Materi tentang stabilitas dan keandalan tenaga listrik. Sikat lur

1. BAB IV
Nama : Arcodhea Indra Kusuma Dewa
NIM : 21060117130085
Reliability of Power Systems
(Keandalan Sistem Tenaga)

2. Metode Kapasitas Pembangkit
Fungsi utama dari sistem tenaga adalah untuk menyediakan energi listrik kepada
pelanggannya seefisien mungkin dengan tingkat kualitas yang dapat diterima. Keandalan catu
daya adalah salah satu fitur kualitas daya. Dua kendala ekonomi dan keandalan bersifat
kompetitif karena peningkatan keandalan pasokan umumnya memerlukan peningkatan
investasi modal. Kedua batasan ini diseimbangkan dengan berbagai cara di negara yang
berbeda dan oleh utilitas yang berbeda, meskipun secara umum semuanya didasarkan pada
serangkaian kriteria yang berbeda.
Berbagai ukuran atau indikator terkait dapat ditentukan dengan menggunakan
teori probabilitas. Formula atau teknik serba guna tunggal tidak ada. Pendekatan dan ekspresi
matematisnya masing-masing bergantung pada masalah yang ditentukan dan asumsi yang
ditentukan. Aspek terpenting dari pemodelan dan analisis yang baik adalah memiliki
pemahaman yang lengkap tentang implikasi rekayasa sistem. Tidak ada teori probabilitas yang
dapat menghindari aspek rekayasa penting ini.
Ada dua kategori utama teknik evaluasi yaitu analitis dan simulasi. Teknik analitik
mewakili sistem dengan model matematis dan mengevaluasi ukuran atau indikator dari model
ini menggunakan solusi matematis. Teknik simulasi memperkirakan ukuran atau indikator
dengan mensimulasikan proses aktual dan perilaku acak sistem. Teknik simulasi probabilistik
adalah bagian dari teknik simulasi yang menanganimasalah sebagai rangkaian percobaan nyata.
Parameter input dari setiap eksperimen yang disimulasikan diperoleh dengan menggunakan
pemilihan nilai Monte Carlo. Kedua kategori metode memiliki kelebihan dan kekurangan.
Simulasi Monte Carlo memerlukan banyak waktu komputasi dan tidak digunakan secara
ekstensif jika metode analitik alternatif tersedia. Di sisi lain, jika metode analisis terlalu
kompleks, simulasi probabilistik dapat memberikan perkiraan hasil yang baik. Ukuran atau
indikator yang dihasilkan pada kedua kategori teknik evaluasi hanya sebaik model yang
diturunkan untuk sistem, kesesuaian teknik evaluasi, dan kualitas asumsi dan data masukan
yang digunakan dalam model.

3. A. Tinjauan Indikator yang Mempertimbangkan Kehilangan Daya
1. Generation Reserve Margin (Margin Cadangan Pembangkit)
Kapasitas terpasang dalam sistem tenaga harus lebih tinggi dari konsumsi yang diharapkan.
Daya cadangan perlu disediakan untuk pengaturan frekuensi dan untuk kasus hilangnya kapasitas
secara agregat yang besar. Batas cadangan pembangkitan adalah ukuran yang menunjukkan
bagaimana kapasitas sistem tenaga melebihi konsumsi puncak.
Biaya interupsi signifikan. Biaya durasi interupsi tidak selalu merupakan fungsi linier dari
durasi. Dilaporkan biaya gangguan penyediaan energi kepada konsumen kira-kira 100 kali lebih tinggi
dari harga rata-rata energi listrik. Dengan perencanaan sistem tenaga, hilangnya kapasitas
pembangkit harus dipertimbangkan dengan fakta bahwa konsumsi mungkin tidak tercakup sepanjang
waktu operasi. Kurangnya produksi ditunjukkan dengan tingkat risiko

4. 2. Percent Reserve Evaluation (Evaluasi Cadangan Persen)
Metode paling awal dan kriteria yang paling mudah dihitung untuk evaluasi kecukupan
sistem pembangkitan adalah pendekatan persentase cadangan pembangkitan. Metode ini hanya
sensitif terhadap dua faktor pada satu titik waktu. Evaluasi cadangan persen menghitung kapasitas
pembangkitan yang melebihi beban puncak tahunan. Hal ini dihitung dengan membandingkan total
kapasitas pembangkit terpasang pada puncak dengan beban puncak. Kriteria tersebut didasarkan
pada pengalaman masa lalu yang membutuhkan margin cadangan dalam kisaran 15-25% untuk
memenuhi permintaan. Memenuhi permintaan beban yang memuaskan berarti bahwa frekuensi dan
besarnya pembelian daya darurat dari sistem daya tetangga masuk akal dan/atau jumlah
pembatasannya kecil. Namun, ada kelemahan dari pendekatan persen cadangan.
Ini tidak sensitif terhadap tingkat pemadaman paksa dan pertimbangan ukuran unit,
kapasitas transfer daya, dan kegagalan dalam jaringan transmisi serta karakteristik beban yang
berbeda dari sistem tenaga. Meskipun pendekatan ini merupakan langkah yang berguna dalam
analisis masalah cadangan pembangkitan, pendekatan ini tidak memberikan jawaban lengkap tentang
berapa banyak kapasitas pembangkitan yang dibutuhkan untuk memenuhi permintaan beban secara
memadai.

5. 3. Loss of the Largest Generating Unit Method (Kehilangan Metode Unit Pembangkit Terbesar)
Kehilangan metode unit pembangkit terbesar memberikan tingkat kecanggihan atas metode
margin cadangan persen dengan mencerminkan pengaruh ukuran unit pada persyaratan cadangan.
Dengan metode kerugian satuan terbesar, margin cadangan yang dibutuhkan dihitung dengan
menjumlahkan ukuran satuan terbesar dibagi beban puncak ditambah nilai cadangan kons
Misal, jika reserve requirement 15% ditambah unit terbesar, dan unit terbesar 500 MW pada
sistem tenaga listrik dengan beban puncak 5.000 MW, maka reserve requirementnya 15%?
500/5.0009 (100%), atau 25%. Pendekatan ini mulai secara eksplisit mengenali dampak pemadaman
tunggal, yaitu hilangnya unit pembangkit terbesar. Tindakan probabilistik diperlukan untuk
memperluas metode ini untuk menyertakan beberapa pemadaman simultan.
Metode kerugian unit terbesar, meskipun sederhana, memiliki keunggulan tersendiri
dibandingkan metode margin cadangan pembangkitan. Sebagai unit yang lebih besar ditambahkan ke
sistem, persen cadangan untuk sistem secara implisit meningkat dengan metode ini sesuai
kebutuhan. Tetapi sama seperti metode evaluasi cadangan persen, metode ini tidak sensitif terhadap
tingkat pemadaman paksa unit dan kapasitas transfer daya serta kegagalan dalam jaringan
transmisi.tan

6. Prinsip-prinsip probabilitas dasar dan menggabungkan unit
pembangkit yang berbeda digunakan untuk menghitung
probabilitas hilangnya kapasitas agregat. Data dan hasilnya
biasanya direpresentasikan dalam tabel probabilitas
pemadaman kapasitas. Probabilitas keberhasilan atau
ketersediaan dan pelengkapnya, yaitu probabilitas
kegagalan atau ketidaktersediaan setiap unit pembangkit
adalah data input. Semua kombinasi unit pembangkit yang
tersedia dan tidak tersedia disajikan dalam bentuk tabel
bersama dengan ketersediaan sistem yang dihitung.
Contoh
sistem tenaga mencakup tiga unit pembangkit. Dua unit
pembangkit pertama (A1 dan A2) memiliki output masing-
masing 30 MW dan yang ketiga (A3) memiliki output 70
MW. Ketidaktersediaan setiap unit pembangkit adalah
0,02. Ketersediaan setiap unit pembangkit dihitung dari
ketidaktersediaan sebesar 0,98.
4. Static Analysis of Loss of Capacity (Analisis Statis Kehilangan Kapasitas)
Semua kemungkinan kombinasi daya yang dihasilkan

7. B. Loss of Load Probability (Probabilitas Kehilangan Beban)
Loss of load probability (LOLP) adalah pendekatan probabilistik untuk penentuan cadangan yang
diperlukan, yang dikembangkan pada tahun 1947. Pendekatan ini mengkaji probabilitas pemadaman simultan
dari unit pembangkit yang, bersama dengan model beban jam puncak harian, menentukan jumlah hari per tahun
dari kekurangan kapasitas yang diharapkan. Saat ini, LOLP adalah pendekatan yang paling banyak diterima di
industri utilitas untuk mengevaluasi kebutuhan kapasitas pembangkitan
Kehilangan beban terjadi ketika beban sistem melebihi kapasitas pembangkit yang tersedia. LOLP
didefinisikan sebagai probabilitas beban sistem melebihi kapasitas pembangkit yang tersedia dengan asumsi
bahwa beban puncak dianggap konstan sepanjang hari.
Hilangnya probabilitas beban tidak benar-benar mewakili probabilitas. Ini menyatakan nilai yang
dihitung secara statistik yang mewakili persentase jam atau hari dalam jangka waktu tertentu, ketika konsumsi
energi tidak dapat ditutupi dengan mempertimbangkan kemungkinan kerugian unit pembangkit. Kerangka waktu
ini biasanya 1 tahun, yang dapat direpresentasikan sebagai 100% kerangka waktu. Dengan kata lain, LOLP
singkatan persentase yang diharapkan dari jam atau hari per tahun kekurangan kapasitas. LOLP sebenarnya tidak
berdiri untuk kehilangan beban melainkan untuk kekurangan kapasitas terpasang yang tersedia.

8. 1. Loss of Load Probability Definition (Definisi Probabilitas Kehilangan Beban)
Hilangnya satu unit pembangkit menyebabkan risiko kerugian yang diharapkan dari catu daya E(t),
yang juga dikenal sebagai ekspektasi matematis dan didefinisikan sebagai:
di mana pi adalah probabilitas hilangnya kapasitas, dan ti adalah durasi hilangnya kapasitas dalam
persen. Probabilitas hilangnya beban untuk keseluruhan sistem didefinisikan sebagai jumlah dari
semua ekspektasi matematis untuk semua unit

9. 2. Loss of Load Probability During Scheduled Outages (Kemungkinan Hilangnya Beban Selama
Pemadaman Terjadwal)
Perencana pembangkit listrik harus menjadwalkan pemadaman yang direncanakan
sepanjang tahun, karena unit pembangkit harus dirawat dan diperiksa secara teratur. Proses
pemeliharaan jangka pendek terus diperbarui. Jika unit pembangkit mengalami pemadaman paksa
yang lama, jadwal pemeliharaan tahunan untuk sistem tenaga dapat diubah untuk lebih
meningkatkan keandalan sistem dan untuk mengurangi biaya produksi sistem tenaga. Persyaratan
pemadaman terencana pembangkit listrik biasanya memiliki pola siklus. Prosedur pemeliharaan
menjadwalkan pemeliharaan unit pembangkit, sehingga cadangan kapasitas pembangkit yang
tersedia sama untuk semua minggu. Prosedur semacam ini memiliki LOLP terendah.
Algoritma yang paling banyak digunakan untuk penjadwalan pemeliharaan terdiri dari empat
langkah:
• Susun unit pembangkit berdasarkan ukuran dengan unit terbesar terlebih dahulu dan unit terkecil
terakhir.
• Jadwalkan unit pembangkit terbesar untuk pemeliharaan selama periode
beban terendah.
• Sesuaikan beban puncak mingguan dengan kapasitas unit pembangkit pada pemeliharaan.
• Ulangi langkah kedua dan ketiga sampai semua unit pembangkit dijadwalkan untuk pemeliharaan

10. Biaya sistem tenaga dan keandalannya

11. 3. Loss of Load Probability Annual Calculations (Perhitungan Tahunan Probabilitas Kehilangan
Beban)
Perhitungan tahunan dari hilangnya probabilitas beban dilakukan dalam empat langkah:
• Menghitung jadwal pemeliharaan tahunan unit pembangkit.
• Membangun tabel pemadaman kapasitas hanya dengan menggunakan kapasitas yang tersedia
untuk layanan selama minggu tertentu.
• Menghitung probabilitas pemadaman harian dan terakumulasi dalam indeks mingguan.
• Proses ini dapat diulang untuk setiap minggu dalam setahun.

12. 4. Loss of Load Probability Optimum Reliability Level (Probabilitas Kehilangan Beban Tingkat
Keandalan Optimal)
Salah satu pendekatan untuk menghitung tingkat keandalan optimal LOLP adalah dengan
mendasarkan target desain pada tinjauan historis. Pendekatan lain adalah pendekatan analitis. Total
biaya listrik untuk beberapa tingkat indeks LOLP yang berbeda dihitung. Level LOLP yang memberikan
total biaya terendah dipilih. Prosedur ini terdiri dari empat langkah :
• Tentukan biaya utilitas untuk meningkatkan keandalan.
• Menentukan penghematan biaya bagi pelanggan energi listrik untuk meningkatkan keandalan.
• Hitung total biaya sebagai jumlah dari langkah 1 dan 2.
• Temukan biaya minimum dengan mengulangi langkah 1, 2, dan 3 tingkat keandalan alternatif.

13. 5. Loss of Load Probability Calculation (Perhitungan Probabilitas Kehilangan Beban)
Pendekatan termudah untuk perhitungan LOLP adalah dengan merepresentasikan sistem
pembangkitan dengan tabel pencacahan keadaan. Tabel pencacahan keadaan adalah tabel, di mana kombinasi
unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia diurutkan dalam baris dan masing-masing ketersediaan dan
ketersediaan unit pembangkit dipertimbangkan untuk perhitungan ketersediaan dan tidak tersedianya sistem.
Kombinasi unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia dinyatakan dalam probabilitas, di mana produk dari
ketersediaan unit kerja dan ketidaktersediaan unit pada pemadaman memberikan probabilitas kombinasi
masing-masing. Tabel pencacahan keadaan dapat disusun dalam urutan yang meningkat secara monoton dari
kombinasi unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia dalam hal peningkatan daya keseluruhan unit
pembangkit yang dipertimbangkan.
Tabel pencacahan kondisi bagian selanjutnya disajikan sebagai tabel pemadaman kumulatif untuk penilaian
kemungkinan tidak dapat memasok kapasitas yang diperlukan. LOLP diperoleh melalui perkalian dari probabilitas
yang diperoleh dengan interval waktu untuk keadaan yang sesuai dan melalui jumlah produk tersebut

14. 6. Loss of Load Probability Example (Contoh Probabilitas Kehilangan Beban)
Tabel 1 di atas menunjukkan contoh sistem pembangkitan data. Sistem pembangkitan terdiri dari tiga unit
pembangkit: A, B, dan C, dengan kapasitas daya masing-masing 50, 100, dan 200 MW. Probabilitas kegagalan
setiap unit diberikan dan probabilitas keberhasilan setiap unit diberikan. Alternatif untuk probabilitas kegagalan
unit adalah tingkat pemadaman paksa (FOR) atau ketidaktersediaan unit. Alternatif untuk probabilitas
keberhasilan unit adalah ketersediaan unit.
Tabel 1
Tabel 2 Tabel 3

15. Delapan kombinasi dengan mempertimbangkan unit pembangkit dalam keadaan mati atau dalam pelayanan ada. Tabel
2 menunjukkan tabel pencacahan status pemadaman, yang menghitung semua status ini dan probabilitas masing-
masing. Misalnya, probabilitas bahwa tidak ada unit pembangkit yang padam, yaitu, semua unit A, B, dan C dalam
layanan, adalah produk dari probabilitas keberhasilan unit A, B, dan C. Demikian pula, keadaan lain mungkin bahwa unit
A padam dan B dan C dalam layanan. Probabilitas keadaan ini adalah produk dari probabilitas kegagalan unit untuk unit
A dikalikan dengan probabilitas keberhasilan unit unit B dan C.
Tabel 2 dapat diatur secara monoton meningkatkan kapasitas keseluruhan unit yang padam seperti yang disajikan pada
Tabel 3. Pertimbangkan untuk mengevaluasi kemungkinan tidak dapat memasok permintaan beban 220 MW. Karena
kapasitas sistem tiga unit adalah 350 MW, maka beban tidak dapat disuplai jika kapasitas 130 MW atau lebih dalam
keadaan padam (350 - 220 = 130). Probabilitas pemadaman lebih dari 130 MW dihitung sebagai probabilitas kumulatif
menurut data dari Tabel 3:
Oleh karena itu, probabilitas tidak memenuhi permintaan beban adalah 0,10315.
Karena perhitungan probabilitas tidak terpenuhinya permintaan beban memerlukan evaluasi kapasitas yang ditentukan
pada pemadaman termasuk nilai kapasitas yang lebih besar pada pemadaman, Tabel 3 dapat ditulis sebagai tabel
pemadaman kumulatif sebagai
disajikan pada Tabel 4. Baris pertama dari tabel di bawah baris judul dengan menunjukkan kapasitas 0 MW atau lebih
dalam pemadaman adalah jumlah probabilitas yang sesuai dari Tabel 3, yang mewakili kapasitas padam dari 0 hingga
350 MW. Baris kedua dengan indikasi kapasitas pemadaman 50 MW atau lebih mewakili jumlah probabilitas yang sesuai
dari Tabel 3, yang mewakili kapasitas pemadaman dari 50 hingga 350 MW. Baris ketiga dengan indikasi kapasitas 100
MW atau lebih dalam pemadaman menunjukkan jumlah probabilitas yang sesuai dari Tabel 3, yang mewakili kapasitas
padam dari 100 hingga 350 MW. Baris lainnya diperoleh dengan cara yang sama.

16. Tabel 4 diperluas ke Tabel 5 dengan menambahkan interval waktu dari kapasitas tertentu pada pemadaman dan
kontribusi terhadap LOLP. LOLP adalah jumlah kontribusi dari kolom kanan Tabel 5. LOLP untuk contoh kasus
adalah 0,19.
Tabel 4
Tabel 5

17. 5. Loss of Load Probability Calculation (Perhitungan Probabilitas Kehilangan Beban)
Pendekatan termudah untuk perhitungan LOLP adalah dengan merepresentasikan sistem
pembangkitan dengan tabel pencacahan keadaan. Tabel pencacahan keadaan adalah tabel, di mana kombinasi
unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia diurutkan dalam baris dan masing-masing ketersediaan dan
ketersediaan unit pembangkit dipertimbangkan untuk perhitungan ketersediaan dan tidak tersedianya sistem.
Kombinasi unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia dinyatakan dalam probabilitas, di mana produk dari
ketersediaan unit kerja dan ketidaktersediaan unit pada pemadaman memberikan probabilitas kombinasi
masing-masing. Tabel pencacahan keadaan dapat disusun dalam urutan yang meningkat secara monoton dari
kombinasi unit pembangkit yang tersedia dan tidak tersedia dalam hal peningkatan daya keseluruhan unit
pembangkit yang dipertimbangkan.
Tabel pencacahan kondisi bagian selanjutnya disajikan sebagai tabel pemadaman kumulatif untuk penilaian
kemungkinan tidak dapat memasok kapasitas yang diperlukan. LOLP diperoleh melalui perkalian dari probabilitas
yang diperoleh dengan interval waktu untuk keadaan yang sesuai dan melalui jumlah produk tersebut

18. C. Loss of Load Expectation (LOLE)
Rugi ekspetasi beban menunjukkan kemungkinan bahwa agregat tidak akan mampu menutupi
konsumsi daya yang diperlukan. Istilah LOLE berkaitan erat dengan istilah LOLP. Jika interval waktu yang
digunakan untuk LOLP dinyatakan dalam satuan waktu dan bukan dalam nilai persentase, LOLE diperoleh sebagai
pengganti LOLP. Nilai batas LOLE untuk pasokan yang andal adalah 10 jam per tahun. Di beberapa negara Eropa,
batas juga dapat diselesaikan antara 4 dan 8 jam per tahun. Sistem tenaga dengan nilai LOLE yang lebih tinggi
memiliki kekurangan pengisian daya atau unit yang ada sangat mudah dibuang

19. LOLE dapat diperoleh dengan menggunakan kurva
variasi beban puncak harian. Pemadaman
kapasitas tertentu berkontribusi pada sistem
dengan jumlah yang sama dengan produk dari
kemungkinan adanya pemadaman tertentu dan
jumlah unit waktu. Periode studi bisa seminggu,
sebulan atau setahun. Aplikasi paling sederhana
adalah penggunaan kurva secara tahunan. Saat
menggunakan kurva variasi beban puncak harian
pada dasar tahunan, LOLE dalam hari per tahun
1. Loss of Load Expectation Definition (Definisi LOLE)

20. di mana pi adalah probabilitas individu kapasitas dalam pemadaman dan ti adalah durasi hilangnya
catu daya dalam hari
Ketika probabilitas kumulatif Pi digunakan, LOLE didefinisikan sebagai:
LOLE juga didefinisikan dengan probabilitas bahwa konsumsi L tidak akan tercakup selama kapasitas
daya kerja C

21. 2. Input Parameters (Parameter Masukan)
Parameter input untuk menghitung LOLE [1]:
• Energi yang dikonsumsi termasuk kerugian
• Pengaruh hidrologi terhadap produksi pembangkit listrik tenaga air
• Tidak tersedianya pembangkit listrik tenaga batu bara selama pemadaman terjadwal
• Tidak tersedianya pembangkit listrik tenaga batu bara selama pemadaman acak
• Impor dan ekspor energi listrik
• Beban terbatas dalam sistem tenaga

22. 3. Evaluation Methods on Period Bases (Metode Evaluasi berdasarkan Periode)
Pendekatan dasar LOLE sangat fleksibel. Ada tiga cara di mana metode LOLE dapat digunakan untuk
menentukan indeks risiko tahunan:
Monthly Approach
Tabel probabilitas pemadaman kapasitas yang sesuai digabungkan dengan karakteristik
beban yang sesuai. Jika kapasitas pemeliharaan tidak konstan selama sebulan, bulan dapat dibagi
menjadi beberapa interval selama kapasitas konstan. Metode ini mengasumsikan bahwa puncak
bulanan dapat terjadi pada setiap hari selama periode tersebut. Ukuran reliabilitas total diperoleh
dengan menjumlahkan nilai-nilai interval. Ukuran keandalan tahunan adalah jumlah dari 12 ukuran
keandalan bulanan.
Annual Approach
Puncak prakiraan tahunan dan karakteristik beban sistem digabungkan dengan tabel
probabilitas pemadaman kapasitas sistem untuk memberikan tingkat keandalan tahunan. Tingkat
kapasitas yang konstan harus ada untuk seluruh periode. Jika tahun dapat dibagi menjadi musim
beban puncak dan musim beban ringan, pemeliharaan yang direncanakan dapat dijadwalkan
seluruhnya pada musim beban ringan.

23. Worst-Period Approach
Dalam beberapa kasus, tingkat beban pada musim tertentu atau bahkan dalam sebulan mungkin
sangat tinggi, sehingga nilai ini mendominasi angka tahunan. Kriteria keandalan untuk sistem
semacam itu dapat diperoleh hanya dengan menggunakan nilai periode terburuk. Jika bulan
Desember adalah bulan dengan periode risiko bulanan tertinggi, angka risiko tahunan dapat diperoleh
dengan mengalikan nilai Desember dengan 12.
Tabel data unti pembangkit
Diagram Beban Harian

24. 4. Loss of Load Expectation Calculation (Perhitungan LOLE)
Pada perhitungan LOLE, prosedur yang paling mudah adalah merepresentasikan sistem tenaga dalam
tabel, termasuk kapasitas, ketidaktersediaan, dan ketersediaan. Biasanya, diagram beban harian
diberikan dan harus dipertimbangkan. Semua probabilitas kombinasi pemadaman unit dihitung dan
direpresentasikan sebagai probabilitas kumulatif. Indeks LOLE dihitung sebagai produk dari durasi
beban yang diharapkan dan probabilitas pemadaman kumulatif untuk status yang diperlukan.

25. 5. Loss of Load Expectation Example (Contoh LOLE)
Contoh sistem pembangkitan terdiri dari tiga unit. Tabel 1 menunjukkan data sistem pembangkitan
yang sesuai. Gambar 12.3 menunjukkan diagram beban harian. Ada delapan kombinasi unit
pembangkit dalam keadaan mati atau dalam pelayanan. Tanda 0 singkatan dari pemadaman unit yang
sesuai pada Tabel 2, tanda 1 singkatan unit operasi dalam pelayanan. Contoh pada Gambar 1 dengan
dua tingkat beban menunjukkan 14 jam dari 60 MW antara 4 dan 18 jam dan 10 jam dari 30 MW
antara 0 dan 4 jam dan antara 18 dan 24 jam.
Tabel 1
Tabel 2
Gambar 1

26. Pada 30 MW: Status pemadaman yang berlaku untuk LOLE adalah status pemadaman, di mana
kapasitas dalam layanan 30 MW tidak tercapai, yaitu, status pemadaman di dua baris terakhir.
Probabilitas kumulatif dari kedua keadaan tersebut adalah 0,005. Oleh karena itu, LOLE dihitung
sebagai LOLE1 = 0,005 9 10 jam = 0,05 jam.
Pada 60 MW: Status pemadaman yang berlaku untuk LOLE adalah status pemadaman tersebut, di
mana kapasitas dalam layanan 60 MW tidak tercapai, yaitu, status pemadaman tersebut dalam enam
baris terakhir. Probabilitas kumulatif kedua keadaan tersebut adalah 0,145. Oleh karena itu, LOLE
dihitung sebagai LOLE2 = 0,145 9 14 jam = 2,03 j
LOLE sepanjang hari adalah jumlah keduanya: LOLE = LOLE 1 + LOLE 2 = 0,05 jam ? 2,03 jam = 2,08
jamam.
Untuk mendapatkan LOLE tahunan, perhitungan harus diulang setiap hari

27. 12.5 Tinjauan Indikator dengan
Mempertimbangkan Kerugian Energi
Area di bawah kurva durasi beban mewakili energi yang dihasilkan selama interval waktu tertentu dan dapat digunakan
untuk menghitung energi yang diharapkan tidak disuplai karena kapasitas terpasang yang tidak mencukupi (Gbr. 12.4).
Setiap pemadaman kapasitas pembangkit yang melebihi cadangan mengakibatkan pengurangan energi beban sistem.
Kemungkinan energi yang dibatasi diperoleh sebagai produk dari probabilitas besarnya kapasitas spesifik pada
pemadaman dan energi yang dibatasi oleh kapasitas tertentu pada pemadaman. Jumlahnya memberikan harapan
hilangnya energi (LOEE).
Gambar 12.4 Pengurangan energi dengan kapasitas
tertentu dalam pemadaman atau hilangnya harapan
energi
di mana Oi adalah besarnya kapasitas spesifik pada
pemadaman, Pi adalah probabilitas besarnya
kapasitas spesifik pada pemadaman, Ei adalah
energi yang dibatasi oleh kapasitas tertentu pada
pemadaman, dan E adalah energi total di bawah
kurva durasi beban.

28. 12.6 Metode Frekuensi dan Durasi
Metode frekuensi dan durasi memerlukan data tambahan untuk metode lain. Metode LOLE hanya
membutuhkan parameter ketersediaan dan ketidaktersediaan steady state.
Metode frekuensi dan durasi menggunakan parameter laju transisi μ dan λ selain ketersediaan dan tidak
tersedianya. Parameter λ mewakili tingkat kegagalan. Parameter μ mewakili tingkat perbaikan. Gambar
12.5 menunjukkan model dua keadaan untuk unit beban dasar. Sebuah sistem tenaga biasanya terdiri dari
satu set komponen statistik independen. Dalam evaluasi keandalan kapasitas pembangkit, komponen-
komponen ini adalah unit pembangkit yang digambarkan dengan model kapasitas diskrit dua atau
multistatus
Gambar 12.5 Model dua keadaan untuk unit beban dasar

29. Ada tiga langkah dasar metode frekuensi dan durasi:
Kembangkan model pembangkitan yang sesuai dari parameter unit pembangkit individu.
Mengembangkan model beban yang sesuai dari data yang diberikan selama periode yang
ditentukan.
Gabungkan kedua model ini untuk mendapatkan model probabilistik cadangan atau kecukupan
kapasitas sistem.

30. 12.6.1 Model Pembangkitan
Ada dua pendekatan berbeda dalam mengembangkan model
pembangkitan: pendekatan fundamental, yang tidak praktis
untuk analisis sistem besar dan pendekatan rekursif. Jika
setiap unit dapat berada dalam dua keadaan, maka ada 2x
keadaan dimana x adalah jumlah satuan. Diagram empat
keadaan memiliki 16 keadaan dan sudah sangat kompleks.
Untuk unit multi-state, teknik rekursif lebih banyak digunakan,
yang menggunakan algoritma sederhana dan dapat digunakan
secara praktis dengan komputer.
Seseorang dapat menambahkan keadaan yang diturunkan
setelah model two-state diturunkan dengan menambahkan
model unit multi-state. Gambar 12.6 menunjukkan sistem
sederhana dengan tiga keadaan. Transisi antar state
dimungkinkan dengan parameter laju transisi μ dan λ yang
diidentifikasi dengan indeks masing-masing.
Gambar 12.6 Sistem sederhana dengan tiga
keadaan

31. 12.6.2 Indeks Resiko Sistem
Model kapasitas dapat digabung dengan model beban untuk mendapat indeks resiko.
Model beban keadaan individu atau model beban kumulatif dapat digunakan

32. 12.6.2.1 Model keadaan individu
Metode frekuensi dan durasi biasanya dilakukan berdasarkan periode yang diasumsikan konstan
tingkat rendah dan rangkaian acak beban puncak biasanya tidak berlaku diatas jangka waktu yang
lama
Perilaku total beban sistem dapat dinyatakan dalam rangkaian diskrit tingkat beban yang ditentukan
selama periode analisis yang diinginkan
Gambar 12.7 menunjukan periode acak model beban, dimana parameter Li merepresentasikan level
beban dimana indeks i dari beban terendah ke puncak beban

33. 12.6.3 Model Generasi: Contoh Numerik
12.6.3.1 Pendekatan Fundamental
Contoh sederhana numerik pada tabel 12.9. Probabilitas dalam keadaan bekerja adalah 0,96 dan
probabilitas tidak bekerja adalah 0,04.

34. Gambar 12.8 menunjukan semua
kemungkinan keadaan untuk
diagram ruang tiga unit. Gambar
12.8 juga menunjukan mode transisi
dari 1 keadaan ke keadaan lainnya.

35. Probabilitas keadaan dan frekuensi keadaan dihitung pada Tabel 12.10.
frekuensi menghadapi keadaan tertentu adalah probabilitas berada di keadaan tersebut dikalikan
dengan tingkat keberangkatan dari keadaan tersebut. Tarif ini diberikan dalam
Tabel 12.9 kemudian digunakan pada kolom terakhir Tabel 12.10.

36. Tabel 12.11 memberikan probabilitas dan frekuensi kapastias level tertentu yang dipaksa berhenti
Probabilitas keadaan individu dan frekuensi dapat digabungkan untuk membentuk nilai keadaan
kumulatif dengan menggunakan persamaan berikut :

37. 12.6.3.2 Algoritma Rekursif
Pendekatan fundamental tidak berfungsi untuk sistem yang lebih besar. Perhitungan menjadi lebih
kompleks
Dengan algoritma rekursif proses perhitungan menjadi lebih mudah.
Teknik ini dapat digunakan untuk dua atau lebih keadaan unit dan menyediakan teknik cepat untuk
membangun model kapasitas (menambah unit baru)

38. 13.2 Indikator Keandalan dan Kinerja
Pembangkit Listrik
Keandalan pembangkit listrik merupakan salah satu parameter keandalan sistem tenaga listrik.
Sistem tenaga mencakup berbagai pembangkit listrik sehingga masing-masing pembangkit
disajikan dengan indikator keandalannya. Kebutuhan beberapa indikator untuk satu instalasi
muncul dari fakta bahwa instalasi yang dipertimbangkan adalah fasilitas yang cukup kompleks
dan merupakan bagian dari sistem yang sangat kompleks, di mana hanya satu indikator saja
mungkin tidak mencukupi.
Untuk beberapa pembangkit listrik, tiga kelompok indikator operasi didefinisikan: (i) indikator
teknis, (ii) indikator lingkungan, dan (iii) indikator sosiologis; untuk beberapa pembangkit listrik,
ada lebih sedikit kelompok, jika ada.

39. 13.2 Pembangkit Tenaga Nuklir
Tujuan utama dari indikator ini adalah untuk mengkomunikasikan perkembangan terkini di bidang
keselamatan pembangkit listrik tenaga nuklir.
Faktor Kemampuan Unit
• Tujuan dari faktor kapabilitas unit adalah untuk memantau kemajuan
dalam mencapai keandalan produksi energi unit yang tinggi. Indikator ini
mencerminkan efektivitas program dan praktik pembangkit dalam
memaksimalkan pembangkitan listrik yang tersedia dan memberikan
indikasi menyeluruh tentang seberapa baik pembangkit dioperasikan dan
dipelihara.

40. Faktor Kemampuan Unit
Referensi Pembangkit energi adalah energi yang dapat dihasilkan jika unit dioperasikan terus
menerus dengan daya penuh di bawah kondisi ambien referensi.
• di mana UCF adalah Faktor Kemampuan Satuan yang dinyatakan sebagai
persentase, REG adalah Pembangkitan Energi Referensi untuk periode
tersebut, PEL adalah total Kehilangan Energi yang Direncanakan untuk
periode tersebut, dan UEL adalah total Kehilangan Energi yang Tidak
Direncanakan untuk periode tersebut.

41. Faktor Kehilangan Kemampuan yang
Tidak Direncanakan
Tujuan dari faktor kehilangan kemampuan yang tidak direncanakan adalah untuk memantau
kemajuan dalam meminimalkan waktu pemadaman dan pengurangan daya yang dihasilkan dari
kegagalan peralatan yang tidak direncanakan atau kondisi lainnya. Indikator ini didefinisikan sebagai
rasio kehilangan energi yang tidak direncanakan selama periode waktu tertentu terhadap
pembangkitan energi referensi yang dinyatakan dalam persentase.
• di mana UCLF adalah faktor kehilangan kemampuan yang tidak direncanakan
yang dinyatakan sebagai persentase, dan UEL adalah total kehilangan energi yang
tidak direncanakan untuk periode tersebut.

42. Scram Otomatis yang Tidak Direncanakan
per 7.000 jam Kritis
Indikator ini didefinisikan sebagai jumlah scram otomatis yang tidak direncanakan karena
proteksi reaktor yang terjadi per 7.000 jam operasi kritis dan dihitung sebagai berikut:

43. Kinerja Termal
Tujuan dari indikator kinerja termal adalah untuk memantau kemajuan dalam mencapai dan
mempertahankan operasi termal yang efisien. Ini memberikan indikasi keberhasilan dalam
memenuhi kemampuan desain.
Indikator kinerja termal dihitung sebagai berikut:

44. Paparan Radiasi Kolektif
Tujuan dari indikator ini adalah untuk memantau upaya meminimalkan paparan radiasi total
personel instalasi dan untuk mengukur efektivitas program proteksi radiologi. Paparan radiasi
kolektif adalah dosis total seluruh tubuh eksternal yang diterima oleh semua orang di lokasi,
yaitu, personel termasuk kontraktor dan pengunjung selama periode waktu tertentu, yang
diukur dengan dosimeter primer, termo luminescent, atau lencana film.

45. Volume Limbah Radioaktif Padat Tingkat
Rendah
Tujuan dari indikator limbah radioaktif padat tingkat rendah adalah untuk memantau kemajuan
dalam mengurangi volume produksi limbah tingkat rendah, yang akan menurunkan
penyimpanan, pengangkutan, kebutuhan pembuangan akhir, dan meningkatkan persepsi publik
tentang dampak lingkungan dari tenaga nuklir.
Indikator ini didefinisikan sebagai volume limbah radioaktif padat tingkat rendah yang telah
diproses dan dalam bentuk akhir yang siap untuk dikubur selama periode tertentu.

46. Tingkat Kecelakaan Keselamatan Industri
Tujuan dari tingkat kecelakaan keselamatan industri adalah untuk memantau
kemajuan dalam meningkatkan kinerja keselamatan bagi personel utilitas yang
ditugaskan secara permanen di stasiun. Tingkat kecelakaan keselamatan industri
adalah jumlah kecelakaan yang mengakibatkan satu atau lebih hari tidak bekerja di
luar hari kecelakaan, atau satu atau lebih hari kerja terbatas tidak termasuk hari
kecelakaan, dan kematian terkait pekerjaan per 200.000 jam kerja. bekerja. Personel
kontraktor tidak termasuk untuk indikator ini.
Tingkat kecelakaan keselamatan industri dihitung berdasarkan persamaan:

47. Kinerja Sistem Keamanan
Indikator kinerja sistem keselamatan dihitung secara terpisah untuk masing-masing dari tiga
sistem reaktor bertekanan berikut:
Injeksi keselamatan bertekanan tinggi
Sistem air umpan bantu
Sistem catu daya arus bolak-balik darurat
Ini didefinisikan untuk setiap sistem keselamatan sebagai jumlah sistem jam/komponen tidak
tersedia dan perkiraan jam tidak tersedia selama periode waktu dibagi dengan produk sistem jam
diperlukan selama periode waktu itu dan jumlah kereta dalam sistem. Definisi ini dijelaskan lebih
lanjut sebagai berikut:
Jam ketidaktersediaan komponen adalah bagian dari waktu di mana komponen tidak dapat
melakukan fungsi yang dimaksudkan ketika diperlukan untuk tersedia untuk layanan.
Perkiraan jam ketidaktersediaan adalah jam rata-rata komponen berada dalam keadaan gagal
sebelum ditemukannya kegagalan. Ini bisa menjadi nol jika waktu pasti kegagalan diketahui.

48. Kinerja Sistem Keamanan
Kinerja sistem keselamatan dihitung sebagai berikut:

49. Keandalan Bahan Bakar
Indikator keandalan bahan bakar dihitung sebagai berikut:
• di mana FRI adalah indikator keandalan bahan bakar, (A131)N adalah aktivitas kondisi
tunak rata-rata I-131 dalam pendingin yang dinormalisasi ke tingkat pemurnian umum
dan dinyatakan dalam μCi/g, (A134)N adalah aktivitas kondisi tunak rata-rata dari I-134
dalam pendingin dinormalisasi ke tingkat pemurnian umum dan dinyatakan dalam μCi/g,
K adalah koefisien koreksi tramp (konstanta dengan nilai 0,0318) dan koefisien ini
didasarkan pada komposisi material tramp 30% uranium dan 70% plutonium, LN adalah
laju pembangkitan linier pada daya 100% untuk unit, LHGR adalah laju pembangkitan
panas linier, dan P0 adalah daya reaktor rata-rata yang dinyatakan dalam persentase pada
saat aktivitas diukur.

50. Indeks Kimia
Tujuan dari indikator ini adalah untuk mengevaluasi dan tren kemajuan dalam meningkatkan kontrol
kimia. Perhitungan itu sendiri didasarkan pada konsentrasi kotoran penting dalam sistem pabrik. Ini
adalah kotoran yang dipantau untuk reaktor air bertekanan dengan generator uap resirkulasi:
generator uap meniup Konduktivitas kation
generator uap meniup Natrium
Pompa kondensat melepaskan oksigen terlarut

51. Indeks kimia dihitung sebagai berikut:
• dimana Ka adalah rata-rata konduktivitas kation blowdown (μS/sm pada 25 C), Na
adalah konsentrasi rata-rata blowdown sodium (ppb), dan O2 adalah rata-rata
debit pompa kondensat konsentrasi oksigen terlarut (ppb).

52. Faktor Ketersediaan Waktu
Faktor ketersediaan waktu didefinisikan sebagai rasio unit jam yang tersedia dalam periode tertentu
dengan jumlah total jam dalam periode yang sama, dinyatakan sebagai persentase. Jangka waktu
yang dihitung untuk sepanjang tahun 1997 adalah 8.784 jam.
Faktor ketersediaan waktu dihitung menurut persamaan:
• di mana TAF adalah faktor ketersediaan waktu yang dinyatakan sebagai
persentase, GEN adalah total jam online generator dalam periode tersebut, URS
adalah total jam penghentian cadangan unit dalam periode tersebut, dan HRS
adalah jumlah total jam dalam periode tersebut.

53. Faktor Ketersediaan Waktu
• Gambar diatas menunjukkan ketersediaan untuk pembangkit listrik
tenaga nuklir yang dipilih dalam beberapa tahun terakhir

54. Faktor Ketersediaan Waktu Bulanan
Definisi yang sama berlaku untuk faktor ketersediaan waktu, tetapi dihitung untuk periode
setiap bulan dalam tahun secara terpisah.

55. Faktor Kapasitas (faktor beban)
Faktor kapasitas adalah rasio energi yang dihasilkan selama periode tertentu dengan energi yang
dapat diproduksi pada kapasitas maksimum dalam operasi berkelanjutan selama periode tersebut.
Jangka waktu yang dihitung untuk sepanjang tahun 1997 adalah 8.784 jam. Perhitungan faktor
kapasitas:
• di mana CAF adalah faktor kapasitas yang dinyatakan sebagai persentase,
NEP adalah total produksi energi bersih dalam periode tersebut, dan MDC
adalah kapasitas maksimum yang dapat diandalkan.

56. Gambar diatas menunjukkan faktor kapasitas untuk pembangkit listrik tenaga nuklir yang dipilih
dalam beberapa tahun terakhir

57. Produksi Energi Listrik Bersih
Produksi energi listrik bersih memberikan jumlah total energi listrik bersih yang
dihasilkan selama setahun dan dikirim ke jaringan 400 kV.
Produksi Energi Listrik Bersih Bulanan
• Produksi energi listrik bersih bulanan memberikan jumlah total energi listrik
bersih yang dihasilkan selama satu bulan dan dikirim ke jaringan 400 kV.

58. Jumlah Scrams Otomatis yang Tidak
Direncanakan Saat Kritis
Indikator didefinisikan sebagai jumlah scram otomatis yang tidak direncanakan (aktuasi logika
sistem proteksi reaktor) yang terjadi saat reaktor kritis. Trip reaktor manual atau trip yang
mengikuti trip turbin manual sebagai akibat dari niat operator untuk melindungi peralatan atau
mengurangi konsekuensi transien tidak dihitung, karena tindakan operator untuk melindungi
peralatan tidak boleh dihalangi.

59. Jumlah Aktuasi Injeksi Keselamatan yang
Tidak Direncanakan
Indikator ini didefinisikan sebagai jumlah aktuasi injeksi keselamatan yang tidak direncanakan yang
dihasilkan dari mencapai setpoint aktuasi atau dari sinyal injeksi keselamatan yang tidak disengaja.
Durasi Pemadaman Tahunan
• Durasi pemadaman tahunan adalah total durasi pemadaman tahunan
dalam jam.

60. 13.3 Pembangkit Listrik Penghasil Panas
13.3.1 Nilai Pemadaman Paksa
Nilai pemadaman paksa (FOR) adalah parameter unit pembangkit dasar yang digunakan dalam
evaluasi kapasitas statis dan itu mewakili kemungkinan menemukan unit yang dipadaman paksa
pada waktu yang berjarak di masa depan. Ini dapat lebih baik didefinisikan sebagai tidak
tersedianya unit,karena tidak dinyatakan dalam satuan angka per periode waktu seperti biasanya.
Tingkat pemadaman paksa didefinisikan sesuai dengan persamaan di bawah ini :

61. 13.3.2 Tingkat Pemadaman Paksa yang Setara
Tingkat pemadaman paksa yang setara mewakili probabilitas bahwa unit pembangkit tidak akan
memenuhi pembangkitan yang dibutuhkan yang diminta oleh pengiriman. EFOR didefinisikan
menurut persamaan di bawah ini.
FOH : Jam pemadaman paksa penuh
EFDH : Jam penurunan paksa yang setara
EFDHRS : Jam penurunan paksa yang setara selama penutupan cadangan
SH : Jam layanan
Fd : Faktor diskon untuk FOH

62. 13.3.3 Faktor Kemampuan Unit
Faktor kapabilitas unit adalah persentase pembangkitan energi maksimum yang dapat dihasilkan oleh suatu
pembangkit ke jaringan listrik. Biasanya dibatasi oleh faktor-faktor dalam manajemen pengendalian pabrik. Nilai
faktor kapabilitas unit yang tinggi menunjukkan program instalasi yang efektif, meminimalkan kehilangan energi
yang tidak direncanakan, memaksimalkan pembangkitan yang tersedia, dan mengoptimalkan pemadaman yang
direncanakan.
13.3.4 Faktor Kehilangan Kemampuan yang Tidak Direncanakan
Faktor kehilangan kemampuan yang tidak direncanakan adalah persentase pembangkitan energi maksimum yang
tidak dapat diproduksi oleh pembangkit ke jaringan listrik karena kehilangan energi yang tidak direncanakan.
Nilai faktor kehilangan kemampuan yang tidak direncanakan yang rendah menunjukkan bahwa peralatan pabrik
dioperasikan dengan andal dan dirawat dengan baik.
13.3.5 Pemisahan Grid Otomatis yang Tidak Direncanakan per 7.000Jam beroperasi
Indikator ini menunjukkan seberapa sering unit dipisahkan dari kisi eksternal secara tidak terencana dan
otomatis. Ini diberikan sebagai tarif per 7.000 jam operasi.

63. 13.3.6 Tingkat Start-Up yang Berhasil
Indikator ini menunjukkan tingkat keberhasilan unit di jaringan listrik pada saat diminta.
13.3.7 Tingkat Kecelakaan Keselamatan Industri
Kinerja keselamatan industri dipantau dengan jumlah kecelakaan yang mengakibatkan hari libur per 1.000.000 jam
kerja.
13.3.8 Ketersediaan komersial
Ketersediaan komersial merupakan konsepsi yang mencakup pengaruh besaran kesenjangan harga/biaya sehingga
dapat menjadi indikator yang lebih akurat daritanaman berdampak pada keuntungan perusahaan. Ini harus
mencerminkan hubungan antara penawaran dan permintaan dengan nilai MWh yang meningkat karena
peningkatanpermintaan atau penurunan pasokan. Ketersediaan komersial adalah indikator yang sangat populer
meskipun faktanya tidak ada definisi khusus untuk istilah tersebut. Ada beberapa metode yang mengevaluasi
ketersediaan komersial secara historis :
Metode 1 (ketersediaan komersial tujuan) membandingkan rasio pendapatan aktual dengan pendapatan potensial
menggunakan produk pembangkitan dan harga pasar:

64. Metode 2 (ketersediaan tradisional) didasarkan pada rasio jam selama unit tersedia dengan total jam di mana unit
dapat beroperasi dengan untung:
Metode 3 didasarkan pada rasio antara akumulasi jumlah selisih antara harga pasar dan biaya pembangkitan
dikalikan dengan kapasitas maksimum unit yang tersedia terhadap akumulasi jumlah selisih antara harga pasardan
biaya pembangkitan dikalikan dengan kapasitas maksimum yang tersedia di setiap jam:
Metode 4 (ketersediaan komersial aktual) didasarkan pada rasio antara margin aktual (jumlah pembangkitan selama
periode yang dipilih) dan margin potensial (kapasitas terpasang di tempat selama periode waktu):
Metode 5 didasarkan pada rasio antara pembangkitan aktual dikalikan dengan selisih antara harga pasar dan biaya
satuan dan ketersediaan yang direncanakan dikalikan dengan selisih antara harga pasar dan biaya satuan:

65. Ketersediaan komersial juga dapat diperkirakan dan kadang-kadang disebut sebagai ketersediaan finansial. Untuk
mengevaluasi ketersediaan komersial masa depan untuk unit pembangkit tertentu, perlu untuk mengembangkan
perkiraan harga pasar per jam. Model simulasi pasar digunakan untuk memproyeksikan harga dan pendapatan. Model
tersebut harus mencakup kemacetan transmisi, dampak organisasi transmisi regional, dan pengiriman jam demi jam.
Output dari ramalan pasar menentukan nilai tertinggi dari peluang ketersediaan komersial.
13.3.9 Indikator lingkungan
Indikator lingkungan mencakup jumlah emisi polutan, seperti SO2, NO2, atau abu, misalnya. Mereka dinyatakan
secara absolut atau lebih sering dalam istilah relatif dengan mempertimbangkan interval waktu yang diamati atau
mempertimbangkan energi yang dihasilkan.
13.4 Pembangkit Panas bumi
Indikator kinerja utama fasilitas tenaga panas bumi mencakup tiga indikator utama yang menggambarkan kinerja
teknis fasilitas tenaga panas bumi:
• Faktor kapasitas
• Faktor beban
• Faktor ketersediaan
Ketiga indikator tersebut tidak berdimensi dan dapat dinyatakan dalam persentase. Indikator lain termasuk tingkat
kecelakaan keselamatan, pengendalian kerugian produksi, indikator lingkungan, dll.

66. 13.4.1 Faktor kapasitas
Faktor kapasitas diperlukan untuk mendeskripsikan kinerja teknis pabrik. Dihitung dengan perbandingan antara total
energi listrik yang dihasilkan dengan kapasitas terpasang dikalikan dengan jangka waktu.
13.4.2 Faktor Beban
Faktor beban didefinisikan sebagai perbandingan antara total energi listrik yang dihasilkan dengan beban maksimum
dikalikan dengan periode waktu.
Apabila faktor kapasitas sama dengan faktor beban, maka kapasitas terpasang sesuai dengan kondisi lapangan dan
kondisi pasar. Jika faktor kapasitas jauh lebih rendah daripada faktor beban, maka kapasitas terpasang terlalu besar.
13.4.3 Faktor Ketersediaan
Dua faktor ketersediaan terpisah didefinisikan termasuk waktu yang hilang selama pemadaman yang direncanakan.

67. Biaya operasional spesifik merupakan indikator biaya operasional per kWh pada terminal tegangan suplai trafo
generator.
13.4.4 Tingkat kecelakaan keselamatan
Tingkat kecelakaan keselamatan didefinisikan sebagai jumlah kecelakaan untuk semua personel yang ditugaskan
secara permanen ke fasilitas tenaga panas bumi per 1.000.000 jam kerja.
13.4.5 Pengendalian kehilangan produksi
Pengendalian kehilangan produksi adalah jumlah pemadaman paksa per periode per fasilitas pembangkit.

68. 13.4.6 Indikator lingkungan
Indikator lingkungan untuk energi panas bumi didefinisikan sebagai jumlah emisi H2S QH2SÞ yang biasanya dinyatakan
dalam gram per kilowatt jam (g/kWh).
13.5 Pembangkit listrik tenaga air
Untuk pembangkit listrik tenaga air, indikator seperti yang dijelaskan sebelumnya dapat digunakan untuk pabrik lengkap
atau untuk setiap generator dan peralatannya masing-masing secara terpisah atau keduanya: ketersediaan, faktor
kemampuan, tingkat kecelakaan keselamatan, dan tingkat pemadaman paksa.
13.6 Pembangkit Listrik Tenaga Biomassa
Indikator seperti yang dijelaskan sebelumnya dapat digunakan: ketersediaan, faktor kemampuan, faktor beban, tingkat
kecelakaan keselamatan, dan tingkat pemadaman paksa. Indikator lingkungan mencakup jumlah abu yang dipancarkan
(Qash) yang dinyatakan dalam gram per kilowatt jam (g/kWh) dan jumlah CH4 yang dipancarkan dari tempat pembuangan
sampah ataukotoran hewan dinyatakan dalam gram per kilowatt hour (g/kWh).
13.7 Pembangkit Listrik Tenaga Surya
Kinerja pembangkit listrik tenaga surya tergantung pada cuaca, terutama kondisi matahari. Baik lokasi maupun wilayah,
tempat pabrik dipasang, sangat penting. Indikator kinerja yang paling penting sulit diukur karenatergantung pada posisi
matahari yang tepat. Oleh karena itu, diperlukan alat ukur tertentu. Indikator kinerja meliputi hasil referensi, hasil array,
hasil akhir, dan rasio kinerja.

69. 13.7.1 Hasil Referensi
Hasil referensi (YR) didefinisikan sebagai penyinaran matahari pada bidang miring yang dinormalisasi ke radiasi
matahari di bawah kondisi uji standar dalam satu hari atau bulan atau tahun.
13.7.2 Hasil larik
Hasil larik (YA) adalah keluaran larik energi harian atau bulanan atau tahunan per kWp daya larik terpasang
13.7.3 Hasil akhir
Hasil akhir (Yf) adalah keluaran energi berguna harian atau bulanan atau tahunan per kWp daya susunan terpasang
installed
13.7.4 Rasio kinerja
Rasio kinerja menunjukkan efek keseluruhan kerugian pada keluaran terukur larik karena suhu larik, penggunaan
iradiasi yang tidak lengkap, dan sisteminefisiensi atau kegagalan komponen.

70. 13.7.5 Indikator LIngkungan
Indikator lingkungan untuk pembangkit listrik tenaga surya terkait dengan bahan beracun dalam sel dan baterai.
Didefinisikan sebagai jumlah bahan beracun (Qtox) yang terkandung dalamsel dan baterai yang akan didaur ulang atau
dibuang setelah masa pakainya dinyatakan dalam gram per daya puncak (g/Wp).
13.8 pembangkit listrik tenaga angin
Kinerja pembangkit listrik tenaga angin sangat tergantung pada turbin angin dan kondisi angin di lokasi. Oleh karena
itu, bersama dengan indikator kinerja teknis jugarezim angin harus dipertimbangkan.Pengukuran angin harus
dilakukan dengan kecepatan 1 Hz dan didokumentasikan menggunakan parameter seperti:
• Kecepatan angin rata-rata
• Distribusi Weibull• Distribusi terarah energi angin
• Intensitas turbulensi
Untuk membuat keluaran daya dari model turbin angin yang berbeda dapat dibandingkan, kinerjanya diukur dan
didokumentasikan. Kurva biasanya hanya terkait dengan kondisi standar dan tidak berguna dengan presisi untuk
berbagai instalasi di lokasi.

71. 13.8.1 Indikator Produksi Listrik
Total produksi energi dikirim ke jaringan selama periode tertentu, biasanya satu tahun.
• Produksi energi spesifik per meter persegi tergantung pada lokasi dan dinyatakan dalam kilowatt jam per meter
persegi (kWh/m2).
• Jam beban penuh setara adalah produksi energi tahunan dalam kaitannya dengan daya terukur turbin dalam jam.
• Faktor kapasitas adalah perbandingan total produksi energi selama 1 tahun terhadap potensi produksi energi.
13.8.2 Indikator Ketersediaan Teknis
• Periode nominal adalah periode lengkap yang dicakup oleh laporan dan biasanya 1 tahun.
• Periode non-ketersediaan adalah periode di mana tanaman tidak tersedia untuk pembangkitan. Ketidaktersediaan
dapat dijadwalkan atau tidak terjadwal.
• Ketersediaan teknis adalah periode ketersediaan selama periode nominal dalam persentase.
• Ketidaktersediaan teknis rata-rata membagi total periode ketidaktersediaan dengan jumlah turbin yang
dipertimbangkan.

72. 13.8.3 Kemungkinan Indikator Tambahan Terkait Kontrol Variabilitas Cuaca
Prakiraan yang akurat dari kondisi angin dan matahari sangat penting untuk penggunaan pembangkit listrik tenaga
angin yang efisien dan ekonomis. Oleh karena itu, kami mencoba mendefinisikan indikator yang terkait dengan
prakiraan kondisi cuaca.Untuk alasan ini, dua indikator dapat didefinisikan. Yang satu terkait dengan perkiraan
produksi energi listrik, sedangkan yang lain terkait dengan prediksi nilai uang.
13.8.4 Indikator Lingkungan
Ada empat indikator lingkungan khusus untuk pembangkit listrik tenaga angin:
(i) efek visual (jarak perlindungan lanskap),
(ii) (ii) kebisingan dari turbin angin,
(iii) (iii) kematian burung, dan
(iv) (iv) bayangan.

73. 2 Istilah terpenting
SAIDI
System Average
Interruption Duration
Index
SAIFI
System Average
Interruption Frequency
Index

74. System Average Interruption Frequency
Index
SAIFI menunjukkan seberapa sering rata-rata pelanggan mengalami gangguan berkelanjutan selama
periode waktu yang telah ditentukan, biasanya satu tahun.
Ni adalah jumlah pelanggan yang terganggu oleh setiap kejadian i, dan
NT adalah jumlah total pelanggan dalam sistem yang indeksnya
dihitung.

75. System Average Interruption Duration
Index
SAIDI menunjukkan total durasi gangguan untuk rata-rata pelanggan selama periode waktu yang telah
ditentukan. Biasanya diukur dalam menit pelanggan atau jam interupsi yang disesuaikan.
dimana ri adalah waktu pemulihan untuk setiap gangguan i. Biasanya
nilai SAIDI adalah antara 1,5 dan 3 jam per tahun.

76. Customer Average Interruption Duration
Index
CAIFI menunjukan frekuensi rata-rata gangguan berkelanjutan untuk pelanggan yang mengalami
gangguan berkelanjutan.
Customer Average Interruption Frequency
Index
CAIDI adalah waktu rata-rata yang diperlukan untuk memulihkan
layanan. Didapat dengan cara SAIDI dibagi SAIFI

77. Average Service Availability Index
ASAI adalah sebagian kecil waktu pelanggan telah menerima daya selama periode pelaporan yang
ditentukan.

78. 15.1 Pengantar
Sistem tenaga listrik adalah salah satu sistem yang terdiri dari jumlah fasilitas dan struktur yang
tak terhitung, sistem dan subsistem, komponen dan peralatan, dan interaksi kompleks di antara
semua itu, sehingga sulit menilai keandalannya sebagai salah satu ukuran sistem. Keandalan
sistem tenaga listrik dapat dinilai berdasarkan konfigurasi sistem, berdasarkan keandalan
komponen-komponen sistem dan berdasarkan sudut pandang penyaluran daya ke beban sistem
tenaga.

79. Contoh sistem tenaga 3NET dengan tiga
bus, tiga generator dan tiga beban

80. 15.2 Definisi Keandalan Sistem Tenaga
Keandalan RPS sistem tenaga ditentukan dari pelengkapnya, yaitu UPS yang tidak dapat
diandalkan
dimana RPS adalah keandalan sistem tenaga, UPS adalah sistem yang tidak dapat diandalkan, Ui
adalah tidak dapat diandalkannya pengiriman daya ke beban ke-i, NL adalah jumlah beban dalam
sistem, Ki adalah ukuran beban ke-i (MW), Ki/K adalah faktor pembobotan untuk beban ke-i, dan
K adalah beban lengkap dari sistem tenaga yang direpresentasikan sebagai jumlah dari semua
beban.

81. Ketidakandalan pengiriman daya ke beban sistem dianggap sebagai pembobotan untuk
mendapatkan ukuran keandalan sistem tenaga secara keseluruhan.
Bobot dinormalisasi sesuai dengan kekuatan sistem tenaga secara keseluruhan. Bagian berikut
memberikan deskripsi metode termasuk bagaimana ketidakandalan subsistem atau
ketidakandalan sistem dari sudut pandang satu beban tertentu dihitung.

82. Tabel 15.1 Hasil Kuantitatif Subsistem Sistem Tenaga 3NET
Tabel 15.2 Hasil kuantitatif dari keseluruhan sistem tenaga 3NET

83. 15.3 Deskripsi Metode
Metode evaluasi keandalan sistem tenaga meliputi evaluasi sistem dari sudut
pandang masing-masing beban sistem. Evaluasi sistem terdiri dari evaluasi
subsistem dan pertimbangan keseluruhan dari hasil yang diperoleh hingga
evaluasi keandalan sistem. Sistem dimodelkan dan model sistem dari sudut
pandang beban tertentu berbeda di antara mereka sendiri dan mewakili model
subsistem. Hasil dari model subsistem tersebut kemudian digunakan dalam
perhitungan keandalan sistem tenaga listrik. Prasyarat untuk pengembangan
metode adalah representasi dari topologi sistem. Ketika topologi sistem
didefinisikan, model jalur aliran daya dikembangkan. Ketika model jalur aliran
daya dikembangkan, pohon kesalahan dibangun dan dianalisis. Interpretasi hasil
analisis pohon kesalahan mencakup keandalan sistem tenaga yang dihitung dari
pelengkapnya, yaitu, tidak dapat diandalkan dan ukuran pentingnya, yang
mengidentifikasi komponen terpenting dari sistem dari berbagai sudut pandang.

84. 15.3.1 Model Topologi Sistem
Representasi topologi sistem dilakukan melalui matriks adjacency atau melalui matriks koneksi.

85. 15.3.1.1 Matriks Adjacency
Matriks adjacency adalah matriks dengan baris dan kolom berlabel 1 atau 0 pada posisi
(vij) sesuai dengan apakah bus i terhubung langsung ke bus j atau tidak. Baris mengikuti
indeks berjalan i dari bus. Kolom mengikuti indeks berjalan j bus. Jika nilai posisi vij
adalah 0, bus i dan j tidak terhubung langsung. Jika nilai posisi vij adalah 1, bus i dan j
terhubung langsung. Elemen diagonal matriks sama dengan 0, karena bus tidak
terhubung dengan dirinya sendiri.

86. 15.3.1.2 Matriks Adjacency
Matriks koneksi adalah matriks dengan baris dan kolom berlabel dengan mengidentifikasi nomor bus.
Matriks ini mengidentifikasi bus yang terhubung ke bus lain dan bus yang tidak terhubung ke yang lain.
Nomor pertama berturut-turut adalah nomor urut bus tertentu. Nomor berikutnya mengidentifikasi
nomor urut bus, yang terhubung ke bus diidentifikasi di kolom pertama dari baris. Jika beberapa bus
tidak terhubung ke bus yang diidentifikasi di kolom pertama baris, nilai 0 muncul di lokasi masing-
masing. Matriks penuh dengan nilai karena setiap bus terhubung ke ketiga bus lainnya.
Baris pertama matriks menunjukkan bahwa bus 1 terhubung ke bus 2 dan 3. Baris kedua menunjukkan
bahwa bus 2 terhubung ke bus 1 dan 3. Baris ketiga menunjukkan bahwa bus 3 terhubung ke bus 1 dan
2 .

87. 15.3.2 Model Jalur Aliran Daya
Model jalur aliran daya dapat diwujudkan dengan pohon fungsional jalur aliran daya atau dengan
pohon berakar. Pohon fungsional jalur aliran daya lebih sederhana. Pohon berakar memberikan
informasi tambahan ke model sistem tentang aliran daya melalui saluran listrik dan tingkat
tegangan yang diukur pada jalur aliran. Informasi tentang aliran daya melalui saluran listrik dan
tingkat tegangan yang diukur pada jalur aliran ini digunakan pada langkah selanjutnya dari
pengembangan pohon gangguan

88. 15.3.3 Pengembangan Pohon Kegagalan
Model untuk evaluasi ketidakandalan sistem dari sudut pandang beban spesifik dapat dilakukan
dengan analisis pohon kegagalan. Analisis pohon kesalahan dilakukan untuk semua beban sistem,
yang tiga untuk sistem contoh 3NET. Pohon kegagalan pertama yang terhubung dengan kegagalan
pengiriman daya ke beban P1 dimulai dengan definisi peristiwa puncak masing-masing, yang
merupakan kegagalan pengiriman daya ke beban P1. Pohon kegagalan kedua dimulai dengan top
event, yaitu kegagalan pengiriman daya ke beban P2. Pohon kegagalan ketiga dimulai dengan top
event, yaitu kegagalan pengiriman daya ke beban P3.

89. Gambar disamping menunjukkan bagian awal dari
pohon gangguan, yang perkembangannya berjalan
seiring dengan perkembangan pohon fungsional
jalur aliran daya.
Pohon fungsional jalur aliran daya untuk beban P1
dimulai dengan bus B1, jadi semua kegagalan bus
B1 adalah peristiwa dasar, yang dapat
menyebabkan peristiwa puncak. Jika bus B1 gagal,
pengiriman daya ke beban P1 hilang. Peristiwa lain
yang dapat menggagalkan pengiriman daya ke
beban P1, adalah kegagalan pengiriman daya ke bus
B1.

90. Gambar disamping dimulai dengan peristiwa yang
telah dilanjutkan, di mana gerbang OR adalah
gerbang awal. Peristiwa ini dapat terjadi jika bus B2
gagal, yang ditandai sebagai peristiwa dasar, atau
jika tidak ada catu daya (ditulis singkat di pohon
kesalahan: tidak ada catu daya ke bus B2 dari
tempat lain). Pohon fungsional jalur aliran daya
menunjukkan bahwa dua sumber pengiriman daya
diidentifikasi untuk memastikan pengiriman daya
ke bus B2 dan keduanya harus gagal jika pengiriman
daya akan gagal.

91. 15.3.4 Pohon Analisa Kesalahan : Analisa
Kualitatif
Cut set minimal mewakili kombinasi kegagalan komponen, yang dapat merusak sistem. Tabel 15.3
menunjukkan set potong minimal, misalnya, sistem tenaga 3NET untuk pohon kesalahan yang
terkait dengan kegagalan pengiriman daya ke beban P1. Cut set tunggal minimal adalah
kegagalan bus B1, yang berarti bahwa jika bus B1 gagal, beban P1 telah kehilangan suplai daya.
Ada tujuh cut set minimal tiga kali lipat, yang berarti bahwa tiga kegagalan simultan dapat
menggagalkan sistem dan ada tujuh kegagalan seperti itu:kombinasi dari tiga kegagalan. Hasil
dari dua pohon kesalahan lainnya yang terhubung dengan dua beban lainnya P2 dan P3 serupa
dan hasilnya serupa, karena sistemnya simetris

92. 15.3.5 Pohon Analisa Kesalahan : Analisa
Kuantitatif
Prasyarat untuk analisis kuantitatif adalah pengumpulan data tentang kegagalan probabilitas
peralatan yang dimodelkan. Sumber basis data termasuk Standar IEEE500 [54] dan IAEA-TECDOC-
478 [56].

93. Analisis pohon kesalahan kuantitatif meliputi:
Gambar Pohon kesalahan
untuk kegagalan pengiriman daya ke beban P1 (lanjutan 2)

94. Cut Set minimal dan probabilitas kegagalan, yang membuat sistem tidak dapat diandalkan, dan
langkah-langkah penting. Pengukuran dapat dihitung berdasarkan evaluasi pohon kesalahan
tunggal seperti yang ditunjukkan dalam bab analisis pohon kesalahan atau dapat menggunakan
persamaan baru, yang dikembangkan mengingat bahwa komponen jaringan langkah-langkah
penting dapat dievaluasi dengan lebih baik

95. Tabel 15.3 Set potongan minimal misalnya sistem tenaga 3NET

96. Langkah-langkah pentingnya risiko baru dikembangkan untuk sistem tenaga: Nilai Pencapaian
Risiko Jaringan (NRAW) dan Nilai Pengurangan Risiko Jaringan (NRRW). Didefinisikan
menggunakan langkah-langkah penting untuk pohon kesalahan dan ekspresi ketidakandalan
sistem. Karena istilah jaringan adalah istilah deskriptif untuksistem tenaga, NRAW dan NRRW
dapat dinyatakan sebagai risiko sistem tenaganilai pencapaian dan nilai pengurangan risiko sistem
tenaga.

97. di mana NRAWk adalah nilai pencapaian risiko jaringan dari elemen k, UPS adalah tidak dapat
diandalkannya sistem tenaga, UPS(Uk = 1) adalah tidak dapat diandalkannya daya sistem ketika
ketidakandalan elemen k diatur ke 1, Ui(Uk = 1) adalah kemampuan pengiriman daya yang tidak
dapat diandalkan ke beban ke-i ketika ketidakandalan elemen k adalahdiatur ke 1, NL adalah
jumlah beban dalam sistem, Ui adalah ketidakandalan daripengiriman daya ke beban ke-i, RAWki
adalah nilai RAW untuk elemen k yang sesuai dengan beban i, dan Ki adalah kapasitas beban ke-i

98. di mana NRRWk adalah nilai pengurangan risiko jaringan dari elemen k, UPS(Uk = 0)adalah
ketidakandalan sistem tenaga ketika ketidakandalan elemen k diatur ke 0,Ui(Uk = 0) adalah tidak
dapat diandalkannya penyaluran daya ke beban ke-i ketika kewajiban elemen k yang tidak dapat
diandalkan diatur ke 0, dan RAWki adalah nilai RRW untuk elemen ksesuai dengan beban i

99. Tabel 15.4 Set potongan minimal dan probabilitas kegagalan, misalnya, sistem tenaga 3NET

100. 15.3.6
Tabel 15.4 dan 15.5 menunjukkan analisis kuantitatif misalnya sistem tenaga 3NET untuk pohon
kesalahan yang terkait dengan kegagalan pengiriman daya ke beban P1. Kumpulan data fiktif yang
digunakan dengan mempertimbangkan probabilitas kegagalan komponen diberikan di kolom
ketiga dari kiri pada Tabel 15.5. Tabel 15.4 memberikan potongan minimal set dan probabilitas
kegagalannya, misalnya, sistem tenaga 3NET. Tabel 15.5 memberikan probabilitas kegagalan dan
faktor-faktor penting untuk komponen sistem. Probabilitas kegagalan yang digunakan untuk
contoh sederhana sistem adalah nilai fiktif dan tidak mewakili probabilitas nyata dari nyata
komponen.Hasil dari dua pohon kesalahan lainnya yang terkait dengan dua beban lainnya P2 dan
P3 serupa dan hasilnya serupa, karena sistemnya simetris.

101. Tabel 15.5 Probabilitas kegagalan dan faktor penting: kuantifikasi pohon kesalahan tunggal