Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Pada pengoperasian sistem tenaga listrik untuk keadaan beban yang bagaimanapun, sumbangan daya dari tiap pembangkit harus ditentukan sedemikian rupa agar daya yang disuplai menjadi minimum. Biaya bahan bakar merupakan komponen biaya terbesar pada pembangkit thermis, oleh sebab itu maka biaya produksi tenaga listrik thermis, diusahakan menggunakan bahan bakar sehemat mungkin. Metode meminimasi biaya pembangkitan akan gagal, bila tidak mencakup rugi daya pada saluran transmisi, sebab meskipun biaya bahan bakar inkremental suatu pembangkit mungkin lebih rendah dari pembangkit lainnya, akan tetapi karena terletak jauh dari pusat beban, biaya rugi-rugi transmisinya besar. Untuk mengoptimalkan biaya bahan bakar dan rugi daya pada saluran, penyelesaiannya adalah dengan menggunakan persamaan koordinasi, karena pada persamaan ini biaya pembangkitan yang optimal akan tercapai bila biaya bahan bakar inkremental total dikalikan dengan faktor penalti bernilai sama untuk semua pembangkit. Dari hasil perhitungan optimasi didapatkan bahwa, pada beban sesaat yang sama didapatkan basil pembangkitan yang lebih rendah, hal ini disebakan karena adanya penurunan rugi daya pada saluran yang cukup signifikan, sehingga diperoleh penghematan biaya pembangkitan dibandingkan jika sistem dioperasikan manual, besar penghematan per kWh nya adalah Rp 17,0789 atau 12.97 % dari biaya pembangkitan sebelumnya, sedang rugi daya pada saat sebelum optimasi adalah 80.697 MW padasaat dioptimasi rugi dayanya sebesar 24.804 MW atau prosentasenya sebesar 225.30 %.

---

In order to get a minimum generation-cost of interconnected power-plants, each power plant generated power should be adjusted at a certain value depending on the load of each substations at that time. Fuel cost is the main cost portion of a thermal power plant , so to achieve a minimum cost, the thermal power plantfue consumtion should be manage efficiently. Calculation of generation cost optimation in between power plant connected over interconnected transmision line will not be accurate if not involving transmission linespower losses. Incremental fuel cost of a power plant may be lower then another, because its location is more far away from the load centre comparied to the another power plant, the total generation cost will be higher. To get an optimal generation cost involving transmission lines power losses a coordination equation will be used. By this equation we will get the optimum generation cost while the total fuel incremental cost multiplied by penalty factor has the same value for all power plants connected to results transmission lines. From the optimation-calculations we get lower power generation comparied to manual adjustments by load dispatch center operators, because of decreasing total transmission lines losses, also total generation cost per kWh decrease significanly. The real saving generation cost by this optirnation is Rp 10,747.00 or 8.17 % as before.

Abstrak :
Sejak diberlakukannya UU 19/1960 dimana ditentukan hanya ada satu kategori perusahaan milik negara pemerintah telah melakukan beberapa langkah restrukturisasi BUMN. Langkah mendasar pertama adalah pengklasifikasian perusahaan negara berdasarkan sifat dan fungsi kegiatanya menjadi Perjan Perum dan Persero yang dituangkan dalam UU 9/1969. Langkah perbaikan berikutnya adalah mengenai Pedoman Penyehatan dan Pengelolaan BUMN yag tertuang dalam Inpres No. 5/1988 dan ditindak lanjuti dengan SK Menkeu No. 740/1989 dan No. 741/1989 mengenai ketentuan-ketentuan peningkatan efisiensi dan produktifitas yang didalamnya termasuk satu sistem evaluasi kinerja. Sementara itu perbaikan institusional usaha penyediaan tenaga listrik dimulai tahun 1972 dengan terbitnya PP No. 18/1972 tentang perusahaan umum listrik negara. Perbaikan berikutnya terjadi tahun 1994 mengenai perubahan status PLN dari Perum menjadi Persero berdasarkan PP No. 23/1994. Dengan perubahan status tersebut PLN tidak lagi mempunyai tugas pemerintahan tetapi fungsi PLN berubah menjadi menyediakan tenaga listrik bagi kepentingan umum dan sekaligus meraih keuntungan berdasarkan prinsif pengelolaan perusahaan. Studi ini mengukur indeks efisiensi teknik dan indeks efisiensi biaya usaha penyediaan tenaga listrik sebelum dan sesudah perubahan status hukum PLN menjadi persero. Pendekatan yang digunakan untuk mengukur indeks efisiensi adalah dengan menguji fungsi produksi maupun fungsi biaya penyediaan tenaga listrik oleh PLN. Hasil studi menunjukkan bahwa pada tingkat kepercayaan 10% efisiensi PLN secara teknik memang telah berubah signifikan sedangkan secara biaya tidak ada perbedaan. Diantara faktor yang mempengaruhi indeks efisiensi teknik adalah ukuran unit pembangkit rata-rata faktor kapasitas rasio elektrifikasi dan porsi pembangkit termal. Selanjutnya efisiensi biaya sangat dipengaruhi oleh harga jual (tarif) listrik rata-rata harga satuan bahan bakar minyak rata-rata dan harga pembelian listrik swasta. Berdasarkan hasil kajian tersebut maka apabila efisiensi teknik maupun efisiensi biaya PLN ingin lebih ditingkatkan di masa datang hal-hal berikut perlu dilakukan: (i) ukuran unit pembangkit rata-rata (average unit size) perlu diperbesar (ii) faktor kapasitas (capasity factor) perlu dinaikkan (iii) porsi pembangkit termal (thermal generation share) perlu dikurangi (iV) program sosial listrik pedesaan (rasio elektrifikasi) perlu ada pemisahan yang tegas antara misi sosial dan misi bisnis perusahaan (v) harga jual (tarif) listrik perlu disesuaian pada nilai keekonomiannya (Vi) harga pembelian bahan bakar minyak perlu dicari alternatif pasokan dari pasar internasional guna menekan harga pembeliannya yang selama ini dipasok oleh Pertamina (Vi) harga pembelian listrik swasta perlu dinegosiasi ulang.

Abstrak :
Panas yang terjadi pada kabel bawah tanah selain diakibatkan oleh rugi-rugi daya yang dilepaskan melalui material kabel yang mempunyai resistansi termal cukup tinggi, juga akibat dari temperatur luar kabel di mana kabel tersebut ditempatkan. Pemanasan yang timbul akan mengubah karakteristik bahan isolasi yang digunakan jika panas tersebut melebihi batas maksimal yang diperbolehkan. Hal ini akan mengakibatkan proses penuaan bahan isolasi lebih cepat, dan menyebabkan kegagalan bahan isolasinya. Penelitian pengaruh temperatur luar terhadap kenaikkan panas ini menggunakan kabel bawah tanah XLPE 20 kV tipe NZXEBY tiga inti @ 150 mm2 dengan memberikan temperatur awal permukaan kabel sebelum dialiri arus AC konstan sebesar 200 A, 250 A, 300 A, dan 350 A. Temperatur lingkungan adalah pada temperatur ruang, 30°C, dan 35°C dengan memanaskan permukaan kabel menggunakan sebuah lampu yang disorotkan pada permukaan sebelum dialiri arus Iistrik. Pengujian ini mengukur ternperatur konduktor, isolator, dan permukaan luar kabel dengan selang waktu 5 menit dari temperatur awal hingga mencapai kondisi temperatur yang setimbang. Hasil penelitian dianalisa dengan menggunakan pendekatan matematika Laju Pertumbuhan Saturasi untuk mendapatkan grafik karakteristik termal antara kenaikan temperatur terhadap waktu, dan didapatkan kesalahan/error yang cukup kecil terhadap hasil pengukuran. Pengaruh perubahan temperatur lingkungan pada permukaan kabel ternyata mengakibatkan perubahan besarnya temperatur konduktor, dan isolatornya sehingga berpengaruh pada besar kecilnya temperatur maksimal dan lamanya waktu yang diperlukan uutuk mencapai keadaan setimbang. Semakin besar temperatur awal permukaan kabel, make waktu yang dibutuhkan untuk mencapai keadaan setimbang semakin lama. Pengaruh temperatur Iingkungan juga mengakibatkan pembahan nilai resistansi pada konduktor, di mana semakin tinggi temperatur lingkungan, maka nilai resistansinya akan semakin besar.

Abstrak :
Industri lsolator listrik tegangan menengah di indonesia masih mengimpor bahan baku siap pakai. Dipihak Iain Indonesia mempunyai sumber bahan baku seperti kaolin, ball clay, feldspar dan pasir kuarsa.

Pada penelitian ini dilakukan pembuatan prototipe isolator tegangan menengah line post dengan bahan baku lokal. Benda uji yang dibuat terdiri dari 4 formulasi untuk uji kuat lentur dan kuat tembus listrik.

Pengujian sifat tisika dan analisa kimia bahan baku menunjukkan bahwa Kaolin, Ball Clay dan Pasir Kuarsa memenuhi persyaratan SNl dan NGK untuk bahan baku badan isolator listrik kecuali Feldspar.

Pengujian kuat Ientur dan kuat tembus listrik menghasilkan formulasi D (40 % Kaolin Belitung, 5 % Ball Clay Blitar, 5 % Ball Clay Kalimantan, 15 % Pasir Kuarsa Belitung, 15 % Feldspar Jepara, 15 % Feldspar Pacitan, 5 % Alumina dan 1 % Talk) yang terbaik.

Formulasi D dan formulasi E (40 % Kaolin Belitung, 10 % Ball Clay Blitar, 15 % Pasir Kuarsa Belitung, 30 % Feldspar Jepara, 5 % Alumina dan 1, 5 % Kapur Blitar) diaplikasikan pada pembuatan prototipe isolator line post.

Pengujian mutu prototipe isolator line post menunjukkan bahwa formulasi D lebih baik dibandingkan formulasi E. Prototipe isolator line post dengan formulasi D memenuhi persyaratan ANSI dan SNI sifat kelistrikan, kuat lentur, ketahanan kejut suhu dan keporian sedangkan kenampakan dan dimensi tidak memenuhi syarat. Prototipe isolator line post dengan formulasi E memenuhi persyaratan ANSI dan SNI sifat kelistrikan, ketahanan kejut suhu dan keporian sedangkan kenampakan, dimensi dan kuat lentur tidak memenuhi syarat

---

Abstract
Medium voltage electrical insulator industries in Indonesia are still raw materials imported. On the other hand Indonesia have raw materials resources such as kaolin, bail clay, feldspar and quartz sand. ln this experiment line post medium voltage insulator prototypes were made using local raw materials.

Test pieces prepared consisted of 4 formulation for bending strength and dielectric strength test.

The test on physical properties and chemical analysis of raw materials showed that kaolin, ball clay and quartz sand have fulfilled SNI and NGK for electrical insulator body raw materials, except feldspar.

The test on bending strength and dielectric strength of test pieces have produced formulation of D (40 % Kaolin of Beiitung, 5 % Ball Clay of Blitar, 5 % Ball Clay of Kalimantan. 15 % Quartz Sand of Belitung, 15 % Feidspar of Jepara, 15 % Feidspar of Pacitan, 5 % Alumina and 1 % Talk) was the best.

Formulation of D and formulation of E (40 % Kaolin of Belitung, 10 % Ball Clay of Blitar, 15 % Quartz Sand of Belitung, 30 % Feldspar of Jepara, 5 % Alumina and 1, 5 % Limestone of Blitar) were applied to made line post insulator prototypes.

The test of line post insulator prototypes showed that formulation of D better than formulation of E. Line post insulator prototype with formulation D has fulfilled the requirements of ANSI and SNI in terms of electrical properties, bending strength, thermal shock resistance and porosity white their visual and dimension have not fulfilled. Line post insulator prototype with formulation E has fulfilled the requirements of ANSI and SNI in terms of electrical properties. thermal shock resistance and porosity while their visual, dimension and bending strength have not fulfilled.

Abstrak :
ABSTRAK
Perencanaan pengembangan pembangkit listrik merupakan salah satu hal penting yang menjadi bagian dari perencanaan sistem kelistrikan nasional selain perencanaan kebutuhan beban. Permasalahan yang harus terjawab dalam suatu perencanaan pengembangan pembangkit adalah bagaimana suatu investasi akan bernilai optimum dengan berbagai kendala dan keterbatasan yang ada untuk memenuhi tingkat kehandalan yang diinginkan. Optimasi perencanaan pengembangan pembangkit yang digunakan dalam penelitian ini didasarkan atas minimum pembiayaan (least cost) yang dinyatakan terhadap nilai saat ini (present value) dengan tingkat kehandalan yang ditetapkan dan sejalan dengan kebijakan pemerintah. Pembiayaan yang dimaksud adalah pembiayaan pembangkit yang terdiri atas biaya modal, operasi dan pemeliharaan, serta biaya bahan bakar. Metode penghitungan nilai optimasi yang digunakan adalah algoritma genetika, dimana dalam penelitian sebelumnya hasil pengujian simulasi menunjukkan nilai total pembiayaan 0,7% lebih rendah apabila dibandingkan dengan model Zopplan. Hasil optimasi bauran kapasitas pembangkit Jawa Bali di tahun 2030 adalah PLTU Batubara 55.492 MW (60%), PLTGU Gas (16%) 14.831 MW, PLTG LNG 10.385 MW (11%), PLT Hidro 7.196 MW (8%), dan PLTP 3.797 MW (4%). PLTU Minyak dan PLTU Gas yang dianggap sebagai pembangkit eksisting masing-masing sebesar 407 MW (0,4%) dan 815 MW (0,9%). Hasil optimasi bauran energi listrik dari pembangkit Jawa Bali di tahun 2030 adalah PLTU Batubara 340.272 GWh, PLTGU Gas 54.730 GWh, PLTG LNG 18.356 GWh, PLT Hidro 22.059 GWh, PLTP 27.762 GWh, PLTU Minyak 713 GWh dan PLTU Gas 1.429 GWh. Proyeksi emisi CO2 di tahun 2030 adalah sebesar 348,8 juta ton, sedangkan di tahun 2020 sebesar 198,2 juta ton. Proyeksi emisi CO2 di tahun 2020 hasil optimasi Algen menunjukkan 7 juta ton lebih rendah apabila dibandingkan terhadap proyeksi dari RUPTL.

---

ABSTRACT
Power generation expansion planning is one of an important thing that became part of the national electricity system planning, besides of the load forecasting. Problem that must be answered in generation expansion planning is how an investment would be optimum with several constraints and limitations, wether they are techno-economic factor or energy resources. Optimization of power generation in this study are based on least cost method which stated in present value with a spesified level of reliability and in line with government policy. Least cost are for capital cost, operation and maintenance cost, and fuel cost. The measurement of optimization?s value using the genetic algorithm, which in previous studies test results demonstrate the value of total cost is 0,7% lower when compared to Zopplan?s model. Optimization results for Jawa Bali generating capacity mix in 2030 was Steam Coal Power Plant 55,492 MW (60%), Gas Combined Cycle Power Plant 14,831 MW (16%), LNG Power Plant 10,385 MW (11%), Hydro 7196 MW (8%), and Geothermal 3,797 MW (4%). Oil and Gas Steam Power Plant power plant is considered as existing power plants amounted to 407 MW (0.4%) and 815 MW (0.9%). Optimization results of electrical generating energy mix for Java and Bali in 2030 was Coal Power Plant 340 272 GWh, Gas Combined Cycle Power Plant 54 730 GWh, LNG Power Plant 18,356 GWh, Hydro 22 059 GWh, Geothermal 27,762 GWh, Oil and Gas Steam Power plant are 713 GWh and 1,429 GWh. Projected CO2 emissions in 2030 amounted to 348.8 million tons, while in 2020 amounted to 198.2 million tons. Projected CO2 emissions in 2020 based on Algen?s optimization result shows 7 million tons lower when compared to the projection of RUPTL (General Plan Electricity of Supply in Indonesia).

Abstrak :
Desa Tunggul Bute adalah salah satu desa yang memanfaatkan pembangkit listrik air mikro (PLTMH) untuk memenuhi kebutuhan energi listrik. Potensi air Sungai Mendingin yang berada di Desa Tunggul Bute mencapai 207 kW. Berdasarkan hasil perhitungan debit dengan metode F.J. Mock, didapatkan debit andalan sebesar 0,86 m3/detik. Sedangkan tinggi efektif yang tersedia adalah sebesar 17,678 meter. Berdasarkan profil beban Desa Tunggul Bute, diperkirakan beban puncak Desa Tunggul Bute sebesar 50,3 kW pada tahun 2018. Optimasi potensi pembangkit didapatkan dari penggunaan debit sebesar 0,86 m3/detik dan tinggi efektif 12,73 meter sehingga didapatkan kapasitas pembangkit sebesar 53 kW. Konfigurasi tersebut menyebabkan penyesuaian tinggi pada saluran pembawa menjadi 1,25 meter dan penyesuaian tinggi saluran pelimpah menjadi 1 meter. Sedangkan struktur bangunan sipil lainnya masih tetap dapat digunakan tanpa diperlukan penyesuaian yang berarti.

---

Tunggul Bute village is one’s of a village that used micro hydro power plant (PLTMH) to suply their energy needs. Water potency from Sungai Mendingin in Tunggul Bute village can generate up to 207 kW of energy. Based on the water flow calculations method by F.J. Mock, resulting 0,86 m3/second of potential water flow. Meanwhile, the effective head available around the location are 17,678 meters. According to Tunggul Bute village load characteristic, the prediction of Tunggul Bute village peak load demand up to 50,3 kW in 2018. The optimization of power plants can be achieve by using 0,86 m3 /second of water flow and 12,73 meters of effective head to generate 53 kW of electricity. This configuration caused adjustment on headrace channel to becomes 1,25 meters of heigh and adjustment on spilway to becomes 1 meters of height. Meanwhile the structure of other civil constructions can be used without any major adjustment.

Abstrak :
Penurunan operasi pembangkit listrik PLTD Pesanggaran yang disebabkan oleh derating, tingkat efisiensi rendah, tingkat emisi dan kebisingan yang tinggi telah menimbukan masalah kelistrikan di Bali. Selain itu, PLTD Pesanggaran juga masih menggunakan bahan bakar minyak (single fuel) dimana biaya pokok produksi energi listrik meningkat seiring naiknya harga bahan bakar HSD (High Speed Diesel). Oleh sebab itu, untuk mempertahankan suplai listrik di Bali tetap terpenuhi, pemilik perusahaan melakukan efisiensi melalui program diversifikasi energi. Pada tahun 2012, sebuah perusahaan konsultan telah dipilih untuk melakukan kajian FS (feasibility study) untuk menilai kelayakan operasi pembangkit. Kajian tersebut menyarankan agar perusahaan melakukan assets retirement without abandonment untuk PLTD Pesanggaran yaitu dengan melakukan penggantian (replacement) pembangkit lama dengan pembangkit baru yang menggunakan dual fuel engine. Metode yang digunakan adalah perhitungan biaya COE, LCC dan economic life dari pembangkit lama maupun pembangkit baru. Penelitian menggunakan data amatan PLTD Pesanggaran, di Bali. Dengan metode tersebut dapat menghasilkan suatu model management tools untuk menentukan kelayakan keekonomiannya. Model management tools tersebut dapat dipakai untuk mempermudah pengambilan keputusan di kasus-kasus serupa pada pembangkit listrik PLTD.

---

The decline in diesel power plant operation Pesanggaran caused by derating, the level of low efficiency, emissions and noise levels are high already raises the problem of electricity in Bali. In addition, diesel Pesanggaran also still use fuel oil (single fuel) in which electrical energy production cost increases with rising fuel prices HSD (High Speed Diesel). Therefore, to maintain the supply of electricity in Bali remains unfulfilled, the owner of the company to improve efficiency through energy diversification program. Additionally in 2012, a consulting firm has been selected to conduct a study FS (Feasibility Study) to assess the feasibility of plant operation. The study recommends that companies perform asset retirement without abandonment to diesel Pesanggaran by performing replacement (replacement) old plant with a new plant that uses a dual fuel engine. A methodology is needed to conduct research studies both technical and economical feasibility of the concept. The study used data Pesanggaran diesel observations, in Bali. The methodology can produce a model management tools to determine its economic feasibility as well as to perform sensitivity testing of each parameter related. Model management tools can be used to facilitate decisionmaking in similar cases in the diesel power plant.

Abstrak :
Pada sebuah LNG complex site, terdapat dua permasalahan, yaitu rendahnya kehandalan di pembangkit listrik existing LNG plant dan adanya beban baru dari new LNG plant. Kemudian dibuatlah beberapa alternatif pemecahan masalah untuk dua permasalahan tersebut. Setelah dianalisis, alternatif pemecahan masalah yang paling mungkin dilakukan adalah pembangunan pembangkit listrik baru untuk memenuhi beban baru dan diinterkoneksi ke pembangkit listrik eksisting untuk meningkatkan kehandalannya. Kesalahan pemilihan pembangkit listrik baru akan menyebabkan inefisiensi dan tidak mampu mengatasi permasalahan rendahnya kehandalan di existing LNG plant. Akan dilakukan penelitian untuk menentukan jenis dan kapasitas serta jumlah unit pembangkit listrik baru yang tepat. Sehingga keseluruhan pembangkit listrik, eksisting maupun baru, dapat menyuplai energi listrik dengan handal dan efisien serta dengan biaya serendah mungkin sesuai dengan prinsip to provide good quality energy at the lowest possible cost. Dari beberapa alternatif pembangkit listrik baru akan dicari alternatif pembangkit listrik yang paling optimal dari sisi kehandalan dan keekonomian pembangkit. Parameter kehandalan pembangkit menggunakan metode LOLP (Loss of Load Probability) sedangkan parameter keekonomian pembangkit menggunakan perhitungan COE (Cost of Electricity) dan LCC (Lifecycle Cost). Kemudian dilakukan analisis kelayakan investasi guna mengetahui apakah investasi pembangkit listrik baru tersebut layak. Berdasar analisis, PLTMG 6x16 MW adalah yang paling optimal secara kehandalan dan keekonomian pembangkit listrik. Minimal terjadinya total black out pada kondisi eksisting adalah 50 hari per tahun, sedangkan LOLP setelah penambahan pembangkit listrik baru ini adalah 2,93 hari per tahun. Investasi pembangkit listrik tersebut dinyatakan layak.

---

There are two problems in an LNG complex site, lack of reliability of the power plant in the existing LNG plant and additional load of new LNG plant. Then defined some alternatives to solve these problems. After these alternatives has been analyzed, the best alternative can be done is create new power plant to cater the new load and to be interconected with the existing power plant to increase the reliability. Miscasting the new power plant will cause an innefficiency and cannot increase the reliability of electricity supply in the LNG complex site. The purposes of this research are to choose the best type of power plant for the new power plant, how much the capacity and the number of the new power plant. So that the new and existing power plant can supply the electricity to whole LNG complex site with high reliability at the lowest possible cost, suitable with motto ?to provide good quality energy at the lowest possible cost. From some alternatives of new power plants, will be analyzed which is the most optimal power plant in terms of reliability and economical. Reliability parameter of power plant using LOLP (Loss of Load Probability) method while economic parameter of power plant using COE (Cost of Electricity) and LCC (Lifecycle Cost). Investment feasibility analysis to determine wheter the investment of new power plant is feasible. The result of the analysis, Gas Engine Power Plant 6x16 MW is the most optimal alternative in term of reliability and economical. Minimum total black out of existing system is 50 days per year, while the LOLP after interconnected with the new power plant become 2,93 days per year. The investment of that power plant is feasible.

Abstrak :
Pada tahun 2006, Sistem Tanjung Pinang dan Sistem Tanjung Uban, dua sistem ketenagalistrikan di Pulau Bintan dinyatakan dalam kondisi krisis pasokan tenaga listrik. Akan tetapi, pasca penetapan kondisi krisis tersebut, kedua sistem belum keluar dari kondisi krisis dan butuh penanganan yang mendesak. Tulisan ini membahas perencanaan pengembangan sistem pembangkitan di Pulau Bintan termasuk menganalisis rencana interkoneksi ke Sistem Batam. Dari hasil analisis diperoleh bahwa interkoneksi Batam-Bintan tidak efisien diimplementasikan, karena biaya pembangkitan menjadi sangat tinggi. Jika Sistem Tanjung Uban stand alone, pengembangan pembangkitan yang handal hanya dapat dilakukan dengan pembangunan PLTD dalam jumlah banyak, sehingga tidak efisien. Sementara jika Sistem Tanjung Uban dan Sistem Tanjung Pinang terinterkoneksi, pada tingkat kehandalan yang sama (LOLP < 1 hari pada tahun 2020), diperoleh potensi penghematan sekitar USD25.3 juta hingga tahun 2020 atau rata-rata USD2.3 juta/tahun dibandingkan dengan jika kedua sistem stand alone. Dengan demikian pilihan terbaik dalam pengembangan sistem pembangkitan di Pulau Bintan adalah membangun Sistem Bintan Interkoneksi disertai pembangunan sejumlah pembangkit hingga tahun 2020 yang terdiri dari 16 unit PLTU Batubara dengan total kapasitas 120 MW, 3 unit PLTD dengan total kapasitas 15 MW dan 12 unit PLTG dengan total kapasitas 75 MW.

---

In 2006, Tanjung Pinang and Tanjung Uban electricity systems located in Bintan Island, were stipulated as area in electricity crisis condition. But since the stipulation untill today, both of the system remain in crisis, and need an immediate solution. This thesis studies on the ekspansion plan of generating system in Bintan, including studies on an alternative power source, that is Batam-Bintan interconnection. Analysis? result shows that Batam-Bintan interconnection is not feasible to be implemented, since it can rise up generation cost. If Tanjung Uban remains stand alone, a reliable generation system could only be achieved by developing a huge number of oil power plants, therefore will be ineficient. Meanwhile if Tanjung Uban and Tanjung Pinang are interconnected, at the same reability level (<1 day in 2020), there was a chance to get efficiency from interconnection option around USD25.3 Milion until 2020, or averagely USD2.3 Million/year compared to stand alone option. Therefore the best choice to expand generation system in Bintan is connecting both of the system by a transmission line, with a number of generation additions untill 2020 consist of 16 units coal fire power plant (PP) with total capacity 120 MW, 3 units oil PP (total capacity 15 MW) and 12 units gas turbin PP (total capacity 75 MW).

Abstrak :
Kebutuhan energi listrik di wilayah Universitas Indonesia semakin lama akan semakin meningkat, untuk itu perlu adanya upaya didalam peningkatan daya agar kontinuitas penggunaan energi listrik dapat terjamin. Salah satu upayanya dengan menganalisa pembangunan salah satu jenis sistem pembangkit baru. Terdapat beberapa jenis bahan bakar untuk pembangkit, diantaranya adalah tenaga air, tenaga angin, tenaga surya, tenaga gas dan lain sebagainya. Di lingkungan Universitas Indonesia telah tersedia pipa gas yang dapat mempermudah didalam pembangunan pembangkit yang baru yaitu pembangkit listrik tenaga gas. Didalam penulisan ini akan dilihat pemanfaatan pembangkit listrik tenaga gas didalam mendukung keandalan sistem kelistrikkan di lingkungan Universitas Indonesia.

Analisis pemanfaatan pembangkit listrik tenaga gas di Universitas Indonesia dilihat dari sisi keekonomisan dengan melihat nilai NPV dan IRR. Dari hasil analisis keandalan sistem ketenagalistrikkan Universitas Indonesia dapat disimpulkan nilai yang paling ekonomis adalah turbin gas dengan kapasitas 8840 KW pada skenario 3 yaitu 40 % PLN dan 60 % PLTG. Hal ini disebabkan karena memiliki nilai NPV terbesar yaitu sebesar Rp 20.450.200.545 dan IRR sebesar 18 %.

---

Abstract
Electrical energy needs in the University of Indonesia, the longer it will increase, therefore, should the effort in improving the electrical energy usage so that continuity can be guaranteed. One of its efforts to analyze the construction of one type of new generation systems. There are several types of fuel for generators, such as hydropower, wind power, solar power, gas power and so forth. At the University of Indonesia has provided gas pipeline which can facilitate in the construction of two new gas fired power plants. In writing this would be the use of gas power plants in support of the reliability of the electrical system at the University of Indonesia.

Analysis of the utilization of gas power plant at the University of Indonesia viewed from the side of the economy by looking at the NPV and IRR. From the results of the electricity system reliability analysis, University of Indonesia can be concluded that the most economic value is the gas turbine with a capacity of 8840 KW in scenario 3 is 40% and 60% of PLN's power plant. This is due to have the largest NPV value of Rp 20,450,200,545 and an IRR of 18%