Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"PT Indonesia Power, salah satu perusahaan pembangkitan listrik swasta (Independent Power Producer/IPP) di Indonesia, akan menghadapi pasar bebas tenaga listrik pada tahun 2003. Pada pasar bebas, PT PLN (Persero), selaku pembeli tunggal tenaga listrik, akan membeli tenaga listrik dari IPP yang menawarkan harga jual terendah. Oleh sebab itu untuk dapat bersaing pada pasar bebas, PT IP perlu menetapkan harga jual tenaga listrik yang kompetitif dan memperhitungkan biaya yang terjadi pada pembangkit listrik dan overhead kantor pusat, kemampuan pembangkit listrik dan pesaing, harga jual pesaing, dan kebutuhan tenaga listrik Jawa Bali. Proses penetapan harga yang kompetitif dimulai dengan menghitung harga pokok penjualan untuk tahun 2003 yang besarnya adalah US$ cent 3,91/kWh. Kemudian dengan menggunakan analisa tingkat pengembalian internal (IRR) ditetapkan batas bawah harga jual yang layak sebesar US$ cent 4,79 kWh untuk faktor ketersediaan 80 persen dan US$ 4,71 kWh untuk faktor ketersediaan 85 persen. Berdasarkan batas bawah harga ini disusun variasi strategi harga yang dianalisa terhadap variasi strategi harga setiap pesaing dengan menggunakan metode teori permainan. Ada 9 pesaing sehingga dilakukan permainan sebanyak 9 kali untuk masing-masing faktor ketersediaan. Hasil permainan dianalisa lebih lanjut dengan analisa kebutuhan tenaga listrik dan kemampuan pembangkit listrik. Dari hasil analisa ini diperoleh harga jual tenaga listrik yang kompetitif adalah US$ cent 5,77 kWh dan pembangkit harus beroperasi pada faktor ketersediaan 85 persen untuk mencapai keuntungan yang maksimal selama besar penalti yang dikenakan terhadap pembangkit yang tidak dapat menyediakan tenaga listrik sesuai faktor ketersediaannya lebih kecil daripada 37,88 persen."

"Dalam melayani sebuah sistem kelistrikan dibutuhkan pembangkit yang handal dan efisien. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap PLTGU merupakan salah satu pilihan pembangkit thermal yang mempunyai kriteria tersebut. Terdapat beberapa jenis konfigurasi PLTGU. Khusus untuk PLTGU dengan dua turbin gas memliki dua jenis konfigurasi, yaitu konfigurasi 2G-2H-3S dua turbin gas, dua HRSG, tiga turbin uap dan konfigurasi 2G-2H-1S dua turbin gas, dua HRSG, satu turbine uap . Mode operasi dari setiap jenis konfigurasi menghasilkan keandalan dan efisiensi yang berbeda.Penelitian ini bertujuan untuk menghitung efisiensi dan keandalan dari dua jenis konfigurasi PLTGU yang menggunakan dua turbin gas, sehingga dapat menentukan pengaruh jenis konfigurasi terhadap efisiensi dan keandalan PLTGU. Dengan menggunakan metode energi input ouput untuk menentukan besar efisiensi dan dengan menghitung Equivalent Availability Factor EAF untuk mendapatkan faktor kesiapan atau keandalan pembangkit.Dari hasil perhitungan didapatkan konfigurasi 2G-2H-1S memliki nilai efisiensi yang lebih tinggi dari konfigurasi 2G-2H-3S, terhitung Untuk mode operasi Full Blok Cycle konfigurasi 2G-2H-1S memliki efisiensi maksimum 55.5 sedangkan konfigurasi 2G-2H-3S efisiensi maksimum 53.5 . Sedangkan untuk nilai keandalan konfigurasi 2G-2H-3S lebih handal dibandingkan dengan konfigurasi 2G-2H-1S. Untuk mode operasi Full Blok Cycle memliki 93.39 EAF, sedangkan konfigurasi 2G-2H-3S 92.62 EAF. Dari segi keekonomian kedua jenis konfigurasi memiliki nilai kelayakan, dimana untuk konfigurasi 2G-2H-1S lebih ekonomis dilihat dari NPV 371,286,536 USD dan IRR 12 serta waktu pengembalian modal yang relative lebih cepat 9 tahun. Dengan mengetahui konfigurasi PLTGU yang handal, efisien dan ekonomis dapat dijadikan dasar pengambilan keputusan untuk pemilihan konfigurasi PLTGU yang sesuai dengan kebutuhan beban dasar, beban menengah, atau beban puncak di sebuah sistem kelistrikan.Kata Kunci : EAF, Efisiensi, Keandalan, Konfigurasi PLTGU, PLTGU.

---

In serving the electrical systems required a reliable and efficient plants. Combined Cycle Power Plant CCPP is one of the thermal power plants that have a selection criteria. There are several types of CCPP configurations. Especially for CCPP with two gas turbines have two types of configurations, the configuration of 2G 2H 3S two gas turbines, two HRSG, three steam turbines and the configuration of 2G 2H 1S two gas turbines, two HRSG, one steam turbine , The mode of operation of each type of configuration produces a different reliability and efficiency.

This study aimed to quantify the efficiency and reliability of two types of power plant configuration that uses two gas turbines, so as to determine the effect of this type of configuration on the efficiency and reliability of the CCPP. By using the input energy ouput to determine the efficiency and to calculate Equivalent Availability Factor EAF to obtain readiness factors or reliability of the power plant. From the results of the calculation.

Calculation resulting from the configuration of 2G 2H 1S has a higher efficiency values of configuration 2G 2H 3S, accounting for full block cycle operating modes configuration 2G 2H 1S discount maximum efficiency of 55.5 , while the configuration of 2G 2H 3S efficiency a maximum of 53.5 . As for the value of reliability configuration 2G 2H 3S is more reliable than the configuration of 2G 2H 1S. For full block cycle operating modes discount EAF 93.39 , while the configuration 2G 2H 3S 92.62 EAF. In terms of economics both types of configurations have a feasibility value, which for configuration 2G 2H 1S more economical views of NPV 371,286,536 USD and IRR 12 and the payback time is 9 years faster. By knowing the configuration of a reliable, efficient and economical power plant can be used as a basis for a decision on the selection of CCPP configurations in accordance with based load, medium load, or peak load requirements in an electrical system."

"Listrik telah menjadi kebutuhan yang sangat krusial. Pentingnya listrik dapat terlihat dari peningkatan penggunaan listrik yang terus meningkat setiap tahunnya. Berdasarkan data Kementerian ESDM, pada tahun 2016 hingga 2021, konsumsi listrik di Indonesia telah meningkat sebesar 17,4%. Hingga akhir tahun 2021, kepemilikan pembangkit listrik terbesar dipegang oleh PT Pembangkit Listrik Negara (PLN). Salah satu Unit Pembangkitan yang berkontribusi terbesar dalam menyediakan listrik dengan kapasitas sebesar adalah Unit Pembangkitan Muara Tawar yang merupakan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU). Dalam perusahaan pembangkitan listrik, aktivitas Supply Chain Management (SCM) memiliki peranan untuk memfasilitasi operasi dan pemeliharaan pembangkit listrik. Proses pengadaan (procurement) merupakan proses vital dalam SCM karena merupakan ujung tombak dari keseluruhan proses. Maka dari itu aktivitas manajerial untuk mengukur performa pengadaan ini sangat dibutuhkan. Untuk merancang pengukuran kinerja yang sesuai dengan permasalahan ini, dibutuhkan suatu metode yang dapat menerjemahkan visi, misi, dan strategi jangka panjang perusahaan. Berdasarkan hasil penelitian yang dilakukan, telah diperoleh sebuah balanced scorecard beserta KPI yang dibutuhkan untuk mengukur pencapaian kinerja Unit Pengadaan Perusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap melalui 4 perspektif (finansial, pelanggan, bisnis internal, dan pembelajaran & pertumbuhan) dengan hasil kinerja Unit Pengadaan PT PLN NP UP Muara Tawar Tahun 2022 menunjukkan kinerja yang sangat baik.

---

Electricity has become a very crucial need. The importance of electricity can be seen from the increasing use of electricity which continues to increase every year. Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, from 2016 to 2021, electricity consumption in Indonesia has increased by 17.4%. Until the end of 2021, the largest power plant ownership is held by PT Pembangkit Listrik Negara (PLN). One of the Generation Units that contributes the most to providing electricity with a capacity as large as the Muara Tawar Generation Unit, which is a Gas and Steam Power Plant (PLTGU). In power generation companies, Supply Chain Management (SCM) activities have a role to facilitate the operation and maintenance of power plants. The procurement process is a vital process in SCM because it is the spearhead of the entire process. Therefore managerial activities to measure procurement performance are needed. In order to design performance measurements that are appropriate to this problem, a method is needed that can translate the company's vision, mission and long-term strategy. Based on the results of the research conducted, a balanced scorecard and the required KPIs have been obtained to measure the achievement of the performance of the Procurement Unit of the Gas and Steam Power Plant Company through 4 perspectives (financial, customer, internal business, and learning & growth) with the performance results of the PT Procurement Unit PLN NP UP Muara Tawar Year 2022 shows very good performance.

"

"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."

"Sebagian besar sistem pembangkitan di Indonesia masih mengandalkan sumber energi fosil sebagai bahan bakarnya. Seiring dengan perkembangan teknologi maka kebutuhan akan energi listrik semakin meningkat. Salah satu cara meningkatkan effisiensi penggunaan energi pada sistem pembangkitan adalah dengan mengoperasikan sistem pembangkitan dengan pembebanan yang optimal. "Part Load Operation" merupakan salah satu metoda pengopersian sistem pembangkitan yang dapat digunakan untuk mengoptimalisasi pembebanan dari dari sistem pembangkitan. Dengan menggunakan kurva karakteristik part load operation dapat dilihat pembebanan yang optimal untuk pola pengoperasian 1.1.1 terdapat pada rentang pembebanan 14,80 MW sampai dengan 244,2 MW dengan rentang effisiensi termal PLTGU antara 8,088 % sampai 57,462 %, untuk pola pengoperasian 2.2.1 terdapat pada rentang pembebanan 266,44 MW sampai dengan 488,4 MW dengan rentang effisiensi termal PLTGU antara 46,287 % sampai 54,754 %, dan untuk pola pengoperasian 3.3.1 terdapat pada rentang pembebanan diatas 488.40 MW dengan rentang effisiensi termal PLTGU antara 50,192 % sampai 54,814 %. Pada rentang pembebanan 14,80 MW sampai 244,2 MW penggunaan pola pengoperasian I.I.I pada pembebanan PLTGU sebesar 14,80 MW menghasilkan penghematan energi maksimum sebesar 14877,382 MMBTU atau 4360,161 MWH dalam satu hari jika dibandingkan dengan pola pengoperasian 2.2.1 dan 28551,109 MMBTU atau 8367,505 MWH dalam satu hari jika dibandingkan dengan pola pengoperasian 3.3.1. Pada rentang pembebanan 266,40 MW sampai 488,40 MW penggunaan pola pengoperasian 2.2.1 pada pembebanan PLTGU sebesar 266,40 MW menghasilkan penghematan energi maksimum sebesar 12726,901 MMBTU atau 3729,887 MWH dalam satu hari jika dibandingkan dengan pola pengoperasian 3.3.1."

"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)."