Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Industri semen merupakan proses produksi dengan intensitas energi yang tinggi karena membutuhkan banyak bahan bakar pada saat proses pembakaran di Kalsiner dan Kiln. Gas panas hasil pembakaran di kiln, dimanfaatkan hanya untuk pengeringan material bahan baku dan batu bara. Membuat kelayakan pemanfaatan pembangkit tenaga listrik dari gas panas hasil proses produksi clinker dari sisi teknis dan ekonomi. Perhitungan kapasitas pembangkit dilakukan dari temperatur, nilai kalor dari hasil proes produksi klinker dan kandungan air pada batubara dan bahan baku. Kelayakan keekonomian dalam penelitian ini meliputi biaya pokok pembangkitan serta kelayakan dari sisi teknis meliputi temperatur gas panas, nilai kalor dalam proses pembuatan klinker dan kandungan air di material bahan baku. Analisis yang digunakan pada penelitian ini adalah metode probabilistik dengan simulasi monte carlo dengan hasil NPV> nilai ekspetasi memiliki probabilitas 59,21% dan IRR > MARR memiliki probabilitas 87.22%. Penelitian ini berhasil membuktikan bahwa pemanfaatan gas panas menjadi listrik dapat diterapkan di industri semen.

---

Cement industries is production proses with high energy requiring much fuel during process burning at calsiner and kiln. Hot gas form burning in the kiln, used only for drying raw maetrials and coal. Make feasiblility for power plant from hot gas process production clinker from the technical and economic. Calculation generating capacity from temperature, heat value from the production proces clinker. Economies of feasibility in this research covered the cost of electricity and feasibility of the technical covering temperature of a hot gas, heat value in the process of making clinker and the mouister content in raw materials. In order to analyze each parameters this reasearch is using probabilistic methode by monte carlo simulation with result NPV> expectation value have probability 59,21% and IRR>MARR have probability 87.22%. This reasearch has proving that the utilization of hot gas into electricity in cement industri."

"Indonesia memiliki sumber daya dan potensi panas bumi terbesar kedua di dunia dengan total kapasitas sekitar 29.000 MW 40 potensi panas bumi dunia . Total kapasitas terpasang Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi adalah sebesar 1.643,5 MW dan menempati peringkat ketiga terbesar di dunia hingga akhir tahun 2016. Namun, Indonesia belum memanfaatkan potensi sumber daya panas bumi secara optimal jika dibandingkan dengan besarnya potensi yang dimiliki.Potensi panas bumi yang besar belum dimanfaatkan secara maksimal karena terdapat hambatan terutama terkait dengan investasi awal, risiko sumber daya panas bumi, dan pendanaan proyek. Pihak pengembang memasukkan seluruh risiko awal proyek sebagai biaya investasi sehingga menyebabkan harga pembelian tenaga listrik PLTP menjadi tinggi dan negosiasi dengan PT PLN Persero menjadi berlarut-larut. Dalam tesis ini disusun tiga skema berbeda yang diaplikasikan secara internasional dalam pengembangan PLTP yang melibatkan BUMN dan IPP. Untuk pengembangan PLTP oleh BUMN Model 1 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,33 sen USD/kWh 110 MW s.d. 14,15 sen USD/kWh 10 MW , pengembangan PLTP oleh BUMN IPP Model 2 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,99 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,63 sen USD/kWh 10 MW, pengembangan PLTP oleh IPP Model 3 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,92 sen USD/kWh 110 MW s.d. 17,7 sen USD/kWh 10 MW , dan pengembangan PLTP oleh IPP dengan bantuan grant Model 3 Grant diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,05 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,76 sen USD/kWh 10 MW. Pengembangan PLTP di Jawa Bali, Sumbar, Sumsel, Jambi, Bengkulu, Lampung, Sulselrabar hanya layak dikembangkan oleh pihak BUMN Model 1 melalui proses negosiasi B to B dengan PT PLN Persero dan untuk sistem-sistem kecil dapat dikembangkan oleh pihak IPP dengan bantuan grant dari Pemerintah mengingat kapasitas PLTP yang dapat dikembangkan hanya kelas kapasitas kecil 10 MW dan 20 MW yang kurang ekonomis secara unit cost dibandingkan dengan kelas kapasitas medium dan besar 55 MW dan 110 MW.

---

It is said that Indonesia has the world 2nd biggest class geothermal energy resources and its potential is about 29,000 MW which corresponds to about 40 of all potential of the world. The current total capacity of geothermal power generation in Indonesia is 1,438.5 MW and occupies the 3rd position in the world ranking as of 2015. However, Indonesia has not exploited the geothermal resource potential enough yet, when its huge potential is considered.The large potential of geothermal have not been maximally utilized because of the obstacles associated primarily with initial investment, geothermal resource risks, and project funding. The developer calculates all the initial risks of the project as an investment cost causing the purchase price of geothermal power to be high and become protracted negotiation with PT PLN Persero.

In this thesis, there are three different schemes that are applied internationally in the development of geothermal power plant involving BUMN and IPP. For the development by SOE Model 1 obtained the purchase price of 6.33 cents USD kWh 110 MW up to 14.15 cents USD kWh 10 MW , the development by SOE IPP Model 2 obtained the purchase price of 6.99 cents USD kWh 110 MW up to 15.63 cents USD kWh 10 MW , by IPP Model 3 obtained the purchase price 7.92 cents USD kWh 110 MW up to 17.7 cents USD kWh 10 MW , and the development by IPP with grant assistance Model 3 Grant obtained the purchase price of 7.05 cents USD kWh 110 MW up to 15.76 cents USD kWh 10 MW.

The development of geothermal power plant in Java Bali, West Sumatera, South Sumatera, Jambi, Bengkuliu, Lampung, Sulselrabar is only feasible to be developed by SoE Model 1 through B to B negotiation with PT PLN Persero and for small systems can be developed by IPP with grant assistance from the Government, consider geothermal power plant capacity that can be developed only small capacity classes 10 MW and 20 MW which is less cost effective in terms of unit cost compared to medium and large capacity classes 55 MW and 110 MW ."

"Pertumbuhan industri berdampak terhadap peningkatan kebutuhan listrik di berbagai tempat, hal ini juga terjadi di Provinsi Kalimantan Barat, khususnya di Kabupaten Bengkayang. Sebagian pasokan listrik di Bengkayang masih tergantung dari pembangkit listrik yang diperoleh dari Sarawak, yaitu salah satu negara bagian Malaysia yang berbatasan dengan Kalimantan. Maka dari itu, untuk mengurangi ketergantungan listrik, perlu dibangun suatu Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN). Pertimbangan penggunaan teknologi PLTN diantaranya didasari karena faktor kemampuannya dalam menghasilkan listrik dengan skala yang besar, mengurangi pemakaian energi fosil, dan juga mengurangi emisi karbondioksida sebagai hasil dari proses pembangkitannya. Namun demikian, untuk membangun suatu PLTN, diperlukan tapak yang memenuhi aspek kelayakan (feasibility) dan keandalan (reliability). Pada penelitian ini dilakukan penilaian untuk menentukan satu tapak PLTN yang merupakan hasil penilaian dari beberapa lokasi tapak PLTN di Kabupaten Bengkayang. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah Multi Criteria Decision Analisis (MCDA) yang digunakan pada platform Sistem Informasi Geografi (SIG) dan Analytical Hierarchi Process (AHP). Tahap pertama analisis dengan SIG diperoleh 3 lokasi tapak (candidate sites) PLTN, sedangkan tahap kedua dengan menggunakan analisis AHP diperoleh 1 tapak (selected site). Selected site untuk tapak PLTN di Kabupaten Bengkayang terletak di Batu Belah di Desa Karimunting.

---

Industrial growth has an impact on increasing the electricity demands in various places, this has also taken place in West Kalimantan Province, especially in Bengkayang Regency. Some electricity supplies in Bengkayang mainly depend on the power plant that is imported from Sarawak, which is one of the Malaysian states. Therefore, to reduce dependence on electricity, it is necessary to build a Nuclear Power Plant (NPP). Some of considerations for utilizing a nuclear power plant technology are based on its advantages factors such as the capability of generating electricity on a large scale, reducing the use of fossil energy, as well as reducing carbon dioxide emissions as a result of the generation process. However, to build a nuclear power plant requires a thorough assessment to meets the feasibility and reliability requirements. This study was carried out to determine one selected NPP site out of three NPP candidates sites located in Bengkayang Regency. The method used in this study is Multi Criteria Decision Analysis (MCDA) under the Geographic Information System (GIS) platform and Analytical Hierarchy Process (AHP). The first step analysis using GIS resulted 3 candidate sites, while the second step by means of applying AHP analysis resulted 1 selected site. The selected site for NPP in Bengkayang Regency is located at Batu Belah in Karimunting Village."

"Kebutuhan listrik saat ini berkembang pesat. Sesuai dengan kebijakan pemerintah untuk lebih mengoptimalkan pemanfaatan sumber energi terbarukan, termasuk air dengan pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Air. Studi potensi pemanfaatan aliran sungai Batang ini bertujuan seberapa besar potensi daya listrik optimum pada pemanfaatan aliran sungai Batang Merangin sebagai PLTA. Hasil dari perhitungan potensi daya listrik pada PLTA Kerinci menunjukkan bahwa daya listrik optimum yang dapat dihasilkan sebesar 366,27 MW dan energi yang dihasilkan setiap tahunnya sebesar 1.443,86 GWh. Arus kas proyek PLTA Kerinci terdiri dari estimasi teknik, pendapatan, biaya operasional dan pemeliharaan, inflasi, pajak, dan depresiasi. Analisis rasio manfaat-biaya dihitung sesuai dengan kemungkinan kondisi ekonomi selama masa konstruksi dan seumur hidup. Biaya investasi awal PLTA Kerinci adalah sekitar Rp 12.922.000.000.000. Nilai sekarang bersih yang diperoleh adalah Rp 423.372.934.373, tingkat pengembalian internal sebesar 10,7 %, pengembalian ekuitas selama 16,2 tahun dan rasio manfaat-biaya adalah sebesar 1,2. Hasil menunjukkan bahwa PLTA Kerinci secara teknikal dan finansial layak untuk dibangun.

---

The demand for electricity is currently growing rapidly. In accordance with the government's policy to optimize the use of renewable energy sources, including water, by constructing a hydroelectric power plant. The study of the potential utilization of the Batang river flow is aimed at how much of the optimum electric power potential in the utilization of the Batang Merangin river flow as a hydropower plant. The results of the calculation of the potential for electric power at the Kerinci PLTA show that the optimum electrical power that can be generated is 366.27 MW and the energy produced annually is 1,443.86 GWh. The cash flow of the Kerinci hydropower project consists of technical estimates, revenues, operating and maintenance costs, inflation, taxes, and depreciation. Benefit-cost ratio analysis is calculated according to probable economic conditions during construction and lifetime. The initial investment cost for the Kerinci hydropower plant is around Rp. 12,922,000,000,000. The net present value obtained is IDR 423,372,934,373, the internal rate of return is 10.7%, the return on equity is 16.2 years and the benefit-cost ratio is 1.2. The results show that the Kerinci hydropower plant is technically and financially feasible to build."

"Pemerintah melalui Badan Usaha Milik Negara BUMN dalam hal ini PT PLN Persero PLN yang diberikan amanat untuk mengelola usaha ketenagalistrikan, pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan telah merencanakan pembangunan pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik nasional, dimana secara mayoritas pembangkit listrik yang dibangun adalah Pembangkit Listrik Tenaga Uap PLTU Batubara. Banyaknya PLTU Batubara tersebut juga menjadi salah satu alasan bahwa batubara merupakan sumber daya alam yang material bagi kepentingan umum untuk memenuhi kebutuhannya akan tenaga listrik, disamping itu produksi batubara di Indonesia sebagian besar diserap oleh PLN sebagai konsumen batubara terbesar di Indonesia yang diperuntukkan untuk PLTU Batubara yang kebutuhannya akan batubara juga terus meningkat setiap tahunnya. Bahwa dengan meningkatnya harga batubara saat ini maka dikeluarkannya peraturan mengenai pengendalian sumber daya alam dalam hal ini berupa batubara dengan memberikan pembatasan harga batubara untuk PLTU Batubara, demi mengakomodasi kepentingan umum sesuai dengan amanat Pasal 33 ayat 3 Undang-Undang Dasar Negara Republik Indonesia 1945 dan memberikan kepastian baik bagi PLN maupun pelaku usaha baik untuk keandalan pasok dan pengembalian investasi.

---

Government through State Owned Enterprise SOE in this case PT PLN Persero PLN is given mandate to manage electricity business, electricity infrastructure development has planned to build power plant to fulfill national electricity requirement, where majority of power plant built is Coal Fired Power Plant. The majority number of Coal Fired Power Plant is also one of the reasons that coal is a material resource for the public interest to meet the need for electricity power, furthermore the coal production in Indonesia is largely absorbed by PLN as the largest coal consumer in Indonesia which is destined for Coal Fired Power Plant and the needs coal shown continue to increase in every year. Whereas with the current increase of coal price, the issuance of natural resources control regulation regarding which set the limitation of price for Coal Fired Power Plant, in order to accommodate the public interest in accordance with the mandate of Article 33 paragraph 3 of the 1945 Constitution of the Republic of Indonesia and provide certainty for both PLN and business actor both for reliability of supply and return on investment."

"Fluida panas bumi dari pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) selalu disertai oleh gas yang tidak dapat dikondensasikan/Noncondensable gas (NCG). Gas-gas ini meningkatkan tekanan kondensor, berkontribusi terhadap backpressure pada turbin, dan mengurangi produksi daya pembangkit. Untuk menghilangkan NCG dari kondenser, PLTP membutuhkan utilisasi dan optimisasi Gas Removal System (GRS). PT. X menggunakan sistem dual ejector (SJE) untuk gas removal system (GRS). Karena berbagai kondisi uap, banyak motive steam yang digunakan dan tekanan kondenser meningkat. Hal ini menyebabkan penuruan produksi daya. Namun, pembangkit PT. X memiliki liquid ring vacuum pump (LRVP) yang dapat digunakan dengan dual ejector sebagai sistem hibrida (hybrid system). Pembahasan ini bertujuan untuk optimisasi GRS dengan tujuan peningkatan produksi listrik dan didasarkan pada analisis termodinamika dan Cycle Tempo 5.0. Hasil menunjukkan bahwa hybrid system memiliki kinerja yang lebih tinggi daripada sistem dual ejector. Dengan mempertahankan tekanan kondenser yang sama pada 0,08 bar, PLTP dengan sistem dual ejector menghasilkan daya bersih sebesar 42,9 MW sedangkan PLTP dengan hyrbid system menghasilkan daya bersih sebesar 44,5 MW. Kesimpulannya, analisis termodinamika menunjukkan bahwa hybrid system lebih cocok untuk digunakan di PT. X demi peningkatan produksi daya.

---

Geothermal fluids of geothermal power plants (GPP) are always accompanied by non-condensable gases (NCG). These gases do not condense inside the condenser which will increase the condenser pressure, contribute to backpressure on the turbine, and thereby decreasing the power generation of the plant. In order to remove these NCG from the condenser, GPP would need to utilize and optimize Gas Removal System (GRS). Currently PT. X utilizes a dual ejector gas removal system (GRS). Due to various steam conditions, more motive steam is needed and the condensers pressure rises up. These problems will eventually lead to lower power production. However, the GPP possesses a liquid ring vacuum pump on standby which could be utilized with the ejector as a hybrid system. This study aims to optimize the gas removal system for an improved GPPs overall power production that is based on thermodynamic analysis and uses Cycle Tempo 5.0 for modeling and simulation.

The result shows that hybrid system has higher performance than the dual ejector system. By maintaining the same condenser pressure at 0.08 bar, the GPP with dual ejector system produces nett power of 42.9 MW while the GPP with hybrid system produces nett power of 44.5 MW. In conclusion, the thermodynamic analysis justifies that hybrid gas removal system is more suitable to be utilized in PT. X in order to gain higher power producion."