8403

## TABEL VII PENGGUNAAN BAHAN BAKAR DAN TOTAL BIAYA BAHAN BAKAR PT. PLN (PERSERO) WILAYAH PAPUA BARAT CABANG SORONG
Pembangkit Pemakaian Bahan Bakar Total Biaya Bahan Bakar ( Rp ) PLTD dan PLTMG 100.784,5231 513.837.361,8395

## V.  KESIMPULAN
Dari  hasil  penelitian  dapat  ditarik  beberapa  kesimpulan sebagai berikut :
1. Berdasarkan Karakteristik input – output unit pembangkit  termal  yang  diperoleh  dari  data  PT.  PLN (Persero)  Wilayah  Papua  Barat  Cabang  Sorong,  maka dapat disusun daftar urutan prioritas pembangkit dari unit pembangkit  yang  memiliki  biaya  termurah  hingga  biaya termahal sebagai berikut :
a. PLTMG Arar unit 1          Rp.     355.7455  /kWh b. PLTMG Arar unit 3 Rp.      364.7304  /kWh c. PLTMG Arar unit 2 Rp.      364.9563  /kWh d. PLTMG Arar unit 4 Rp.     367.1354  /kWh e. PLTD Klasaman unit 2 Rp.  2275.5619 /kWh f. PLTD Klasaman unit 3 Rp.  2298.6871 /kWh g. PLTD Klasaman unit 4 Rp.  2318.2871 /kWh h. PLTD Klasaman unit 5 Rp.  2320.5134 /kWh i. PLTD Klasaman unit 1 Rp.  2324.5434 /kWh j. PLTD Arar unit 1 Rp.  2288.4078 /kWh k. PLTD Arar unit 2
Rp.  2314.7879 /kWh l. PLTD Arar unit 3
Rp.  2328.0729 /kWh m. PLTD Arar unit 4 Rp.  2339.5898 /kWh
2. Hasil  optimalisasi  penjadwalan  pembangkit  pada  sistem Sorong dengan Metode daftar prioritas dalam penyelesaian masalah Unit Commitment sebesar Rp.469,073,373.8403.  Adapun  biaya  pembangkit  dari penjadwalan  PT.  PLN  (Persero)  Wilayah  Papua  Barat Cabang  Sorong  sebesar  Rp.  513,837,361.8395  sehingga dengan  demikian  ada  penghematan  sebesar  Rp. 44,763,987.9992.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] A.  S.  Pabla,  Ir.  Abdul  Hadi,  “Sistem  Distribusi  Daya  Listrik”, Erlangga, Jakarta, 1991.
[2] K.  L.  Kirchmayer,  “Economic  Operation  of  Power  System”,  John Wiley and sons.inc, New York, 1958.
[3] H.  Saadat,  “Power  Sistem  Analysis”,  International  Edition,  McGraw- Hill, 1999.
[4] R.  S.  P.  Murty,  “Power  System  and  Control”,  Tata  McGraw  Hill Publishing Company, 1984.
[5] W.  D.  Stevenson,  Jr,  “Analisis  Sistem  Tenaga  Listrik”  edisi  keempat, Erlangga, Jakarta, 1984.
[6] W.  Ongsakul,  “Real-Time  Economic  Dispatch  Using  Merit  Order Loading  for  Linear  Decreasing  and  Staircase  Incremental  Cost Functions”, Electric Power Systems Research, 1999.
[7] D.  Marsudi,  Operasi  Sistem  Tenaga  Listrik,  Jakarta:  Penerbit  Graha Ilmu, 2006.
[8] A.  J.  Wood,  B.  F.  Wollenberg,  Power  Generation,  Operational,  and Control, Second Edition, Jhon Wiley & Sons, Inc, New York, 1996.
[9] D.  T.  Windia,  Optimasi  Penjadwalan  Unit  Pembangkit  Thermal  pada Sistem  Tenaga  Listrik  Minahasa  Dengan  Menerapkan  Metode Pemrograman  Dinamik,  Skripsi  Strata  satu,  Teknik  Elektro, Universitas Sam Ratulangi, Manado, 2011.