ThesisOpen AccessMetadata saja
2026•Skripsi, Thesis, Disertasi, dan Tugas Akhir
Integrasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) ke dalam sistem tenaga listrik menyebabkan perubahan profil net load akibat karakteristik daya keluaran PLTS yang fluktuatif dan intermiten. Kondisi tersebut meningkatkan kebutuhan fleksibilitas dalam penjadwalan pembangkit, khususnya pada proses unit commitment. Penelitian ini bertujuan mengoptimalkan unit commitment dengan mengintegrasikan demand side flexibility (DSF) untuk mengelola fluktuasi net load akibat penetrasi PLTS. Penelitian dilakukan menggunakan pendekatan simulasi kuantitatif pada sistem IEEE 30 Bus selama periode operasi 24 jam. Model optimasi diformulasikan menggunakan metode Mixed Integer Linear Programming dan diimplementasikan pada perangkat lunak GAMS dengan mempertimbangkan biaya bahan bakar, biaya startup dan shutdown, batas minimum dan maksimum pembangkitan, serta ramp rate. Simulasi dilakukan pada kondisi dasar serta skenario penetrasi PLTS sebesar 10%, 20%, dan 50%, baik tanpa maupun dengan penerapan DSF. Hasil simulasi menunjukkan bahwa peningkatan penetrasi PLTS tanpa DSF dari 10% hingga 50% menurunkan biaya operasi dari 12.615,312 $/24 jam menjadi 11013,55 $/24 jam. Penerapan PLTS 50% yang dikombinasikan dengan DSF memberikan hasil paling terendah. Kondisi tersebut menghasilkan penurunan biaya operasi sebesar 10.097,80 $/24 jam dan memberikan penurunan biaya operasi sebesar 2.517,512 $/24 jam atau 19,95% dibandingkan kondisi awal Unit Commitment tanpa DSF. Hasil penelitian menunjukkan bahwa penerapan DSF mampu meningkatkan fleksibilitas operasi sistem, mengurangi kebutuhan pembangkitan konvensional, serta membantu mengelola perubahan net load akibat fluktuasi keluaran PLTS. Dengan demikian, integrasi DSF dalam optimasi Unit Commitment dapat menjadi strategi yang efektif untuk mendukung penetrasi energi surya secara lebih ekonomis dan andal.
ThesisOpen AccessMetadata saja
2026•Skripsi, Thesis, Disertasi, dan Tugas Akhir
Abstrak:
Kestabilan frekuensi merupakan salah satu aspek penting dalam menjaga kualitas
dan keandalan sistem tenaga listrik. Perubahan beban pada sistem pembangkit dapat
menyebabkan terjadinya penyimpangan frekuensi dari nilai nominal, sehingga
diperlukan sistem pengendalian yang mampu memberikan respons cepat dan stabil.
Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan sisi mekanik sistem pembangkit serta
merancang kompensator berbasis metode Root Locus sebagai pengendali frekuensi
pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Lati PT. Indo Pusaka Berau.
Penelitian dilakukan menggunakan pendekatan kuantitatif dengan memanfaatkan
data frekuensi operasi bulan Agustus 2023 serta parameter sistem yang diperoleh
dari referensi dan data teknis. Pemodelan sistem dilakukan dengan
merepresentasikan komponen governor, turbin, dan generator dalam bentuk fungsi
alih dan diagram blok sistem kendali tertutup. Selanjutnya, analisis kestabilan
dilakukan menggunakan metode Root Locus untuk menentukan karakteristik pole
sistem dan merancang kompensator Lead. Hasil perancangan diperoleh
kompensator Lead dengan gain sebesar 5,37198, zero pada -2,199 dan pole pada -
7,27. Berdasarkan hasil simulasi, penambahan kompensator Lead mampu
memperbaiki karakteristik respons sistem. Nilai Rise Time menurun dari 0,65654
detik menjadi 0,33297 detik, Peak Time dari 1,5185 detik menjadi 0,75849 detik,
dan Settling Time dari 3,2668 detik menjadi 1,718 detik. Steady-State Error juga
mengalami penurunan dari 0,038462 menjadi 0,024026. Meskipun terjadi sedikit
peningkatan Overshoot dari 16,929% menjadi 17,893%, sistem dengan
kompensator Lead menunjukkan respons yang lebih cepat dan mampu mencapai
kondisi tunak dalam waktu yang lebih singkat. Dengan demikian, desain
kompensator Lead berbasis Root Locus dapat digunakan sebagai salah satu
pendekatan dalam meningkatkan karakteristik pengendalian frekuensi pada model
sistem pembangkit.
ThesisOpen AccessMetadata saja
2026•
Permasalahan Economic Dispatch (ED) dalam sistem tenaga listrik bertujuan untuk menentukan pembagian daya pembangkit yang meminimalkan biaya bahan bakar. Namun, dalam praktiknya, peningkatan efisiensi ekonomi seringkali berbanding terbalik dengan peningkatan emisi gas buang. Oleh karena itu, penelitian ini mengkaji Multi-Objective Economic Emission Dispatch (MOEED) dengan mempertimbangkan dua fungsi tujuan utama, yaitu minimisasi biaya bahan bakar dan minimisasi emisi gas buang. Metode Analisis Pareto Front digunakan untuk memperoleh sekumpulan solusi optimal yang menunjukkan keseimbangan antara efisiensi ekonomi dan dampak lingkungan. Setiap titik pada Pareto Front merepresentasikan solusi kompromi terbaik antara kedua tujuan tersebut. Melalui pendekatan ini, operator sistem dapat memilih solusi yang sesuai dengan prioritas operasional dan kebijakan lingkungan yang diterapkan. Hasil penelitian diharapkan dapat memberikan kontribusi dalam pengembangan metode optimisasi multiobjektif pada sistem tenaga listrik, khususnya dalam meningkatkan efisiensi operasi pembangkit tanpa mengabaikan aspek keberlanjutan lingkungan.
ThesisOpen AccessMetadata saja
2025•Skripsi, Thesis, Disertasi, dan Tugas Akhir
Pertumbuhan kebutuhan energi listrik yang terus meningkat mendorong perlunya optimalisasi operasi sistem tenaga listrik melalui pendekatan Dynamic Economic Dispatch (DED). Integrasi pembangkit listrik tenaga bayu (PLTB) sebagai sumber energi terbarukan dinilai efektif dalam menekan biaya operasional dan emisi karbon. Ketidakpastian output daya dari energi angin menjadi tantangan dalam menjaga kestabilan sistem dan efisiensi penjadwalan pembangkit. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh integrasi PLTB terhadap performa DED dengan menggunakan metode Quadratic Programming pada dua sistem yaitu IEEE 30 Bus dan sistem Jawa-Bali 500 kV. Metode ini diimplementasikan dalam perangkat lunak GAMS dengan memanfaatkan solver CONOPT untuk menyelesaikan masalah optimasi dengan mempertimbangkan batasan kapasitas, ramp rate, dan keseimbangan daya selama 24 jam. Hasil simulasi menunjukkan bahwa pada sistem IEEE 30 Bus, total daya optimal selama 24 jam tanpa integrasi PLTB sebesar 6.131,972 MW dengan total biaya operasional $20.328,85. Setelah integrasi PLTB, daya optimal menurun menjadi 4.039,708 MW dengan penurunan biaya menjadi $13.764,94. Pada sistem Jawa-Bali 500 kV, total beban tanpa PLTB sebesar 793.155,38 MW berkurang menjadi 377.295,48 MW setelah integrasi PLTB, dengan penurunan signifikan pada emisi dan biaya operasional. Hasil ini membuktikan bahwa integrasi PLTB dalam DED mampu meningkatkan efisiensi ekonomi dan keberlanjutan sistem tenaga listrik.
ThesisOpen AccessMetadata saja
2024•Skripsi, Thesis, Disertasi, dan Tugas Akhir
Kebutuhan energi listrik mengalami peningkatan seiring dengan pertumbuhan jumlah penduduk dan gaya hidup masyarakat yang bergantung pada teknologi. Penelitian ini bertujuan membuat sebuah perencanaan penyediaan energi listrik menggunakan PLTS untuk solusi jangka pendek, sedangkan untuk jangka panjang dilakukan melaui interkoneksi Desa Sebulu dengan jaringan PLN terdekat yaitu: Desa Sekikilan, adapun perencanaan tersebut disimulasikan menggunakan software ETAP Powerstation. Berdasarkan hasil survei jumlah beban di Desa Sebulu sebesar 19.800 kW yang merupakan beban dari 43 rumah dan 1 fasilitas umum. Penelitian ini menggunakan tiga skenario simulasi yaitu: skenario 1 kondisi existing PT PLN Tulin Onsoi, skenario 2 kondisi PT PLN Tulin Onsoi terhubung dengan Desa Sebulu dan skenario 3 kondisi PT PLN Tulin Onsoi terhubung dengan Desa Sebulu yang terpasang PLTS. Hasil simulasi aliran daya sebagai berikut: beban siang pada skenario 1 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 37,9 kW dan rugi-rugi daya reaktif sebesar 58,0 kVAr, pada skenario 2 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 38,3 kW dan rugi-rugi daya reaktif sebesar 59,0 kVAr, pada skenario 3 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 37,9 kW dan rugi-rugi daya reaktif sesbesar 58,0 kW. Selanjutnya, hasil simulasi aliran daya beban malam pada skenario 1 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 38,8 kW dan rugi rugi daya reaktif sebesar 67,2 kVAr, pada skenario 2 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 39,2 kW dan rugi-rugi daya reaktif sebesar 68,5 kVAr, pada skenario 3 didapatkan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 40,6 kW dan nilai rugi-rugi daya aktif sebesar 71,0 kVAr. Adapun jatuh tegangan pada beban siang skenario 1 dan 3 adalah 7,77 kV dan skenario 2 adalah 7,9 kV. Sedangkan pada beban malam pada skenario 1 adalah 6,7 kV, skenario 2 adalah 6,89 kV dan skenario 3 adalah 9,45 kV.
