Perpustakaan Digital ITB

Pengoperasian interkoneksi 500 kV Jawa–Bali akan meningkatkan kemampuan transfer daya dari sistem Jawa ke Bali, tetapi pada saat yang sama mengubah titik injeksi, arah, dan besaran aliran daya pada jaringan penerima 150 kV Bali. Perubahan tersebut dapat memengaruhi profil tegangan, pembebanan saluran dan transformator, rugi-rugi daya, serta pola pembangkitan lokal. Oleh karena itu, peningkatan kapasitas pasokan perlu disertai evaluasi terhadap kemampuan subsistem 150 kV Bali dalam mengakomodasi perubahan kondisi operasi tersebut. Dalam penelitian ini, kesiapan operasi dibatasi pada kondisi tunak dan sistem utuh, yang dievaluasi melalui keberhasilan konvergensi AC load flow, pemenuhan batas tegangan bus 150 kV sebesar 0,90–1,05 pu, pembebanan saluran dan transformator tidak melebihi 100% dari normal rating, serta pemenuhan batas operasi pembangkit dan sumber pasokan. Penilaian tidak mencakup aspek kontingensi, stabilitas dinamik, proteksi, maupun commissioning jaringan 500 kV. Penelitian ini bertujuan mengevaluasi kesiapan operasi subsistem 150 kV Bali pada kondisi sistem tahun 2030 setelah interkoneksi 500 kV Jawa–Bali beroperasi dan menentukan pola operasi teknis–ekonomis yang sesuai. Model sistem dibangun pada DIgSILENT PowerFactory berdasarkan rencana pengembangan sistem tahun 2030. Simulasi dilakukan pada 48 titik operasi yang terdiri atas 24 jam hari kerja dan 24 jam akhir pekan, kemudian direkap menjadi kondisi mingguan menggunakan pembobotan lima hari kerja dan dua hari akhir pekan. Lima skenario dianalisis, yaitu S1 sebagai kondisi awal, S2 menggunakan Economic Dispatch klasik, serta S3, S4, dan S5 masing-masing menggunakan Particle Swarm Optimization (PSO), Differential Evolution (DE), dan Genetic Algorithm (GA) dengan fungsi objektif teknis–ekonomis yang sama. Pada ketiga metode metaheuristik digunakan 19 variabel keputusan yang terdiri atas 17 daya aktif pembangkit lokal dan dua setpoint tegangan. Setiap kandidat solusi dievaluasi melalui AC load flow DIgSILENT PowerFactory dengan model sistem, variabel keputusan, fungsi objektif, batas operasi, ukuran populasi, dan anggaran pencarian yang disetarakan. Hasil simulasi menunjukkan bahwa seluruh 48 titik pada setiap skenario berhasil mencapai konvergensi aliran daya. Pada S1, tegangan berada pada rentang 0,9187–1,0379 pu dan pembebanan saluran maksimum sebesar 82,05%, tetapi pembebanan ii transformator maksimum mencapai 102,54% dengan 10 trafo-jam overload. Dengan demikian, pola operasi awal belum sepenuhnya memenuhi kriteria kesiapan operasi yang digunakan dalam penelitian. S2 mampu menurunkan biaya operasi sebesar 22,57% menjadi Rp125,08 miliar per minggu, tetapi masih menghasilkan pembebanan transformator maksimum sebesar 103,66% dan 17 trafo-jam overload. Hasil tersebut menunjukkan bahwa minimisasi biaya melalui Economic Dispatch saja belum cukup untuk menjamin pemenuhan seluruh batas teknis jaringan. Penerapan optimasi teknis–ekonomis pada S3–S5 berhasil menghilangkan seluruh pelanggaran tegangan serta overload saluran dan transformator pada 48 titik operasi. PSO menghasilkan biaya operasi mingguan sebesar Rp119,26 miliar dengan penghematan 26,17% terhadap S1. DE menghasilkan biaya terendah sebesar Rp112,25 miliar dengan penghematan 30,51%, sedangkan GA menghasilkan biaya Rp131,79 miliar dengan penghematan 18,41% serta memberikan margin teknis terbesar, dengan pembebanan saluran maksimum 93,25% dan transformator maksimum 92,77%. Rata-rata nilai fitness terbaik PSO, DE, dan GA masing-masing sebesar 0,185785, 0,175143, dan 0,203734. Meskipun ketiga metode menggunakan fungsi objektif dan kondisi pengujian yang sama, perbedaan mekanisme eksplorasi dan eksploitasi menyebabkan solusi akhir yang diperoleh tidak identik. Berdasarkan nilai fitness dan biaya operasi terendah dengan seluruh batas teknis tetap terpenuhi, DE memberikan hasil terbaik pada konfigurasi penelitian ini. Hasil penelitian menunjukkan bahwa, dalam ruang lingkup analisis kondisi tunak pada sistem utuh, subsistem 150 kV Bali dapat mengakomodasi pengoperasian interkoneksi 500 kV Jawa–Bali apabila pola operasi pembangkit dan setpoint tegangan disesuaikan. Selain menghasilkan rekomendasi pola operasi, penelitian ini membentuk kerangka integrasi Python–DIgSILENT PowerFactory yang dapat digunakan kembali untuk mengevaluasi perubahan konfigurasi jaringan, kapasitas pembangkit, proyeksi beban, maupun kapasitas interkoneksi apabila terjadi perubahan rencana pengembangan sistem.