Dokumen ini membahas faktor-faktor penting dalam operasi pembangkit listrik, termasuk faktor beban, kapasitas, utilisasi, dan tingkat gangguan. Ditemukan bahwa faktor beban dan kapasitas tahunan unit pembangkit pada umumnya rendah, sedangkan faktor utilitas melebihi kapasitas yang tertera. Selain itu, penanganan masalah sampah dan sedimentasi juga dibahas, di mana diperlukan solusi jangka panjang dan keterlibatan masyarakat.

1. 3
BAB III
PEMBAHASAN
3.1 Dasar Teori
3.1.1 Faktor Beban
Faktor beban adalah perbandingan antara besarnya beban rata-rata untuk selang
waktu (misalnya satu hari atau satu bulan) terhadap beban puncak tertinggi
dalam selang waktu yang sama. Sedangkan beban rata-rata untuk suatu selang
waktu adalah jumlah produksi kWh dalam selang waktu tersebut dibagi dengan
jumlah jam dari selang waktu tersebut.
𝐹𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝐵𝑒𝑏𝑎𝑛 =
𝐵𝑒𝑏𝑎𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑎 − 𝑟𝑎𝑡𝑎
𝐵𝑒𝑏𝑎𝑛 𝑝𝑢𝑛𝑐𝑎𝑘
Bagi penyedia tenaga listrik, faktor beban sistem diinginkan setinggi mungkin,
karena faktor beban yang makin tinggi berarti makin rata beban sistem sehingga
tingkat pemanfaatan alat-alat yang ada dalam sistem dapat diusahakan setinggi
mungkin. Dalam praktik, faktor beban tahunan sistem berkisar 60-80%.
3.1.2 Faktor Kapasitas
Faktor kapasitas sebuah unit pembangkit atau pusat listrik menggambarkan
seberapa besar sebuah unit pembangkit atau pusat listrik dimanfaatkan. Faktor
kapasitas tahunan (8760 jam) didefinisikan sebagai :
𝐹𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 =
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝑆𝑎𝑡𝑢 𝑇𝑎ℎ𝑢𝑛
𝐷𝑎𝑦𝑎 𝑇𝑒𝑟𝑝𝑎𝑠𝑎𝑛𝑔 𝑥 8760
Dalam praktik, faktor kapasitas tahunan PLTA berkisar antara 30-50%. Ini
berkaitan dengan ketersedian air.
3.1.3 Faktor Utilisasi
Faktor utilisasi serupa dengan faktor kapasitas, tetapi disini menyangkut daya.
Faktor utilisasi sebuah alat didefinisikan sebagai:
𝐹𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑠𝑎𝑠𝑖 =
𝐵𝑒𝑏𝑎𝑛 𝐴𝑙𝑎𝑡 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑇𝑒𝑟𝑡𝑖𝑛𝑔𝑔𝑖
𝐾𝑒𝑚𝑎𝑚𝑝𝑢𝑎𝑛 𝐴𝑙𝑎𝑡
Beban dinyatakan dalam ampere atau Megawatt (MW) tergantung alat yang
diukur faktor utilisasinya. Untuk saluran, umumnya dinyatakan dalam ampere,
tetapi untuk unit pembangkit dalam MW. Faktor utilisasi perlu diamati dari
keperluan pemanfaatan alat dan juga untuk mencegah pembebanan lebih suatu
alat.
3.1.4 Force Outage Rate
Forced outage rate adalah sebuah faktor yang menggambarkan sering tidaknya
sebuah unit pembangkit mengalami gangguan. Gambar 4.14 memperlihatkan
hal-hal yang dialami oleh sebuah unit pembangkit dalam satu tahun (8760 jam)

2. 4
Forced outage rate didefinisikan sebagai :
𝐹𝑂𝑅 =
𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝐽𝑎𝑚 𝐺𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢𝑎𝑛 𝑈𝑛𝑖𝑡
𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝐽𝑎𝑚 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑠𝑖 + 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝐽𝑎𝑚 𝐺𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢𝑎𝑛 𝑈𝑛𝑖𝑡
FOR tahunan unit PLTA sekitar 0,01. Makin handal sebuah unit pembangkit
(jarang mengalami gangguan), makin kecil nilai FOR-nya. Makin tidak handal
sebuah unit pembangkit (sering mengalami gangguan), makin besar nilai FOR-
nya. Besarnya nilai FOR atau turunannya kehandalan unit pembanngkit
umumnya disebabkan oleh kurang baiknya pemeliharaan. Untuk keperluan
perencanaan, menyangkut pertimbangan-pertimbangan investasi terhadap resiko,
PLN menggunakan angka-angka sebagai berikut :
Tabel 3.1 Nilai FOR(%) dari berbagai jenis pembangkit
Jenis Pembangkit Unit Size (MW) FOR(%)
1. PLTA Semua 1
2. PLTG Semua 7
3. PLTP Semua 5 (perkiraan)
4. PLTU BBM 25 - 100 8,5
>100 9
5. PLTU Batubara 400 10
Dikutip dari LoadSupply Capability ofPower GenerationSystem in Javaits Sensitivity to thecompletiondates of
Power Projects, draft PLN July 1981tabel 3-3.
3.1.5 LOLP (Loss Of Load Probability)
LOLP (Loss Of Load Probabilty) merupakan index risk level dalam
mengoperasikan sistem tenaga listrik dan juga merupakan tingkat jaminan
operasi yang tinggi maka risk level harus rendah atau LOLP harus kecil. LOLP
dinyatakan dalam hari pertahun. Pemeliharaan unit pembangkit yang baik dapat
memperkecil FOR dan selanjutnya memperkecil LOLP atau meningkatkan
tingkat jaminan oparasi sistem tenaga listrik. Persamaan LOLP sebagai berikut :
𝐿𝑂𝐿𝑃 = ∑ 𝑃 ( 𝐶 < 𝐵𝑒𝑏𝑎𝑛) × 𝑡
𝑡=365
𝑡=1
Dimana : t adalah waktu mulai 1 hari sampai dengan 365 hari (satu tahun).
P(C<Beban) adalah kemungkinan terjadinya kumulatif kapasitas sistem <
Beban.

3. 5
3.2 Analisa
3.2.1 Rekapitulasi Log Sheet Pembangkitan PLTM Cikaso Tahun 2014
a. Unit 1
Tabel 3.2 Rekapitulasi Log Sheet Unit 1 PLTM Cikaso Tahun 2014
No Bulan Produksi
kWh
Produksi
(MVA)
Running
Hour (h)
Max
(kW)
Average
(kWh)
1 Januari 940.450 72.509 561 2.376 1.266
2 Februari 566.890 42.315 356 2.316 844
3 Maret 593.603 49.412 370 2.425 799
4 April 878.285 60.965 487 2.432 1.220
5 Mei 721.520 55.086 441 2.229 970
6 Juni 668.953 63.745 412 2.234 929
7 Juli 581.957 44.691 347 2.374 782
8 Agustus 55.906 4.341 34 2.099 75
9 September 0 0 0 0 0
10 Oktober 714 253 1 714 1
11 Nopember 899.958 54.360 444 2.745 1.250
12 Desember 1.523.709 125.863 722 2.393 2.048
Total produksi/tahun 7.431.944 573.540 4.175
- Berdasarkan table 3.2, total kWh produksi/tahun unit 1 hanya mencapai 7.431.944
kWh sedangkan running hour unit 1 hanya mencapai 4.175 h.
- Berdasarkan table 3.2, produksi minimum terjadi di bulan September dan Oktober
sehingga kegiatan maintenance dapat dilakukan di bulan tersebut.
b. Unit 2
Tabel 3.3 Rekapitulasi Log Sheet Unit 2 PLTM Cikaso Tahun 2014
No Bulan Produksi
kWh
Produksi
(MVA)
Produksi
(h)
Max
(kWh)
Average
(kWh)
1 Januari 849.365 67.736 571 2.220 1.142
2 Februari 831.672 69.702 520 2.316 1.238
3 Maret 911.644 83.369 559 2.323 1.225
4 April 931.986 65.648 523 2.306 1.294
5 Mei 1.238.401 110.997 709 2.315 1.667
6 Juni 876.295 81.806 521 2.230 1.217
7 Juli 1.079.778 96.890 621 2.302 1.451
8 Agustus 506.037 70.060 326 2.173 680
9 September 0 0 0 0 0
10 Oktober 12.736 1.755 10 1.830 17
11 Nopember 750.442 53.204 398 2.251 1.042
12 Desember 1.270.678 135.678 674 2.237 1.708
Total Produksi 9.259.035 836.845 5.432
- Berdasarkan table 3.3, total kWh produksi/tahun unit 2 hanya mencapai 9.252.035
kWh sedangkan running hour unit 1 hanya mencapai 5.432 h.
- Berdasarkan table 3.3, produksi minimum terjadi di bulan September dan Oktober.

4. 6
c. Unit 3
Tabel 3.4 Rekapitulasi Log Sheet Unit 3 PLTM Cikaso Tahun 2014
No Bulan Produksi
kWh
Produksi
(MVA)
Produksi
(h)
Max
(kWh)
Average
(kWh)
1 Januari 384.052 50.169 504 870 516
2 Februari 214.624 33.333 268 894 319
3 Maret 313.775 48.413 405 873 422
4 April 209.589 33.135 273 905 291
5 Mei 234.299 43.222 307 881 315
6 Juni 232.047 43.094 304 875 322
7 Juli 235.850 43.745 308 879 317
8 Agustus 304.017 70.507 400 887 409
9 September 195.123 100.844 581 880 271
10 Oktober 99.328 53.155 441 840 134
11 Nopember 313.836 58.394 488 898 436
12 Desember 452.493 95.092 634 842 608
Total Produksi 3.189.032 673.103 4.913
- Berdasarkan table 3.4, total kWh produksi/tahun unit 1 hanya mencapai 3.189.032
kWh sedangkan running hour unit 1 hanya mencapai 4.913 h.
- Berdasarkan table 3.4, produksi minimum terjadi di bulan September dan Oktober
sehingga kegiatan maintenance dapat dilakukan di bulan tersebut.
3.2.2 Faktor Beban
Tabel 3.5 Faktor Beban tiap unit PLTM Cikaso Tahun 2014
Faktor Beban (%)
Unit 1 Unit 2 Unit 3
Januari 55,328 53,925 59,333
Februari 36,479 53,444 35,725
Maret 32,988 52,819 5,632
April 50,228 56,211 32,165
Mei 43,508 71,998 4,063
Juni 41,589 54,577 36,833
Juli 32,949 63,046 36,064
Agustus 3,580 31,300 46,068
September 0,000 0,000 30,796
Oktober 0,134 0,935 15,893
November 24,304 46,303 48,539
Desember 85,583 24,626 72,232
Rerata Tahunan 31,940 41,387 33,092
- Berdasarkan table 3.5, faktor beban per unit per tahun sangat rendah (dibawah
60%), standard faktor beban per tahun 60 – 80%.

5. 7
3.2.3 Faktor Kapasitas
Tabel 3.6 Faktor Kapasitas tiap unit PLTM Cikaso Tahun 2014
Faktor Kapasitas (%)
Unit 1 Unit 2 Unit 3
36,887 45,955 41,369
- Berdasarkan table 3.6, faktor kapasitas per unit per tahun berada di kisaran 30 –
50 %. Data tersebut sudah sesuai dengan faktor kapasitas PLTA, namun untuk
faktor kapasitas PLTM perlu kajian lagi dengan membandingkan PLTM yang
lainnya.
3.2.4 Faktor Utilitas
Tabel 3.7 Faktor Utilitas tiap unit PLTM Cikaso Tahun 2014
Faktor Utilisasi (%)
Unit 1 Unit 2 Unit 3
105,74 101,00 102,84
- Berdasarkan table 3.7, faktor utilitas per unit sudah melebihi kemampuan yang
tertera di name plate, perlu dilihat spesifikasi utilitas beban maksimalnya berapa.
3.2.5 Forced Outage Rated
Tabel 3.8 Forced Outage Rated PLTM Cikaso Tahun 2014
No Description Nilai
1 Jumlah Jam Gangguan (h) 320,55
2 Jumlah Jam Operasi (h) 8439,45
3 FOR (%) 0,037
- Berdasarkan table 3.8, maka diketahui nila FOR tiap unit melewati batas standar
FOR PLTA. Nilai FOR PLTA mengacu pada table 3.1.
- Asumsi FOR tiap unit adalah 0,037 karena tidak ada data yang merekap jam
gangguan tiap unit.
Dengan ada 3 unit pembangkit maka ada 23 kombinasi yang bisa terjadi dalam
operasi ditinjau dari segi penyediaan daya.

6. 8
Tabel 3.9 Kombinasi Terjadinya Forced Outage Rate Unit PLTM Cikaso Tahun 2014
No
Ko
m
Operate
Unit /
FOR
Daya
Operasi
(KW)
Besar daya
yang hilang
akibat
Forced
Outage(kW)
Kemungkinan Terjadinya
Probabilitas
Individual
Probabilitas
Kumulatif
1 2 3
1 1 1 1 5480 0 (1-0,037)*(1-0,037)*(1-0,037) 0,893056 1,000000
2 0 1 1 3180 2300 0,037*(1-0,037)*(1-0,037) 0,034313 0,106944
3 1 0 1 3180 2300 (1-0,037)*0,037*(1-0,037) 0,034313 0,072631
4 1 1 0 4600 880 (1-0,037)*(1-0,037)*0,037 0,034313 0,038318
5 0 0 1 880 4600 0,037*0,037*(1-0,037) 0,001318 0,004006
6 0 1 0 2300 3180 0,037*(1-0,037)*0,037 0,001318 0,002687
7 1 0 0 2300 3180 (1-0,037)*0,037*0,037 0,001318 0,001369
8 0 0 0 0 5480 0,037*0,037*0,037 0,000051 0,000051
1 : Unit operasi; 0 : Unit forced outage
Tabel 3.10 Perhitungan LOLP dalam hari/tahun PLTM Cikaso Tahun 2014
Unit
FO
Daya
Forced
Outage(kW)
Daya
(KW)
Kemungkinan Terjadinya
Probabilitas
Kumulatif
Beban ≥
KW operasi
(hari/tahun)
LOLP
dalam
hari/tahun
- 0 5480 (1-0,037)*(1-0,037)*(1-0,037) 1,000000 60 60,00
1 2300 3180 0,037*(1-0,037)*(1-0,037) 0,106944 60 6,42
2 2300 3180 (1-0,037)*0,037*(1-0,037) 0,072631 90 6,54
3 880 4600 (1-0,037)*(1-0,037)*0,037 0,038318 60 2,30
1&2 4600 880 0,037*0,037*(1-0,037) 0,004006 0 0,00
1&3 3180 2300 0,037*(1-0,037)*0,037 0,002687 60 0,16
2&3 3180 2300 (1-0,037)*0,037*0,037 0,001369 60 0,08
1,2,&3 5480 0 0,037*0,037*0,037 0,000051 365 0,02
75,51
Berdasarkan table 3.10, maka diketahui nilai LOLP adalah 75,51 hari/tahun. Nilai FOR ini
hanya melingkupi gangguan berupa trip PLN dan gangguan internal lainnya, tidak
termasuk masalah debit air. Penyebab nilai FOR tiap unit yang tinggi adalah karena faktor-
faktor penyebab tingginya nilai LOLP hari/tahun antara lain :
- Kualitas unit pembangkit rendah
- Pemeliharaan unit pembangkit buruk (Lampiran 1 Laporan Pemeliharaan Tahun
2014)

7. 9
3.3 Analisa Masalah Sampah dan Sedimen
Salah satu masalah di PLTM Cikaso adalah sampah dan lumpur. Memang benar
pemasangan trashrack dapat mengurangi masalah sampah yang masuk ke turbin.
Namun solusi tersebut untuk jangka pendek (long term) karena suatu saat trashrack
tersebut akan over kapasitas dan kuantitas sampah akan semakin banyak. Oleh karena
itu perlu dilakukan sosialisasi mengenai buang sampah disungai dapat membuat
membuat bencana banjir serta airnya menjadi kotor. Jika perlu diberikan bantuan
berupa pembuatan tempat-tempat sampah sementara agar warga tidak membuang
sampahnya disungai lagi.
Untuk masalah lumpur, pemasangan pompa penyedot lumpur akan membantu
mengurangi lumpur di headpond dan sandtrap sementara. Namun solusi tersebut untuk
jangka pendek karena kandungan sedimen dalam air banyak ketika hujan. Oleh karena
itu, perlu suatu sistem CSR yang benar-benar menyentuh masyarakat dan sistem
operasi secara keseluruhan. Salah satu CSR yang dapat dilakukan adalah bantuan
langsung tunai (sebagai sharing hasil produksi) untuk kepemilikan pohon disepanjang
DAS per tahun sehingga masyarakat ikut menjaga pohon produktif yang dimiliki dan
ikut melestarikan aliran sungai (pohon produkti seperti buah durian, mangga, langsat,
duku, rambutan, jeruk, dll). CSR model ini dilakukan oleh PT Krakatau Tirta Industri
untuk menjaga ketersediaan air baku produksinya.
3.4 Analisa Generator dan Panel Listrik
Untuk masalah generator yang masih menggunakan sikat arang untuk
mengalirkan arus eksitasi, teknologi ini memiliki kelemahan yaitu menimbulkan
loncatan api pada putaran tinggi. Selain itu wiring panel-panel listrik ketika terjadi
masalah akan membutuhkan waktu untuk menemukan masalah karena drawing as
built banyak tidak sesuai atau sudah mengalami modifikasi. Perlu dilakukan re-
drawing untuk semua panel di PLTM Cikaso. Mempertimbangkan dari nilai FOR
tahun 2014 yang melewati batas standard, maka perlu penggantian material/spare part
berkualitas di panel maupun peralatan mekanikal.
3.5 Analisa Jadwal Maintenance
Masalah debit air yang tinggi dan running hour mesin menjadi perdebatan panjang
dan menjadi kehati-hatian dalam mengambil keputusan maintenance. Ketika debit air
besar sedangkan running hour mesin sudah harus dilakukan maintenance (terjadi di
PLTM Segara) tetapi tidak dilakukan maintenance, hal ini menyebabkan umur
pemakaian dari peralatan tersebut akan pendek. Namun dengan adanya nilai FOR,
maka dapat diputuskan apakah akan dilakukan maintenance pada saat debit air banyak
? Sudah diatur jadwal dan dihitung berapa lama waktu pemadaman dan maintenance
agar nilai FOR tercapai seperti gambar dibawah.

8. 10
Gambar 3.1 Pembagian Jam-Jam Operasi Unit Pembangkit
3.6 Analisa Gangguan Jaringan Distribusi
Melihat dari rekam gangguan yang banyak terjadi diakibatkan oleh gangguan
jaringan distribusi maka diperlukan single line diagram jaringan distribusi PLTM
Cikaso hingga beban-beban PLTM Cikaso. Gangguan jaringan distribusi tidak dapat
dihindarkan, mengingat data menunjukkan 80% gangguan terjadi di jaringan
distribusi. Langkah yang dapat dilakukan adalah mencegah gangguan terjadi dengan
memasang alat proteksi (Perbaikan di sisi PLN) dan memperbaiki gangguan tersebut
dalam waktu yang singkat. Diperlukan tim maintenance yang akan membantu jika
diperlukan PLN dalam mengerjakan pekerjaan pemeliharaan jaringan yang ada
kaitannya dengan distribusi daya PLTM Cikaso.
Nilai CF salah satu faktor keberhasilan produksi suatu pembangkit, namun juga
diperlukan nilai FOR. CF boleh saja mencapai target, namun apa yang terjadi jika nilai
FOR tinggi, itu artinya umur dan nilai ekonomis peralatan akan lebih cepat menurun.
Gambar 3.2 Umur Ekonomis Peralatan