Optimasi Unit Commitment Generator dengan Mempertimbangkan Reserve Constraints Menggunakan Metode Mixed Integer Linear Programming (MILP)
Kebutuhan enegri listrik yang terus meningkat seiring pertumbuhan jumlah penduduk dan perkembangan teknologi menuntut sistem tenaga listrik untuk beroperasi secara efsiensi, ekonomis, dan andal. Salah satu aspek penting dalam pengelolahan sistem tenaga listrik adalah penjadwalan unit pembangkit atau unit commitment, yaitu proses penentuan status operasi (ON/OFF) dan besaran daya keluaran optimasi dari setiap unit pembangkit selama periode perencanaan tertentu. Penelitian ini mengembangkan model optimasi unit commitment dengan mempertimbangkan Reserve constraints (Batasan Cadangan putar) guna menjaga keandalan sistem tenaga listrik saat terjadi peningkatan beban maupun gangguan mendadak. Metode yang digunakan adalah Mixed Integer Linear programming (MILP) yang diimplementasikan melalui perangkat lunak General Algebraic Modeling System (GAMS), dengan data sistem IEEE 30 Bus yang terdiri dari enam unit pembangkit termal sebagai model simulasi. Fungsi objektif yang diminimalkan mencakup biaya bahan bakar, biaya start-up dan biaya shut-down selama perencanaan 24 jam. Simulasi dilakukan pada empat skenario Reserve constraints, yaitu 10%, 20%, 30%, dan 40% dari total permintaan beban. Hasil simulasi menunjukan bahwa pada Reserve constraints 10%, hanya tiga generator (Gen 1, Gen 2, Gen 3) yang beroperasi sepanjang 24 jam dengan total biaya pembangkitan terendah sebesar $11.307,86. Pada Reserve constraints 20% generator 6 mulai aktif beroperasi pada jam-jam beban tinggi dengan total biaya sebesar $11.321,34. Pada Reserve constraints 30%, Generator 5 dan Generator 6 beroperasi lebih awal dan lebih lama untuk menjaga ketersediaan cadangan daya dengan total biaya sebesar $11.353,48. Pada Reserve constraints 40%, seluruh enam generator beroperasi secara bersamaan pada jam beban puncak (jam 17-20), dengan generator 4, 5, dan 6 beroperasi pada daya minimumnya, menghasilkan total biaya tertinggi sebesar $11.427,40. Hasil ini menunjukkan bahwa semakin tinggi Reserve constraints yang ditetapkan, semakin banyak unit pembangkit yang harus diaktifkan, yang berdampak pada peningkatan total biaya operasional sistem.