Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Skripsi ini membahas tentang apa saja yang dilakukan atau aktivitas-aktivitas apa saja yang ada di dalam sebuah Overhaul atau Inspeksi Major Gas Turbin pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) serta memperhitungkan jumlah kebutuhan tenaga kerja yang optimal pada proses pemeliharaan tersebut. Dengan memetakan proses pemeliharaan dan inspeksi serta menggunakan network analysis, crashing dan resource leveling dalam menentukan critical path, maka durasi proses inspeksi dapat berlangsung lebih cepat dari jadwal yang telah dibuat, sehingga meningkatkan kesiapan (availability) pembangkit dan dapat mendatangkan income yang lebih besar bagi perusahaan."

"Operasi dan pemeliharaan merupakan dua aktifitas penting dalam kegiatan perusahaan. Bagi perusahaan pembangkit listrik melakukan kedua aktifitas tersebut sangatlah penting karena untuk dapat memberikan suplai listrik yang aman, cukup dan dapat dipercaya bagi konsumen, diperlukan pelaksanaan pemeliharaan serta operasi yang maksimal. PT X merupakan perusahaan penyuplai listrik untuk lokasi Jawa dan Bali. Terjadinya Kegagalan dalam system pemeliharaan dan operasi menimbulkan risiko keselamatan dan kesehatan yang terganggu dan hilangnya suplai listrik bagi sebagian besar konsumen yang mengakibatkan hilangnya sejumlah keuntungan bagi perusahaan. Oleh karena itu diperlukan analisis risiko kegagalan untuk mengindentifikasi, mengontrol dan meminimalkan dampak dari kegagalan tersebut.

---

Operation and maintenance are important activities in company. For power plant company, both activities are verry important because to give an save, enough, and trustable electrical supply for the customer, the operation and maintenance must be maximum. PT X is a company that supply electrical for java and bali.

Failure that happens ini operation and maintenance system can cause a safety and health risk and lost electrical supply for the customer that effect company profits. Thats why risk analysis was needed to indentify, control, and to reduce the cost of failure."

"Keandalan dan efisiensi pada suatu pembangkit listrik menjadi suatu indikator penting dalam system tenaga listrik. Pembangkit yang mengalami derating atau gangguan akan berdampak signifikan terhadap system kelistrikan. Sedangkan pembangkit yang tidak efisien akan menjadi pilihan terakhir dalam pembangkitan tenaga listrik. Peralatan yang mengalami kerusakan dapat berdampak jangka panjang berupa penurunan umur dan turunnya efisiensi.Sehingga hal ini diperlukan suatu perawatan yang optimal sehingga meningkatkan keandalan pembangkit dan menurunkan biaya operasional. Paper ini bertujuan untuk optimisasi pemeliharaan prediktif berbasis resiko untuk mencegah dampak ganda pada pembangkit.Penelitian ini dilakukan dengan metode pemetaan resiko dan menghitung waktu pelaksanaan maintenance dan dapat menurunkan biaya operasi dan pemeliharaan.

---

The reliability and efficiency of power plants become an important indicator in electrical power system. Generators and other supporting equipment that experience derating or disturbance will deteriorate on the electrical power supply. Thus, predictive maintenance becomes essential effort to improve the efficiency and reliability of the plant. In this study, we investigate the risk based predictive maintenance on 740 MW MuaraKarang Combined Cycle Power Plant CCPP, Indonesia through the risk mapping methods. The steps in risk assessment including risk identification, risk analysis, risk evaluation and risk treatment were employed to analyze the MuaraKarang CCPP. We found that the optimized maintenance schedule played significant influence to the reliability and efficiency and have direct consequences to the operation and maintenance cost."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Mesin turbin gas adalah sebuah mesin konversi energi yang menggunakan sistem turbin gas di dalamnya dan terdiri dari tiga komponen utama: kompresor, ruang bakar dan turbin gas. Mesin turbin gas juga merupakan suatu mesin kalor yang mengubah energi kalor menjadi energi mekanis secara kontinyu dan teratur. Beberapa kelebihan yang dimiliki suatu mesin turbin gas - seperti ukuran instaiasi yang relative kecil, getaran kecil, putaran tinggi, torsi yang tinggi, biaya per-satuan daya yang relative murah dan mudah pemeliharaannya membuatnya telah cukup banyak digunakan untuk berbagai aplikasi.Namun dalam hal pengoperasiannya, suatu mesin turbin gas tidak selamanya memiliki performance yang terus menunjukkan peningkatan jika putaran kompresor, rasio tekanan ataupun laju aliran massa bahan bakarnya ditingkatkan. Ada batasan-batasan dimana unjuk kerja (perfonnance) dari suatu mesin turbin gas akan mencapai harga maksimumnya, yang kemudian akan mulai mengalami penurunan ataupun ketidakstabilan. OIeh karena itu, perlu kiranya untuk méngetahui bagaimanakah karakter operasional mesin yang sebenarnya.Berdasarkan karakter aktual operasional mesin yang diperoleh, dapat diperkirakan dan kemudian ditentukan kondisi-kondisi operasional mesin yang baik dan benar, dalam pengertian bahwa mesin dapat bekerja secara setimbang, yaitu suatu kerja mesin yang menunjukkan adanya kesetimbangan antara jumlah bahan bakar yang dikonsumsi dengan daya keluaran (output power) yang dihasilkan.

---

A gas turbine engine is an energy convention engine which uses gas turbine system and consists of three main components : a compressor, a combustion chamber and a gas turbine. The gas turbine engine is also a heat engine which converts heat energy into mechanical energy continuously and regularly.

Some advantages of a gas turbine engine -such as it is relatively small size, generates small vibration, high speed and high torque. its cost per power unit is relatively cheap and its maintenance is easy-, makes this engine to be widely used in many applications.

But, in its operational, a gas turbine engine doesn't always show better performance as the compressor speed, pressure ratio or fuel mass flow is increased. There are limits where the performance of a gas turbine engine will reach the maximum value, and then will begin to drop or the engine will become instable. So, it is necessary to know the actual character of the engine, especially when the engine is running.

According to the actual character, the good and right operating conditions of the gas turbine engine can be-predicted and determined. So, the engine can run in its equilibrium conditions, where there is balance and compatibility between fuel which is consumed and output power which is generated by the engine."

"Tesis ini membahas tentang evaluasi keandalan PLTGU menggunakan teori graph yang dibagi dalam 15 sistem serta keterkaitannya. Peta Kesehatan Unit (PKU) digunakan untuk mengidentifikasi sistem dan sub sistem PLTGU. Berdasarkan pembagian 15 sistem tersebut dibuat System Structure Graph (SSG) dan system reliability graph. Dengan graph tersebut dapat diketahui bentuk matrik dan persamaan matematis untuk permanent function PLTGU (VPF-r). Melalui data gangguan work order, dapat diketahui nilai keandalan sistem dan sub sistemnya yang kemudian disubtitusikan ke permanent function untuk mengetahui indeks keandalan PLTGU.

---

This thesis discusses about how to evaluate reliability of combined cycle power plant using graph theory that devided into 15 systems by considering the interrelation one system to each other. Peta Kesehatan Unit (PKU) used to identify the system and sub systems of combined cycle power plant. Based on the division of 15 systems previously, System Structure Graph (SSG) dan system reliability graph are created to indicates systems and sub systems configuration. Using graph theory, matrix form will be known and permanent function (VPF-r) can be obtained. Based on failure data in work order, reliability value of systems and their sub systems can be calculate then substitute it into permanent function to determine combined cycle power plant reliability index."

"Lebih dari 80% emisi karbon yang dilepaskan oleh fasilitas hulu pemroses minyak dan gas pada unit produksi terapung (FPU) di lepas pantai pada studi kasus ini merupakan produk dari hasil pembakaran turbin gas. Namun biaya penyerapan karbon yang tinggi menjadi hambatan utama bagi industri minyak dan gas untuk merespon kebutuhan penurunan emisi gas rumah kaca dari produk pembakaran. Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan integrasi konsep power-to-gas (P2G) pada emisi turbin gas melalui pengintegrasian unit pemanfaatan panas sisa gas buang (WHRU), resirkulasi gas buang (EGR), penyerapan karbon pasca pembakaran (PCC) menggunakan pelarut monoethanolamine (MEA), dan proses metanasi untuk produksi gas alam sintetik atau syngas. Evaluasi proses secara detail dalam penelitian ini dilakukan dengan menggunakan Aspen HYSYS. Penyerapan karbon pada kandungan MEA 28% menghasilkan efisiensi sebesar  99,65% pada tekanan absorber 2 bar dan suhu gas umpan 55oC dengan konversi menjadi metana 100% oleh reaktor metanasi pada rasio H2/CO2 sebesar 4,1, berdasarkan hasil permodelan atas beberapa kondisi sensitifitas. Jika produk sampingan berupa syngas diperhitungkan dalam analisis, maka biaya penurunan CO2 untuk unit produksi terapung di lepas pantai pada penelitian ini dapat turun secara substantial dari 138,6 USD/ton CO2 tanpa P2G, menjadi 20,6 USD/ton CO2­ dengan integrasi P2G.

---

More than 80% of the carbon emitted by the offshore oil and gas processing facilities on  a floating production unit (FPU) utilized as a case study in this work is a product of gas turbines combustion. However, the current high cost of CO2 capture is the primary obstacle preventing the oil and gas industry from responding to the increasing need for reducing greenhouse gas emissions from combustion products. This research seeks to determine the viability of incorporating the power-to-gas (P2G) concept on existing gas turbines emissions through the integration of waste heat recovery unit (WHRU), exhaust gas recirculation (EGR), post-combustion carbon capture (PCC) using monoethanolamine (MEA) solvent, and methanation to produce synthetic natural gas or syngas. Aspen HYSYS is used to simulate the evaluation process detailed in this research. The maximum carbon capture efficiency with 28% MEA resulted in 99.65% capture efficiency at 2 bar absorber pressure and 55oC feed temperature with 100% methane conversion produced by a methanation reaktor at an H2/CO2 ratio of 4.1, according to modeling results from a number of sensitivity conditions. When the sales of syngas by-products are accounted for, the cost of avoiding CO2 for the offshore floating production unit represented here lowers substantially from USD 138.6/ton CO2 without P2G to USD 20.6/ton CO2 with P2G. "

"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."

"Dengan peran penting dari PLTGU sebagai infrastruktur listrik yang jumlahnya ingin ditingkatkan oleh Pemerintah, proyek PLTGU memiliki nilai investasi yang sangat tinggi. Terdapat banyak risiko pada proyek ini dan proyek ini melibatkan berbagai pihak. Oleh karena itu, manajemen risiko menjadi hal yang sangat penting untuk mengetahui risiko apa yang terdapat pada proyek ini, dampak yang ditimbulkan oleh risiko, dan rencana respon yang harus dilakukan untuk mengurangi dampak dari risiko tersebut. Dalam penelitian ini, peneliti menggunakan pendekatan Value at Risk untuk mengetahui nilai kerugian maksimum pada sebuah proyek jika risiko yang dimodelkan terjadi. Pada penelitian ini akan dikembangkan model risiko finansial yang berfungsi sebagai media pembelajaran dalam menganalisa dampak risiko dengan nilai kelayakan pada proyek PLTGU Lampung. Pengguna model dapat memetakan dampak dari berbagai risiko terhadap nilai kelayakan dari proyek PLTGU sehingga mereka dapat mengetahui biaya investasi minimum dan maksimum yang diperlukan yang harus diambil oleh perusahaan sebagai pengambil keputusan.

---

With an important role of PLTGU as infrastructure for electricity which its amount wants to be increased by the Government, this constructional and operational of the PLTGU has a very high investment value. There are many risks in this project. In addition, this project involves a wide range of parties. Therefore, risk management becomes a very important thing to know the risks of anything contained on this projects, impact caused by the risks, and response plans that should be made to reduce the impact of those risks.

In this study, researcher used a calculation by using Value at Risk to find out the value of the maximum loss on a project if the modeled risks occur. This research will develop a financial risk model that served as a learning media in analyzing the risk impact to the value of the investment in the construction of Lampung PLTGU. Users of the model can map out the impact of the various risks to the financial aspects of the PLTGU construction so they can find out the minimum and maximum investment cost needed that should be taken by the companies as decision makers."