Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pada tahun 2022, konsumsi listrik per kapita di Indonesia mencapai 1.172 kWh, dan perkiraan menunjukkan bahwa angka tersebut akan terus meningkat sejalan dengan pertumbuhan ekonomi yang diharapkan mencapai 5,3% pada tahun 2023. Oleh karena itu, peningkatan kapasitas pembangkit listrik dari sumber energi baru terbarukan (EBT) menjadi suatu kebutuhan. Oleh karena itu, untuk mencukupi kebutuhan listrik masyarakat Indonesia, maka diperlukan sebuah jaringan distribusi listrik yang andal dan efisien agar kualitas listrik yang disuplai dapat terjaga dengan baik. Terdapat berbagai metode untuk menghitung indeks keandalan, salah satunya aalah metode section technique. Metode section technique merupakan metode yang membagi sistem menjadi beberapa bagian atau "section" yang lebih kecil dan menganalisis keandalan setiap bagian tersebut secara terpisah. Setelah itu, keandalan keseluruhan sistem dihitung dengan menggabungkan keandalan dari setiap bagian tersebut. Penelitian ini mengimplementasikan metode section technique untuk menghitung indeks keandalan SAIDI dan SAIFI di GH0092 dan hasilnya kemudian dibandingkan dengan dengan hasil pemodelan jaringan melalui perangkat lunak ETAP 19.0.1 serta standar SPLN 68 – 2 : 1986 dan IEEE Std. 1366 – 2000 untuk dievaluasi tingkat keandalannya. Hasil akhir menunjukkan bahwa GH0092 memiliki tingkat keandalan yang sudah memenuhi standar SPLN 68 – 2 : 1986 atau batas standar keandalan yang ada di Indonesia, namun belum memenuhi standar keandalan IEEE Std. 1366 – 2000. Hasil indeks keandalan yang diperoleh yakni indeks SAIDI sebesar 9.3103 jam/tahun dan indeks SAIFI sebesar 0.9241 kali/tahun . Hasil tersebut kemudian dievaluasi dengan melakukan rekonfigurasi jaringan dan menghasilkan indeks keandalan SAIDI sebesar 0.9614 jam/tahun dan indeks SAIFI sebesar 0.0262 kali/tahun. Namun, rekonfigurasi jaringan tidak disarankan untuk menjadi strategi dalam menaikkan indeks keandalan karena membutuhkan biaya yang tinggi dan juga proses operasional yang kompleks.

---

In 2022, Indonesia's per capita electricity consumption reached 1,172 kWh, and projections indicate that this figure will continue to rise in line with the expected economic growth of 5.3% in 2023. Therefore, increasing the capacity of power plants from new renewable energy sources (EBT) becomes a necessity. To meet the electricity needs of the Indonesian people, a reliable and efficient electricity distribution network is required to ensure the quality of the supplied electricity is well maintained. There are various methods to calculate reliability indices, one of which is the section technique method. The section technique method divides the system into several smaller parts or "sections" and analyzes the reliability of each part separately. Then, the overall system reliability is calculated by combining the reliability of each section. This study implements the section technique method to calculate the SAIDI and SAIFI reliability indices in GH0092, and the results are then compared with network modeling results through ETAP 19.0.1 software as well as SPLN 68 – 2: 1986 and IEEE Std. 1366 – 2000 standards to evaluate the level of reliability. The final results show that GH0092 has a reliability level that meets the SPLN 68 – 2: 1986 standard or the existing reliability standards in Indonesia but does not yet meet the IEEE Std. 1366 – 2000 reliability standards. The obtained reliability indices are a SAIDI index of 9.3103 hours/year and a SAIFI index of 0.9241 times/year. These results were then evaluated by reconfiguring the network, resulting in a SAIDI reliability index of 0.9614 hours/year and a SAIFI reliability index of 0.0262 times/year. However, network reconfiguration is not recommended as a strategy to improve the reliability index because it requires high costs and complex operational processes."

"Studi ini bertujuan untuk merancang kapasitor bank dalam suatu penyulang PLN menggunakan metode Ant Colony Optimization (ACO). Penyulang PLN adalah bagian penting dari sistem distribusi listrik yang memastikan stabilitas dan kualitas tegangan listrik. Kapasitor bank, sebagai sumber daya reaktif tambahan, memainkan peran penting dalam menyeimbangkan beban induktif dan mengkompensasi daya reaktif yang hilang dalam sistem. Dalam konteks ini, ACO digunakan sebagai metode optimasi untuk menemukan penempatan optimal kapasitor bank yang dapat meningkatkan kinerja sistem distribusi listrik. Metode ACO (Ant Colony Optimization) digunakan untuk mengoptimalkan penempatan kapasitor bank pada penyulang PLN. Metode ini meniru perilaku koloni semut dalam mencari jalur terpendek ke sumber makanan, diadaptasi untuk mencari solusi optimal dalam penempatan kapasitor bank. Dengan mempertimbangkan faktor-faktor seperti tegangan, arus, dan rugi-rugi daya, penelitian ini menghasilkan strategi penempatan yang dapat mengurangi rugi-rugi daya, meningkatkan tegangan, serta meningkatkan efisiensi energi pada sistem distribusi listrik. Studi ini melibatkan pemodelan sistem distribusi listrik, analisis aliran daya, dan penggunaan metode ACO untuk menemukan penempatan optimal kapasitor bank. Hasil penelitian menunjukkan bahwa penerapan metode ACO dapat menghasilkan solusi yang efisien dalam penempatan kapasitor bank, sehingga meningkatkan stabilitas dan kualitas tegangan listrik dalam sistem distribusi PLN. Kesimpulan dari studi ini menunjukkan pentingnya penggunaan teknik optimasi seperti ACO dalam merancang kapasitor bank dapat digunakan untuk merancang sistem distribusi listrik, khususnya dalam penempatan kapasitor bank. Dengan menggunakan metode ACO, dapat dicapai peningkatan signifikan dalam kinerja sistem distribusi listrik, sehingga memungkinkan penghematan energi dan peningkatan kualitas layanan listrik bagi pelanggan. Penambahan kapasitor bank dengan metode ACO menunjukkan bahwa drop tegangan menjadi lebih kecil dan sesuai dengan aturan SPLN no. 72 tahun 1987. Ini menunjukkan bahwa dalam konteks penyesuaian load flow, PLN menggunakan penyesuaian kapasitor bank untuk perencanaan distribusi listrik yang lebih baik.

---

This study aims to design capacitor banks in a PLN feeder using the Ant Colony Optimization (ACO) method. PLN feeders are vital parts of the electrical distribution system that ensure stability and quality of electrical voltage. Capacitor banks, as additional reactive power resources, play a crucial role in balancing inductive loads and compensating for reactive power loss in the system. In this context, ACO is used as an optimization method to find the optimal placement of capacitor banks that can enhance the performance of the electrical distribution system. The ACO method is utilized to optimize the placement of capacitor banks in PLN feeders. This method mimics the behavior of ant colonies in finding the shortest path to a food source, adapted to search for optimal solutions in capacitor bank placement. By considering factors such as voltage, current, and power losses, this research generates placement strategies that can reduce power losses, increase voltage, and improve energy efficiency in the electrical distribution system. This study involves modeling of the electrical distribution system, power flow analysis, and the use of the ACO method to find optimal capacitor bank placement. The research results indicate that the application of the ACO method can produce efficient solutions in capacitor bank placement, thereby enhancing the stability and quality of electrical voltage in PLN distribution systems. The conclusion of this study underscores the importance of utilizing optimization techniques such as ACO in designing capacitor banks for electrical distribution systems, particularly in capacitor bank placement. By employing the ACO method, significant improvements in the performance of the electrical distribution system can be achieved, enabling energy savings and enhancing the quality of electrical service for customers. The addition of capacitor banks using the ACO method shows that voltage drops are reduced and comply with SPLN Regulation No. 72 of 1987. This indicates that in the context of load flow adjustment, PLN utilizes capacitor bank adjustments for better electrical distribution planning."

"Proyek FEED (Front End Engineering Design) Pembangunan Booster Pump Station Batang Heavy Oil di Rokan Hilir, Riau yang dilaksanakan oleh PT Solusi Energy Nusantara merupakan bagian dari Proyek Strategi Nasional National Capital Integrated Coastal Development (NCICD). Praktik keinsinyuran ini adalah mensimulasikan perancangan dan analisis sebuah sistem tenaga listrik dengan menggunakan software engineering ETAP (Electrical Transient Analysis Power) power station 19.5. ETAP mampu bekerja dalam keadaan offline untuk simulasi tenaga listrik dan online untuk pengelolaan data real-time dengan metode pendekatan studi aliran daya (load flow study). Metode pendekatan aliran daya yang akan digunakan dalam praktik keinsinyuran ini adalah metode Newton-Rhapson dengan faktor ketelitian 0,0001. Dari hasil analisis simulasi dan teori aliran daya, maka didapatkan nilai level tegangan dari peralatan listrik yang dihasilkan masih dalam batas yang diperbolehkan, yaitu ± 5%. Power supply dari PLN dengan hasil level tegangan, 20 kV Medium Voltage switchgear (100%); 6,6 kV Medium Voltage Switchgear (99,06%) dan 0,4 kV Low Voltage Switchgear (99,72%), sedangkan power supply dari EDG (Emergency Diesel Generator) diperoleh dengan hasil level tegangan 6,6 kV Medium Voltage switchgear (100%) dan 0,4 kV Low Voltage switchgear (99,3%). Praktik keinsinyuran dilaksanakan mulai dari pengumpulan data sampai dengan pembuatan laporan telah memenuhi aspek profesionalisme, KEI dan K3LL.

---

The FEED (Front End Engineering Design) Project for the Construction of the Batang Heavy Oil Booster Pump Station in Rokan Hilir, Riau implemented by PT Solusi Energy Nusantara is part of the National Capital Integrated Coastal Development (NCICD) National Strategy Project. This engineering practice is to simulate the design and analysis of an electrical power system using ETAP (Electrical Transient Analysis Power) power station 19.5 engineering software. ETAP is able to work offline for power simulation and online for real-time data management with the load flow study approach method. The power flow approach method that will be used in this engineering practice is the Newton-Rhapson method with an accuracy factor of 0.0001. From the results of simulation analysis and power flow theory, it is obtained that the voltage level value of the electrical equipment produced is still within the allowed limit, which is ± 5%. Power supply from PLN with voltage level results, 20 kV Medium Voltage switchgear (100%); 6.6 kV Medium Voltage Switchgear (99.06%) and 0.4 kV Low Voltage Switchgear (99.72%), while power supply from EDG (Emergency Diesel Generator) is obtained with voltage level results 6.6 kV Medium Voltage switchgear (100%) and 0.4 kV Low Voltage switchgear (99.3%). Engineering practices carried out from data collection to report writing have fulfilled aspects of professionalism, KEI and HSE."

"Arus asut motor induki yang besar dapat merusak motor itu sendiri dansystem jaringan listrik, karena itu diperlukan proses pengasutan. Untuk motorinduksi rotor sangkar pengasutan dapat dilakukan dengan menurunkan teganganatau menumnkau frekuensi dan tegangan pada V/f konstan.Pada tugas akhir ini akan dilakukan perhitungan nilai torsi dan arus selamaproses pengasutan dengan menggunakan pengasutan langsung, tahanan primer,autotrafo, bintang-segitiga dan dengan menggunakan PWM untuk mendapatkankurva karakteristik pengasutan. Pengasutan penurunan tegangan dan penumnaniiekuensi dan tegangan pada V/f konstan disimulasikan dengan menggunakanMATLAB.Dengan menurunkan tegangan asut, maka torsi asut juga akan turun, yangmenyebabkan pengasutan hanya dengan penurunan tegangan membatasi bebanasut dibawah beban nominal. Sedangkan pada pengasutan dengan penmunanfrekuensi dan tegangan pada V/f konstan mampu mengasut beban nominaldengan arus yang lebih rendah dari pengasutan dengan hanya menLu1u1kantegangan."

"ABSTRAKKebutuhan listrik saat ini semakin meningkat, namun produksi batubara sebagai pembangkit konvensional semakin menipis. Jadi pemerintah sedang menggalakkan penggunaan energi baru dan terbarukan. Sebagai contoh adalah PLTS. Pada penelitian ini akan mengembangkan penelitian sebelumnya dengan fokus pada studi hubung singkat pada sistem tenaga listrik Lombok khususnya pada 3 titik yang berbeda yaitu GI 150 kV Kuta, GI 150 kV Paokmotong, dan 150 kV GI Sengkol. Dimana akan dibandingkan antara tanpa PLTS dan menggunakan PLTS. Beberapa skenario dilakukan dengan memvariasikan kapasitas PV, yaitu 5 MWp, 10 MWp, 15 MWp, dan 20 MWp. Pada penelitian ini dilakukan simulasi dengan bantuan ETAP 12.6.0. Hasil studi yang diperoleh untuk analisis hubung singkat tanpa PLTS adalah 2.546 pada 150 kV GI Kuta; 3.021 di GI Paokmotong; dan 2.861 pada 150 kV GI Sengkol. Pada analisis gangguan hubung singkat menggunakan PLTS didapatkan hasil maksimal sebesar 2.599 pada 150 kV GI Kuta; 3.027 pada 150 kV GI Paokmotong; dan 2.873 pada 150 kV GI Sengkol. Dari hasil yang diperoleh dapat diketahui bahwa tidak ada perubahan yang signifikan pada gangguan hubung singkat.ABSTRACTThe demand for electricity is currently increasing, but coal production as a conventional generator is running low. So the government is promoting the use of new and renewable energy. An example is PLTS. This study will develop previous research with a focus on short circuit studies on the Lombok electric power system, especially at 3 different points, namely GI 150 kV Kuta, GI 150 kV Paokmotong, and GI Sengkol 150 kV. Where will be compared between without PLTS and using PLTS. Several scenarios are carried out by varying the PV capacity, namely 5 MWp, 10 MWp, 15 MWp, and 20 MWp. In this study, a simulation was carried out with the help of ETAP 12.6.0. The study results obtained for short circuit analysis without PLTS are 2,546 at 150 kV GI Kuta; 3,021 at GI Paokmotong; and 2,861 at 150 kV GI Sengkol. In the short circuit analysis using PLTS, the maximum result is 2,599 at 150 kV GI Kuta; 3,027 at 150 kV GI Paokmotong; and 2,873 at 150 kV GI Sengkol. From the results obtained, it can be seen that there is no significant change in the short circuit fault."

"PLN Region 3 (Jawa Tengah & DIY) merupakan bagian dari sistem interkoneksi Jawa Madura Bali (JAMALI) dimana sistem ini disuplai dari beberapa pembangkit dan IBT (Inter Bus Transformer) 150/500 kV. Selain terhubung melalui sistem 500 kV, region-3 juga terhubung ke region lain melalui sistem 150 kV, hal tersebut memungkinkan terjadinya tranfer daya listrik antar region. Region 3 dapat menerima atau menyalurkan daya ke atau dari region 2 melalui transmisi Sunyaragi - Brebes dan Banjar - Majenang, dan region 4 melalui transmisi Cepu - Bojonegoro dan Sragen - Ngawi. Kondisi-kondisi ini tentu saja akan berpengaruh terhadap keandalan dari sistem pembangkit region 3. Pada tesis ini akan dianalisis tingkat keandalan sistem region 3 sampai dengan tahun 2017 dengan jalan mengevaluasi nilai LOLP dan ENS berdasarkan data perkiraan beban harian dan rencana pembangunan pembangkit baru PLN. Analisis terbagi dalam 2 skenario, skenario pertama adalah tambahan daya 3 x 100 MW dan skenario kedua adalah peningkatan kebutuhan daya 4 x 100 MW dari region 2 dan atau region 4. Dari kedua skenario, skenario peningkatan kebutuhan daya 4 x 100 MW menghasilkan keandalan sistem yang terburuk, hal ini ditunjukkan dengan nilainilai LOLP yang melewati 1 hari/tahun. Guna mendapatkan nilai LOLP lebih kecil dari 1 hari/tahun selama 10 tahun ke depan maka harus dilakukan penambahan unit pembangkit baru sebelum tahun 2015. Penambahan PLTU Batubara 2 x 300 MW pada tahun 2014 dan 2016 pada kedua skenario dan rencana PLN, menghasilkan nilai LOLP lebih kecil dari 1 hari/tahun. Guna mengantisipasi tingginya nilai LOLP pada tahun 2008 skenario 2, dilakukan pembatasan peningkatan kebutuhan daya maksimum sebesar 200 MW ke region 2 dan atau region 4.

---

The PLN's region-3 (middle Java and Yogyakarta Special Region) as part of Java Madura and Bali (JAMALI) interconnection system, is supplied from its generating plants and 150/500 kV IBTs (Inter Bus Transformers). Other than connected by the 500 kV transmission system, Region-3 is also connected to other regions by a 150 kV transmission system, enabling inter regional power transfer. The region-3 can send or receive power to or from region-2 through Sunyaragi-Brebes and Banjar-Majenang transmission lines, and to or from region-4 through Cepu-Bojonegoro and Sragen-Ngawi transmission lines, thereby influencing the region-3 generating systems reliability.

In this thesis, the reliability level of region 3 system until the year 2017 will be analyzed by evaluating Loss of Load Probability (LOLP) and Energy Not Served (ENS) values based on daily estimated capacity data and PLN's new powerplant development plan. The analysis will be in 2 scenarios, the first scenario is by an additional power of 3 x 100 MW and the second one is by increasing a power transfer of 4 x 100 MW from region 2 and/or region 4. From the two scenarios, the increase of a 4 x 100 MW power transfer produces a bad system reliability. This is shown by LOLP values passing 1 day/year.

In order to obtain LOLP values lower than 1 day/year for the coming 10 years, additional powerplants must be realized before the year 2015. With the addition of 2 x 300 MW CFSPP in the year 2014 and 2016 for the two scenarios and based on PLN's planning to obtain LOLP values lower than 1 day/year can be obtained. Anticipating LOLP high values in the year 2008, scenario 2 can be conducted by limiting the increase of power transfer to a maximum of 200 MW to region 2 and/or region 4."

"Sistem Jawa Bali yang merupakan sistem interkoneksi tenaga listrik terbesar di negara Indonesia utiliti PLN yang memiliki salah satu permasalahan keandalan yaitu ketidakstabilan. Pengoperasian Sistem Interkoneksi Tenaga Listrik Jawa Bali juga saat ini masih mengoptimalkan keekonomian dengan transfer timur ke barat yang tinggi dikarenakan beban tertinggi berada di Jakarta dan Banten. Akan tetapi 40% dari total kapasitas pembangkit di Barat merupakan PLTG/GU berbahan bakar gas yang mahal. Beberapa tahun kedepan juga diperkirakan akan tetap mengandalkan transfer timur ke barat untuk keekonomian, dikarenakan perlu mengoptimalkan evakuasi PLTU batubara USC baru kelas 1000 MW yang murah yang banyak di bangun di wilayah tengah. Permasalahan ketidakstabilan tersebut terjadi ketika kontingensi N-2 yang saat ini sudah menjadi kredibel 2 tahun belakang dengan adanya beberapa kejadian gangguan meluas yang terjadi seperti 5 September 2018 (SUTET Paiton-Grati) dan 4 Agustus 2019 (SUTET Ungaran-Batang). Gangguan N-2 tersebut dapat menyebabkan ketidakstabilan atau ketidakserempakan osilasi sudut rotor di beberapa pembangkit sehingga dapat mengaktifkan relay power swing di ruas transmisi lain yang selanjutnya dapat mentripkan transmisi tersebut sehingga sistem interkoneksi barat dan timur akan menjadi terpisah. Ketidakseimbangan komposisi beban yang lebih besar daripada pembangkit di barat selanjutnya akan menyebabkan relai frekuensi rendah bekerja. Peralatan proteksi saat ini atau defence scheme dengan skema UFR dan OLS tahapan pelepasan beban statis tidak dapat mengatasi permasalahan tersebut. Adaptive Defence Scheme merupakan aksi korektif yang ditempuh dengan jalan melepas pembangkitan dan beban secara dinamis adaptif dengan menyesuaikan data beban secara realtime sehingga terjadi keseimbangan dan mencegah terjadinya ketidakstabilan sistem jika terjadi gangguan kredibel. Ketika transfer ditingkatkan, maka selisih transfer saat itu dengan batasan transfer akan menjadi kuota target yang disimpan untuk mentripkan beberapa pembangkit dan beban jika terjadi kontingensi s.d. N-2 atau kondisi arming aktif. Dengan transfer dapat ditingkatkan dan telah terpasang ADS, maka untuk analisis keekonomian, skenario batasan stabilitas transfer, gas pipa konstrain, LNG lepas, dengan ADS lebih menguntungkan opportunity cost komponen C bahan bakar dibanding skenario tanpa ADS (tahun 2021 selisih Rp 3.5 T atau 16.42 Rp/kWh, tahun 2022 selisih Rp 1.1 T atau 5.21 Rp/kWh , tahun 2023 selisih Rp 9,2 M atau 0.04 Rp/kWh, dan tahun 2024 selisih Rp 18.6 M atau 0.07 Rp/kWh). Sedangkan untuk analisis keandalan, dengan meningkatkan transfer telah terpasang ADS, jika terdapat kontingensi N-2, sistem aman menuju titik kestabilan yang teredam jika dibandingkan dengan tidak terpasang ADS, dan cadangan putar fast frequency response terpenuhi untuk kriteria 1000 MW dalam 10 menit.

---

Java Bali Power System Operation is the biggest interconnection power system in PLN Indonesia which is have a reliability problem like instability. Nowadays, Java Bali Interconnection power system operation still optimize the economically aspect by energy transferring from east to west due to the highest loads in Jakarta as the capital and business central city and Banten, Karawang, Cikarang, as the industrial cities. However, 40% from the generation capacity in the west are the expensive gas turbine power plant. In the few years later, PLN predict that is still using energy transferring from east to west for the economical consideration and to optimizing the new ultra super critical 1000 MW class coal fired power plant evacuation which most of them still on going constructed in the central side.

That instability problems are happen when there is N-2 contingency that nowadays become credible contingency since 2 years ago with any blackout in September 5'th 2018 (Paiton-Grati 500 kV T/L) and August 4'th 2019 (Ungaran-Batang 500 kV T/L). That N-2 contingency caused the rotor angle instability or oscilation in the few power plant that caused the power swing relay in the other T/L circuit was actived and then can tripped other T/L so that can caused the west and east interconnection was separated. The imbalance composition of more loads than generations in the west, then caused the Under Frequency Relay is working. The defence scheme with the static load shedding allocation couldn't overcome that problems.

Adaptive Defence Scheme is the system protection action which is tripping the generator and load as adaptively by adjust from realtime data to get a balance and avoiding the instability due to credible contingensy. When the transfer is increased, that different with threshold will be the shedding allocation that was saved to tripping generation and or load if N-2 contingency happen or the arming was actived. By increasing the transfer and implementing the ADS, so in economical analysis, the scenario using transfer stability threshold, constraintly pipe gas, free LNG, with ADS more profitable in opportunity fuel cost or C component comparing to without ADS scenario (in 2021 the difference is Rp 3.5 Trillion or 16.42 Rp/kWh, in 2022 the difference is Rp 1.1 Trillion or 5.21 Rp/kWh, in 2023 the difference is Rp 9,2 Billion or 0.04 Rp/kWh, in 2024 the difference is Rp 18.6 Billion or 0.07 Rp/kWh). Moreever, in the reliability analysis, by increasing the transfer and implementing the ADS, if there are N-2 contingency, system still become stable comparing to without ADS, and fast frequency response reserve margins are fullfilled for 1000 MW during 10 minutes reliability criteria."

"Dalam suatu perusahaan minyak dan gas, sistem tenaga listrik sangat berperan penting dalam proses pengolahan produksi. Oleh karena itu pada suatu sistem tenaga listrik dibutuhkan sistem proteksi yang baik. Salah satu gangguan yang sering terjadi pada suatu sistem tenaga listrik adalah gangguan beban berlebih. Pada skripsi ini akan dibahas mengenai suatu metode sistem proteksi untuk menanggulangi gangguan beban berlebih yang dikenal sebagai metode pelepasan beban dengan menggunakan rele frekuensi pada sistem tenaga listrik CNOOC SES Ltd. Gangguan berlebih yang terjadi adalah akibat lepasnya generator, dimana pada skripsi ini akan dibuat beberapa skenario kejadian lepasnya generator untuk melihat respon frekuensi sistem. Dengan melakukan metode pelepasan beban, diharapkan frekuensi sistem dapat kembali pulih ke frekuensi nominal dengan beban yang dilepaskan seminimal mungkin. Oleh sebab itu diperlukan pembuatan prioritas beban dan beberapa pengaturan pada rele frekuensi. Untuk membuktikan keefektifannya dilakukan simulasi menggunakan perangkat lunak ETAP 12.6.0 dengan sebelumnya melakukan pemodelan sistem tenaga listrik CNOOC SES Ltd. Dari hasil simulasi terbukti bahwa skema pelepasan beban yang dibuat berhasil memulihkan frekuensi sistem setelah terjadi gangguan dengan tahap pelepasan sesuai dengan yang diharapkan.

---

In an oil and gas company, the power system plays an important role in the production process. Therefore, a power system required a good protection system. One of the most common disturbances in a power system is overloading. In this essay will be discussed about a method of protection system to overcome the overload known as the load shedding method by using under frequency relay on the power system of CNOOC SES Ltd. Overload that occurs is due to the trip fault of the generator, which in this essay will be made some scenarios of generator trip to see the response of frequency system.

By doing the load shedding method, it is expected that the system frequency can be recovered to the nominal frequency with the load that released is as minimum as possible. Therefore we need to make the priority of load and some settings on the under frequency relay. To prove the mehthod effectiveness, in this essay will be made some simulation using software ETAP 12.6.0 with previously modeling the power system of CNOOC SES Ltd. The simulation results proved that the load shedding scheme that is created successfully recover the frequency of the system after a disturbance with the shedding phase as expected."

"ABSTRAKKeandalan sistem pembanglcit tenaga listrik merupakan faktor yang culcup penting untuk mengetahui lcondisi suatu sistem pembangkit listrik_ Keandalan ini bergantung pada setiap fimgsi dari masing-masing peralatan di dalam sistem.Peralatan-peralatan ini dapat berfimgsi dengan baik atau meugalami kegagalan untuk beroperasi. Jika kegagalan yang terjadi mempengaruhi fnmgsi dari peralatan sistem yang lain, maka keandalan sistem pembangkit listrik akan lebih rendalm Setain itu, pertumbuhan beban juga merupakau faktor yang berpengaruh pads.keandalan sistem. Pertumbuhan beban yang tinggi dapat mengakibatkan tidak terpenuhinya permintaan konsumen akan tenaga listrik.Keandalan suatu sistem pembangkit dapat digamharkan melalui indeks keandalan sistem pembangkit tersebut Untuk mengetahui besarnya indeks keandalan sistem pcmbangkit, diperlukau metode untuk mengevaluasi indeks keandalan sistem.Skripsi ini akan menyajikan perbandingan metode perhitungan indeks keandalan sistem pembangidt tenaga lisnik, yaiiu metode recursive konvensional dau metode cmrlulant. Masing-masing metode akan menganalisa indeks keandalan LOLP (Loss of Load Probability) dan EENS (Expecled Energy Not Served), dengan mengaplikasikan data dari PT. PLN WILAYAH IV. Perbandingan kedua metode ditinjau dari ketelitian dan kecepatan perhitungan.

---

"

"ABSTRAKBeban selalu bertumbuh dari tahun ke tahun berikutnya, in harus diikuti oleh jumlah pasokan yang memadai sehingga kualitas suplai terpenuhi. Kekurangan pasokan akan menyebabkan gangguan terhadap konsumen sehingga pemadaman paksa tidak dapat dihindari demi stabilitas listrik selalu terjaga. Keandalan pasokan daya dari pembangkit dalam melayani bebannya secara sistem diukur dari tingkat sebuah indeks dimana indeks ini disebut dengan indeks probabilitas kehilangan beban LOLP dan besar dari kerugian energi yang terbuang digambarkan pada besar energi yang tidak terlayani ENS . Berdasarkan hasil perhitungan dengan menggunakan perangkat lunak WASP IV didapatkan nilai penambahan pembangkit pada sistem Jawa Bali yang optimal dengan skenario I penambahan pembangkit pada periode 2016 hingga 2019 yaitu sebesar 24.834 MW dimana nilai dari indeks probabilitas kehilangan beban LOLP bisa dijaga dibawah 1 hari/tahun sesuai dengan yang tertulis pada RUPTL.

---

ABSTRACTThe power consumption of electricity are grow for the past year to the present for each period of years. This phenomenom has to be followed by an adequeate supply to fulfill the needs of electricity consumption by the consumer. The inadequate of supply will cause disruption to the power systemand forced outages can not be avoided for maintain the availability of the electricity. The reliability of power system can be measured by Lost of Load Probability LOLP Index and the amount of energy losses are defined as Energy Not Served ENS . Based on the calculation using WASP IV software, it is found that the optimum addition of power plant in the period 2016 until 2019 is about 24,834 MW. As the result with this scenario the value of LOLP can be kept below 1 day year that this standard stated in RUPTL."