Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPeningkatan permintaan tenaga listrik yang terus meningkat menjadikan listrik adalah kebutuhan bagi manusia sehingga perlu diimbangi dengan ketersediaan daya yang cukup. Penyediaan kapasitas cadangan pada sistem bertujuan untuk memenuhi kebutuhan beban serta menjaga keandalan sistem dengan reserve margin. Untuk memenuhi kebutuhan beban dan menjaga keandalan sistem maka diperlukan adanya perencanaan pembangkit dan agar perencanaan yang diperoleh optimal, digunakan perhitungan sederhana untuk teknologi pembangkit dengan menggunakan optimasi statis pada wilayah Jawa-Bali. Pada pembahasan ini pembangkit termal direpresentasikan oleh pembangkit listrik tenaga uap PLTU , pembangkit listrik tenaga gas PLTG , dan pembangkit listrik tenaga gas-uap PLTGU . Diperoleh hasil bahwa jenis pembangkit yang optimum untuk memenuhi beban dasar ialah PLTU dengan kapasitas >50 , PLTGU paling optimum untuk beban menengah dengan kapasitas antara 12-50 , dan PLTG paling optimum dan ekonomis untuk beban puncak dengan kapasitas 0-12 . Kebutuhan pembangkit di Jawa-Bali berdasarkan hasil perhitungan dengan mengggunakan metode optimasi statis hingga akhir tahun 2016 sebesar 32,566 MW sedangkan kapasitas pembangkit yang eksisting yang mencapai 36,720 MW termasuk dengan reserve margin 30 yang berarti sistem di Jawa-Bali sudah sangat handal dalam memenuhi kebutuhan pembangkit. Hasil proyeksi kebutuhan pembangkit hingga tahun 2020 juga memperlihatkan hasil yang sama bahwa adanya kelebihan daya pembangkit eksisting daripada kebutuhan pembangkit dengan menggunakan optimasi statis dengan pembangkit eksisting pada tahun 2020 berdasarkan perhitungan mencapai 45,426 MW dan berdasarkan jumlah pembangkit eksisting dengan perencanaan PT.PLN Persero mencapai 51,462 MW, hal ini berdampak pada biaya investasi tinggi sehingga biaya untuk sistem pembangkitan yang harus dikeluarkan pun semakin besar.

---

ABSTRACTEscalation of electricity demand which cannot be avoided anymore has made electricity a primary need for human race. This climbing demand need to be balanced out with a sufficient power available on the system. The availability of extra generation capacity is required in order to maintaining the reliability of generation system for so called reserve margin. For ensuring the demand get enough power supplied, the generation planning system is needed and for it to provide the optimum option for system it require a calculation regarding each generation technologies with screening curve method. This calculation modelling the generation planning system in Jawa Bali region. On this study the main focus for the calculation is thermal generation which represented by three generation technologies Coal Fired Power Plant, Gas Turbine Power Plant, and Combined Cycle Power Plant . Therefore, from this study we can obtain that Coal Fired Power Plant is an optimum option for base load as well as economically for capacity between 50 . For intermediate load Combine Cycle Power Plant provide cheaper source of energy for capacity between 12 50 , and lastly for peak load Gas Turbine Power Plant provide the optimum option for capacity between 0 12 . The results for generation system planning based on screening curve method until the end of 2016 is 32,566 MW for generation capacity compared to the existing generation and system planning based on PT. PLN Persero which is 36,720 MW. The generation system planning until 2020 also shows a difference based on calculation which is 45,426 MW and the existing generation capacity reach 51,462 MW. This shows that Jawa Bali region has more generation existing meaning that the system is reliable. On the other hand, the reliability comes with higher investment costs making the costs needed for the system also increased. It is believed that to ensure reliability of the generating system there will be higher costs to pay. "

"Indonesia pernah mengalami pemadaman listrik parah yang bisa terjadi kapan saja. Oleh karena itu, penting untuk mempertimbangkan skema pertahanan kesiapan pembangkit listrik terhadap pemadaman listrik, terutama untuk pembangkit listrik yeng memiliki respon cepat seperti Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU). Khususnya PLTGU Priok, sering mengalami pemadaman dan rugi-rugi listrik mencapai 1.788 TWh akibat terganggunya sistem jaringan listrik 150KV/500KV selama tahun 2019-2024. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis tekno-ekonomi skema pertahanan melalui Internal Cross-Supply dan Line Charging di PLTGU. Historis data series yang diperoleh dari sistem kendali terdistribusi digunakan dan kemudian dihitung berdasarkan hubungan antara kontribusi daya aktif terhadap frekuensi. Hasilnya menunjukkan skenario Internal Cross-Supply jauh lebih murah yaitu Rp 2,7 miliar dibandingkan skenario Line Charging. Dari segi teknis, nilai gain atau faktor partisipasi pembangkit ini sebesar 49 MW/Hz dengan droop 6% dan deadband 0,029Hz. Penetapan nilai beban minimum sebesar 5 MW dapat menyebabkan kegagalan sinkronisasi sistem karena terdapat beban penggunaan sendiri aktual sebesar 2,3 MW pada setiap turbin gas. Perbedaan beban set point dengan beban aktual akan menyebabkan kecepatan turbin gas sulit disinkronkan kembali. Untuk mencegah hal ini terjadi, pengaturan beban minimum dapat disesuaikan menjadi 3 MW. Studi tersebut menyimpulkan bahwa kontrol daya aktif, kontrol frekuensi, beban pemakaian sendiri, dan line charging merupakan faktor penting yang harus dipertimbangkan dalam mencegah pemadaman listrik dimasa mendatang

---

Indonesia has experienced a severe blackout of the electricity system, which can happen at any time. It is therefore important to consider a defense scheme for plant readiness against blackouts, especially for the fast response power plants such as a combined-cycle power plant (CCPP). CCPP Priok, in particular, often experiences power outages and losses reaching 1.788 TWh due to the disturbance in the 150KV/500KV grid system during 2019-2024. This study aims to analyze the techno-economy of the defense scheme through the Internal Cross-Supply and line charging at the CCPP. Historical data series obtained from a distributed control system was used and then calculated based on the relationship between active power contribution to frequency. The results show that the Internal Cross-Supply scenario is much cheaper of IDR 2.7 billion than that of the line charging scenario. From the technical perspective, the gain value or participation factor of this plant is 49 MW/Hz with 6% droop and 0.029Hz deadband. Setting a minimum load value of 5 MW can cause a failure to synchronize the system because there is 2.3 MW actual self-use load on each gas turbine. The difference between the set point load and the actual load will cause the gas turbine speed to be difficult to re-synchronize. To prevent this happening, the minimum load setting could be adjusted to 3 MW. The study concludes that active power control, frequency control, houseload, and line charging are important factors to be considered in preventing blackouts in the future."

"ABSTRAKPraktek pembuangan sampah pada saat ini memaksakan kapasitas 380 tempat pembuangan akhir sampah di Indonesia mendekati batasnya. Melalui berbagai teknologi konversi sampah ke energi, sampah tersebut dapat dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik. Salah satu dari teknologi ini adalah digesti anaerob, yang menghasilkan biogas kaya akan methan untuk membangkitkan listrik. Penelitian ini memiliki tujuan mengevaluasi jumlah biogas dan listrik yang dapat dihasilkan dari sejumlah tertentu fraksi organic sampah kota dan performa ekonomi dari pabrik tersebut. Simulasi proses dengan bantuan perangkat lunak akan digunakan untuk mempelajari proses produksi biogas dari sampah. Sementara itu, levelized cost of electricity akan digunakan untuk meninjau kelayakan ekonomi dari proyek tersebut. Digesti anaerob dari 2000 ton sampah padat per hari di Jakarta menghasilkan 73,368.48 STD m3/jam dan menghasilkan tenaga sebesar 212.63 MW dengan menggunakan teknologi CCGT. Didapatkan nilai Levelized Cost of Electricity dari teknologi ini sejumlah 9.9 cent USD/kWh.

---

ABSTRACT<>br>The current practice of dumping waste is forcing the capacity of the 380 landfill sites located in Indonesia to its limits. Through the various waste to energy technologies that are available in the market, it is possible to utilize the waste that is generated into electricity by combined cycle gas turbine CCGT . One of these technologies is anaerobic digestion, which produces biogas rich in methane that can be used to generate electricity. This research has the purpose of evaluating the amount of biogas and electricity produced from a certain amount of organic fraction of municipal solid waste and the economic performance of the plant. The overall process of biogas production and electricity generation will be simulated using SuperPro Desgner and Unisim Design software. Meanwhile, the levelized cost of electricity of the project is used to review its economic performance. The anaerobic digestion of 2000 tons of organic waste per day in Jakarta results in the production of 73,368.48 STD m3 h and produces a net power of 212.63 MW of electricity using CCGT. The Levelized Cost of Electricity of this technology is calculated to be 9.9 cent USD kWh."

"Liquified Natural Gas (LNG) merupakan salah satu sumber energi yang menjanjikan dalam upaya transisi menuju energi terbarukan. Namun, terdapat kekurangan pada proses regasifikasi LNG yang disebabkan adanya pemborosan energi dingin yang tidak dimanfaatkan selama proses tersebut berlangsung. Teknologi pembangkit listrik termal memiliki potensi dalam memanfaatkan energi dingin tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi konfigurasi sistem pembangkit daya berupa siklus Brayton terbuka dan Rankine organik yang terintegrasi dengan sistem regasifikasi LNG, menggunakan beberapa varian fluida kerja organik seperti ammonia, propana, dan butana. Penelitian ini meninjau sisi termodinamika dan keekonomian melalui simulasi dan optimasi menggunakan perangkat lunak Aspen HYSYS 12. Analisis ekonomi dilakukan melalui perhitungan total biaya produksi yang melibatkan luas heat exchanger yang dibutuhkan dan analisis sensitivitas terhadap jumlah energi listrik yang dihasilkan. Hasil yang didapatkan menunjukkan penggunaan fluida kerja ammonia memiliki tingkat efisiensi termal dan kapasitas daya tertinggi yaitu 40,4% dan 103,7 MW apabila dibandingkan dengan penggunaan fluida kerja lainnya. Case dengan fluida kerja ammonia memiliki nilai NPV tertinggi yaitu 307,7 trilliun rupiah.

---

Liquified Natural Gas (LNG) is a promising energy source in the transition to renewable energy. However, there are drawback in the LNG regasification process due to the waste of cold energy that is not utilized during the process. Thermal electricity generation technology has the potential to utilize this cold energy. This research aims to evaluate the power generation system configuration in the form of an open Brayton and organic Rankine cycle integrated with an LNG regasification system, using several variants of organic working fluids such as ammonia, propane and butane. Comparisons will also be carried out to see opportunities from implementing this integrated cycle. This research will review the thermodynamics and economics through simulation and optimization using Aspen HYSYS 12 software. Economic analysis is carried out through calculating total production costs involving the required heat exchange area and sensitivity analysis of the amount and price of electricity produced. The results of the economic analysis will provide a comprehensive comparison of the three working fluids used. The results indicate that using ammonia as a working fluid achieves the highest thermal efficiency and power capacity, at 40.4% and 103.7 MW respectively, compared to other working fluids."

"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."