Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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)."

"ABSTRAKPerencanaan pengembangan pembangkit listrik merupakan salah satu hal pentingyang menjadi bagian dari perencanaan sistem kelistrikan nasional selain perencanaankebutuhan beban. Permasalahan yang harus terjawab dalam suatu perencanaanpengembangan pembangkit adalah bagaimana suatu investasi akan bernilai optimumdengan berbagai kendala dan keterbatasan yang ada untuk memenuhi tingkat kehandalanyang diinginkan.Optimasi perencanaan pengembangan pembangkit yang digunakan dalampenelitian ini didasarkan atas minimum pembiayaan (least cost) yang dinyatakan terhadapnilai saat ini (present value) dengan tingkat kehandalan yang ditetapkan dan sejalandengan kebijakan pemerintah. Pembiayaan yang dimaksud adalah pembiayaanpembangkit yang terdiri atas biaya modal, operasi dan pemeliharaan, serta biaya bahanbakar. Metode penghitungan nilai optimasi yang digunakan adalah algoritma genetika,dimana dalam penelitian sebelumnya hasil pengujian simulasi menunjukkan nilai totalpembiayaan 0,7% lebih rendah apabila dibandingkan dengan model Zopplan.Hasil optimasi bauran kapasitas pembangkit Jawa Bali di tahun 2030 adalahPLTU Batubara 55.492 MW (60%), PLTGU Gas (16%) 14.831 MW, PLTG LNG 10.385MW (11%), PLT Hidro 7.196 MW (8%), dan PLTP 3.797 MW (4%). PLTU Minyak danPLTU 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 JawaBali 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 Minyak713 GWh dan PLTU Gas 1.429 GWh. Proyeksi emisi CO2 di tahun 2030 adalah sebesar348,8 juta ton, sedangkan di tahun 2020 sebesar 198,2 juta ton. Proyeksi emisi CO2 ditahun 2020 hasil optimasi Algen menunjukkan 7 juta ton lebih rendah apabiladibandingkan terhadap proyeksi dari RUPTL.

---

ABSTRACTPower generation expansion planning is one of an important thing that becamepart of the national electricity system planning, besides of the load forecasting. Problemthat must be answered in generation expansion planning is how an investment would beoptimum with several constraints and limitations, wether they are techno-economic factoror energy resources.Optimization of power generation in this study are based on least cost methodwhich stated in present value with a spesified level of reliability and in line withgovernment policy. Least cost are for capital cost, operation and maintenance cost, andfuel cost. The measurement of optimization?s value using the genetic algorithm, which inprevious studies test results demonstrate the value of total cost is 0,7% lower whencompared to Zopplan?s model.Optimization results for Jawa Bali generating capacity mix in 2030 was SteamCoal 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 Geothermal3,797 MW (4%). Oil and Gas Steam Power Plant power plant is considered as existingpower plants amounted to 407 MW (0.4%) and 815 MW (0.9%). Optimization results ofelectrical generating energy mix for Java and Bali in 2030 was Coal Power Plant 340272 GWh, Gas Combined Cycle Power Plant 54 730 GWh, LNG Power Plant 18,356GWh, Hydro 22 059 GWh, Geothermal 27,762 GWh, Oil and Gas Steam Power plantare 713 GWh and 1,429 GWh. Projected CO2 emissions in 2030 amounted to 348.8million tons, while in 2020 amounted to 198.2 million tons. Projected CO2 emissions in2020 based on Algen?s optimization result shows 7 million tons lower when compared tothe projection of RUPTL (General Plan Electricity of Supply in Indonesia)."

"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."

"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."

"Kebutuhan energi listrik di wilayah Universitas Indonesia semakin lama akansemakin meningkat, untuk itu perlu adanya upaya didalam peningkatan daya agarkontinuitas penggunaan energi listrik dapat terjamin. Salah satu upayanya denganmenganalisa pembangunan salah satu jenis sistem pembangkit baru. Terdapat beberapajenis bahan bakar untuk pembangkit, diantaranya adalah tenaga air, tenaga angin, tenagasurya, tenaga gas dan lain sebagainya. Di lingkungan Universitas Indonesia telah tersediapipa gas yang dapat mempermudah didalam pembangunan pembangkit yang baru yaitupembangkit listrik tenaga gas. Didalam penulisan ini akan dilihat pemanfaatanpembangkit listrik tenaga gas didalam mendukung keandalan sistem kelistrikkan dilingkungan Universitas Indonesia.Analisis pemanfaatan pembangkit listrik tenaga gas di Universitas Indonesia dilihatdari sisi keekonomisan dengan melihat nilai NPV dan IRR. Dari hasil analisis keandalansistem ketenagalistrikkan Universitas Indonesia dapat disimpulkan nilai yang palingekonomis adalah turbin gas dengan kapasitas 8840 KW pada skenario 3 yaitu 40 % PLNdan 60 % PLTG. Hal ini disebabkan karena memiliki nilai NPV terbesar yaitu sebesar Rp20.450.200.545 dan IRR sebesar 18 %.

---

AbstractElectrical 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 canbe guaranteed. One of its efforts to analyze the construction of one type of new generationsystems. 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 gaspipeline which can facilitate in the construction of two new gas fired power plants. Inwriting this would be the use of gas power plants in support of the reliability of theelectrical system at the University of Indonesia.Analysis of the utilization of gas power plant at the University of Indonesia viewed fromthe side of the economy by looking at the NPV and IRR. From the results of theelectricity system reliability analysis, University of Indonesia can be concluded that themost 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 Rp20,450,200,545 and an IRR of 18%"

"Potensi energy yang berasal dari limbah produksi kopra, yaitu tempurung kelapa, khususnya di pulau sulawesi, relative tinggi. Bila tempurung kelapa dimanfaatkan sebagai bahan bakar pada sistem gasifikasi dengan design teknis jenis fixed bed updraft gasifier berdimensi diameter 22 cm, tinggi 55 cm, dan dan ketebalan 4 mm. memberikan efisiensi maksimum sebesar 40 %. Dengan inkremental bahan bakar sebesar 2.42 kg/jam. Dan pemakaian bahan bakar spesifik sebesar 2.52 kg/kWh.

---

Coconut shell as waste production of copra has great potential energy, especially in Sulawesi Island in Indonesia. If coconut shell was used as fuel in gasification system with its fixed bed updraft gasifier technical design and has dimension 22 cm width, 55 cm height and 4 mm deep could provide maximum efficiency 40 %. With incremental rise of fuel usage 2,42 kg/hour and specific fuel consumption 2,52 kg/kWh."

"Suatu sistem tenaga listrik terdiri dari tiga bagian utama, yaitu pembangkitan, transmisi dan distribusi daya listrik. Adanya gangguan pada salah satu sistem tenaga listrik tersebut akan berpengaruh terhadap sistem lainnya. Analisis yang akan dilakukan adalah pengaruh adanya gangguan pada sistem saluran transmisi jaringan 150 kV terhadap kinerja sistem proteksi pada pembangkit listrik, khususnya di PLTGU UBP Priok, yang mengakibatkan beberapa unit trip bahkan padam total disebabkan oleh jatuh tegangan sesaat akibat gangguan yang terjadi. Menganalisis unjuk kerja dari sistem proteksi yang ada di PLTGU UBP priok yaitu relai proteksi numerik REG216 untuk memproteksi generator dan transformatornya, serta relai MVAG sebagai relai proteksi jatuh tegangan disisi 6 kV terhadap gangguan yang terjadi disistem transmisi. Saat terjadi gangguan hubung singkat di sistem transmisi 150 kV, relay proteksi yang bekerja adalah relai under voltage, yang telah mencapai waktu pick-up 4 detik. Hasil dari analisis ini menunjukan kinerja sistem proteksi pembangkit di PLTGU Priok secara koordinasi antar sistem belum mampu memenuhi konsep operasi sistem pembangkit.Suatu sistem tenaga listrik terdiri dari tiga bagian utama, yaitu pembangkitan, transmisi dan distribusi daya listrik. Adanya gangguan pada salah satu sistem tenaga listrik tersebut akan berpengaruh terhadap sistem lainnya. Analisis yang akan dilakukan adalah pengaruh adanya gangguan pada sistem saluran transmisi jaringan 150 kV terhadap kinerja sistem proteksi pada pembangkit listrik, khususnya di PLTGU UBP Priok, yang mengakibatkan beberapa unit trip bahkan padam total disebabkan oleh jatuh tegangan sesaat akibat gangguan yang terjadi. Menganalisis unjuk kerja dari sistem proteksi yang ada di PLTGU UBP priok yaitu relai proteksi numerik REG216 untuk memproteksi generator dan transformatornya, serta relai MVAG sebagai relai proteksi jatuh tegangan disisi 6 kV terhadap gangguan yang terjadi disistem transmisi. Saat terjadi gangguan hubung singkat di sistem transmisi 150 kV, relay proteksi yang bekerja adalah relai under voltage, yang telah mencapai waktu pick-up 4 detik. Hasil dari analisis ini menunjukan kinerja sistem proteksi pembangkit di PLTGU Priok secara koordinasi antar sistem belum mampu memenuhi konsep operasi sistem pembangkit. "

"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."

"ABSTRAKSistem pembangkitan pada Region Bali diharapkan mampu untuk memenuhi permintaan beban listrik setelah dilakukan pengembangan sistem pembangkitan dengan penambahan kapasitas pada periode 2017-2021. Dengan demikian perlu dianalisis bahwa dengan penambahan kapasitas pembangkit pada sistem pembangkitan Region Bali dapat meningkatkan keandalan sistem dalam memenuhi kebutuhan beban yang pada penelitian ini diukur dari nilai indeks probabilitas kehilangan beban Loss of Load Probability dan besar energi tidak terlayani Energy Not Served . Analisis terbagi dalam 3 skenario, skenario pertama adalah ketika pengembangan sistem pembangkitan sesuai dengan perencanaan pada RUPTL 2017-2026, skenario kedua adalah ketika proyek pembangkitan mengalami keterlambatan, dan skenario ketiga adalah ketika jaringan kabel bawah laut mengalami gangguan. Nilai indeks LOLP dihitung menggunakan perangkat lunak WASP-IV kemudian akan dievaluasi dengan membandingkan nilai nya pada standar nilai indeks keandalan yang telah ditetapkan oleh PT PLN Persero , yaitu indeks LOLP lebih kecil dari 0,274 , atau ekuivalen dengan lebih kecil dari 1 hari/tahun. Pada skenario pertama, nilai LOLP yang memenuhi standar hanya terjadi pada tahun 2017 0,8 hari/ tahun . Pada skenario kedua dengan empat variasi keterlambatan masuknya pembangkit, nilai LOLP yang memenuhi standar hanya terjadi pada tahun 2017 0,8 hari/ tahun dan nilai LOLP terburuk terjadi pada saat keterlambatan PLTM 42,8 hari/ tahun . Pada skenario ketiga dengan empat variasi gangguan jaringan kabel bawah laut, nilai LOLP terburuk terjadi saat Region Bali tidak mendapatkan daya sama sekali akibat gangguan 257,6 hari/ tahun

---

ABSTRACTGeneration system in Bali is expected to be able to meet the demand of electricity load after the expansion of the generation system with the addition of capacity. Thus it needs to be analyzed that with the addition of generating capacity in the Bali rsquo s generation system can improve the reliability of the system in meeting the load demands which in this study is measured from the value of the Loss of Load Probability LOLP index and total Energy Not Served ENS . The analysis is divided into 3 scenarios, the first scenario is when the expansion of the generating system in accordance with the planning in RUPTL 2017 2026, the second scenario is when the generation project is delayed, and the third scenario is when the submarine cable network is interrupted. The LOLP index value calculated using WASP IV software, then be evaluated by comparing its value to the standard value of reliability index determined by PT PLN Persero , LOLP index smaller than 0,274 , or equivalent to less than 1 day year. For the first scenario, the index value that meets the standard only occurs in 2017 0,8 days year . For the second scenario with four variations of delayed of the plant, the index value that meets the standard only occurs in 2017 0,8 days year and the worst index value occurs during the delay of the PLTM project 42,8 days year . For the third scenario with four variations of submarine cable network disturbance, the worst index value occurs when Bali does not get any power at all due to interference 257,6 days year ."

"ABSTRACTKelangkaan sumber energi pembangkitan listrik dan rasio elektrifikasi yang tidak merata, mendorong manusia untuk melakukan upaya untuk menyelesaikan hal tersebut, salah satunya adalah dengan DC House. Effisiensi sistem DC House ini bergantung pada dua parameter yaitu arus dan tegangan. Pada faktanya, arus dan tegangan ini selalu berubah ubah setiap waktu tergantung beban dan suplainya. Oleh karena itu dibutuhkan sistem monitoring yang mampu mencatat perubahan nilai parameter parameter tersebut agar sistem dapat terjaga dan diketahui nilai effisiensinya. Sistem pengukuran parameter ini memanfaatkan Arduino, sensor arus dan rangkaian pembagi tegangan serta sensor sebagai alat bantu monitoring parameter effisiensi ini. Dengan rangkaian ini, data perubahan parameter dapat tercatat setiap waktu, dan hasil pengukuran arus dan tegangannya mempunyai nilai akurasi 98,66 dan 99,92. sementara nilai effisiensi sitem yang diperoleh 97,53 saat pagi hari dan 76,41 saat sore hari.

---

ABSTRACTThe scarcity of electricity generation and uneven electrification ratios encourages people to make the effort to solve it, one of which is with DC House. The efficiency of the DC House system depends on two parameters current and voltage. In fact, these currents and voltages change every time depending on load and supply. Therefore, it is needed monitoring system that able to record parameters value change so that system can be maintained and known its efficiency value. This parameter measurement system utilizes Arduino, current sensors and voltage divider circuits and sensors as a means of monitoring these efficiency parameters. With this circuit, the parameter change data can be recorded at any time, and the current and voltage measurements have 98,66 and 99,92 accuracy. while the value of system efficiency obtained 97,53 on morning dan 76,41 on evening. "