ANALISIS KONTINGENSI SISTEM KELISTRIKAN SULAWESI SELATAN DAN BARAT

ANALISIS KONTINGENSI SISTEM KELISTRIKAN SULAWESI SELATAN DAN BARAT Dimas Fajar Uman Putra, Ontoseno Penangsang, Adi Soeprijanto Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus ITS, Keputih-Sukolilo, Surabaya - 60111, Email : dimasfup@gmail.com Abstrak: Tujuan dari sistem transmisi adalah memindahkan daya listrik dari pusat pembangkit ke pusat beban secara aman, effisien, handal dan ekonomis. Agar Penyediaan tenaga listrik dapat dilakukan dengan baik sistem tenaga listrik perlu memenuhi beberapa persyaratan diantaranya tegangan dan frekuensi yang stabil. Di dalam operasi suatu sistem tenaga listrik, gangguan merupakan suatu masalah yang tidak dapat dihindari. Gangguan tersebut dapat bersifat permanen atau sementara dan dapat merusak atau mempengaruhi sistem aliran daya pada saluran. Pada tugas akhir ini akan dibahas tentang analisis kontingensi pada sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dan Barat mengacu pada kasus Black out 30 September 2007 untuk merancang keamanan operasi yang lebih handal agar terhindar dari kasus serupa. Analisis kontingensi adalah pelepasan secara sengaja komponen generator atau saluran transmisi untuk di dapatkan keandalannya. Setelah pelepasan tersebut maka dapat mengetahui dan mengevaluasi sistem tersebut. Dalam tugas akhir ini akan disimulasikan analisis kontingensi sistem Sulawesi Selatan dan Barat menggunakan transient stability study case pada ETAP 4.0. Hasil simulasinya berupa evaluasi perbaikan sistem dengan penambahan saluran transmisi jalur tengah dan koreksi pola pelepasan beban. Kata Kunci : Analisis Kontingensi, sistem kelistrikan Sulawesi Selatan Barat, pelepasan beban I. PENDAHULUAN Sistem tenaga listrik multi-mesin sering kali menyalurkan daya ke beban melalui saluran interkoneksi. Tujuan utama dari sistem saluran interkoneksi adalah untuk menjaga kontinuitas dan ketersediaan tenaga listtrik terhadap kebutuhan beban yang terus meningkat. Semakin berkembang sistem tenaga listrik dapat mengakibatkan lemahnya performansi sistem ketika mengalami gangguan. Salah satu efek gangguan adalah osilasi elektromekanik yang jika tidak diredam dengan baik maka sistem akan terganggu dan dapat keluar dari area kestabilannya sehingga mengakibatkan pengaruh yang lebih buruk seperti pemadaman total (Black out). Pada sistem interkoneksi Sulselbar, peristiwa terjadinya pemadaman total (blackout) kecenderungannya mengalamai peningkatan. Hal ini dapat dilihat dari data sebagai berikut : Tahun 2004 terjadi blackout sebanyak 3 kali Tahun 2005 tidak pernah terjadi blackout Tahun 2006 terjadi blackout sebanyak 1 kali Tahun 2007 terjadi blackout sebanyak 2 kali (data terakhir diambil pada bulan Oktober 2007, Sumber : AP2B Sistem Sulsel) Fenomena ini adalah akibat semakin meningkatnya pembebanan sistem disamping konfigurasi sistem yang telah berubah menjadi sistem ring (closed loop). Pada tanggal 30 September 2007 pukul : 09:16:24 WITA, terjadi peristiwa padam total (Black out). Dimana beban sistem yang lepas sebesar 270 MW dengan total energi yang tidak tersalurkan sebesar 860,42 MWh (Sumber: AP2B Sistem Sulsel). II. DASAR TEORI 2.1 Analisis Kontingensi [11] Sistem tranmisi secara periodik harus dianalisa oleh fungsi Kontingensi analisis (CA) untuk memprediksi masalah yang potential apabila elemen terpilih dari sistem tenaga dikeluarkan (out of service). Fungsi CA harus menggunakan hasil hitungan state estimation sebagai base case dan memeriksa kasus kontingensi tertentu untuk menetapkan apakah ada overload yang potensial atau masalah tegangan yang muncul. 2.1.1 Kasus Kontingensi Setiap kasus kontingensi harus berisi kombinasi dari elemen, termasuk : a. Branch outages b. Switching reaktor atau kapasitor c. Outages untuk pembangkit d. Outages elemen beban e. Perubahan peralatan switch (keluar atau masuk) Setiap kasus dapat berisi sampai dengan lima elemen outage yang ditentukan oleh pengguna secara interaktif melalui isian display. Setiap kasus harus dapat diberi nomor kasus dan ditandai dengan satu dari delapan tingkat prioritas oleh pengguna. Tingkat prioritas yang akan distudi selama setiap eksekusi dari CA harus dapat ditandai oleh pengguna. 2.1.2 Contingency Screening Kasus kontingensi dapat di screening, sedemikian halnya mereka merepresentasikan adanya problem sekuriti yang terburuk yang perlu dipelajari. Screening harus mengidentifikasi problem daya aktif dan reaktif dan tegangan. Proses screening harus dapat di-bypass oleh

pengguna dengan memilih secara manual kasus spesifik untuk analisa secara lebih detail. 2.1.3 Full AC Analysis Setelah seluruh kasus kontingensi, studi full AC Analysis harus dapat dilakukan untuk sepuluh kasus yang paling jelek. CA akan berisi daftar penyimpangan untuk sekumpulan aliran transmsisi dan tegangan bus yang ditandai pengguna, diutamakan untuk aliran pada transmisi dan tegangan bus. Batasan untuk besaran non-analog input harus ditentukan. Sebagai tambahan, untuk tegangan bus, harus ada satu set batasan penyimpangan antara tegangan sebelum kontingensi dengan tegangan setelah kontingensi pada bus yang ditentukan pengguna. 2.1.4 CA Output CA akan mengingatkan pengguna setiap terjadi penyimpangan kontingensi. Kondisi overload yang muncul dalam base case tidak perlu di alarmkan kecuali mereka melebihi derajat overload dalam base case ditentukan oleh engineer enterable amount. Untuk setiap elemen yang menyimpang, output harus mengidentifikasi nama, nilai parameter dan batasan yang berkenaan dengannya, dan nilai parameter dalam base case. Output CA harus juga menyertakan kondsi awal peralatan outages. Output CA harus tersedia untuk pencetakan pada peralatan yang ditugaskan pengguna. Penyimpangan sebagai hasil dari CA harus diurutkan menurut keburukannya. Algoritma pengurutan harus memperhitungkan multiple limit yang digunakan untuk setiap nilai pada transmisi yang dipantau. III. SISTEM KELISTRIKAN SULAWESI SELATAN DAN BARAT 3.1 Pemodelan Sistem Kelistrikan Saat ini sistem tenaga listrik Sulawesi selatan disuplai oleh empat pembangkit utama, yaitu : - PLTA Bakaru, yang terdiri dari dua generator dan dua transformator daya dua kumparan - Pusat pembangkit tenaga listrik Tello di Makassar, terdiri dari :PLTD, yang terdiri dari enam generator dan lima transformator daya dua kumparan PLTG, yang terdiri dari lima generator dan lima transformator daya dua kumparan PLTU, yang terdiri dari dua generator dan dua transformator daya dua kumparan - PLTG Sengkang yang terdiri dari tiga generator dengan tiga transformator daya dua kumparan - PLTD Suppa, yang terdiri dari enam generator dengan dua transformator daya dua kumparan Selain suplai dari beberapa pembangkit tersebut, jaringan interkoneksi pada sistem tenaga listrik Sulawesi Selatan juga terdiri dari 27 gardu induk, 25 saluran transmisi udara 150 kv, 8 saluran transmisi 70 kv, dan 1 saluran 30 kv serta terdapat 33 bus beban. 3.2 Beban pada Sistem Kelistrikan Sulawesi Selatan dan Barat Dari sub bab 3.1 telah dijelaskan bahwa terdapat 33 bus beban yang terdiri dari 3 beban lump dan 30 beban statis, dan disuplai oleh 16 bus Generator. Tabel 3.1 Spesifikasi beban lump ID MVA % Motor PF (%) BTLAMA 1 9.5 30 95 BTLAMA 2 9.5 30 95 BOSOWA 33 90 85 3.3 Aliran Daya Sistem Kelistrikan Sulawesi Selatan Dan Barat Aliran daya diambil pada saat beban dalam keadaan full load (semua beban beroperasi) dan sistem juga berada dalam keadaan steady state. Pada keadaan ini maka didapat bahwa sistem mengeluarkan pasokan daya sebesar 274 MVA dengan faktor daya 99,4% pada sisi supply Generator Dapat diketahui dalam analisis aliran daya terdapat rugi-rugi transmisi yang cukup besar yaitu 7,779 MW. Selain itu juga nilai faktor dayanya cukup tinggi dikarenakan beban-beban yang ada di dominasi oleh beban rumah tangga sehingga faktor dayanya tinggi. IV. SIMULASI DAN ANALISIS 4.1 Kasus Black Out 30 September 2007 4.1.1 Konfigurasi Sistem saat Kasus Black Out 30 September 2007 Kasus black out ini terjadi pada 30 September 2007 jam 09:16:24,xxx. Dengan beban sistem lepas sekitar 270 MW dan Energy Non Served 860,42 MWh. Kasus pemadaman ini meluas pada wilayah Sulsel, dan Sulbar (TOTAL). Kondisi sistem pada saat itu adalah : PLTA Bakaru#1 = 28.6 MW PLTGU Skang = 136 MW (Gen. Base Load) PLTD Suppa = 56 MW (Gen. Swing) PLTD Mits#1 = 7.5 MW PLTD SWD#1 = 7 MW PLTU#2 = 8.5 MW PLTD Stama = 15 MW PLTA Bbili = 3.1 MW PLTD Int 20kV = 8.5 MW TOTAL SISTEM = 270 MW, Spare = 4 MW 4.1.2 Kronologis Gangguan Gangguan ini dimulai pada pukul 09:16:24,512 terjadi hubung singkat pada bus beban BKR 14, cb pada bus tersebut gagal memutuskan gangguan sehingga cb yang bekerja adalah cb back up. Cb ini merupakan cb saluran transmisi 150 kv, yang juga berfungsi sebagai back up dari cb generator Bakaru. Sehingga mengakibatkan generator bakaru lepas dari sistem. Selain menyebabkan generator

Bakaru lepas, kegagalan operasi cbini juga mengakibatkan terbakarnya trafo step down pada beban BKR 14. Efek dari lepasnya generator Bakaru ini mengakibatkan tiga generator mengalami eksitasi berlebih dan kehilangan eksitasi, ketiga generator tersebut adalah : PLTD Stama unit 1 PLTD Stama unit 2 PLTD SWD unit 1 Bertambahnya generator yang lepas mengakibatkan frekuensi sistem menurun dengan drastis, kemudian sistem merespon dengan melakukan pelepasan beban. Tercatat sistem mengalami pelepasan beban sampai dengan tahap tiga. Namun frekuensi masih saja turun sehingga menyebabkan dua buah beban industri lepas yaitu beban bosowa dan tonasa. Lepasnya kedua beban industri tersebut tidak diprediksikan oleh PLN sehingga sistem menjadi kelebihan pembangkitan. Kelebihan pembangkitan yang terjadi mengakibatkan generator Suppa unit 4, 5, dan 6 mengalami over speed dan relay bekerja mematikan generator. Akan tetapi frekuensi masih naik dan mengakibatkan generator-generator besar menjadi over speed. Generator-generar tersebut adalah : PLTD Sengkang unit 1 PLTA Bili-bili unit 2 Karena generator-generator besar mengalami over speed dan trip, frekuensi sistem kembali turun dan membuat generator-generator sisa yang masih bekerja menjadi padam sehingga sistem menjadi padam total. 4.2 Simulasi Gangguan 4.2.1. Studi Kasus Transien pada Sistem Kelistrikan Untuk mempermudah simulasi yang akan dilakukan, akan di bantu dengan beberapa studi kasus. Adapun studi kasus tersebut adalah sebagai berikut : Tabel 4.1 Studi kasus simulasi gangguan yang terjadi Nama Kasus Keterangan Kasus 1_SC Hubung singkat pada bus bkr 14 2_SWD&Stama Generator SWD 1 dan SewaD1&2 off 31_LS1 Load Shedding 1 32_LS2 Load Shedding 2 33_LS3 Load Shedding 3 41_OverSpd_1 Generator Suppa unit 4,5,6 off 42_OverSpd_2 Generator Sengkang unit 1 dan Generator Bilibili off 43_OverSpd_3 Load Shedding 4 Seluruh sisa generator pada sistem 5_BlackOut off Tabel 4.2Studi kasus simulasi untuk solusi yang direncanakan 32_LS2 Load Shedding 2 33_LS3 Load Shedding 3 Selain studi kasus di atas, untuk rencana solusi ditambahkan pula dengan konfigurasi baru yaitu konfigurasi saat penambahan saluran transmisi jalur tengah 4.2.2. Simulasi Gangguan pada ETAP 4.0 Gambar 4.1 Respon Generator Sengkang unit 2 saat terjadi hubung singkat dan setelah terjadi hubung singkat Gambar 4.2 Arus Eksitasi pada Generator Swatama dan SewaDi esel saat terjadi hubung singkat Gambar 4.3 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah relay eksitasi pada generator SewaDiesel dan Swatama bekerja Gambar 4.4 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah terjadi pelepasan beban tahap pertama Gambar 4.5 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah dilakukan pelepasan beban tahap pertama dan tahap kedua Gambar 4.6 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah pelepasan beban tahap pertama, kedua dan tahap ketiga berlangsung Nama Kasus Keterangan Kasus 31_LS1 Load Shedding 1

Gambar 4.7 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah pelepasan beban tahap satu, dua dan tiga serta setelah beban Bosowa dan Tonasa lepas Gambar 4.8 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah generator Suppa unit 4, 5, dan 6 trip Gambar 4.9 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah generator Sengkang unit 1 dan Bilibili trip Gambar 4.10 Respon Generator Sengkang unit 2 setelah pelepasan beban tahap empat Gambar 4.11 Respon Generator Sengkang saat black out 4.3 Analisis Kontingensi 4.3.1 Analisis Gangguan Dari simulasi kronologi gangguan dapat kita lakukan analisis kontingensi terhadap sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dan Barat. Dari kasus black out 30 September 2007 terdapat beberapa ketidaksesuaian pola operasi yang seharusnya bisa dihindari agar sistem tidak mengalami black out, sebab dari hasil class kontingensi didapatkan bahwa kasus generator Bakaru lepas menempati urutan ke empat dalam class kontingensi. Beberapa ketidaksesuaian tersebut antara lain : 1. Bentuk sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dan Barat yang memiliki karakteristik bottle neck, Dengan pembangkitan mayoritas berada di utara sistem dan mayoritas beban berada di selatan sistem sehingga menyebabkan rugi-rugi saluran yang cukup besar yaitu 7.613 MW. Gambar 4.12 Karakteristik sistem kelistrikan Sulawesi Selatan dan Barat 2. Kegagalan operasi pada circuit breaker saat terjadi hubung singkat yang menyebabkan CB back up yang bekerja sehingga menyebabkan generator Bakaru menjadi trip. Selain itu mengakibatkan trafo step down untuk bus beban menjadi terbakar seperti yang ditunjukan oleh gambar 4.1. 3. Pola pelepasan beban yang terlalu besar dan belum terkoordinasi dengan beban industri sehingga terjadi pelepasan beban disertai dengan lepasnya beban industri yang tidak diprediksikan oleh PLN. Hal ini menyebabkan terjadinya kenaikan frekuensi yang curam sehingga generator mengalami over speed. 4.3.2 Output Analisis Kontingensi Dari poin-poin yang telah disampaikan, ketidak sesuaian yang terjadi pada kasus black out 30 September 2007 dapat dicegah dengan beberapa cara, yaitu : 1. Dengan menambahkan saluran transmisi jalur tengah. 2. Pengecekan berkala terhadap peralatan yang berada di lapangan. 3. Pengaturan ulang prosedur pelepasan beban. Pada perencanaan pencegahan yang telah dituliskan akan disertakan pula simulasi pada sistem untuk mengetahui validasi rencana pencegahan yang telah dituliskan. 4.3.2.1 Penambahan Saluran Transmisi Jalur Tengah Sistem tenaga listrik Sulawesi Selatan, memiliki karakter khusus. Pusat pembangkit terbesar dengan biaya operasi yang termurah terletak di bagian utara sistem, sedangkan pusat beban terbesar berada di bagian selatan sistem. Masalah yang timbul adalah, jika diprioritaskan penghematan biaya operasi pembangkit, dengan mengoptimalkan pembangkit di utara, maka dalam mensupplai tenaga listrik dari utara ke selatan tersebut harus melalui penghantar dengan panjang ± 200 km (89,2 km merupakan penghantar bottle neck), akibatnya tegangan pada pusat beban di selatan sistem mengalami drop tegangan yang berakibat pada rugi-rugi transmisi yang besar. Untuk mengurangi rugi-rugi transmisi akibat saluran transmisi yang panjang tersebut bisa dilakukan dengan cara pemasangan saluran transmisi tengah agar rugi-rugi

transmisi menjadi turun akibat adanya saluran transmisi tambahan. Rencana jalur transmisi tengah yang akan dipasangkan adalah : saluran transmisi 150 kv dari bus Maros ke bus Sidrap yang berjarak sekitar 120 km. saluran transmisi 150 kv dari bus Maros ke bus Sungguminasa yang berjarak sekitar 10 km. Tabel 4.3 Sebelum penambahan saluran transmisi jalur tengah MW Mvar MVA % PF Swing Bus(es): 61.866 5.185 62.083 99.7 Lag Generators: 214.2 13.228 214.61 99.8 Lag Total Demand: 276.066 18.413 276.68 99.8 Lag Total Motor Load: 31.8 17.8 36.443 87.3 Lag Total Static Load: 236.654 22.613 Apparent Losses: 7.613-22 Tabel 4.4 Setelah penambahan saluran transmisi jalur tengah MW Mvar MVA % PF Swing Bus(es): 61.84 8.297 62.39 99.0 Lag Generators: 214.2 14.63 214.699 99.8 Lag Total Demand: 275.284 22.927 276.234 99.6 Lag Total Motor Load: 31.8 17.8 36.443 87.3 Lag Total Static Load: 236.654 106.869 Apparent Losses: 6.827-101.368 Dengan catatan pada saat sebelum pemasangan saluran transmisi jalur tengah, pada sistem terdapat kapasitor bank yang bernilai : 2 x 10 MVAR pada bus Pangkep 70 kv 2 x 5 MVAR pada bus Tlama 70 kv 1 x 10 MVAR pada bus Tello 70 kv 2 x 20 MVAR pada bus Daya 70 kv 4 x 5 MVAR pada bus Bosowa 20 kv 1 x 5 MVAR pada bus Tlama 20 kv Setelah pemasangan saluran transmisi jalur tengah, kapasitor bank yang terpasang hanya pada bus Bosowa 20 kv yang berkapasitas 1 x 5 MVAR. Hal ini menunjukkan dengan pemasangan saluran transmisi jalur tengah sangat membantu untuk mengurangi rugi-rugi saluran. 4.3.2.2 Pengecekan Berkala Terhadap Peralatan Lapangan. Setiap peralatan yang digunakan secara terus-menerus dilapangan tentu akan mengalami perubahan. Oleh karena itu hendaknya dilakukan pengecekan berkala pada peralatan sehingga dapat berfungsi dengan baik dan dapat bekerja secara optimal tanpa mengganggu sistem. besar. Jika di ubah dalam bentuk persentase maka besarnya persentase pelepasan beban tahap satu sampai tahap empat yang terjadi adalah sebesar 46.6 %. Besar pelepasan beban ini belum termasuk beban industri. Jika ditambahkan dengan beban industri yang ikut lepas yaitu sebesar 40 MW maka total beban yang lepas sebesar 60.88 % dari keseluruhan sistem. Untuk itulah disarankan mengubah besarnya persentase pelepasan beban dan menaikkan batas kerja dari UFR. Besarnya pelepasan beban yang disarankan adalah : Untuk pelepasan beban tahap pertama dilakukan pada frekuensi 49.0 Hz dengan jumlah beban yang Untuk pelepasan beban tahap kedua dilakukan pada frekuensi 48.8 Hz dengan jumlah beban yang Untuk pelepasan beban tahap ketiga dilakukan pada frekuensi 48.6 Hz dengan jumlah beban yang Untuk pelepasan beban tahap keempat dilakukan pada frekuensi 48.4 Hz dengan jumlah beban yang Gambar 4.13 frekuensi sistem saat simulasi rencana pelepasan beban tahap pertama untuk kasus black out 30 September 2007 Gambar 4.14 frekuensi sistem saat simulasi rencana pelepasan beban tahap pertama dan kedua untuk kasus black out 30 September 2007 Gambar 4.15 frekuensi sistem saat simulasi rencana pelepasan beban tahap pertama, kedua dan ketiga untuk kasus black out 30 September 2007 4.3.2.3 Pengaturan Ulang Prosedur Pelepasan Beban Dari kasus yang telah disimulasikan di awal bab empat dapat kita ketahui bahwa nilai pelepasan beban terlalu

DAFTAR PUSTAKA Gambar 4.16 frekuensi sistem saat simulasi rencana pelepasan beban tahap pertama, kedua dan ketiga dikombinasikan dengan pemasangan saluran transmisi jalur tengah V. PENUTUP 5.1 Kesimpulan Berdasarkan hasil yang didapatkan dari simulasi dan analisis pada tugas akhir ini, dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut: Akibat gangguan hubung singkat pada bus BKR 14 dan gagalnya kerja relay maka terjadi kasus padam total pada tanggal 30 September 2007. Agar sistem tidak padam total ada beberapa hal yang dapat diperbaiki yaitu : Penambahan saluran transmisi jalur tengah dilakukan untuk mengurangi rugi-rugi transmisi akibat karakteristik sistem yang bottle neck. Penambahan saluran ini terdapat pada : - saluran transmisi 150 kv dari bus Maros ke bus Sidrap yang berjarak sekitar 120 km. - saluran transmisi 150 kv dari bus Maros ke bus Sungguminasa yang berjarak sekitar 10 km. Dilakukan pengecekan berkala pada peralatan sehingga dapat berfungsi dengan baik dan dapat bekerja secara optimal tanpa mengganggu sistem. mengubah besarnya persentase pelepasan beban dan menaikkan batas kerja dari UFR. Besarnya pelepasan beban yang disarankan adalah : - Untuk pelepasan beban tahap pertama dilakukan pada frekuensi 49.0 Hz dengan jumlah beban yang - Untuk pelepasan beban tahap kedua dilakukan pada frekuensi 48.8 Hz dengan jumlah beban yang - Untuk pelepasan beban tahap ketiga dilakukan pada frekuensi 48.6 Hz dengan jumlah beban yang - Untuk pelepasan beban tahap keempat dilakukan pada frekuensi 48.4 Hz dengan jumlah beban yang 5.2 Saran Saran yang dapat diberikan untuk perbaikan dan pengembangan simulasi ini adalah sebagai berikut : 1. Menambahkan Generator pada sistem di bagian Selatan. 2. Generator yang ditambahkan sebaiknya memiliki Momen Inersia dan damping yang kuat agar sistem tidak mudah goyang. 3. Control generator harap di aktifkan sehingga dapat merespon perubahan secara cepat. [1] Chaerah. G, Indar. Study Kasus BlackOut 30 September Sulawesi Selatan dan Barat. ITS. 2009. [2] Chaerah. G, Indar. Laporan Studi Transien Sulawesi Selatan dan Barat bab III. Makasar. 2009. [3] Bagian Operasi, Evaluasi Operasi Tenaga Listrik Sistem Sulawesi Selatan, PT. PLN (Persero) AP2B Sistem Sulsel, Makassar, 2007 [4] Marsudi, Djiteng, 2006, Operasi Sistem Tenaga Listrik, Yogyakarta : Graha Ilmu. [5] Penangsang, Ontoseno. Kestabilan Sistem Tenaga Listrik Diktat Kuliah Analisis Sistem Tenaga Listrik 2, Teknik Elektro Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya. [6] Chaerah. G, Indar. Study Kasus BlackOut 30 September Sulawesi Selatan dan Barat. ITS. 2009. [7] Prabha Kundur, 1994, Power System Stability and Control, McGraw Hill, Inc. [8] Hadi Saadat, 1999, Power System Analysis, McGraw Hill, Inc. [9] Mirza, Peningkatan Kestabilan Tegangan Di Sistem Kelistrikan Jawa Bali Dengan Manajemen Cadangan Daya Reaktif BAB II, Teknik Elektro Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya. 2008 [10] Dimas F.U.P, Patriandari, Ririn H, 2009, Stabilitas Frekuensi Pada Sistem 500 kv Jawa Bali, ITS. Surabaya. [11] Bagian Scada, Spesifikasi Teknis, Fungsi EMS,DMS dan DTS, PT. PLN (Persero), Jakarta, 2008 RIWAYAT HIDUP PENULIS Penulis lahir di Surabaya pada tanggal 8 November 1988 dengan nama Dimas Fajar Uman Putra sebagai anak ketiga dari empat bersaudara dari pasangan Uman dan Darti. Riwayat pendidikan yang pernah ditempuh adalah TK Bina Insani Surabaya, SD Negeri Kanigoro III Madiun, SLTP Negeri 1 Surabaya dan SMA Negeri 5 Surabaya. Setelah lulus dari SMA Negeri 5 Surabaya pada tahun 2006, penulis diterima menjadi mahasiswa Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS melalui jalur SPMB dengan NRP 2206 100 053 dan mengambil bidang studi Teknik Sistem Tenaga. Selama kuliah penulis aktif sebagai Asisten Laboratorium Simulasi Sistem Tenaga Listrik periode 2009-2010. Penulis dapat dihubungi di alamat e-mail dimasfup@gmail.com