Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Keberhasilan operasi sistem pembangkit tenaga listrik sangat ditentukan oleh kemampuan untuk memberikan pelayanan yang handal dan kelancaran pasokan kepada konsumen. Keandalan pasokan memberikan dampak yang sangat penting dari hanya sekedar tersedianya pelayanan kepada konsumen. Idealnya, beban harus dipasok listrik dengan tegangan dan frekuensi yang konstan sepanjang waktu. Secara praktis ini berarti bahwa tegangan dan frekuensi harus dipertahankan pada toleransi yang dUjinkan dengan derajat kestabilan yang ting~ sehingga perala tan yang digunakan oleh konsum~n dapat bekerja secara memuaskan. Stabilitas sistem pembangkit secara luas didefinisikan sebagai kemampuan dari sistem pembangkit untuk mempertahankan keseimbangan operasi pada kondisi normal dan dapat mengembalikan pada kondisi yang dapat diterima setelah terjadinya gangguan. Sistem kontrol pembangkit tenaga listrik adalah merupakan proses multivariable orde tinggi yang beroperasi pada kondisi di mana perubahan akibat kondisi lingkungan terjadi secara rutin. Pada struktur yang luas sistem kontrol otomatik bekerja mengendalikan sistem pembangkit tenaga listrik yang terdiri darl kontrol unit pembangkit, kontrol sistem transmisi dan kontrol sistem pembangkitan. Sistem kontrol otomatik untuk semua peralatan dan sistem pada prinsipnya adalah sistem kontrol umpan balik yang mampu mempertahankan kestabilan sistem berdasarkan nilai presetnya setelah terjadi gangguan. Sistem kontrol pada unit pembangkit dan sistem transmisi pada dasarnya adalah suatu problem tunggal yang dapat dianalisa dengan sistem kontrol umpan batik. Pada paper ini akan disajikan analisa sistem kontrol umpan balik dengan metoda root locus untuk mengetahui rentang kestabilan sistem kontrol kecepatan turbin dengan menggunakan data parameter pokoknya."

"Dalam rangka memenuhi tenaga listrik yang andal untuk masyarakat, UU Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan telah memberikan kesempatan pihak selain PT PLN (Persero) untuk membantu memenuhi pasokan listrik yang andal kepada masyarakat dengan PT PLN selaku Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan. Konsep penyediaan tenaga listrik pada UU Nomor 15 Tahun 1985 memiliki peraturan pelaksana yang telah jelas jika terdapat pengembang listrik selain PT PLN yang akan melakukan usaha penyediaan tenaga listrik. Ketentuan terkait usaha penyediaan yang dilakukan oleh pihak selain PT PLN masih belum diatur dengan baik terkait dengan wewenang, prosedur dan persyaratannya. Hal ini ditambahkan dengan banyaknya pihak terlibat dalam proses penerbitan Izin usaha untuk penyediaan tenaga listrik. Terlepas dari hal tersebut, kebijakan dari pemerintah selaku penerbit izin usaha tersebut pada masa UU Nomor 15 Tahun 1985 belum memiliki landasan yang baik dan belum terdapat pertimbangan-pertimbangan mengingat masih sedikitnya pengetahun pada kebijakan usaha penyediaan tenaga listrik untuk pengembang selain PT PLN. Dengan terbitnya UU Nomor 30 Tahun 2009 sebagai pengganti dari UU Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan, hal terkait dengan kewenangan, prosedur dan persyaratan sudah mengalami penyederhanaan sejalan dengan diterbitkannya aturanaturan pelaksana baik dalam bentuk Peraturan Pemerintah maupun Peraturan Menteri. Keterlibatan pihak-pihak yang ikut serta dalam proses pemberian izin usaha untuk penyediaan tenaga listrik telah ditentukan dengan jelas dan mengalami perampingan. Kebijakan internal dan eksternal telah dibentuk terkait dengan izin usaha di bidang penyediaan tenaga listrik.

---

In order to meet the reliable electric power to the public, the Law No. 15 Year 1985 concerning Electricity has provided the opportunity in parties other than PT PLN (Persero) to help meet a reliable supply of electricity to the community with PT PLN as the Holder of Business Authority. The concept of power supply to the Law No. 15 Year 1985 has been implementing regulations clearly if there is a power developers in addition to PT PLN will conduct electricity supply business. Provisions related to the provision of business conducted by a person other than PT PLN is still not well regulated associated with authority, procedures and requirements. It is added to the number of parties involved in the process of issuing business licenses for the supply of electric power.

Apart from this, the policy of the government as the issuer of the business license at the time of Act No. 15 Year1985 has not had a good grounding and yet there are considerations given the least knowledge in the electricity supply business policies for developers parties other than the PT PLN.

With the enactment of Law No. 30 of 2009 as a replacement of Act No. 15 of 1985 on Electricity, matters related to the authority, procedures and requirements have already been simplified in line with the issuance of the implementing rules in the form of government regulation and regulation.

The involvement of those who participated in the process of granting a business license for the supply of electricity has been clearly defined and experienced downsizing. Internal and external policies have been formed in relation to the business license in the field of power supply."

"Kepulauan Seribu bagian dari Provinsi DKI Jakarta yang memiliki lebih dari 110 pulau dengan rasio elektrifikasi 100%. Pasokan listrik untuk pulau-pulau pemukiman di wilayah Kepulauan Seribu dipasok oleh PLN dengan sistem interkoneksi on-grid pada SKLTM sepanjang 76,79 km. Sementara listrik di Pulau Sebira dipasok menggunakan PLTD yang disediakan oleh PEMDA. Untuk meningkatkan keandalan sistem SKLTM sirkit I di Kepulauan Seribu, SKLTM sirkit II akan dibangun sepanjang 72,7 km pada 2018-2021. Berdasarkan uraian diatas, studi ini mendesain ulang sistem pasokan listrik dengan 100% pembangkit energi terbarukan di 11 pulau pemukiman di Kepulauan Seribu, yaitu sistem hibrid PLTS,PLTB, PLTD dan PLTBn CPO. Radiasi matahari tahunan rata-rata di Kepulauan Seribu adalah 5,08 kWh/m2/hari dan kecepatan angin tahunan rata-rata pada ketinggian 50 m adalah 3,29 m/s. Untuk mengoptimalkan sistem hibrid tersebut, maka digunakan perangkat lunak HOMER Pro versi 3.11.2 berdasarkan nilai Biaya Produksi Bersih (NPC) dan Biaya Listrik (CoE) terendah. Studi ini menunjukkan bahwa 7 pulau pemukiman direkomendasikan menggunakan hibrid PLTS-PLTB-PLTD seperti Pulau Sebira dengan persentase 59,3% (PLTS), 38,2% (PLTB) dan 2,5% (PLTD) dengan CoE 0,162 US$/kWh dan NPC US$ 1.336.418. Untuk 4 pulau pemukiman lainnya direkomendasikan hanya menggunakan 100% PLTBn CPO seperti Pulau Tidung dengan CoE US$ 0,297/kWh dan NPC US$ 21.919.058.

---

Thousand Islands of Jakarta which has more than 110 islands with electrification ratio of 100%. The electricity supply for the inhabitant islands in Thousand Islands is supplied by PLN with the on-grid interconnecting system by SKLTM along 76.79 km. Meanwhile Sebira Island is supplied from PLTD by PEMDA. To increase the SKLTM line I reliability, SKLTM line II will be built along 72.7 km (2018-2021). Based on the description, this thesis will redesign the electricity supply system 100% renewable energy power plants in 11 inhabitant islands of Thousand Islands, namely the hybrid system of PLTS, PLTB, PLTD and PLTBn CPO. Average annual solar radiation in the Thousand Islands is 5.08 kWh/m2/day and the annual average wind speed at an altitude of 50 m is 3.29 m/s. To optimize the hybrid system, HOMER Pro 3.11.2 version is used based on the lowest NPC and CoE value. The study showed that 7 inhabitant islands are recommended using Hybrid PV-Wind-Diesel such as Sebira Island about 59.3% (PLTS), 38.2% (PLTB) and 2.5% (PLTD) with CoE 0.162 US$/kWh and NPC US$ 1,336,418.Other 4 inhabitant islands are recommended using 100 % PLTBn CPO only such as Tidung Island with CoE 0.297 US$/kWh and NPC US$ 21,919,058."

"ABSTRAKStudi keekonomian Marine CNG (Compressed Natural Gas) dengan membeli kapal Votrans dan menyewa kapal Coselle dilakukan pada tiga pembangkit yang direncanakan dibangun di Maluku. Metoda yang digunakan adalah Hub and Spoke dan Milk and Run. Keekonomian suplai CNG dibandingkan terhadap HSD (High Speed Diesel). Analisis keekonomian dilakukan dengan menghitung Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) dan Payback Period (PBP). Evaluasi keekonomian menunjukkan bahwa metoda Hub and Spoke dengan kapal Coselle tidak layak untuk digunakan. Metoda Hub and Spoke kapal Votrans, dan metoda Milk and Run baik Votrans maupun Coselle memberikan evaluasi keeokonomian yang layak. Rentang ideal untuk tariff gas adalah antara USD 2,5-6,5/MMBtu dibandingkan harga HSD USD 16,83/MMbtu. Metoda terbaik adalah dengan metoda Milk and Run Votrans 8 kapal yaitu NPV USD 493 M, dan Milk and Run 10 kapal dengan PBP 2,06 tahun dan IRR 41 %.

---

ABSTRACT

Economical study of Marine CNG with buying Votrans vessel and renting Coselle vessel is applied at the future three power plants in the Maluku. The methods are Hub and Spoke and Milk and Run. Economical CNG supply is compared to the HSD (High Speed Diesel). The economic analysis is done by calculating the Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and payback period (PBP). The economic evaluation shows that the Hub and Spoke method with renting Coselle ship cannot be applied. The Hub and Spoke method with buying Votrans, and Milk and Run methods with buying or renting ship gives a positive economic evaluation. The ideal gas tariff is between USD 2,5-6,5/MMbtu compared to HSD price USD 16,83/MMbtu. The best method is Milk and Run Votrans with 8 vessels with NPV USD 493 M, and Milk and Run Coselle with 10 vessel with PBP 2,06 years and IRR 59%."

"Indonesia saat ini berupaya mengembangkan sektor energi terbarukan untuk memenuhi kebutuhan energi nasional yang selama ini didominasi oleh energi fosil. Indonesia memiliki potensi energi gelombang laut yang tinggi khususnya di Jawa Timur yang dapat diekstraksi dan diubah menjadi energi listrik dengan teknologi wave dragon yang merupakan salah satu teknologi pembangkit listrik tenaga gelombang laut tercanggih. Lokasi yang ditentukan paling ideal untuk implementasi di Jawa Timur adalah pada koordinat 112.225 x -8.388. Analisis risiko menunjukkan bahwa untuk tingkat kepercayaan 95% interval kepercayaan untuk NPV adalah antara $4.850.212 dan $4.416.399, PBP antara 4,3 dan 4,09 tahun, dan IRR antara 22,16% dan 23,53%. Untuk strategi yang tersedia, opsi expand paling baik dilaksanakan pada tahun ke-20, opsi contract dapat dieksekusi segera setelah tahun ke-11, opsi abandon dapat dieksekusi paling awal pada tahun 11.2, dan opsi open dapat dilaksanakan pada tahun ke-1 hingga 19.9.

---

Indonesia is currently trying to develop the renewable energy sector to supply the national energy demand that has been dominated by fossil energies for years. Indonesia has a high potential of ocean wave energy especially in East Java that can be extracted and converted into electrical energy with wave dragon technology which is one of the most advance ocean waves powered power plant technology. The location that is determined to be the most ideal for the implementation in east java is at the coordinates of 112.225 x -8.388. The risk analysis shows that for the 95% confidence level the confidence interval for NPV is between of $4,850,212 and $4,416,399, the PBP is between 4.3 and 4.09 years, and IRR between 22.16% and 23.53%. For the available strategies the expand option is best to execute at year 20, the contract option can be executed as soon as year 11, the abandon option can be executed earliest at year 11.2, and the open option can be implemented at year 1 until 19.9."

"Penyumbang emisi terbesar di Indonesia adalah sektor ketenagalistrikan, secara khusus pembangkit listrik tenaga batu bara. Indonesia dikenal sebagai salah satu produsen dan eksportir batubara terbesar di dunia, namun Indonesia memiliki target untuk menerapkan Net Zero Emission pada tahun 2060. Oleh karena itu, perlunya proses transisi energi dari bahan bakar fosil ke bahan bakar yang ramah lingkungan (rendah karbon) harus dilakukan. Salah satu terobosan dari transisi energi tersebut adalah dengan penerapan Carbon Capture and Storage (CCS) pada PLTU Batubara. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk  melakukan analisis seberapa besar energi penalti yang dihasilkan jika CCS diterapkan pada PLTU yang sudah beroperasi, khususnya PLTU kelas 660 MW dengan fasilitas flue gas desulphurization (FGD).Penelitian ini merancang simulasi sistem CCS PLTU dengan Aspen HYSYS V12 dan efisiensi penangakapan CO₂ sebesar 90%. Proses penangkapan CO₂ pada absorber menggunakan solvent berbasis amine dengan komposisi 40% MDEA dan 10% Piperazine. Emisi gas buang PLTU dikondisikan suhunya menjadi 40°C dan tekanan 1,2 bar sebelum masuk ke absorber. Komposisi gas buang CO₂ memiliki kandungan 15,06% fraksi mol dan intensitas 0,936 ton CO₂/MWh. Proses pemisahan rich solvent CO₂ di dalam regenerator dibantu oleh steam reboiler dari ekstraksi jalur steam crossover turbin intermediate pressure (IP) dan low pressure (LP) yang memiliki tekanan 3 bar dan temperatur 242,7°C. Berdasarkan hasil simulasi didapatkan persentase penangkapan CO₂ sebesar 90,24% dengan komposisi mol CO₂ di keluaran absorber (sweet gas) menjadi 1,46% dan intensitasnya menjadi 0,10 ton CO₂/MWh. Selain itu diketahui bahwa dengan meningkatnya laju aliran solvent dan komposisi MDEA dan Piperazine maka akan semakin naik efisiensi penangkapan CO₂. Akibat adanya penambahan peralatan CCS dan modifikasi sistem steam cycle turbin PLTU akan menghasilkan energi penalti sebesar 30,11%.

---

The largest contributor of emissions in Indonesia is the power sector, specifically coal fired power plants.  Indonesia is well-known as one of the biggest producer and exporter of coal in the world, meanwhile Indonesia has a target to implement Net Zero Emission in 2060. Hence the need for an energy transition from fossil fuels to environmentally friendly fuels (low carbon) must be done. One of the breakthroughs of energy transition is the implementation of Carbon Capture and Storage (CCS) in coal fired power plants (CFPP). The purpose of this study is to analyze the magnitude of energy penalty if CCS is applied to the existing CFPP, especially CFPP of the class of 660 MW with flue gas desulphurization (FGD) facility.

The objective of this study is to design a CCS system for a CFPP using Aspen HYSYS V12 with an efficiency of CO2 capture of 90%. The CO2 capture process in the absorber uses an amine-based solvent with a composition of 40% MDEA and 10% Piperazine. CFPP flue gas emissions are conditioned to reach a temperature of 40°C and a pressure of 1.2 bar before entering the absorber. The flue gas composition has a CO2 content of 15.06% mole fraction and an intensity of 0.936 tons of CO2/MWh. The process of separating rich solvent CO2 in the regenerator is assisted by a steam reboiler from the extraction of crossover steam intermediate pressure (IP) and low pressure (LP) turbines which has a pressure of 3 bar and a temperature of 242.70 C. Based on the simulation results, the percentage of CO2 capture is 90.24% with the mole composition of CO2 in the absorber output (sweet gas) is 1.46% and the intensity of CO2 is 0.10 tons CO2/MWh. In addition, it is known that with the increasing solvent flow rate and composition of MDEA and Piperazine, the CO2 capture efficiency  increases. As a result of the addition of CCS equipment and modification of the steam cycle system of the CFPP turbine generates an energy penalty of 30.11%"

"Adanya peningkatan penggunaan beban nonlinier seperti peralatan elektronika dan komputer menyebabkan timbulnya permasalahan pada pembacaan alat ukur energy listrik. Pada beban yang nonlinier dan tidakseimbang, arus listrik yang mengalir mempunyai bentuk nonsinusoidal yang mengandung harmonisa dan timbulnya arus pada kawat netral. Pengukuran energi listrik pada kondisi tersebut berpotensi mengalami kesalahan pengukuran.Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan metode perhitungan daya listrik semu (VA) yang akurat bagi pengukuran daya listrik pada kwh meter tiga fasa kondisi non - sinusoida dan ketidakseimbangan. Dengan membandingkan hasil pengukuran kuantitas daya dari alat ukur kualitas daya (power Quality Analyze) metode vektorial dengan metode perhitungan daya semu vektorial, aritmatik dan standar daya semu IEEE 1459 - 2010.Berdasarkan hasil analisis dari dua studi kasus yang telah dilakukan, pada kondisi nonsinusoidal dan ketidakseimbangan nilai Std. Dev.SV > Std. Dev. SA dan nilai Std. Dev. pfV ≥ Std. Dev. pfA. Deviasi tersebut disebabkan karena nilai Se > SA ≥ SV dan pfV ≥ pfA > pfe. Faktor yang berkontribusi terhadap deviasi atau mempengaruhi akurasi alat ukur metode vektorial atau aritmatik terhadap standar IEEE 1459 - 2010 adalah adanya komponen nonfundamental harmonisa dalam bentuk komponen daya nonfundamental (SeN) dan komponen ketidakseimbangan yang diperhitungkan pada daya semu efektif fundamental (Se1). Sedangkan pada alat ukur metode vektorial komponen tersebut tidak diperhitungkan dalam perhitungan kuantitas daya yang ada.

---

The increasing of nonlinear loads such as electronic equipment and computers has led to issues in electric energy measuring instrument readings. In the nonlinear load, the electric current flow has nonsinusoidal form and containing harmonics and symetrical component. Measurement of electrical energy on the condition potentially experiencing measurement error.

This study aims to obtain accurate apparent power (VA) calculation method for the measurement of electrical power on three-phase energy meter under non - sinusoidal and unbalance conditions. By comparing result from energy meter from power quality instrument base on vectorial apparent power with several methods of calculating apparent power including arithmetic apparent power, vectorial apparent power and standard IEEE 1459 - 2010.

Based on the analysis of two case studies under nonsinusodal and unbalanced conditions Std. Dev.SV > Std. Dev. SA dan nilai Std. Dev. pfV ≥ Std. Dev. pfA. The deviation is caused the value of Se > SA ≥ SV and pfV ≥ pfA > pfe. Factors that contribute to deviation or affect the accuracy of measuring devices based on vectorial and arithmetic apparent power than IEEE std 1459 - 2010 is the presence of non-fundamental harmonic component in the form of non-fundamental power components (SeN) and imbalances components at the form of effective fundamental apparent power (Se1) are calculated. While measuring devices based on vectorial and arithmetic apparent power are not taken that components into account in the calculation of power quantity.

"