Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Upaya besar-besaran di berbagai dunia telah dilakukan untuk mengurangi emisi CO₂ dari penggunaan bahan bakar fosil dengan mencari alternatif bahan bakar pengganti bahan bakar fosil pada pembangkit sekaligus mengurangi dampak terhadap lingkungan. termasuk didalamnya mendorong pemanfaatan biomassa sampah. dalam sektor energi dengan teknologi co-firing. Pemerintah Indonesia saat ini telah mengeluarkan SNI 8966:2021 guna mempercepat pemanfaatan limbah biomassa sampah sebagai bahan baku pembuatan bahan bakar jumputan padat atau RDF di pembangkit listrik (BSN, 2021. BBJP sampah yang memiliki nilai kalori 1800 dilakukan uji co-firing di PLTU Indramayu yang memakai batubara bernilai kalor 4100kcal/kg dengan perbandingan massa 1% BJPP dan 99% Batubara. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa kelayakan secara  tekno ekonomi, operasional dan dari segi lingkugan jika dilakukan uji co-firing dengan BBJP  sampah di PLTU. Pengolahan BBJP dari sampah menggunakan konsep kerjasama dengan DLH Kabupaten Indramayu. Tempat pengolahan BBJP dilakukan di Pusat Daur Ulang Indramayu dengan metode peuyeumisasi. Dalam kurun waktu 11 hari didapatkan produksi BBJP sebesar 14ton yang akan disuplai sebagai bahan bakar campuran co-firing di PLTU Indramayu. Pengamatan operasi di PLTU Indramayu selama proses co-firing BBJP 1% menunjukkan parameter yang masih dalam batas aman operasional, namun terjadi peningkatan emisi SO₂ dan NO_x yang masih di bawah baku mutu emisi KLHK.  Hasil Analisa tekno ekonomi menunjukkan jika terdapatkan kenaikan LCOE sebesar 0,16-rupiah pada pengujian co-firing dengan BBJP 1%, sedangkan untuk parameter Net Present Value (NPV) didapatkan nilai Rp.40.437.359, parameter Internal rate return (IRR) sebesar 8,25%, parameter Profitability index (PI) sebesar 1,011 dan yang terakhir payback periode (PBP) sebesar 6,63 tahun menunjukkan kelayakan untuk investasi proyek pengolahan BBJP. Dari segi keekonomian dari masyarakat sekitar memberikan peluang penyerapan tenaga kerja dan penyediaan bisnis material konsumable untuk proyek pengolaan BBJP.

---

Massive efforts have been made to reduce CO₂ emissions around the world from the used of fossil fuels by seeking alternative fossil fuels in power plants. The utilization of waste in the energy sector with co-firing technology is one way to reduce the impact on the environment. The Indonesian government is currently issuing SNI 8966:2021 to take advantage by using of biomass waste as raw material for making Refused Derived Fuel or RDF in power plants (BSN, 2021. RDF which has a calorific value of 1800 kcal/kg will be tested in PLTU Indramayu which the coal has caloric value 4100 kcal/kg. The mass ratio for blending is 1% RDF and 99% Coal. This study aims to analyze the feasibility of economical, operational, and environmental if co-firing test carried out with waste RDF at PLTU. RDF is processed from waste using the concept of collaboration with DLH Indramayu. RDF processing site is carried out at PDU Indramayu using the peuyeumization method. Within 11 days, the plant produced RDF 14 tons which will be supplied as mixed fuel for co-firing PLTU Indramayu. Operational observations at the Indramayu PLTU during the 1% BBJP co-firing process showed parameters that were still within operational safe limits, but there was an increase in SO₂ and NO_x emissions which were still below the KLHK emission standards. The results of the techno-economic analysis show that if there is an increase in LCOE of 0.16-rupiah in the co-firing test with 1% BBJP, while for the Net Present Value (NPV) parameter a value of Rp.40,437,359 is obtained, the Internal rate return (IRR) parameter is 8.25%, the Profitability index (PI) parameter is 1.011 and the last payback period (PBP) is 6.63 years indicating the feasibility of investing in the BBJP processing project. From an economic point of view, the surrounding community provides opportunities for employment and business provision of consumable materials for RDF processing projects."

"Peningkatan jumlah penduduk telah mendorong peningkatan kebutuhan energi, terutama untuk transportasi dan listrik. Sementara itu, produksi energi fosil yang terus menurun memaksa pemerintah mengimpor minyak bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Untuk mengantisipasi cadangan energi fosil nasional yang semakin terbatas dan kebutuhan energi masyarakat yang semakin meningkat, pemerintah menggalakkan penggunaan energi terbarukan. Salah satu upayanya adalah dengan co-firing biomassa di pembangkit listrik berbahan bakar batu bara. Di PLTU Indramayu, biomassa yang dipilih adalah sekam padi yang telah mengalami perlakuan pemadatan dan pemanasan, untuk mendapatkan biomassa dengan densitas dan nilai kalor yang lebih baik dari bentuk fisik sekam padi. Batubara sebagai bahan bakar di PLTU Indramayu memiliki nilai kalori rata-rata 4200 kCal/kg, sedangkan pelet sekam padi memiliki nilai kalori rata-rata 3400 kCal/kg. Uji bakar untuk co-firing perlu dilakukan untuk mengetahui kinerja operasi peralatan unit pembangkit. Uji co-firing pada penelitian ini masih terbatas pada komposisi 1% biomassa dan 3% biomassa yang membutuhkan pelet sekam padi sebanyak 43,2 ton dan batubara sebanyak 3196,8 ton. Sebelum dilakukan uji pembakaran boiler, juga dilakukan simulasi numerik Computational Fluid Dynamics (CFD) untuk mendapatkan gambaran awal. Hasil simulasi dan pengujian bahan bakar dengan komposisi sampai 3% biomassa menunjukkan bahwa parameter operasi berada dalam batas normal. Daya output masih bisa mencapai 300 MW, temperatur FEGT 908 ^oC, fuel flow di pulverizer berkisar 34 – 37 ton/jam, arus pulverizer 33 A. Emisi yang dihasilkan masih di bawah baku mutu sesuai Peraturan Menteri Lingkungan Hidup Nomor 15 Tahun 2019, yaitu emisi SO₂ 51,46 mg/Nm³ dan NO₂ 37,19 mg/Nm³. Ditinjau dari keekonomiannya, harga pelet sekam padi Rp 551.558,00 / ton, masih di bawah Harga Patokan Tertinggi di PLTU Indramayu yaitu Rp 552.129,00 / ton.

---

The increase in population has driven increased demand for energy, especially for transportation and electricity. Meanwhile, fossil energy production continues to decline, forcing the government to import petroleum to meet domestic needs. In order to anticipate the increasingly limited national fossil energy reserves and the increasing public energy needs, the government is promoting the use of renewable energy. One of the efforts is by co-firing biomass in coal-fired power plants. At PLTU Indramayu, the selected biomass is rice husk which has undergone pelletization treatment, compaction, and heating, to obtain biomass with a high density and calorific value better than the physical form of rice husk. Coal as fuel in PLTU Indramayu has an average calorific value of 4200 kCal/kg, while rice husk pellets have an average calorific value of 3500 kCal/kg. Combustion tests for co-firing need to be carried out to determine the operating performance of generating unit equipment. Co-firing tests in this study were still limited to a composition of 1% biomass and 3% biomass which required a total of 43.2 tonnes of rice husk pellets and 3196.8 tonnes of coal. Before the boiler combustion test, computational fluid dynamics (CFD) numerical simulations were also carried out to get an initial description. The results of the simulation and fuel tests show that the operating parameters are in normal limits. The output power is 300 MW, FEGT temperature is 908 ^oC, fuel flow in the pulverizer ranges from 34 – 37 tons/hour, pulverizer current is 33 A. The emissions are produced below the quality standards according to the Minister of Environment Regulation Number 15 of 2019, which is SO₂ emissions 51.46 mg/Nm³ and NO₂ 37.19 mg/Nm³. From an economic perspective, the price of rice husk pellets is IDR 551,558.00 / ton, still below the highest benchmark price at PLTU Indramayu, which is IDR 552,129.00 / ton."

"Salah satu jenis bahan bakar alternatif yang berpotensi dapat dikembangkan dan mampu menyumbang angka bauran EBT secara signifikan adalah biomassa. Signifikansi bauran energi didapatkan dari penggunaan sistem co-firing pada Pusat Listrik Tenaga Uap (PLTU) dengan mencampur bahan bakar batubara dengan biomassa seperti sawdust. Biomassa sawdust sebagai bahan co-firing PLTU sangat efisien karena mempunyai kandungan energi dan ketersediaan yang mudah dikelola. Penelitian bertujuan untuk membuat analisis teknik dan keekonomian biomassa sawdust sebagai bahan bakar padat PLTU Co-firing tipe boiler pulverized coal. Tahapan penelitian yaitu memetakan potensi biomassa sawdust untuk mengetahui ketersediaan potensi biomassa di sekitar lokasi PLTU Co-firing, menganalisa sisi teknis dan spesifikasi yang terdapat di bahan baku biomassa sawdust untuk mengetahui kecocokan atau kelayakan dengan spesifikasi PLTU tipe boiler pulverized coal, dan menganalisa kelayakan keekonomian pengembangan teknologi pengolahan biomassa sawdust untuk mengetahui biaya pokok produksi biomassa sawdust sehingga nantinya tidak berdampak secara teknis dan finansial khususnya pada kenaikan biaya pokok penyediaan pembangkit serta emisi lingkungan. Hasil dari potensi pemetaan biomassa dapat mengimplentasikan co-firing hingga 9,91 % dari rencana co-firing 5%. Analisa keekonomian menunjukkan bahwa usaha produksi biomassa sawdust layak dijalankan dengan parameter NPV 0 > Rp. 3.268.834.655, IRR 11,19% dan payback periode 7,35 tahun dengan harga biomassa Rp780.501/Ton. Perhitungan BPP co-firing biomassa yang disimulasikan tidak menaikan biaya BBP Pembangkitan karena terdapat selisih lebih kecil dari BBP Batubara sebesar Rp 0,55/kWh.

---

One type of alternative fuel that has the potential to be developed and is able to contribute significantly to the NRE mix is biomass. The significance of the energy mix is obtained from the use of the co-firing system at the Steam Power Plant (PLTU) by mixing coal fuel with biomass such as sawdust. Sawdust biomass as co-firing material for PLTU is very efficient because it has energy content and availability that is easy to manage. The aim of this research is to analyze the technique and economics of sawdust biomass as solid fuel for Co-firing PLTU pulverized coal type boiler. The research stages are mapping the potential of sawdust biomass to determine the availability of potential biomass around the location of the Co-firing PLTU, analyzing the technical side and specifications contained in sawdust biomass raw materials to determine the suitability or feasibility of PLTU specifications for pulverized coal boiler type, and analyzing the economic feasibility of the development. sawdust biomass processing technology to determine the cost of production of sawdust biomass so that later it will not have a technical and financial impact, especially on the increase in the cost of providing power generation and environmental emissions. The results of the potential for mapping biomass can implement co-firing of up to 9.91% of the 5% co-firing plan. Economic analysis shows that the sawdust biomass production business is feasible with the NPV parameter >IDR. 3,268,834,655, IRR 11.19% and payback period of 7.35 years with a selling price of Rp780.501/MT. Calculation of simulated biomass co-firing BPP does not add to the cost of Generation BBP because the difference is smaller than Coal BBP of IDR 0.55/kWh."

"Saat ini sistem kelistrikan Kota Ambon didominasi pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD) mengakibatkan Biaya Pokok Produksi (BPP) menjadi tinggi. Pemanfaatan energi terbarukan utamanya energi surya sebagai pembangkit listrik merupakan salah satu solusi untuk memperkecil BPP serta menurunkan emisi karbon pada sektor pembangkit listrik. Penelitian ini menggunakan metode analisis teknis dan ekonomi dalam melakukan perencanaan pembangunan PLTS on grid di Kota Ambon. Besarnya kapasitas PLTS direncanakan sebesar maksimal 20% dari beban puncak sistem Kota Ambon demi menjaga stabilitas sistem. Hasil analisis didapat hasil COE PLTS sebesar Rp. 789/kWh. Harga energi PLTS lebih kecil dari harga energi PLTD yang sebesar Rp. 5.536/kWh. Hasil analisis kelayakan didapatkan nilai NPV positif sebesar Rp 14.847.818.693, nilai Profitability Index sebesar 1,06 dimana hasil ini melebihi 1 sebagai acuan, nilai IRR sebesar 9,24% dan waktu pengembalian investasi pada tahun ke 22 umur proyek sehingga secara ekonomis investasi perencanaan pembangunan PLTS on grid di Kota Ambon layak dilaksanakan.

---

Ambon electricity system is dominated by diesel powerplant resulting in high production cost. The utilization of renewable energy,  especially solar energy as a powerplant, is one solution to minimize production cost and reduce carbon emissions in the power generation sector. This research uses technical and economic analysis methods to plan the development of on-grid solar powerplant in Ambon. The amount of solar powerplant capacity is planned at a maximum of 20% of the peak load of the Ambon system in order to maintain system stability. The results of the analysis showed that the COE of solar powerplant was IDR 789/kWh. The energy price of solar powerplant is smaller than the energy price of diesel powerplant which is IDR 5.536/kWh. The results of the feasibility analysis obtained a positive Net Present Value (NPV) value of IDR 14.847.818.693, a Profitability Index value of 1,06 where this result is greater than 1, an Internal Rate of Return (IRR) value of 9,24% and an investment payback time in the 22nd year of the project life so that economically the investment planning for the construction of solar powerplant on-grid in Ambon is feasible."

"Untuk mengatasi isu lingkungan hidup, Indonesia menargetkan bagian energi terbarukan pada bauran energi primer sebesar 23% pada 2025 dan 31% pada 2050. Berdasarkan Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), target kapasitas terpasang dari energi tenaga surya adalah 6,5 GW pada tahun 2025 dan 45 GW pada tahun 2050. Salah satu negara tetangga Indonesia, Malaysia, memiliki pertumbuhan energi tenaga surya yang signifikan karena kerangka kebijakan, peran perusahaan listrik nasional-nya, dan kondisi industri PV. Oleh karena itu, skripsi ini akan memprojeksikan ketercapaian Indonesia pada target tenaga surya di RUEN menggunakan strategi Malaysia & inisiatif Tenaga Nasional Berhad (TNB) dan strategi Business as Usual (BAU), dan hasilnya menunjukan bahwa ketercapaian pada target RUEN masih di bawah 22% untuk kedua strategi.

---

To address environmental issues, Indonesia aims to achieve a 23% renewable energy share by 2025 and 31% by 2050. According to National Energy Plan (RUEN), the target for solar energy installed capacity is 6.5 GW by 2025 and 45 GW by 2050. Looking at one of Indonesia neighbouring country, Malaysia, have a significant growth on solar energy as a result from their policy framework, role of national electricity company, and the PV industry condition. Therefore, this thesis will be projecting Indonesia's progress on solar energy target in RUEN using Malaysia's approach & Tenaga Nasional Berhad (TNB) initiatives and using Business as Usual (BAU) scheme, in which the result shows that achievement on RUEN target still below 22% for both schemes."

"PLTS Atap dengan sistem On-Grid ini secara langsung berdampak pada utilitas jaringan listrik karena sifat Intermitensinya yang dapat mempengaruhi kinerja operasi jaringan distribusi meliputi tegangan layanan, faktor daya, susut jaringan, tingkat harmonisa. Pertumbuhan PLTS Atap terbesar adalah residensial. Evaluasi pada penetrasi PLTS Atap di jaringan residensial, dilakukan dengan metode monte carlo yaitu dengan mengujikan kondisi tingkat pembebanan dan pembangkitan secara acak sampai dengan 300 iterasi pada simulator ETAP 19.01. Kemudian hasilnya diplot dan dilakukan evaluasi dengan hasil bahwa pada penetrasi di atas 45.76 % terhadap kapasitas trafo 400 kVA secara umum telah melampaui batasan treshold. Sehingga besarnya hosting capacity untuk jaringan tersebut ialah 183,042 Watt apabila menggunakan metode monte carlo yang memberikan hasil lebih akurat dari pada dengan pendekatan metode matematis.

---

The PV rooftop on grid system directly impact on low-voltage grid as it's Intermittency characteristic which can affect the performance of distribution network operations such as voltage violation, power factor, network losses, and harmonic levels. The highest growth of PV Rooftop is residential consumer segmentation. Evaluation of the penetration of PV Rooftop in residential networks was carried out using the monte carlo method.  A random loading and generation conditions simulated up to 300 iterations in the Software ETAP 19.01. The outputs simulation that four performance indicators were plotted and evaluated.  The result is that penetration above 45.76 % of the transformer capacity of 400 kVA generally exceeded the threshold limit. Finally, the amount hosting capacity for the network is 183,042 Watts using monte carlo method, which is more accurate than using mathematical method."

"Diantara jenis pembangkit listrik yang ada di Indonesia, Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) merupakan sumber energi listrik terpenting dengan porsi 65,6% dari total produksi listrik nasional. Namun, emisi yang dihasilkan PLTU berperan sebagai penyumbang terbesar dalam menghasilkan gas rumah kaca. Teknologi co-firing merupakan metode yang dianggap efektif untuk mengurangi emisi karbon dan berbagai polutan lainnya dengan menggunakan campuran sekam padi dan batu bara sebagai bahan bakar PLTU. Namun demikian, metode tersebut berdampak pada penurunan kapasitas daya maksimum dan efisiensi pembangkit, terutama pada efisiensi boiler. Pada penggunaan sekam padi sebanyak 25% terhadap batubara, diperoleh penurunan daya mampu pembangkit hingga 2,59% dengan nilai efisiensi boiler sebesar 83,79% atau 1,32% lebih rendah jika menggunakan murni batubara; yang menghasilkan biaya rugi-rugi energi boiler sebesar 42,21 miliar rupiah. Lebih lanjut, penggunaan sekam padi dengan persentase yang lebih besar menghasilkan biaya rugi-rugi energi boiler semakin meningkat dibandingkan hanya dengan menggunakan batubara.

---

Among the existing types of power plants in Indonesia, coal fired power plants (CFPP) are the most important source of electrical energy with a portion of 65.6% of the total national electricity production. However, the emissions produced by CFPP play a role as the largest contributor in producing greenhouse gases. The co-firing technology is an effective method for reducing carbon emissions and other pollutants by using a mixture of rice husks and coal as CFPP fuel. Nevertheless, this method has an impact on reducing maximum power capacity and efficiency of the power plant, especially the efficiency of the boiler. When using 25% rice husk for coal, there is a decrease in the maximum capable power up to 2.59% with a boiler efficiency value of 83.79%, or 1.32% lower if using pure coal; as well as the cost of boiler energy losses of 42.21 billion rupiah. When using 25% rice husk for coal, there is a decrease in the maximum capable power up to 2.59% with a boiler efficiency value of 83.79%, or 1.32% lower if using pure coal; as well as the cost of boiler energy losses of 42.21 billion rupiah. Furthermore, the increasing use of rice husks in co-firing makes the cost of boiler energy losses greater than using only coal."

"Dengan adanya green house gas yang meningkat akibat adanya jumlah emisi carbon yang semakin banyak, menyebabkan temperature di bumi semakin meningkat, yang mana hal tersebut bisa mengakibatkan perubahan iklim yang memicu terjadinya bencana alam. PLTU yang mempunyai koefisien emisi paling tinggi dibanding pembangkit lainnya dan juga merupakan penopang baseload dan mempunyai presentase hingga 51% dalam bauran energi di Indonesia. Dalam menurunkan/mengurangi emisi karbon bisa dilakukan dengan mengganti PLTU dengan teknologi pembangkit lainnya yang memiliki emisi lebih rendah. Selain di tinjau dari sisi penurunan emisi CO2 ketika PLTU digantikan dengan teknologi pembangkit lainnya, juga akan di bandingkan masing – masing LCOE (Levelized Cost of Electricity) dan production cost electricity/tahun, sehingga bisa diketahui komposisi yang optimal untuk jenis teknologi yang dibandingkan. Teknologi pembangkit lainnya yang akan di bandingkan adalah Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery dan Carbon Capture and Storage (CCS). Berdasarkan data dan hasil optimasi pada studi ini, maka skema yang paling optimal adalah skema 2, dikarenakan mempunyai total biaya pokok pembangkitan paling rendah sebesar USD 15.26 billion dan memenuhi target penurunan emisi CO2 dari semula ketika semua PLTU sebesar 221.95 juta ton CO2 menjadi 21.86 juta ton, sehingga penurunan CO2 sebesar 200.09 juta ton, adapun komposisi pembangkitnya adalah Hydropower (54MWx36 unit), Geothermal (50MWx16unit), Gas Engine (162 MWx 6unit), PLTU+CCS (169 MWx 187 unit).Dengan komposisi bervariasi ini memungkin untuk mendapatkan kehandalan system yang lebih, karena berasal dari berbagai sumber energi.

---

The increase in greenhouse gas due to the increasing number of carbon emissions causes the temperature on the earth to increase, which can lead to climate change that triggers natural disasters. PLTU has the highest emission coefficient compared to other plants, is also a baseload supporter, and has a percentage of up to 51% in the energy mix in Indonesia. Reducing/reducing carbon emissions can be done by replacing PLTU with other generating technologies with lower emissions. In addition to being reviewed in terms of reducing CO2 emissions when PLTU is replaced with other generating technologies, each LCOE (Levelized Cost of Electricity) and production cost of electricity/year will be compared so that the optimal composition can be determined for the type of technology being compared. Other electricity generating technologies that will be compared are Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery and Carbon Capture and Storage (CCS). Based on the data and optimization results in this study, the most optimal scheme is scheme 2, because it has the lowest total cost of generating the lowest amount of USD 15.26 billion and fulfils the CO2 emission reduction target from when all PLTUs amounted to 221.95 million tons of CO2 to 21.86 million tons, resulting in a CO2 reduction of 200.09 million tons, while the composition of the generators is Hydropower (54MWx36 units), Geothermal (50MWx16units), Gas Engines (162 MWx 6units), PLTU+CCS (169 MWx 187 units). More system, because it comes from various energy sources."