ANALISA KEANDALAN SISTEM TENAGA LISTRIK JAKARTA DAN BANTEN PERIODE TAHUN

Transkripsi

1 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR 2 ANALISA KEANDALAN SISTEM TENAGA LISTRIK JAKARTA DAN BANTEN PERIODE TAHUN Erwin Dermawan 1, Agus Ponco 2, Syaiful Elmi 3 Jurusan Teknik Elektro - Fakultas Teknik, Universitas Muhammadiyah Jakarta Jakarta Pusat Indonesia Teknik Produksi Dan Proses Manufaktur Mekatronika, Jakarta Utara - Indonesia erwindermawan@yahoo.com 1, agus.ponco@polman.astra.ac.id 2 syaifulelmi@gmail.com 3 Abstrak Unit-unit pembangkit bertugas menyediakan daya dalam sistem tenaga listrik agar dapat terlayani. Unit pembangkit dapat mengalami gangguan setiap waktu. Gangguan tersebut meng akibatkan pembangkit tidak dapat beroperasi. Jika gangguan ini terjadi pada saat yang bersamaan atas beberapa unit pembangkit yang besar, maka ada kemungkinan daya tersedia dalam sistem berkurang sedemikian besarnya sehingga sistem tidak cukup dapat melaya ni. Keandalan sistem kelistrikan harus selalu dijaga dan ditingkatkan, agar kebutuhan dapat terlayani. Dengan demikian maka perlu dilakukan penelitian untuk mengetahui baik atau tidaknya keandalan suatu sistem setiap tahun. Keandalan sistem kelistrikan dapat diketahui dengan menghitung nilai LOLP dengan satuan hari/tahun. Semakin kecil nilai LOLP maka semakin baik tingkat kendalan suatu sistem kelistrikan. Pada tahun sistem kelistrikan Jakarta dan Banten telah memenuhi standar. Nilai LOLP tahun 2011 adalah 0, hari, LOLP tahun 2012 adalah 0, hari, LOLP tahun 2013 adalah 0, hari Kata kunci : Keandalan, Loss of Load Probability (LOLP), Force Outage Rate(FOR). PENDAHULUAN Unit-unit pembangkit yang bertugas menyediakan daya agar terlayani, sewaktu-waktu dapat mengalami gangguan sehingga tidak dapat beroperasi. Ketika beberapa unit pembaangkit yang besar mengalami gangguan dan terjadi secara bersamaan, maka ada kemungkinan daya tersedia dalam sistem berkurang sedemikian besarnya sehingga sistem tidak mampu melayani. Dalam hal yang demikian terpaksa dilakukan pelepasan atau terpaksa sistem kehilangan, terjadi pemadaman dalam sistem. Beban berubah-ubah sepanjang waktu, maka forced outage yang berlangsung pada saat-saat puncak akan mempunyai pengaruh yang berbeda terhadap cadangan daya yang tersedia dibandingkan dengan forced outage yang berlangsung pada saat-saat rendah. Forced outage selain bisa dihitung kemungkinan terjadinya juga memberikan kemungkinan timbulnya pemadaman dalam sistem atau sering disebut kehilangan. Kemungkinan kehilangan dapat diketahui dari nilai indeks Loss of load probability (LOLP). Aplikasi teknik probability untuk evaluasi keandalan sistem tenaga listrik dikemukakan pertama kali pada tahun Konsep dari loss of load probability (LOLP) diperkenalkan pada tahun 1947 (J. Nanda dan M.L. Khothari, 1994). LOLP didefinisikan sebagai kemungkinan dimana kapasitas daya yang mengalami force outage melebihi dari cadangan daya pada sistem. LOLP ini dievaluasi untuk beberapa puncak sebagai representasi dari keandalan suatu sistem. TINJAUAN PUSTAKA Banyak penelitian telah dilakukan mengenai keandalan sistem tenaga listrik. Perkiraan mendapat perhatian yang cukup besar terutama guna perencanaan penambahan unit pembangkit. (Zein dkk, 2008), (Subekti dkk, 2008) meneliti keandalan berdasarkan perkiraan dan rencana operasi oleh PLN. ( Yawantoro dkk, 2012) meneliti keandalan sistem tenaga listrik Jawa Tengah dan DIY periode (Cheng dkk, 2009) meneliti model sistem keandalan dengan metode graph dimana model terdiri dari 3 level hirarki seperti pada gambar 2.1. Gambar 2.1. Model Level Hirarki Keandalan Sistem (Cheng dkk, 2009). Pada tugas akhir ini akan diteliti keandalan sistem pada level I disebut sebagai bulk power level, sebagaimana penelitian yang dilakukan Zein, dkk dan Subekti, dkk. Perbedaannya pada penelitian terdahulu menganalisa perkiraan ketersediaan daya sistem secara global sedangkan pada penelitian ini dianalisa 25

2 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR 2 keandalan sistem dengan memasukkan faktor operasi unit pembangkit dalam setahun. Daya tersedia dalam sistem tenaga listrik haruslah cukup untuk melayani kebutuhan teanga listrik dari pelanggan. Daya bergantung kepada daya terpasang unit-unit pembangkit dalam sistem dan juga bergantung pada kesiapan operasi unit-unit tersebut. Berbagai faktor seperti gangguan kerusakan dan pemeliharaan rutin, menyebabkan unit pembangkit menjadi tidak siap operasi. Keandalan operasi sistem tidak hanya bergantung pada cadangan daya tersedia dalam sistem tetapi juga pada besar kecilnya nilai FOR per tahun dari unit-unit pembangkit yang beroperasi. Keandalan operasi sistem akan makin tinggi apabila daya tersedia dalam sistem makin terjamin. Tingkat jaminan tersedianya (availability) dalam sistem bergantung pada : a. Besarnya cadangan daya tersedia b. Besarnya Forced Outage Hours unit pembangkit dalam satu tahun Resiko indeks LOLP dihitung dengan cara mencari perkiraan jumlah hari dimana puncak harian akan melebihi kapasitas tersedia. LOLP = P x t Keterangan : LOLP : nilai LOLP (probabilitas kehilangan ). P = nilai mutlak/absolute dari perkalian (nilai kombinasi1 - FOR1).(nilai kombinasi2 - FOR2).(nilai kombinasi ke-n FOR ke-n) t : waktu kehilangan. Kurva durasi digunakan untuk menghitung indeks LOLP dinyatakan dalam jumlah hari dalam periode yang ditentukan ketika diperkirakan melebihi kapasitas pembangkit yang tersedia. Indeks ini mengukur kecukupan keseluruhan unit pembangkit untuk memenuhi total sistem, tidak mempertimbangkan kendala transmisi atau sumber energi yang tersedia dalam sistem. Nilai LOLP dapat diperkecil dengan menambah daya terpasang atau menurunkan nilai Forced Outage Rate (FOR) unit pembangkit, karena dua langkah ini dapat memperkecil probabilitas daya tersedia b pada gambar 1 menjadi terlalu rendah sehingga memotong kurva lama dengan nilai t yang lebih lama. Standar PLN mengenai LOLP adalah 3 hari per tahun untuk sistem interkoneksi Jawa (JAMALI) hari dan 5 hari per tahun untuk sistem di luar Jawa. METODOLOGI PENELITIAN Alat yang digunakan dalam penelitian adalah microsoft excel. Microsoft excel berfungsi sebagai media untuk menghitung nilai kemungkinan yang muncul. Dengan memasukkan semua daya dan nilai FOR dari semua unit pembangkit di Jakarta dan Banten serta membuat kombinasi kemungkinan. Maka dapat dihitung nilai kemungkinan terjadinya. Gambar 3.1. Perhitungan nilai kemungkinan. Keterangan : Daya beroperasi perunit = daya dikali kombinasi kemungkinannya. Daya beroperasi total = jumlah daya dari semua unit. Daya trip = total daya dikurangi daya beroperasi. Kemungkinan setiap unit = nilai kombinasi dikurangi nilai FOR, hasil dibuat absolut agar tidak ada nilai negatif. Total kemungkinan = perkalian dari semua kemungkinan unit dalam satu baris kombinasi. Microsoft excel juga digunakan untuk membuat kurva durasi dari data selama setahun yang sudah disortir dari tertinggi sampai terendah. Kurva ini akan dipotongkan dengan daya beroperasi dari setiap kemungkinan. Dari pemotongan kurva dan daya beroperasi akan diperoleh waktu kehilangan (t) dari setiap kemungkinan. Nilai t akan digunakan untuk mencari LOLP. 3, , , , , t Kurva durasi Kapasitas daya Gambar 3.2. Perpotongan Kapasitas Daya dengan Kurva Durasi Beban. Bahan-bahan yang digunakan dalam penelitian ini adalah : a. Data realisasi indeks kinerja pembangkit sistem tenaga listrik Jakarta dan Banten. Dari data ini akan diambil Daya Mampu Netto (DMN) dan nilai FOR dari setiap pembangkit, yang digunakan untuk menghitung nilai kemungkinan. b. Data. 26

3 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR 2 Data ini akan digunakan untuk membuat kurva durasi selama setahun. Penelitian dilakukan dengan tahapan sebagai berikut : a. Studi pustaka yaitu mencari dan merujuk berbagai literatur yang berhubungan dengan keandalan sistem tenaga listrik. b. Pengumpulan data yaitu mencari data dan indeks kinerja pembangkit se Jakarta dan Bnaten. c. Membuat kurva durasi dari data. Kurva menunjukkan selama 1 tahun, dibuat untuk 3 tahun dari tahun 2011 sampai tahun d. Menghitung nilai probabilitas kehilangan menggunakan aplikasi pada microsoft excel. e. Menganalisa keandalan sistem tenaga listrik dengan memotongkan daya beroperasi kedalam kurva. Dengan perpotongan ini akan didapat nilai t yang akan digunakan untuk menghitung LOLP. Jalan penelitian ini dapat digambarkan dangan flowchart berikut : 5 PLTA KRACAK #2 6,30 0,00 0,00 6 PLTA KRACAK #3 6,30 0,00 0,00 7 PLTU SURALAYA #1 371,5 7,09 0,07 8 PLTU SURALAYA #2 371,5 2,22 0,02 9 PLTU SURALAYA #3 371,5 3,22 0,03 10 PLTU SURALAYA #4 371,5 1,38 0,01 11 PLTU SURALAYA #5 575,2 0,30 0,00 12 PLTU SURALAYA #6 575,2 1,11 0,01 13 PLTU SURALAYA #7 575,2 0,49 0,00 14 PLTU SURALAYA #8 590,0 6,34 0,06 15 PLTU LABUAN #1 280,0 14,56 0,14 16 PLTU LABUAN #2 280,0 5,22 0,05 17 PLTU LONTAR #1 290,0 32,50 0,32 18 PLTU LONTAR #2 290,0 38,53 0,38 19 PLTU LONTAR #3 290,0 20,25 0,20 20 PLTGU PRIOK # ,5 1,46 0,01 21 PLTGU PRIOK # ,0 0,80 0,00 22 PLTGU PRIOK # ,0 1,22 0,01 23 PLTGU PRIOK # ,0 1,96 0,01 24 PLTGU PRIOK # ,1 0,73 0,00 25 PLTGU PRIOK # ,3 0,71 0,00 26 PLTGU PRIOK # ,5 0,85 0,00 27 PLTGU PRIOK # ,0 0,95 0,00 28 PLTGU MKRNG # ,0 1,70 0,01 29 PLTGU MKRNG #1.1 90,0 8,32 0,08 30 PLTGU MKRNG #1.2 90,0 2,59 0,02 31 PLTGU MKRNG #1.3 90,0 10,02 0,10 32 PLTGU MKRNG # ,0 1,04 0,01 33 PLTGU MKRNG # ,0 13,84 0,13 34 PLTGU CILEGON # ,0 27,84 0,27 35 PLTGU CILEGON # ,0 0,21 0,00 36 PLTGU CILEGON # ,0 7,13 0,07 37 PLTGU MKRNG # ,0 4,42 0,04 38 PLTGU MKRNG # ,0 10,61 0,10 39 PLTGU MKRNG # ,0 7,88 0,07 40 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 41 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 42 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 43 PLTP SALAK #1 56,5 0,29 0,00 44 PLTP SALAK #2 56,5 0,54 0,00 45 PLTP SALAK #3 57,0 3,94 0,03 TOTAL 8909,2 242,26 2,25 Untuk menghitung nilai LOLP dibutuhkan nilai P dan t. Di bawah ini ditunjukkan cara menghitung nilai P dengan menggunakan aplikasi microsoft excel. Gambar 3.3. Flowchart kendalan sistem tenaga listrik. ANALISA DAN HASIL 4.1 LOLP tahun 2011 Jumlah unit pembangkit pada sistem tenaga listrik se-jakarta dan Banten tahun 2011 adalah 45 unit pembangkit. Tabel 4.1 Daya mampu netto (DMN) dan force outage rated (FOR) pembangkit tahun NO PEMBANGKIT DMN [MW] [%] 1 PLTA UBRUG #1 5,90 0,00 0,00 2 PLTA UBRUG #2 5,90 0,00 0,00 3 PLTA UBRUG #3 6,50 0,00 0,00 4 PLTA KRACAK #1 6,30 0,00 0,00 Gambar 4.1 Perhitungan Probabilitas tahun Dengan nilai P yang didapat dari perhitungan probabilitas, maka dapat ditentukan nilai t dengan memotongkan kapasitas daya tiap kemungkinan dengan kurva durasi. 27

4 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR PERPO TO NGAN KURVA DENGAN KAPASITAS DAYA DAYA (MW) 0 t1 t2 t3 t4 t5 kurva durasi P1 P2 P3 P4 WAKTU (JAM) 30 PLTGU MKRNG #1.2 90,0 2,59 0,02 31 PLTGU MKRNG #1.3 90,0 10,02 0,10 32 PLTGU MKRNG # ,0 1,04 0,01 33 PLTGU MKRNG # ,0 13,84 0,13 34 PLTGU CILEGON # ,0 27,84 0,27 35 PLTGU CILEGON # ,0 0,21 0,00 36 PLTGU CILEGON # ,0 7,13 0,07 37 PLTGU MKRNG # ,0 4,42 0,04 38 PLTGU MKRNG # ,0 10,61 0,10 39 PLTGU MKRNG # ,0 7,88 0,07 40 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 41 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 42 PLTGU PRIOK # ,0 0,00 0,00 43 PLTP SALAK #1 56,5 0,29 0,00 44 PLTP SALAK #2 56,5 0,54 0,00 45 PLTP SALAK #3 57,0 3,94 0,03 TOTAL 8909,2 250,26 2,33 Gambar 4.2 Perpotongan Kapasitas Daya dengan Kurva Durasi Beban tahun LOLP Total tahun , = 0, hari 24 Di bawah ini ditunjukkan perhitungan nilai P tahun LOLP tahun 2011 adalah 0, hari. 4.2 Data unit pembangkit tahun 2012 Jumlah unit pembangkit pada sistem tenaga listrik se-jakarta dan Banten tahun 2012 adalah 45 unit pembangkit. Tabel 4.2 Daya mampu netto (DMN) dan force outage rated (FOR) pembangkit tahun NO PEMBANGKIT DMN [MW] [%] 1 PLTA UBRUG #1 5,90 0,00 0,00 2 PLTA UBRUG #2 5,90 0,00 0,00 3 PLTA UBRUG #3 6,50 0,00 0,00 4 PLTA KRACAK #1 6,30 0,00 0,00 5 PLTA KRACAK #2 6,30 0,00 0,00 6 PLTA KRACAK #3 6,30 0,00 0,00 7 PLTU SURALAYA #1 371,5 8,09 0,08 8 PLTU SURALAYA #2 371,5 3,22 0,03 9 PLTU SURALAYA #3 371,5 4,22 0,04 10 PLTU SURALAYA #4 371,5 2,38 0,02 11 PLTU SURALAYA #5 575,2 1,30 0,01 12 PLTU SURALAYA #6 575,2 2,11 0,02 13 PLTU SURALAYA #7 575,2 1,49 0,01 14 PLTU SURALAYA #8 590,0 7,34 0,07 15 PLTU LABUAN #1 280,0 14,56 0,14 16 PLTU LABUAN #2 280,0 5,22 0,05 17 PLTU LONTAR #1 290,0 32,50 0,32 18 PLTU LONTAR #2 290,0 38,53 0,38 19 PLTU LONTAR #3 290,0 20,25 0,20 20 PLTGU PRIOK # ,5 1,46 0,01 21 PLTGU PRIOK # ,0 0,80 0,00 22 PLTGU PRIOK # ,0 1,22 0,01 23 PLTGU PRIOK # ,0 1,96 0,01 24 PLTGU PRIOK # ,1 0,73 0,00 25 PLTGU PRIOK # ,3 0,71 0,00 26 PLTGU PRIOK # ,5 0,85 0,00 27 PLTGU PRIOK # ,00 0,95 0,00 28 PLTGU MKRNG # ,0 1,70 0,01 29 PLTGU MKRNG #1.1 90,0 8,32 0,08 Gambar 4.3 Perhitungan Probabilitas tahun Untuk nilai t dapat dilihat pada gambar berikut, PERPOTONGAN KURVA DENGAN KAPASITAS DAYA 0 t1 t2 t3 t4 DAYA (MW) t5 Gambar 4.4 Perpotongan Kapasitas Daya dengan Kurva Durasi Beban tahun LOLP Total dalam satuan jam, jika dibuat dalam hari menjadi 14,22171 = 0, hari 24 LOLP tahun 2012 adalah 0, hari. 4.3 Data unit pembangkit tahun 2013 kurva durasi P1 P2 P3 P4 WAKTU (JAM) 28

5 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR 2 Jumlah unit pembangkit pada sistem tenaga listrik se-jakarta dan Banten tahun 2013 adalah 50 unit pembangkit. Tabel 4.3 Daya mampu netto (DMN) dan force outage rated (FOR) pembangkit tahun NO PEMBANGKIT DMN [MW] [%] 1 PLTA UBRUG #1 5,90 0,00 0,00 2 PLTA UBRUG #2 5,90 0,00 0,00 3 PLTA UBRUG #3 6,50 0,00 0,00 4 PLTA KRACAK #1 6,30 0,00 0,00 5 PLTA KRACAK #2 6,30 0,00 0,00 6 PLTA KRACAK #3 6,30 0,00 0,00 7 PLTU SURALAYA #1 371,5 0,13 0,00 8 PLTU SURALAYA #2 371,5 0,58 0,00 9 PLTU SURALAYA #3 371,5 1,63 0,01 10 PLTU SURALAYA #4 371,5 10,20 0,10 11 PLTU SURALAYA #5 575,2 2,00 0,02 12 PLTU SURALAYA #6 575,2 0,28 0,00 13 PLTU SURALAYA #7 575,2 0,59 0,00 14 PLTU SURALAYA #8 590,0 6,34 0,06 15 PLTU LABUAN #1 280,0 22,36 0,22 16 PLTU LABUAN #2 280,0 25,22 0,25 17 PLTU LONTAR #1 290,0 4,42 0,04 18 PLTU LONTAR #2 290,0 57,01 0,57 19 PLTU LONTAR #3 290,0 1,77 0,01 20 PLTGU PRIOK # ,5 0,62 0,00 21 PLTGU PRIOK # ,0 0,93 0,00 22 PLTGU PRIOK # ,0 1,90 0,01 23 PLTGU PRIOK # ,0 0,79 0,00 24 PLTGU PRIOK # ,1 2,17 0,02 25 PLTGU PRIOK # ,3 1,57 0,01 26 PLTGU PRIOK # ,5 17,26 0,17 27 PLTGU PRIOK # ,00 17,19 0,17 28 PLTGU MKRNG # ,0 1,89 0,01 29 PLTGU MKRNG #1.1 90,0 2,71 0,02 30 PLTGU MKRNG #1.2 90,0 0,71 0,00 31 PLTGU MKRNG #1.3 90,0 4,84 0,04 32 PLTGU MKRNG # ,0 1,75 0,01 33 PLTGU MKRNG # ,0 1,06 0,01 34 PLTGU CILEGON # ,0 99,45 0,27 35 PLTGU CILEGON # ,0 48,07 0,00 36 PLTGU CILEGON # ,0 7,61 0,07 37 PLTGU MKRNG # ,0 4,42 0,04 38 PLTGU MKRNG # ,0 10,61 0,10 39 PLTGU MKRNG # ,0 7,88 0,07 40 PLTGU PRIOK # ,0 3,63 0,03 41 PLTGU PRIOK # ,0 3,57 0,03 42 PLTGU PRIOK # ,0 20,87 0,20 43 PLTP SALAK #1 56,5 2,19 0,02 44 PLTP SALAK #2 56,5 5,75 0,05 45 PLTP SALAK #3 57,0 0,53 0,00 46 PLTU MKRNG #4 162,0 12,01 0,12 47 PLTU MKRNG #5 162,0 11,27 0,11 48 PLTP SALAK #4 61,0 0,46 0,00 49 PLTP SALAK #5 61,0 0,43 0,00 50 PLTP SALAK #6 61,0 0,39 0,00 TOTAL 9416,2 426,06 2,85 Pada tahun 2013 PLTP Salak menambah 3 unit pembangkit dengan kapasitas masing-masing unit pembangkit 61,0 MW. Disamping itu karena terus meningkat, maka dilakukan penambahan unit pembangkit yaitu PLTU MKRNG #4 dan PLTU MKRNG #5 dengan kapasitas 162,0 MW. Penambahan ini dimaksudkan untuk memenuhi yang setiap waktu selalu meningkat. Perhitungan nilai P tahun 2013 akan ditunjukkan pada gambar berikut, Gambar 4.5 Perhitungan Probabilitas tahun Untuk perpotongan kurva durasi dan kapasitas daya dapat dilihat pada gambar berikut, PERPOTONGAN KURVA DENGAN KAPASITAS DAYA DAYA (MW) t1 t2 t3 t4 t5 WAKTU (JAM) Gambar 4.6 Perpotongan Kapasitas Daya dengan Kurva Durasi Beban tahun LOLP Total dalam satuan jam, jika dibuat dalam hari menjadi 0, = 0, hari 24 LOLP tahun 2013 adalah 0, hari. kurva durasi 4.4 Analisa Hasil Perbandingan hasil LOLP dengan standar LOLP yang yang berlaku di PLN Jawa Madura Bali. Dari P1 P2 29

6 TECHNOLOGIC, VOLUME 5, NOMOR 2 perhitungan pada sub-bab 4.3 diperoleh nilai LOLP tahun , yaitu : Nilai LOLP tahun 2011 adalah 0, hari Nilai LOLP tahun 2012 adalah 0, hari Nilai LOLP tahun 2013 adalah 0, hari Untuk standar LOLP di PLN Jawa Madura Bali adalah 3 hari/tahun. Maka untuk tahun keandalan sistem telah memenuhi standar. Faktor-faktor yang mempengaruhi peningkatan keandalan sistem tenaga listrik dari tahun adalah : a. Pada tahun ada 40 unit pembangkit yang beroperasi. Tetapi tingkat keandalan masih lebih baik untuk tahun 2011, ini disebabkan oleh nilai FOR yang lebih kecil pada tahun Bisa kita lihat pada tabel 4.1 total Daya Mampu Netto mencapai 8909,2 MW dengan total FOR 242,26% dan pada tabel 4.2 total Daya Mampu Netto adalah 8909,2 MW dengan total FOR 250,26%. Maka nilai FORnya menentukan baiknya keandalan sistem. b. Untuk memenuhi kebutuhan pada tahun 2013 maka dilakukan penambahan 3 unit pembangkit pada PLTP Salak dengan masing-masing unit pembangkit 61,0 MW dan 2 unit pembangkit pada PLTU Muarakarang masing-masing unit pembangkit 162,0 MW. Penambahan pembangkit ini sangat mempengaruhi peningkatan keandalan sistem tenaga listrik pada tahun 2013, karena pada tahun 2013 kenaikan cukup tinggi yaitu dari 8908,2 MW menjadi 9416,2 MW pada tahun KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan Berdasarkan hasil yang didapatkan dari simulasi dalam penulisan tugas akhir ini, dapat diambil beberapa kesimpulan yaitu : 1. Perhitungan LOLP dengan aplikasi microsoft excel pada sistem kelistrikan Jakarta dan Banten ini bernilai 0, hari/tahun pada tahun 2011, 0, hari/tahun pada tahun 2012, dan 0, hari/tahun pada tahun 2013,sehingga LOLP tahun telah memenuhi standar PLN yaitu 3 hari/tahun. 2. Faktor yang mempengaruhi tingginya nilai LOLP adalah karena nilai FOR yang tinggi, sebagai contoh pada tahun 2011 dan 2012 dengan total Daya Mampu Netto (DMN) yang sama namun dengan nilai FOR yang berbeda yakni 242,26% pada 2011 dan 250,26% pada Setiap tahun kebutuhan listrik selalu meningkat, untuk itu maka perlu dilakukan penambahan unit pembangkit dan perawatan unit pembangkit agar kebutuhan listrik dapat dipenuhi. 1. Agar selalu dilakukan pengecekan pada unit-unit pembangkit agar kondisi pembangkit selalu dalam keadaan prima dan dapat memenuhi kebutuhan konsumen. 2. Lakukan penambahan unit pembangkit jika kapasitas mulai mendekati kapasitas daya yang dihasilkan oleh pembangkit. 3. Usahakan nilai FOR selalu kecil, khususnya pada pembangkit-pembangkit besar. DAFTAR PUSTAKA [1]. Billinton, Roy & Allan, Ronald N., Reliability Evaluation Of Power Systems, 2 nd Edition, Plenum Press,New York and London. [2]. Cheng, Danling, 2009, September. Integrated System Model Reliability Evaluation and Prediction for Electrical Power Systems: Graph Trace Analysis Based Solutions, Virginia. [3]. J. Nanda dan M.L. Khothari, Emerging Trends in Power Systems, Proceedings of the Eight National Power Systems Conference. [4]. Marsudi, Djiteng, Operasi Sistem Tenaga Listrik, Graha Ilmu. [5]. Meliopoulos, Sakis; Taylor,David dan Singh,Chanan, 2005, April. Comprehensive Power System Reliability Assessment, PSERC Publication [6]. Prada, José Fernando, 1999, July. The Value Of Reliability In Power Systems - Pricing Operating Reserves -, Massachusetts Institute of Technology. [7]. Ridwan, Analisis Keandalan Sistem 150 Kv Di Wilayah Jawa Timur. [8]. Subekti, Massus; Sudibyo, Uno Bintang dan Ardit, I Made; Analisis Keandalan Sistem Perencanaan Pembangkit Listrik Pln Region 3 Tahun , Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Indonesia. [9]. Yawantoro,Bambang,Achmad, Analisis Keandalan Sistem Tenaga Listrik Jawa Tengah dan DIY Periode Tahun [10]. Zein, Hermagasantos, Perkiraan Pasokan Daya Sistem Jawa-Madura-Bali Sampai Tahun 2016 Berdasarkan Indeks Lolp Satu Hari Per Tahun, POLBAN, Bandung. 5.2 Saran Berdasarkan hasil data analisa maka penulis merekomendasikan beberapa saran, yaitu: 30