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•
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.
