Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Potensi gas CBM di Kalimantan Tengah dapat digunakan sebagai pasokanbahan bakar pembangkit PLTGU namun belum adanya standarisasi harga jual gasCBM menyebabkan nilai keekonomian dari pembangkit berbahan bakar CBMperlu dikaji khususnya untuk harga produksi listrik yang cukup sensitif terhadapharga bahan bakar.Dalam perencanaan pengembangan pembangkit di Pulang PisauKalimantan Tengah akan dibangun pembangkit berkapasitas 2 x 60 MW, denganmemperhatikan produk pabrikan yang ada maka pembangkit yang dipilih adalahpembangkit berkapasitas 2 x 64 MW dengan total kapasitas 130,7 MW.Evaluasi pembangunan pembangkit PLTGU 130,7 MW dilakukan untukmenentukan harga produksi listrik dari kegiatan pembangkitan menggunakancadangan CBM yang ada. Evaluasi akan dilakukan dengan analisa sensitifitasharga listrik terhadap perubahan harga gas CBM dan nilai IRR. Harga listrik akandibandingkan dengan pembangkit PLTD, PLTU dan PLTGU Konvensional.Berdasarkan perhitungan dalam model finansial didapatkan kenaikan harga gas 1US$/Mmbtu, harga listrik akan naik 0,007 US$/KWh. Untuk harga gas CBM7US$/Mmbtu pada base case IRR sebesar 14% Interest Rate 10% didapatkanharga listrik PLTGU sebesar 0,083 US$/KWh.Pada kondisi base case harga listrik PLTGU dengan CBM mampubersaing dengan PLTD. Meskipun lebih rendah, harga listrik PLTU akan jauhmeningkat jika eksternalitas dimasukan dalam komponen biaya. Dan keterbatasanbahan bakar gas yang menyebabkan harga listrik PLTGU tinggi dapat ditekandengan memanfaatkan gas CBM sebagai bahan bakar alternatif.

---

CBM gas potential in Central Kalimantan can be used as a combined cycle

power plant fuel supply, but the lack of standardization of CBM gas price led to

the economic value of the CBM-fired plants need to be studied in particular for

the production of electricity prices is quite sensitive to fuel prices.

In planning the development of plants at Home Knives Central Kalimantan

plant will be built with a capacity of 2 x 60 MW, taking into account the

manufacturer's product then selected plants are plants with a capacity of 2 x 64

MW with a total capacity of 130.7 MW.

Evaluation of 130,7 MW Combined Cycle Power Plant construction is

done to determine the price of electricity production from generation activities

using existing CBM reserves. Evaluation will be conducted with sensitivity

analysis to changes in electricity prices CBM gas prices and the value of IRR.

Electricity prices will be compared with diesel generators, combined cycle power

plant and Conventional. Based on the calculation of the financial model obtained

gas price increase 1 U.S. $ / MMBTU, electricity prices will go up 0.007 U.S. $ /

kWh. For CBM gas price 7US $ / MMBtu in the base case IRR of 14% Interest

Rate 10% Combined Cycle Power Plant electricity prices obtained for 0.083 U.S.

$ / kWh.

In the base case conditions with CBM CCGT electricity prices competitive

with diesel. Although lower, the price at the plant will be much improved if

externalities are included in the cost components. And limitations of the fuel gas

combined cycle causing high electricity prices could be reduced by utilizing the

CBM gas as an alternative fuel."

"Sebagai perusahaan negara yang memiliki tugas melistriki nusantara PT PLN Persero harus memenuhi penyediaan energi listrik secara efisien. Akhir tahun 2014 dicanangkan Program Nasional untuk memperkuat sistem listrik di Indonesia melalui program 35.000 MW. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik RUPTL 2018-2027 menyebutkan sebesar 22,2 perencanaan pembangunan pembangkit listrik baru adalah pembangunan pembangkit dengan menggunakan gas sebagai energi primer. Diperlukan jenis pembangkit gas yang tepat untuk dibangun berdasarkan pola operasi pembangkit, sehingga akan menghasilkan pembangkit yang beroperasi secara efisien. Untuk mendapatkan efisiensi dan nilai ekonomi dari pengembangan pembangkit listrik gas yang tepat, digunakan metode perhitungan Levelized Cost of Electricity LCOE yang dihitung berdasarkan Net Present Value NPV selama umur operasi pembangkit gas, dengan memperhitungkan biaya investasi, biaya operasi, biaya pemeliharaan dan biaya penyediaan bahan bakar. Penggunaan pembangkit listrik mesin gas dengan tipe siklus terbuka untuk pola operasi pemikul beban puncak peaker menghasilkan biaya penyediaan energi listrik sebesar 1,976.84 IDR/kWh dapat menghemat biaya penyediaan energi listrik PLN sampai dengan sebesar Rp 15 Miliar per tahun. Penggunaan pembangkit listrik turbin gas dengan tipe siklus terbuka untuk pola operasi pemikul beban sistem load follower menghasilkan biaya penyediaan energi listrik sebesar 1,209.24 IDR/kWh dapat menghemat biaya penyediaan energi listrik PLN sampai dengan sebesar Rp 16 Miliar per tahun. Penggunaan pembangkit listrik turbin gas dengan tipe siklus gabungan untuk pola operasi pemikul beban dasar base load menghasilkan biaya penyediaan energi listrik sebesar 1,021.35 IDR/kWh dapat menghemat biaya penyediaan energi listrik PLN sampai dengan sebesar Rp 73 Miliar per tahun.

---

As a state owned enterprises that has an assignment to electricity whole Indonesia, PT PLN Persero should meet the provision of electric energy efficiently. The end of 2014 is the National Program to strengthen the electricity system in Indonesia through the 35,000 MW program. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik RUPTL 2018 2027 mentions 22.2 of the planned development of new power plants is the construction of power plants using gas as primary energy. The right type of gas power plant is needed to build on the operating mode of the plant, thus generating efficiently operated plants. To obtain the efficiency and economic value of the development of the appropriate gas power plant, the calculated Levelized Cost of Electricity LCOE calculated based on the Net Present Value NPV over the life time of the gas power plant operation, taking into account investment costs, operating costs and maintenance costs as well fuel costs. The use of open type gas engine power plants for peak load operation mode resulted in a cost of electricity supply of 1.976,84 IDR kWh can save PLN 39 s electricity supply costs up to Rp 15 billion per year. The use of a gas turbine power plant with an open cycle type for the load follower operating mode generates a cost of electricity supply of 1.209,24 IDR kWh can save PLN 39 s electricity supply costs up to Rp 16 billion per year. The use of gas turbine power plant with combined cycle type for base load mode generates electricity cost of 1.021,35 IDR kWh can save PLN electricity supply cost up to Rp 73 Billion per year."

"In the highly capital-intensive electricity supply industry, it is essential that both engineers and managers understand the methodologies of project evaluation in order to comprehend and analyse investment proposals and decisions. This fully revised and updated edition of Economic Evaluation of Projects in the Electricity Supply Industry (IEE, 1996) takes a broad introductory approach, covering market and environmental issues, financial analysis and evaluation and clean environmental technologies and costs. New topics include electricity trading and risk management, evolving electricity utilities and new and future generation technologies in a carbon-constrained world."

"ABSTRAKListrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

ABSTRACTElectricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel. This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh."

"Saat ini, ada dua instrumen untuk menilai dampak lingkungan dan sosial dari proyek pembangkit listrik di Indonesia, yaitu Analisis Mengenai Dampak Lingkungan Hidup (Amdal) dan Environmental and Social Impact Assessment (ESIA). Penelitian ini bertujuan untuk membandingkan aspek lingkungan dan sosial dari Amdal dan ESIA untuk mengembangkan pedoman dan strategi pengintegrasian dua studi ini. Metode yang digunakan adalah analisis dokumen, wawancara semi terstruktur dan observasi. Hasil penelitian memperlihatkan perbedaan utama ESIA dan Amdal terletak pada fase penapisan, pelingkupan, analisis dampak, dan tindak lanjut. ESIA mencakup aspek fisik-kimia, biologi, (lingkungan) dan sosio-ekonomi (sosial) yang lebih luas dibandingkan Amdal. Mengintegrasikan dua kajian lingkungan ini dapat mengurangi jejak karbon dari studi lingkungan, memperkuat perlindungan lingkungan, efisiensi biaya hingga 12%, meningkatkan kapasitas penyusun dan pelaksana Amdal dan ESIA, peningkatan keberterimaan oleh pengambil keputusan, yaitu pemerintah dan lembaga finansial. 

---

Currently, there are two instruments for assessing the environmental and social impacts of power development projects in Indonesia, which are Analisis Mengenai Dampak Lingkungan or Amdal and  Environmental and Social Impact Assessment (ESIA). This research aims to compare the environmental and social aspects of Amdal and ESIA to further develop guidance and strategy for the integration of these practices. This research employed document analysis, semi-structured interviews, and field observation. This research found that the main differences between Amdal and ESIA are in the screening, scoping, impact analysis, and follow-up phases. The ESIA covers a wider range of physicochemical, biological, and socio-economic (social) aspects than Amdal does. Integrating the two practices could reduce the carbon footprint, strengthen environmental protection, save costs up to 12%, increase the stakeholder capacity, and improve the acceptance of decision-makers (the government and financial institutions)."

"Energi listrik merupakan kebutuhan yang sangat vital bagi kehidupan manusia. Tanpa adanya listrik berbagai aktivitas tidak dapat dilakukan. Kebutuhan akan energi listrik akan terus meningkat dari waktu ke waktu. Peningkatan akan kebutuhan energi listrik ini seiring dengan pembangunan yang terjadi. Tak terkecuali di Universitas Indonesia. Pembangunan besar-besaran yang terjadi sejak tahun 2010 hingga tahun 2025 membuat kebutuhan akan listrik di Universitas Indonesia meningkat drastis. Namun, jumlah daya yang ada di seluruh gardu listrik di Universitas Indonesia masih jauh dari cukup untuk memenuhi kebutuhan tersebut. Untuk itu, dalam skripsi ini, penulis mencoba memanfaatkan potensi yang ada di Universitas Indonesia untuk memenuhi kebutuhan listrik dalam kampus secara mandiri dan melakukan studi perancangan pembangkit listrik tenaga gas sebagai alternatif untuk memenuhi kebutuhan listrik untuk Universitas Indonesia. Alternatif untuk memenuhi kebutuhan listrik tambahan di Universitas Indonesia adalah dengan membangun PLTG yang menggunakan sistem pendinginan udara masuk kompresor Absorption chiller untuk meningkatkan efisiensi dari Pembangkit. Di dalam tulisan ini juga dipaparkan analisis finansial apabila menggunakan PLTG mandiri.

---

Electrical energy is a vital necessity for human life. Without electricity, activities can not be done. The necessity for electrical energy will increase continously over time. Increased of electrical energy necessity is in line with the development, include at University of Indonesia. Massive development that have occurred since the year 2010 to 2025 made the necessity of electricity has increased significantly. However, the amount of power that exist around the electrical substation at the University of Indonesia is still far from enough to supply those necessity.

Therefore, in this last project, the authors tried to use all of pontencies to fulfill electricity necessity in this Campus and make design study of gas power plants as an alternative to supply the electricity necessity for University of Indonesia. The alternative to fulfill electricity necessity in University of Indonesia is built Gas Power Plant that used Inlet Air Cooling System to Compressor to increase the efficiency of Power Plant. In this paper is explained financial analyze too if using Independent Gas Power Plant."

"Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik RUPTL PT PLN Persero tahun 2017-2026 merencanakan pembangunan pembangkit listrik di Provinsi Papua dan Provinsi Papua Barat adalah sebesar 1076 MW. Sebagian besar 976 MW dari pembangkit listrik tersebut adalah berbahan bakar gas yang pada tahap pertama akan dibangun terlebih dahulu pada 5 lokasi yaitu di Sorong, Manokwari, Biak, Nabire dan Jayapura dengan total kapasitas sebesar 385 MW. Gas yang akan digunakan untuk pembangkit tersebut adalah berasal dari lapangan BP Tangguh di selat Bintuni dalam bentuk cair LNG yang akan diangkut dengan menggunakan kapal ke setiap lokasi pembangkit.Untuk memperoleh biaya transportasi yang paling efisien maka dilakukankajian dan simulasi roundtripterhadap skema transportasi secara point to point, hub and spoke dan milk run.Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan terhadap skema transportasi LNG pada masing-masing lokasi pembangkitberdasarkan cafacity factor sebesar 0,6 maka diperoleh hasil bahwa yang paling efisien adalah dengan skema transportasi Milk-Run yaitu dengan menggunakan kapal LNG carrier dengan ukuran 25.000 m3 dengan durasi roundtrip selama 9 hari dan biaya transportasi sebesar 1.69 USD/MMSCF. Kapasitas storage pada masing-masing lokasi pembangkit adalah 12.500 m3 untuk lokasi Sorong, 6000 m3 untuk lokasi Manokwari, 5000 m3 untuk lokasi Nabire, 3500 m3untuk lokasi Biak serta15000 m3 untuk lokasi Jayapura. Sedangakan dengan skema transportasi point to point diperoleh biaya transportasi secara kumulatif sebesar 2.37 USD/MMSCF dan dengan skema transportasi Hub and Spoke diperoleh biaya sebesar 2.57 USD/MMSCF.

---

General Plan of Electric Power Supply RUPTL PT PLN Persero years 2017 2026 planned to build power plant in Papua Province and West Papua Province amounted to 1076 MW. Most of the power plants 976 MW are gas fired which will be built first in 5 locations in Sorong, Manokwari, Biak, Nabire and Jayapura with total capacity of 385 MW. The gas to be used for the plant is from the BP Tangguh field in the Bintuni Strait in liquid form LNG which will be transported by ship to the location of each plant. To obtain the most efficient transportation cost, a roundtrip review and simulation of transportation scheme is done on point to point scheme, hub and spoke and milk run.Based on simulation result and calculation of LNG transport scheme at each plant location based on cafacity factor of 0.6, it is obtained that the most efficient is with Milk Run transportation scheme that is by using LNG carrier ship with size 25.000 m3 with roundtrip duration during 9 days and transportation cost of 1.69 USD MMSCF. Storage capacity at each plant site is 12,500 m3 for Sorong location, 6,000 m3 for Manokwari location, 5,000 m3 for Nabire, 3,500 m3 for Biak location and 15,000 m3 for Jayapura location. While with the point to point transportation scheme, the cumulative transportation cost of 2.37 USD MMSCF and with the Hub and Spoke transportation scheme is 2.57 USD MMSCF."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."

"ABSTRAKPenelitian ini membahas mengenai perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Mesin-Gas PLTMG dengan mesin Jenbacher Type-3 Engine J320 G. Dengan menggunakan data spesifikasi mesin yang ada maka data dapat diolah untuk menentukan rancangan Pembangkit Listrik Tenaga Mesin-Gas PLTMG khususnya pada sistem bahan bakar. Bahan bakar yang akan digunakan adalah Liquified Petroleum Gas LPG . Pada skripsi ini akan menampilkan teori dasar heat rate dan flow rate serta desain pipa. Selain itu, dalam penelitian ini juga akan menghitung pressure drop pada pipa serta hubungan flow rate dengan siklus dan sistem distribusi bahan bakar. Diperoleh hasil nilai heat rate sebesar 8624.69 BTU/kWh dan nilai flow rate sebesar 0.058 kg/s. Ukuran pipa yang digunakan 4 rdquo; dengan schedule 80 serta besarnya tekanan yang hilang pressure drop sebesar 192.68 Pa.

---

ABSTRACTThis thesis discusses the planning of Gas Engine Power Plant with Jenbacher Engine Type 3 Engine J320 G. Using the machine specification that can be processed to determine the design of Gas Engine Power Plant especially in the system fuel. The fuel to be used is Liquified Petroleum Gas LPG . In this thesis will show the basic theory of heat rate and flow rate and pipe design. In addition, in this study will also calculate the pressure drop on the pipeline and the flow rate relationship with cycle and fuel distribution system. The result of heat value value is 8624.69 BTU kWh and the flow rate is 0.058 kg s. The size of the pipe used 4 with the schedule 80 and the amount of pressure drop of 192.68 Pa. "