Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAK

Pertumbuhan listrik diwilayah Bengkulu dalam waktu 10 tahun kedepan sekitar 7,64%. Dari nilai ekonomi, pembangkit batubara dapat diandalkan untuk memenuhi kebutuhan tersebut. Di sisi lain, peningkatan pemakaian batubara dapat meningkatkan emisi karbon. Beberapa penelitian mengkaji metode pemanfaatan batubara Underground Coal Gasification Carbon Capture yang secara simultan dapat mengurangi emisi karbon dengan  harga produksi listrik  Rp 1142/ KWh. Berdasarkan hasil dari penelitan sebelumnya, tujuan dari penelitian ini adalah menganalisis tekno ekonomi mengenai penerapan teknologi gasifikasi batubara bawah tanah untuk pembangkit listrik menggunakan tiga skenario cash flow yang di integrasikan skema kerjasama pemerintah dan swasta di wilayah bengkulu. Data survey dan simulasi proses menunjukkan cadangan batubara 31,14 juta ton dan ketebalan 1,7 m berpotensi menghasilkan listrik 467 MW. Hasil optimum dari Skenario skema kerjasama pemerintah dan swasta menunjukkan Internal rate of return (IRR) 27,02%, Net present value (NPV) Rp 3,19 Triliun, dan Payback period 3 tahun 6 bulan. Analisis sensitivitas pada proyek gasifikasi batubara in-situ menunjukkan bahwa proyek tersebut lebih sensitif terhadap kenaikkan modal dan penurunan produksi. Namun kurang sensitif terhadap kenaikkan harga gas. Hasil dari penelitian ini membuktikan kelayakan Underground Coal Gasification dalam memproduksi listrik di wilayah Bengkulu.

---

ABSTRACT

 

---

From the economic value perspective, the coal-fired power plants can be relied upon to meet these demands. On the other hand, the increasing use of coal can adversely drive the carbon emissions. There are some research examined the method of utilizing Underground Coal Gasification Carbon Capture which can simultaneously reduce carbon emissions with an electricity production price of IDR 1142 / KWh. Based on the results of the previous research, the purpose of this study was to analyse the techno economic feasibility for the application of underground coal gasification technology for power plants using three cash flow scenarios that were integrated into public and private partnership schemes in Bengkulu. Survey data and process simulations showed 31,14 million tons of coal reserves and a thickness of 1,7 m potentially generating 467 MW of electricity. Optimum results from the public and private partnership scheme scenarios showed the Internal rate of return (IRR) of 27,02%, Net present value (NPV) of IDR 3,19 Trillion, and Payback period of 3 years and 6 months. Sensitivity analysis on the in-situ coal gasification project showed that the project is more sensitive to capital increase and production decline. But it is less sensitive to gas price increases. The results of this study proved that of Underground Coal Gasification is feasible in producing electricity in the Bengkulu area.

 

"

"ABSTRAKBahan bakar batubara menyumbang 44% dari total emisi CO2 global, serta merupakan sumber terbesar emisi gas GHG (greenhouse gas) yang memicu perubahan iklim. Pada tahun 2026 diproyeksikan penggunaan batubara masih 50,4%, selain itu Indonesia telah menandatangani perjanjian Paris pada tahun 2015 Indonesia harus mengurangi emisi CO2 sampai 29% pada tahun 2030. Clean Coal Technologi yang ada saat ini adalah Ultra Supercritical (USC) dan Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC). Untuk mengetahui efisiensi dari kedua teknologi tersebut diperlukan pendekatan eksergi dalam analisisnya, analisis ekonomi diperlukan untuk menentukan kelayakan pembangunannya, serta harus diterima dari aspek lingkungan. Dari hasil penelitian diperoleh bahwa teknologi IGCC memiliki efisiensi eksergi lebih tinggi yaitu 41.51% sedangkan USC 33.71%, dengan jumlah batubara yang sama net power yang diproduksi sebesar 42 MW untuk IGCC dan 22 MW untuk USC. Dari segi ekonomi biaya investasi dan LCoE untuk teknologi IGCC dan USC secara berturut-turut (Rp 963,875,195,117; Rp 2,334/kWh) dan (Rp 309,489,207,487; Rp 2,993/kWh). Emisi CO2 yang dihasilkan setelah dilakukan capture pada IGCC sebesar 0.997 ton CO2/MWh dan USC sebesar 2.242 ton CO2/MWh. Sehingga dapat disimpulkan bahwa teknologi IGCC merupakan teknologi pembangkit listrik yang lebih tepat untuk diterapkan di Indonesia

---

ABSTRACTCoal fuel contributes 44% of total global CO2 emissions and is the largest source of GHG (greenhouse gas) emissions, which triggers climate change. In 2026, the composition of Indonesia's electricity production projected to be 50.4% using coal fuel. Indonesia has signed a Paris agreement in 2015 in which Indonesia must reduce CO2 emissions by 29% in 2030. Clean Coal Technology currently is Ultra Supercritical (USC) and Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC). To find out the efficiency of the two technologies exergy approach is required in its analysis; economic analysis also needed to determine the feasibility of its development and accepted from environmental aspects. From the results, that IGCC technology has a higher exergy efficiency of 41.51% while USC 33.71%, with the amount of coal with the same net power produced at 42 MW for IGCC and 22 MW for USC. In terms of economic investment costs and LCoE for IGCC and USC technologies respectively (Rp. 963,875,195,117; Rp. 2,334 / kWh) and (Rp. 309,489,207,487; Rp. 2,993 / kWh). CO2 emissions produced after capture in IGCC technology are 0.997 tons CO2/MWh and USC of 2.242 tons of CO2/MWh. Therefore, it concluded that IGCC technology is a power generation technology that is more appropriate to applied in Indonesia."

"Batubara merupakan salah satu bahan baku utama untuk pembangkit listrik di Indonesia. Sampai saat ini, proses pembakaran batubara pada pembangkitan tenaga listrik di Indonesia masih dilakukan di atas permukaan bumi. Polutan yang juga dihasilkan dalam pemanfaatan batubara secara konvensional ini menimbulkan isu lingkungan. Teknologi gasifikasi batubara bawah tanah merupakan salah satu pendekatan untuk produksi energi yang bersih. Tesis ini melakukan studi pemanfaatan gasifikasi batubara bawah tanah sebagai alternatif pembangkitan energi listrik di Indonesia. Pembahasan dalam tesis meliputi perhitungan cadangan batubara di Indonesia yang berpotensi untuk dimanfaatkan oleh pembangkit listrik berbasis teknologi gasifikasi batubara bawah tanah. Diperoleh bahwa dari sumberdaya hipotetik batubara jenis lignit dan subbituminus pada kedalaman 250-500 m di Indonesia, berpotensi untuk dimanfaatkan melalui proses gasifikasi batubara bawah tanah sebesar 636.966.213.000 ton sumberdaya batubara. Volume gas sebesar 67.483 tscf berpotensi akan dihasilkan di Indonesia dari pemanfaatan teknologi UCG, dan apabila dimanfaatkan untuk pembangkitan energi listrik dapat berpotensi menghasilkan total kapasitas daya pembangkit listrik sebesar 255,8 GW. Dan dalam studi ini, teknologi UCG yang cocok untuk Indonesia adalah dengan konfigurasi CRIP.

---

Coal is one of the main feedstock for generating power in Indonesia. To date, combustion process at coal fired power plants in Indonesia are still located at the surface of Earth. Pollutants yielded during this conventional method are associated with a number of environmental issues. Underground coal gasification UCG , the combustion of coal while it is still in situ, is one approach to energy production that could, potentially, provide a solution. This paper gives an account of interdisciplinary studies on the potential assessment and utilization of UCG for power generation. This theses paper investigate Indonesia rsquo s potential coal resources for electrical power generation through UCG. From low rank coal lignite and subbituminous resources at depth 250 500 m, potentially 636,966,213,000 tonnes of Indonesia coal resources can be utilized for UCG, which gas volumes of 67,483 tscf can be obtained, and if utilize for power generation can result in 255.8 GW total power capacity. In the current study, Controlled Retracting Injection Point CRIP is the type of UCG technology that will be suitable for Indonesia."

"Upaya besar-besaran di berbagai dunia telah dilakukan untuk mengurangi emisi CO₂ dari penggunaan bahan bakar fosil dengan mencari alternatif bahan bakar pengganti bahan bakar fosil pada pembangkit sekaligus mengurangi dampak terhadap lingkungan. termasuk didalamnya mendorong pemanfaatan biomassa sampah. dalam sektor energi dengan teknologi co-firing. Pemerintah Indonesia saat ini telah mengeluarkan SNI 8966:2021 guna mempercepat pemanfaatan limbah biomassa sampah sebagai bahan baku pembuatan bahan bakar jumputan padat atau RDF di pembangkit listrik (BSN, 2021. BBJP sampah yang memiliki nilai kalori 1800 dilakukan uji co-firing di PLTU Indramayu yang memakai batubara bernilai kalor 4100kcal/kg dengan perbandingan massa 1% BJPP dan 99% Batubara. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa kelayakan secara  tekno ekonomi, operasional dan dari segi lingkugan jika dilakukan uji co-firing dengan BBJP  sampah di PLTU. Pengolahan BBJP dari sampah menggunakan konsep kerjasama dengan DLH Kabupaten Indramayu. Tempat pengolahan BBJP dilakukan di Pusat Daur Ulang Indramayu dengan metode peuyeumisasi. Dalam kurun waktu 11 hari didapatkan produksi BBJP sebesar 14ton yang akan disuplai sebagai bahan bakar campuran co-firing di PLTU Indramayu. Pengamatan operasi di PLTU Indramayu selama proses co-firing BBJP 1% menunjukkan parameter yang masih dalam batas aman operasional, namun terjadi peningkatan emisi SO₂ dan NO_x yang masih di bawah baku mutu emisi KLHK.  Hasil Analisa tekno ekonomi menunjukkan jika terdapatkan kenaikan LCOE sebesar 0,16-rupiah pada pengujian co-firing dengan BBJP 1%, sedangkan untuk parameter Net Present Value (NPV) didapatkan nilai Rp.40.437.359, parameter Internal rate return (IRR) sebesar 8,25%, parameter Profitability index (PI) sebesar 1,011 dan yang terakhir payback periode (PBP) sebesar 6,63 tahun menunjukkan kelayakan untuk investasi proyek pengolahan BBJP. Dari segi keekonomian dari masyarakat sekitar memberikan peluang penyerapan tenaga kerja dan penyediaan bisnis material konsumable untuk proyek pengolaan BBJP.

---

Massive efforts have been made to reduce CO₂ emissions around the world from the used of fossil fuels by seeking alternative fossil fuels in power plants. The utilization of waste in the energy sector with co-firing technology is one way to reduce the impact on the environment. The Indonesian government is currently issuing SNI 8966:2021 to take advantage by using of biomass waste as raw material for making Refused Derived Fuel or RDF in power plants (BSN, 2021. RDF which has a calorific value of 1800 kcal/kg will be tested in PLTU Indramayu which the coal has caloric value 4100 kcal/kg. The mass ratio for blending is 1% RDF and 99% Coal. This study aims to analyze the feasibility of economical, operational, and environmental if co-firing test carried out with waste RDF at PLTU. RDF is processed from waste using the concept of collaboration with DLH Indramayu. RDF processing site is carried out at PDU Indramayu using the peuyeumization method. Within 11 days, the plant produced RDF 14 tons which will be supplied as mixed fuel for co-firing PLTU Indramayu. Operational observations at the Indramayu PLTU during the 1% BBJP co-firing process showed parameters that were still within operational safe limits, but there was an increase in SO₂ and NO_x emissions which were still below the KLHK emission standards. The results of the techno-economic analysis show that if there is an increase in LCOE of 0.16-rupiah in the co-firing test with 1% BBJP, while for the Net Present Value (NPV) parameter a value of Rp.40,437,359 is obtained, the Internal rate return (IRR) parameter is 8.25%, the Profitability index (PI) parameter is 1.011 and the last payback period (PBP) is 6.63 years indicating the feasibility of investing in the BBJP processing project. From an economic point of view, the surrounding community provides opportunities for employment and business provision of consumable materials for RDF processing projects."

"Dengan adanya green house gas yang meningkat akibat adanya jumlah emisi carbon yang semakin banyak, menyebabkan temperature di bumi semakin meningkat, yang mana hal tersebut bisa mengakibatkan perubahan iklim yang memicu terjadinya bencana alam. PLTU yang mempunyai koefisien emisi paling tinggi dibanding pembangkit lainnya dan juga merupakan penopang baseload dan mempunyai presentase hingga 51% dalam bauran energi di Indonesia. Dalam menurunkan/mengurangi emisi karbon bisa dilakukan dengan mengganti PLTU dengan teknologi pembangkit lainnya yang memiliki emisi lebih rendah. Selain di tinjau dari sisi penurunan emisi CO2 ketika PLTU digantikan dengan teknologi pembangkit lainnya, juga akan di bandingkan masing – masing LCOE (Levelized Cost of Electricity) dan production cost electricity/tahun, sehingga bisa diketahui komposisi yang optimal untuk jenis teknologi yang dibandingkan. Teknologi pembangkit lainnya yang akan di bandingkan adalah Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery dan Carbon Capture and Storage (CCS). Berdasarkan data dan hasil optimasi pada studi ini, maka skema yang paling optimal adalah skema 2, dikarenakan mempunyai total biaya pokok pembangkitan paling rendah sebesar USD 15.26 billion dan memenuhi target penurunan emisi CO2 dari semula ketika semua PLTU sebesar 221.95 juta ton CO2 menjadi 21.86 juta ton, sehingga penurunan CO2 sebesar 200.09 juta ton, adapun komposisi pembangkitnya adalah Hydropower (54MWx36 unit), Geothermal (50MWx16unit), Gas Engine (162 MWx 6unit), PLTU+CCS (169 MWx 187 unit).Dengan komposisi bervariasi ini memungkin untuk mendapatkan kehandalan system yang lebih, karena berasal dari berbagai sumber energi.

---

The increase in greenhouse gas due to the increasing number of carbon emissions causes the temperature on the earth to increase, which can lead to climate change that triggers natural disasters. PLTU has the highest emission coefficient compared to other plants, is also a baseload supporter, and has a percentage of up to 51% in the energy mix in Indonesia. Reducing/reducing carbon emissions can be done by replacing PLTU with other generating technologies with lower emissions. In addition to being reviewed in terms of reducing CO2 emissions when PLTU is replaced with other generating technologies, each LCOE (Levelized Cost of Electricity) and production cost of electricity/year will be compared so that the optimal composition can be determined for the type of technology being compared. Other electricity generating technologies that will be compared are Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery and Carbon Capture and Storage (CCS). Based on the data and optimization results in this study, the most optimal scheme is scheme 2, because it has the lowest total cost of generating the lowest amount of USD 15.26 billion and fulfils the CO2 emission reduction target from when all PLTUs amounted to 221.95 million tons of CO2 to 21.86 million tons, resulting in a CO2 reduction of 200.09 million tons, while the composition of the generators is Hydropower (54MWx36 units), Geothermal (50MWx16units), Gas Engines (162 MWx 6units), PLTU+CCS (169 MWx 187 units). More system, because it comes from various energy sources."

"Manajemen Sampah Padat Kota di Indonesia sudah menjadi masalah, dikarenakan dengan laju pertambahan volume dan keterbatasan lahan. Konsep merubah Sampah Padat Kota menjadi Energi (WtE) merupakan konsep yang harus dilaksanakan untuk mengatur sampah padat kota dimana sampah padat akan dirubah menjadi energi listrik dan mengurangi volume sampah padat kota secara signifikan dengan membangun sistem Gasifikasi – Mesin Gas, salah satunya adalah di Surakarta, Jawa Tengah. Infrastruktur manajemen sampah padat kota merupakan salah satu infrastruktur yang dapat dikerjasamakan antara Pemerindah dan Badan Usaha (KPBU) dalam bentuk Investasi proyek dengan konsesi selama 20 tahun dan dengan metode BOOT (Build, Own, Operate, and Transfer). Sistem Gasifikasi tipe Downdraft dari Ankur Scientific Energy Technologies Pvt, Ltd digunakan untuk membangkitkan energi listrik. Sekitar 300 ton/hari sampah padat kota baru dan 700 ton/hari sampah padat kota lama dijadikan sumber bahan bakar. Energi Listrik yang dihasilkan sebesar 8 MW (Gross), dengan biaya investasi sebesar Rp. 367.622.450.000. Analisa Tekno Ekonomi menggunakan metode Capital Budgeting. Hasil perhitungan didapat NPV adalah positif, IRR on project sebesar 14,5%. Pengoperasian sistem Gasifikasi berbahan bakar sampah padat kota dapat mengurangi emisi gas CH4 (Methana) yang setara dengan CO2 sebesar 85126.86 tCO2/tahun

---

Municipal Solid Waste (MSW) management is a problem in Indonesia because of the rapidly increasing volume and limited land. The Waste to Energy (WtE) concept is a concept that will be carried out for municipal solid waste management where the solid waste will be managed into electrical energy and reduce the volume of solid waste significantly by building a Gasification – engine system, one of which is in Surakarta Central Java. Municipal Solid waste management infrastructure is one of the infrastructures that can be cooperated with the scheme of Public-Private Partnership (PPP) in the form of investment projects with a 20-year concession period and the BOOT (Build, Own, Operate, and Transfer) method. Downdraft Fixed bed Gasification from Ankur Scientific Energy Technologies Pvt, Ltd used for electric generation. Around 300 tons/day new municipal solid waste and 698 tons/day old waste as fuel resources. Potential power generating capacity of 8 MW (Gross) with an investment cost of Rp 367.622.450.000. Techno-economic analysis used the Capital Budgeting method. Result calculations obtained NPV is positive, IRR on project of 14,51%. Operation of Municipal Solid Waste gasification system can reduce CH4 emission with equivalent 85126.86 tCO2/year."

"Manajemen Sampah Padat Kota di Indonesia sudah menjadi masalah, dikarenakan dengan laju pertambahan volume dan keterbatasan lahan. Konsep merubah Sampah Padat Kota menjadi Energi (WtE) merupakan konsep yang harus dilaksanakan untuk mengatur sampah padat kota dimana sampah padat akan dirubah menjadi energi listrik dan mengurangi volume sampah padat kota secara signifikan dengan membangun sistem Gasifikasi – Mesin Gas, salah satunya adalah di Surakarta, Jawa Tengah. Infrastruktur manajemen sampah padat kota merupakan salah satu infrastruktur yang dapat dikerjasamakan antara Pemerindah dan Badan Usaha (KPBU) dalam bentuk Investasi proyek dengan konsesi selama 20 tahun dan dengan metode BOOT (Build, Own, Operate, and Transfer). Sistem Gasifikasi tipe Downdraft dari Ankur Scientific Energy Technologies Pvt, Ltd digunakan untuk membangkitkan energi listrik. Sekitar 300 ton/hari sampah padat kota baru dan 700 ton/hari sampah padat kota lama dijadikan sumber bahan bakar. Energi Listrik yang dihasilkan sebesar 8 MW (Gross), dengan biaya investasi sebesar Rp. 367.622.450.000. Analisa Tekno Ekonomi menggunakan metode Capital Budgeting. Hasil perhitungan didapat NPV adalah positif, IRR on project sebesar 14,5%. Pengoperasian sistem Gasifikasi berbahan bakar sampah padat kota dapat mengurangi emisi gas CH4 (Methana) yang setara dengan CO2 sebesar 85126.86 tCO2/tahu.

---

Municipal Solid Waste (MSW) management is a problem in Indonesia because of the rapidly increasing volume and limited land. The Waste to Energy (WtE) concept is a concept that will be carried out for municipal solid waste management where the solid waste will be managed into electrical energy and reduce the volume of solid waste significantly by building a Gasification – engine system, one of which is in Surakarta Central Java. Municipal Solid waste management infrastructure is one of the infrastructures that can be cooperated with the scheme of Public-Private Partnership (PPP) in the form of investment projects with a 20-year concession period and the BOOT (Build, Own, Operate, and Transfer) method. Downdraft Fixed bed Gasification from Ankur Scientific Energy Technologies Pvt, Ltd used for electric generation. Around 300 tons/day new municipal solid waste and 698 tons/day old waste as fuel resources. Potential power generating capacity of 8 MW (Gross) with an investment cost of Rp 367.622.450.000. Techno-economic analysis used the Capital Budgeting method. Result calculations obtained NPV is positive, IRR on project of 14,51%. Operation of Municipal Solid Waste gasification system can reduce CH4 emission with equivalent 85126.86  tCO2/year."

"Kebutuhan listrik dan uap air di Fasilitas Gas Processing Kilang LNG Arun sebesar 158.400.000 kWh/tahun dan uap air 180 ton/jam (TPH) dihasilkan dari 3 (tiga) unit Gas Turbine Generator (GTG) dan 3 (tiga) unit Heat Recovery Steam Generator (HRSG) di Unit pembangkit U-90 di Perta Arun Gas (PAG). Permasalahan dari pembangkitan listrik dan uap saat ini adalah kebutuhan bahan bakar yang besar yaitu 13,14 MMSCFD untuk memproses 30 MMSCFD gas sales. Ketersediaan suku cadang (usang), dan beberapa kali terjadi gangguan operasi (blackout) juga menjadi permasalahan pembangkit eksisting. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk memisahkan dari GTG dan HRSG eksisting dan membangun unit pembangkitan baru di Fasilitas Gas Processing Kilang LNG Arun dengan unit pembangkitan listrik dan uap air yang lebih efisien dan tingkat avai;abilitas yang tinggi. Penggantian dilakukan dengan berbagai alternatif yaitu pembelian unit GTG & HRSG + Boiler baru, pembelian unit Gas Engine Generator (GEG) & HRSG + Boiler baru, dan penyambungan listrik ke PLN (Perusahaan Listrik Negara) + Boiler. Salah satu hasil dari penggantian pembangkit adalah dengan penggunaan GTG & HRSG + Boiler baru akan memerlukan bahan bakar gas sebesar 12,88 MMSCFD, dimana terdapat efisiensi gas sebesar 0,26 MMSCFD, dan dengan penambahan biaya pembelian unit dan biaya pemeliharaan akan mendapatkan tarif pembangkitan listrik sebesar 0,221 $/kWh dan tarif pembangkitan uap air sebesar 0,0019 $/ton/tahun dengan metode keeokonomian cash flow. Penggantian GTG dan HRSG eksisting akan lebih ekonomis jika dilakukan kegiatan penurunan uap air di Fasilitas Gas Processing Kilang Arun, hal ini dikarenakan alternatif pembangkitan pengganti membutuhkan konsumsi bahan bakar gas untuk menghasilkan uap air lebih besar dibandingkan dengan pembangkitan listrik.

---

The demand for electricity and steam at the Arun LNG Refinery Gas Processing Facility is 158,400,000 kWh / year and 180 tons / hour of water vapor (TPH) is produced from 3 (three) units of Gas Turbine Generator (GTG) and 3 (three) units of Heat Recovery Steam Generator (HRSG) at the U-90 generating unit at Perta Arun Gas (PAG). The problem with electricity and steam generation today is the large fuel requirement, namely 13.14 MMSCFD to process 30 MMSCFD of gas sales. The availability of spare parts (obsolete), and several times the operation interruption (blackout) is also a problem in the existing plant. The purpose of this research is to separate from the existing GTG and HRSG and build a new generation unit at the Arun LNG Refinery Gas Processing Facility with a more efficient electricity and steam generation unit and a high level of availability. Replacement is carried out with various alternatives, namely the purchase of a new GTG & HRSG + Boiler unit, the purchase of a new Gas Engine Generator (GEG) & HRSG + Boiler unit, and connecting electricity to PLN (State Electricity Company) + Boiler. One result of the replacement of the generator is that with the use of GTG & HRSG + the new boiler will require a gas fuel of 12.88 MMSCFD, where there is a gas efficiency of 0.26 MMSCFD, and with the addition of unit purchase costs and maintenance costs will get electricity generation tariff of 0.221 $ / kWh and steam generation tariff of 0.0019 $ / ton / year using the cash flow economic method. Replacement of the existing GTG and HRSG will be more economical if steam reduction activities are carried out at the Arun Refinery Gas Processing Facility, this is because the alternative generation of replacement requires higher gas fuel consumption to produce steam compared to electricity generation."

"Pengelolaan limbah padat perkotaan merupakan tantangan besar di banyak kota besar di seluruh dunia. Salah satu teknologi yang menawarkan solusi inovatif untuk pengelolaan limbah adalah teknologi gasifikasi. TPA Cipayung menghadapi tantangan kapasitas yang berlebih dengan volume sampah harian sebesar ±930 ton. Penelitian ini mengevaluasi efisiensi teknis dan ekonomi penerapan teknologi gasifikasi dalam pengelolaan limbah padat. Simulasi proses menggunakan perangkat lunak Aspen Plus akan diterapkan untuk menganalisis produksi syngas dari limbah. Selain itu, levelized cost of electricity (LCOE) akan digunakan untuk mengevaluasi kelayakan ekonomi proyek ini. Hasil simulasi menunjukkan bahwa gasifikasi dapat mengurangi limbah secara signifikan yaitu sebanyak 435 ton sampah low value per hari dan menghasilkan syngas dengan nilai 3911 kJ/kg serta cold gas efficiency (CGE) sebesar 17%. Syngas yang dihasilkan dapat dikonversi menjadi energi listrik berkapasitas 5 MW. Efisiensi tinggi dalam pengurangan limbah dan produksi energi listrik menunjukkan bahwa teknologi gasifikasi merupakan solusi yang layak untuk TPA Cipayung. Analisis ekonomi menunjukkan nilai LCOE untuk listrik yang diproduksi dari PLTSa TPA Cipayung sebesar 520 rupiah/kWh atau 0,04 USD/kWh. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menjadi referensi bagi kota-kota lain yang menghadapi tantangan serupa dalam pengelolaan limbah padat. Pengembangan lebih lanjut dan penerapan teknologi gasifikasi dapat memberikan dampak positif yang signifikan terhadap lingkungan dan ekonomi secara keseluruhan.

---

Municipal solid waste management is a major challenge in many large cities worldwide. One technology that offers an innovative solution for waste management is gasification technology. The Cipayung Landfill faces capacity challenges with a daily waste volume of ±930 tons. This study evaluates gasification technology's technical and economic efficiency in solid waste management. Process simulations using Aspen Plus software will be applied to analyze syngas production from waste. Additionally, the levelized cost of electricity (LCOE) will be used to assess the economic feasibility of this project. The simulation results show that gasification can significantly reduce waste, specifically by 435 tons of low-value waste per day, and produce syngas with an energy value of 3911 kJ/kg and a cold gas efficiency (CGE) of 17%. The resulting syngas can be converted into electricity with a capacity of 5 MW. High waste reduction and energy production efficiency indicate that gasification technology is a viable solution for the Cipayung Landfill. Economic analysis shows an LCOE for electricity produced from the Cipayung WTE plant of 520 rupiahs/kWh or 0.04 USD/kWh. The results of this study are expected to serve as a reference for other cities facing similar challenges in solid waste management. Further development and application of gasification technology can have significant positive impacts on the environment and economy as a whole."

"ABSTRAKListrik adalah energi penting yang digunakan oleh masyarakat. Terdapat banyak teknologi untuk menghasilkan listrik, namun mereka memiliki kelebihan dan kekurangan. Berdasarkan fakta ini, studi ini mengusulkan metode alternatif untuk menghasilkan listrik dengan teknologi sel bahan bakar karbonat cair atau molten carbonate fuel cell (MCFC) dengan bahan bakar hasil dari gasifikasi batubara. Teknologi MCFC telah diketahui sebagai teknologi yang bersih dan lebih efisien daripada teknologi lainnya. Pabrik yang diusulkan terdiri dari gasifikasi batubara dan MCFC. Pabrik tersebut dapat dimodelkan dan disimulasikan dengan menggunakan Aspen Plus untuk mengevaluasi kinerja teknisnya. Gasifikasi batubara dan MCFC telah dimodelkan dan disimulasikan didalam simulator Aspen Plus dengan disain kapasitas listrik yang ditentukan, yaitu sebesar 10 MW. Jenis coal yang digunakan di simulasi adalah sub-bituminous. Dari simulasi dihasilkan jumlah batubara yang dibutuhkan untuk pabrik adalah sebesar 63,56 ton / hari. Efisiensi gas dingin (CGE) dari gasifier yang diperoleh adalah sebesar 64,2%, dan efisiensi listrik bersih MCFC adalah 46,79%, sedangkan efisiensi total dari sistem adalah 55,5%. Total efisiensi yang diperoleh dari studi ini sesuai dengan studi-studi sebelumnya.

---

ABSTRACT

Electricity is an essential energy used by the society. There are many technologies for electricity production, however they have advantages as well as disadvantages. Based on this fact, the study proposes an alternative method to producing electricity by molten carbonate fuel cell (MCFC) fueled by gasified coal. MCFC is known to be clean and more efficient than other technology. The plant consists of coal gasification and molten carbonate fuel cells, and it can be modelled and simulated by Aspen Plus in order to evaluate the technical performance. Both coal gasification and MCFC have been modelled and simulated in the Aspen Plus simulator with a determined design capacity of 10 MW of electricity. The type of coal that is used is sub-bituminous coal. From the simulation, the results for the amount of coal needed for the plant is 63.56 tonne/day. The cold gas efficiency (CGE) of gasifier obtained is 64.2% and the MCFC net electrical efficiency is 46.79%, while the total efficiency of the system is 55.5%. The total efficiency obtained from this study is in accordance with the previous studies.

"