Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 122675 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Caesario Isak Cornelis
Optimisasi dua tahap lokasi pembangkit listrik tenaga gas uap dan sistem pipa penyuplai = Two step optimization of natural gas power generation location and pipe supply system
"Gas alam sebagai sumber energi lebih diinginkan dibandingkan bahan bakar fosil lainnya seperti batu bara dan minyak bumi dikarenakan lebih ramah lingkungan. Isu besar yang muncul adalah pemilihan pembangkit listrik baru, apakah menggunakan gas alam atau batu bara sebagai sumber energi. Untuk membuat pembangkit listrik dengan bahan bakar gas alam lebih diinginkan, beberapa tahap harus diambil, salah satunya adalah dengan optimisasi. Penelitian ini akan mengoptimisasi lokasi dari lima pembangkit listrik beserta rute optimalnya dari sebelas lokasi dan dua sumber gas, agar panjang pipa dengan pembebanan menjadi minimum. Sehingga, sebuah model matematis dibangun untuk menyelesaikan permasalahan tersebut, yang merupakan masalah Mixed Integer Non Linear (MINLP). Optimisasi dua tahap digunakan untuk mendapatkan solusi. Tahap pertama digunakan untuk memperoleh lokasi dan rute pipa yang optimal, tahap kedua digunakan untuk memperoleh diameter pipa dan konfigurasi kompresor yang optimal. Elemen pembebanan ditambahkan kepada panjang pipa untuk mengakomodasi perbedaan diameter pipa. Tiga skenario dibangun pada penelitian ini untuk memberikan kemungkinan lokasi dan rute yang berbeda menurut skenario masa depan yang dapat terjadi. 
Natural gas as source of energy is more desirable than other fosil fuel such as coal and oil because of environmental advantage. A big issue comes from the decision of new power plant, whether using natural gas or coal as source of energy. In area such as South East Asia, natural gas prices is higher than coal, hindering such uses. In order to make natural gas power plant more viable, some steps must be taken, such as optimization. This study will optimize the location of 5 power plant and pipeline route between 11 location and 2 natural gas sources, so the weighted length is minimum. Thus, a mathematical model developed to solve the problem, which is a Mixed Integer Nonlinear Problem (MINLP). Two step optimization used to obtain solution. The first step is used to obtaion optimal location and pipeline route, the second step is used to obtain optimal pipeline diameter and compressor configuration. A weighting element added to the pipeline length to accomodate the difference of pipeline diameter. Three scenarios are made in this study to give a different location and routing possibility regarding possible future scenarios."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2019
T54242
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Dwi Esthi Ariningtias
Optimasi dan pengembangan sistem logistik small scale LNG untuk pemenuhan pasokan gas pembangkit listrik di Kalimantan Timur dari lapangan gas stranded = Optimization and logistic system development of small scale LNG to supply gas from stranded gas field for power generation in East Kalimantan
"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.
Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.
Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.
Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).
Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.
The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.
Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.
The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T39007
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Ahmad Luthfi Fitris
Optimization of gas removal system to increase geothermal power plant power production = Optimisasi gas removal system untuk meningkatkan produksi pembangkit listrik tenaga panas bumi
"Fluida panas bumi dari pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) selalu disertai oleh gas yang tidak dapat dikondensasikan/Noncondensable gas (NCG). Gas-gas ini meningkatkan tekanan kondensor, berkontribusi terhadap backpressure pada turbin, dan mengurangi produksi daya pembangkit. Untuk menghilangkan NCG dari kondenser, PLTP membutuhkan utilisasi dan optimisasi Gas Removal System (GRS). PT. X menggunakan sistem dual ejector (SJE) untuk gas removal system (GRS). Karena berbagai kondisi uap, banyak motive steam yang digunakan dan tekanan kondenser meningkat. Hal ini menyebabkan penuruan produksi daya. Namun, pembangkit PT. X memiliki liquid ring vacuum pump (LRVP) yang dapat digunakan dengan dual ejector sebagai sistem hibrida (hybrid system). Pembahasan ini bertujuan untuk optimisasi GRS dengan tujuan peningkatan produksi listrik dan didasarkan pada analisis termodinamika dan Cycle Tempo 5.0.
Hasil menunjukkan bahwa hybrid system memiliki kinerja yang lebih tinggi daripada sistem dual ejector. Dengan mempertahankan tekanan kondenser yang sama pada 0,08 bar, PLTP dengan sistem dual ejector menghasilkan daya bersih sebesar 42,9 MW sedangkan PLTP dengan hyrbid system menghasilkan daya bersih sebesar 44,5 MW. Kesimpulannya, analisis termodinamika menunjukkan bahwa hybrid system lebih cocok untuk digunakan di PT. X demi peningkatan produksi daya.
Geothermal fluids of geothermal power plants (GPP) are always accompanied by non-condensable gases (NCG). These gases do not condense inside the condenser which will increase the condenser pressure, contribute to backpressure on the turbine, and thereby decreasing the power generation of the plant. In order to remove these NCG from the condenser, GPP would need to utilize and optimize Gas Removal System (GRS). Currently PT. X utilizes a dual ejector gas removal system (GRS). Due to various steam conditions, more motive steam is needed and the condensers pressure rises up. These problems will eventually lead to lower power production. However, the GPP possesses a liquid ring vacuum pump on standby which could be utilized with the ejector as a hybrid system. This study aims to optimize the gas removal system for an improved GPPs overall power production that is based on thermodynamic analysis and uses Cycle Tempo 5.0 for modeling and simulation.
The result shows that hybrid system has higher performance than the dual ejector system. By maintaining the same condenser pressure at 0.08 bar, the GPP with dual ejector system produces nett power of 42.9 MW while the GPP with hybrid system produces nett power of 44.5 MW. In conclusion, the thermodynamic analysis justifies that hybrid gas removal system is more suitable to be utilized in PT. X in order to gain higher power producion."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2018
S-Pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Anita Faradilla
Analisis Geospasial dan Optimisasi Desain Sistem Pembangkit Listrik Tenaga Surya di Desa Tertinggal, Terdepan, dan Terluar = Geospatial Analysis and System Design Optimization of Solar Power Generation in Remote Area
"Pemilihan lokasi dan desain sistem energi surya merupakan tahapan yang sangat penting dalam memastikan kelayakan, keberlanjutan, dan operasional yang optimal suatu Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS). Banyak hal yang perlu dipertimbangkan dalam evaluasinya, seperti posisi (spasial) dan kondisi suatu wilayah (geospasial). Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mengembangkan skema atau rancangan pengambilan keputusan untuk pemilihan lokasi PLTS yang sesuai, khususnya di desa tertinggal, terdepan, dan terluar (3T) Indonesia dengan metode yang digunakan adalah kombinasi Geographical Information System (GIS) dan pendekatan pengambilan keputusan multi-kriteria (MCDM), serta optimisasi desain sistem PLTS dengan menggunakan perangkat lunak HOMER untuk daerah paling sesuai berdasarkan analisis geospasial GIS-Analytic Hierarchy Process (AHP). Hasil yang didapatkan adalah kriteria yang paling berpengaruh adalah kriteria iklim (GHI 32%, temperatur 21%, dan kelembaban 5%). Daerah yang paling sesuai untuk PLTS adalah Desa Kalibagor, Desa Tulamben, Desa Tolada, Desa Kotaraja, Desa Talaga Tomoagu, Desa Maronge, dan Desa Nelelamawangi, sedangkan desa 3T yang sesuai untuk PLTS adalah Desa Kafelulang, Desa Pendulangan, dan Desa Sampuro. Kapasitas PLTS di daerah paling sesuai berada pada rentang 45,7 s/d 2.973 kW dengan produksi listrik yang dihasilkan sebanyak 69.718 s/d 4.457.825 kWh/tahun, sedangkan di desa 3T 79,4 s/d 146 kW dengan produksi listrik yang dihasilkan sebanyak 97.685 s/d 247.234 kWh/tahun. Rentang nilai Levelized Cost of Electricity (LCOE) untuk daerah paling sesuai adalah Rp4.119/kWh s/d Rp4.639/kWh, sedangkan untuk desa 3T adalah Rp4.201/kWh s/d Rp4.808/kWh.
Site selection and solar energy system design are very important stages in ensuring the feasibility, sustainability, and optimal operation of a Solar PV Power Plant. Many things need to be considered in the evaluation, such as the position (spatial) and condition of an area (geospatial). Therefore, this study aims to develop a decision-making scheme or design for the selection of suitable solar PV locations, especially in disadvantaged, frontier, and outermost (3T) villages in Indonesia. The method used is a combination of Geographical Information System (GIS) and a multi-criteria-decision-making approach (MCDM), as well as optimization solar energy system design using HOMER software for the highly suitable area based on GIS-Analytic Hierarchy Process (AHP). The results obtained are the most influential criteria are climate (GHI 32%, temperature 21%, and humidity 5%). The highly suitable areas for solar PV power plant are Kalibagor Village, Tulamben Village, Tolada Village, Kotaraja Village, Talaga Tomoagu Village, Maronge Village, and Nelelamawangi Village, while the 3T villages that are suitable for PLTS are Kafelulang Village, Pendulangan Village, and Sampuro Village. Solar PV capacity in the highly suitable area varies between 45.7 and 2,973 kW with electricity production of 69,718 to 4,457,825 kWh/year, while in 3T villages varies 79.4 to 146 kW with electricity production of 97,685 to 247,234 kWh/year. Levelized Cost of Electricity (LCOE) in the highly suitable area varies between 4,119 IDR/kWh to 4,639 IDR/kWh, while in 3T villages varies 4,201 IDR/kWh to 4,808 IDR/kWh."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2022
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Galih Jatra Muda K.
Evaluasi korosivitas tanah di daerah jaringan pipa gas pembangkit listrik tenaga gas uap Cilegon menggunakan metode resistivitas tanah wenner dan polarisasi resistansi potensiodinamik = Soil corrosivity evaluation at gas pipeline power generation Cilegon with wenner resistivity method and potentiodynamic resistivity polarization / Galih Ghazali
"Peningkatan kebutuhan listrik yang mencapai 8% lebih pertahun berdampak pada unit pelaksanaan harian Perusahaan Listrik Negara. Proses penambahan pasokan listrik perlu dilakukan. Selain itu proses perawatan fasilitas pembangkit listrik yang telah ada harus dilakukan untuk mengurangi kemungkinan terhambatnya pasokan listrik. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap di Cilegon memasok sekitar 11,36% kebutuhan listrik Pulau Jawa dan Bali. PLTGU Cilegon berdiri di atas tanah dengan kandungan sulfur dan klor tinggi. Oleh karena itu, evaluasi korosivitas tanah jenis ini perlu untuk dilakukan untuk mengurangi dampak kerugian korosi pada fasilitas PLTGU Cilegon tersebut. Evaluasi tanah dilakukan pada jaringan pipa gas yang berasal dari Pulau Pabelokan. Lokasi pengambilan berada pada kedalaman 1 meter di bawah permukaan tanah. Pengambilan sampel dilakukan pada sembilan titik sepanjang jaringan pipa. Parameter yang dipergunakan untuk evaluasi ini mencakup resistivitas tanah, pH, potensial korosi, dan komposisi kimia tanah. Hasil yang didapat memiliki kecenderungan tingkat korosivitas yang tinggi di daerah tersebut. Laju korosi berada pada kisaran 0,12-0,18 mm/tahun. Hal ini diperkirakan terjadi akibat rendahnya resistivitas dan tingginya kadar anion pada tanah tersebut. Kadar sulfur dan klor mencapai kisaran 1,99% dan 2,96%. Penelitian mendapatkan bahwa parameter yang sangat mempengaruhi korosivitas tanah di daerah tersebut adalah komposisi kimia tanah. Parameter ini dapat dilakukan apabila terjadi anomali terhadap data resisitivitas pada range pH antara 5-8,5 sehingga komparasi data akan sangat berbeda dengan standar.
Increased demand for electricity reaches 8% more per unit were impacted on the daily execution of the Perusahaan Listrik Negara. The process of adding power supply needs to be done. In addition the facility maintenance of existing power plants should be done to reduce the possibility of delays in the supply of electricity. Gas Fired Power Plant in Cilegon approximately 11.36% to supply the electricity needs of Java and Bali. PLTGU Cilegon standing on the ground with a high content of sulfur and chlorine. Therefore, evaluation of soil corrosiveness of this type needs to be done to reduce the impact of the loss of corrosion on the Cilegon PLTGU facility. Land evaluation is done on gas pipelines coming from Pabelokan Island. Location-making is at a depth of 1 meter below ground level. Sampling was carried out at nine points along the pipeline. The parameters used for this evaluation include soil resistivity, pH, corrosion potential, and the chemical composition of the soil. The results obtained have high corrosivity level trends in the area. The corrosion rate in the range of 0.12 to 0.18 mm / year. It is estimated to occur due to low resistivity and high levels of anions in the soil. Sulfur and chlorine levels reach the range of 1.99% and 2.96%. The research found that the parameters that greatly affect the corrosiveness of land in the area is the chemical composition of the soil. These parameters can be done if there is an anomaly to the data resistivity at a pH range between 5 to 8.5 so that comparative data will be very different from the standard."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
S61274
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Niko Lastarda
Optimasi konfigurasi turbin pada pembangkit listrik tenaga gas uap = Optimization of turbine configuration on combine cycle power plant
"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."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2017
T48049
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Kresnandar
Analisis teknis dan ekonomi model konfigurasi HRSG pada pembangkit listrik tenaga gas uap = Technical and economic analysis of HRSG configuration models on combined cycle power generation
"[ABSTRAK
Penelitian ini membahas tentang model konfigurasi HRSG (Heat Recovery
Steam Generation) pada PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap). Dari model
konfigurasi HRSG, diperoleh perbandingan nilai efisiensi termal, kapasitas daya,
LCOE (Levelized Cost of Electricity) dan nilai keekonomian dengan pendekatan
NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP (Pay Back Period)
dan sensitivitas keekonomian dari setiap model konfigurasi HRSG. Pengaruh
tingkat tekanan HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure), dan 3P (three pressure)
terhadap temperatur keluar turbin gas, analisi ekonomi dari perbandingan HRSG 2P,
3P, dan 3PHR (three pressure with reheater), dan analisis irrevesibel untuk tiga
tekanan HRSG dengan pemanasan kembali dan pendinginan udara turbin gas pada
PLTGU sudah diteliti. Pada penelitian ini, model konfigurasi HRSG yang
dibandingkan antara lain; model konfigurasi HRSG, 1PRH, 2PRH, dan 3PRH.
Model konfigurasi HRSG pada PLTGU disimulasikan dengan GateCycle Ver
6.0.0.2 dengan menggunakan turbin gas siemen V94.2. Hasil penelitian yang
diperoleh antara lain; model konfigurasi HRSG 3PRH memiliki nilai efisiensi
termal 5,59% lebih besar daripada model konfigurasi HRSG 1PRH dan 0,66% lebih
besar daripada model konfigurasi HRSG 2PRH, model konfigurasi HRSG
mempengaruhi nilai NPV, semakin besar nilai efisiensi termal dan kapasitas daya
pembangkit listrik maka nilai NPV akan semakin besar, model konfigurasi HRSG
1PRH dengan interest rate 8.4% mempunyai PBP selama 8 tahun, sedangkan model
konfigurasi HRSG 2PRH dan 3PRH mempunyai PBP selama 7 tahun, dan nilai tukar
mata uang dan harga bahan bakar memiliki nilai sensitivitas yang tinggi terhadap
nilai keekonomian apabila dibandingkan dengan nilai suku bunga bank dan biaya
investasi.
ABSTRACT
This paper presents HRSG (heat recovery steam generation) configuration models on
CCGT (Combined Cycle Power Generation). In order to get the comparison of thermal
efficiency, power capacity, LCOE (Levelized Cost of Electricity) and the economic
value with approach NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP
(Pay Back Period), and economic sensitivity of each HRSG configuration models.
The influence of the HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure) and 3P (three
pressure) with the exit turbine gas temperature, the economic analysis of the
comparison HRSG 2P, 3P, and 3PHR (three pressure with reheater), and irrevesibel
analysis of the three-pressure HRSG with reheating and cooling air to the gas
turbine on CCGT have been investigated. In this paper, HRSG configuration models
which is compared such as; configuration of HRSG 1PRH, 2PRH, and 3PRH. HRSG
configuration models on CCGT simulated GateCycle Ver 6.0.0.2 with gas turbine
siemen V94.2. The results of this paper obtained, such as; the configuration of
HRSG 3PRH has thermal efficiency 5.59% greater than HRSG 1PRH and 0.66%
greater than the HRSG 2PRH, HRSG configuration models have influence NPV,
high thermal efficiency dan high power capacity shall have NPV higher than low
thermal efficiency dan low power capacity, the configuration of HRSG 1PRH with
interest rate of 8,4% has PBP for 8 years, while the HRSG 2PRH and 3PRH has
PBP for 7 years, and the sensitivity factor for currency exchange rates and fuel
prices have a high sensitivity to the economic value when compared with the interest
rate and the investment cost.;This paper presents HRSG (heat recovery steam generation) configuration models on
CCGT (Combined Cycle Power Generation). In order to get the comparison of thermal
efficiency, power capacity, LCOE (Levelized Cost of Electricity) and the economic
value with approach NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP
(Pay Back Period), and economic sensitivity of each HRSG configuration models.
The influence of the HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure) and 3P (three
pressure) with the exit turbine gas temperature, the economic analysis of the
comparison HRSG 2P, 3P, and 3PHR (three pressure with reheater), and irrevesibel
analysis of the three-pressure HRSG with reheating and cooling air to the gas
turbine on CCGT have been investigated. In this paper, HRSG configuration models
which is compared such as; configuration of HRSG 1PRH, 2PRH, and 3PRH. HRSG
configuration models on CCGT simulated GateCycle Ver 6.0.0.2 with gas turbine
siemen V94.2. The results of this paper obtained, such as; the configuration of
HRSG 3PRH has thermal efficiency 5.59% greater than HRSG 1PRH and 0.66%
greater than the HRSG 2PRH, HRSG configuration models have influence NPV,
high thermal efficiency dan high power capacity shall have NPV higher than low
thermal efficiency dan low power capacity, the configuration of HRSG 1PRH with
interest rate of 8,4% has PBP for 8 years, while the HRSG 2PRH and 3PRH has
PBP for 7 years, and the sensitivity factor for currency exchange rates and fuel
prices have a high sensitivity to the economic value when compared with the interest
rate and the investment cost.;This paper presents HRSG (heat recovery steam generation) configuration models on
CCGT (Combined Cycle Power Generation). In order to get the comparison of thermal
efficiency, power capacity, LCOE (Levelized Cost of Electricity) and the economic
value with approach NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP
(Pay Back Period), and economic sensitivity of each HRSG configuration models.
The influence of the HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure) and 3P (three
pressure) with the exit turbine gas temperature, the economic analysis of the
comparison HRSG 2P, 3P, and 3PHR (three pressure with reheater), and irrevesibel
analysis of the three-pressure HRSG with reheating and cooling air to the gas
turbine on CCGT have been investigated. In this paper, HRSG configuration models
which is compared such as; configuration of HRSG 1PRH, 2PRH, and 3PRH. HRSG
configuration models on CCGT simulated GateCycle Ver 6.0.0.2 with gas turbine
siemen V94.2. The results of this paper obtained, such as; the configuration of
HRSG 3PRH has thermal efficiency 5.59% greater than HRSG 1PRH and 0.66%
greater than the HRSG 2PRH, HRSG configuration models have influence NPV,
high thermal efficiency dan high power capacity shall have NPV higher than low
thermal efficiency dan low power capacity, the configuration of HRSG 1PRH with
interest rate of 8,4% has PBP for 8 years, while the HRSG 2PRH and 3PRH has
PBP for 7 years, and the sensitivity factor for currency exchange rates and fuel
prices have a high sensitivity to the economic value when compared with the interest
rate and the investment cost.;This paper presents HRSG (heat recovery steam generation) configuration models on
CCGT (Combined Cycle Power Generation). In order to get the comparison of thermal
efficiency, power capacity, LCOE (Levelized Cost of Electricity) and the economic
value with approach NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP
(Pay Back Period), and economic sensitivity of each HRSG configuration models.
The influence of the HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure) and 3P (three
pressure) with the exit turbine gas temperature, the economic analysis of the
comparison HRSG 2P, 3P, and 3PHR (three pressure with reheater), and irrevesibel
analysis of the three-pressure HRSG with reheating and cooling air to the gas
turbine on CCGT have been investigated. In this paper, HRSG configuration models
which is compared such as; configuration of HRSG 1PRH, 2PRH, and 3PRH. HRSG
configuration models on CCGT simulated GateCycle Ver 6.0.0.2 with gas turbine
siemen V94.2. The results of this paper obtained, such as; the configuration of
HRSG 3PRH has thermal efficiency 5.59% greater than HRSG 1PRH and 0.66%
greater than the HRSG 2PRH, HRSG configuration models have influence NPV,
high thermal efficiency dan high power capacity shall have NPV higher than low
thermal efficiency dan low power capacity, the configuration of HRSG 1PRH with
interest rate of 8,4% has PBP for 8 years, while the HRSG 2PRH and 3PRH has
PBP for 7 years, and the sensitivity factor for currency exchange rates and fuel
prices have a high sensitivity to the economic value when compared with the interest
rate and the investment cost., This paper presents HRSG (heat recovery steam generation) configuration models on
CCGT (Combined Cycle Power Generation). In order to get the comparison of thermal
efficiency, power capacity, LCOE (Levelized Cost of Electricity) and the economic
value with approach NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), PBP
(Pay Back Period), and economic sensitivity of each HRSG configuration models.
The influence of the HRSG 1P (one pressure), 2P (two pressure) and 3P (three
pressure) with the exit turbine gas temperature, the economic analysis of the
comparison HRSG 2P, 3P, and 3PHR (three pressure with reheater), and irrevesibel
analysis of the three-pressure HRSG with reheating and cooling air to the gas
turbine on CCGT have been investigated. In this paper, HRSG configuration models
which is compared such as; configuration of HRSG 1PRH, 2PRH, and 3PRH. HRSG
configuration models on CCGT simulated GateCycle Ver 6.0.0.2 with gas turbine
siemen V94.2. The results of this paper obtained, such as; the configuration of
HRSG 3PRH has thermal efficiency 5.59% greater than HRSG 1PRH and 0.66%
greater than the HRSG 2PRH, HRSG configuration models have influence NPV,
high thermal efficiency dan high power capacity shall have NPV higher than low
thermal efficiency dan low power capacity, the configuration of HRSG 1PRH with
interest rate of 8,4% has PBP for 8 years, while the HRSG 2PRH and 3PRH has
PBP for 7 years, and the sensitivity factor for currency exchange rates and fuel
prices have a high sensitivity to the economic value when compared with the interest
rate and the investment cost.]"
2015
T45321
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Citra Kusumadewi
Pemanfaatan gas suar bakar sebagai suplemen bahan bakar pembangkit listrik tenaga gas dan uap = Utilization of flare gas as supplement fuel of gas and steam power plant
"Salah satu pemanfaatan gas suar bakar adalah sebagai bahan bakar pembangkit. Pembangkit Listrik X adalah PLTGU existing yang menghasilkan daya listrik 410 MW dengan menggunakan bahan bakar gas alam sebanyak 87,74 MMSCFD. Pada penelitian ini gas suar bakar akan dijadikan bahan bakar pengganti gas alam untuk membangkitkan listrik 410 MW. Total maksimum laju alir gas suar bakar yang tersedia adalah 7,9 MMSCFD. Pemanfaatan gas suar bakar sebagai bahan bakar pembangkit listrik akan menurunkan biaya bahan bakar namun juga menambah biaya investasi berupa alat kompresor.
Dalam penelitian ini dilakukan dua skenario, yaitu skenario existing menggunakan bahan bakar gas alam dan skenario menggunakan variasi laju alir gas suar bakar terhadap laju alir gas alam sebagai bahan bakar Pembangkit Listrik X. Skenario yang paling memberikan keuntungan dari pada desain existing adalah saat menggunakan laju alir gas suar bakar sebesar 7,9 MMSCFD dengan laju alir gas alam sebesar 79,06 MMSCFD. NPV skenario desain tersebut 56.976.160,22 dengan pay back period 14,84 tahun.
Utilization of flare gas is as fuel for power plants. Power plant X is the existing gas and steam power plant that generates 410 MW of electrical power using natural gas fuel as much as 87.74 MMSCFD. In this study flare gas will be used as fuel instead of natural gas to generate 410 MW of electricity. The maximum total flare gas flow rate provided is 7.9 MMSCFD. Utilization of flare gas as power plant fuel will reduce fuel costs but also add to the cost of investment of compressor tool.
In this study two scenarios will be compared, the existing scenarios using natural gas fuel and scenarios using a variation of the flow rate of gas flaring on the flow rate of natural gas as fuel for power plants X. Scenario would benefit from the existing design are currently using flow rate gas flare 7,9 MMSCFD and natural gas with flow rate 79,06 MMSCFD. The design scenarios NPV is 56.976.160,22 with a payback period of the plant investation is 14,84 years."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2017
T47340
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Muhamad Arif Pratama
Penerapan Manajemen Energi Pada Sistem Auxiliary di Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap = Energy Management Implementation on Auxiliary System of PLTGU
"Keandalan dan efisiensi adalah komitmen pembangkit listrik kepada pemerintah untuk mengantisipasi dan mengatasi ancaman krisis energi dan dampak lingkungan akibat konsumsi energi. Tuntutan pembangkit listrik untuk beroperasi secara efisien memicu persaingan diantara industri pembangkit listrik. Sistem Manajemen Energi merupakan salah satu scenario untuk mengevaluasi konsumsi energi baik primer maupun sekunder dalam operasi pembangkit listrik. Tesis ini akan memaparkan mekanisme pengujian sistem manajemen energi primer dan sekunder pada sistem pembangkit listrik tenaga gas uap. Berdasarkan hasil pengujian yang dilakukan, diperoleh hasil bahwa sistem manajemen energi primer mampu menghemat konsumsi bahan bakar HSD sebanyak 3,795 KL untuk setiap proses turbin uap dan penghematan energi sekunder sebesar 932,4 kWh. Sistem manajemen energi juga mampu menurunkan heat rate rata-rata sebesar 0,22 kcal/kWh dalam satu tahun pembangkit beroperasi. Selain itu, sistem manajemen energi juga memberikan keuntungan secara ekonomis dan menurunkan aspek risiko kerugian finansial pembangkit.
Reliability and efficiency are the power plant’s commitment to the government to anticipate and overcome the threat of the energy crisis and environmental impact of energy consumption. The demand for a highly-efficient operation has sparked competition among power generation industries. The Energy Management System was adopted to evaluate energy consumption, both primary and secondary, in power plant operations. This thesis will describe the mechanism for primary and secondary energy management systems in the combined cycle power plant. This study proposed a mathematical opportunity of saving 3,795 KL of diesel fuel consumption and 932,4 kWh of in-house usage. The energy management system is also lowering the average heat rate by 0.22 kcal / kWh in one year. The energy management system also provides economic benefits and reduces the financial loss risk for power plants."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2021
T-Pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Analisa pemakaian bahan bakar gas alam dan minyak pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas/Uap (PLTG/U)
Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 1991
S35391
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>