Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Energi alternatif adalah salah satunya melalui pemanfaatan angin yaitu dengan menggunakan turbin angin sebagai penggerak pembangkit tenaga listrik, dirasa dapat mengatasi beberapa masalah energi alternatif di Indonesia. Turbin angin sebagai alat untuk mengkoversikan energi kinetik menjadi energi mekanik, mempunyai bermacam jenis yang dapat dibedakan berdasarkan kedudukan poros (Horizontal dan Vertikal) dari dua jenis turbin tersebut, maka dipilih jenis turbin dengan poros horizontal adapun tujuan penelitian ini menganalisis perubahan panjang Blade turbin angin terhadap kecepatan angin dan daya yang dihasilkan, sehingga mendapatkan daya keluaran (out put) yang optimal dari kecepatan angin yang ada. Melalui analisis karakteristik blade turbin angin, digunakan blade sebanyak 3 buah. Dari hasil analisis, blade turbin dengan diameter 9 (sembilan) meter dapat menghasilkan daya out put yang optimal dengan kecepatan anginyang rendah, dan daya yang dihasilkan dari diameter blade 9 meter lebih besar daripada diameter blade 2 (dua) sampai dengan 8 (delapan) meter, sehingga dapat membantu pasokan energi listrik di daerah pesisir pantai.

Abstrak :
ABSTRAK
Terminal penerima LNG Gresik akan dibangun untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik tenaga gas dan uap PLTGU dengan laju regasifikasi gas alam sebesar 60,95 MMSCFD. Potensi eksergi dingin LNG akan terbuang ke air laut pada proses penguapan LNG secara konvensional dengan open rack vaporizer ORV sehingga diperlukan kajian pemanfaatan eksergi dingin LNG untuk menghasilkan energi listrik. Dalam penelitian ini dilakukan kajian teknologi penguapan LNG dengan pemanfaatan eksergi dingin LNG untuk menghasilkan energi listrik melalui skema Direct Expansion, Rankine Cycle dan kombinasi Direct Expansion Rankine Cycle yang disimulasikan dengan program komputer Unisim. Analisis energi dan eksergi juga dilakukan untuk mengetahui efisiensi penggunaan eksergi dingin LNG, dilanjutkan dengan analisis keekonomian berdasarkan data simulasi ketiga skema tersebut. Hasil simulasi menunjukkan bahwa skema kombinasi mampu menghasilkan energi listrik terbesar yaitu 39,80 kWh per ton LNG yang teregasifikasi dengan potensi pendapatan penjualan energi listrik sebesar USD 1.140.935 per tahun. Skema kombinasi juga mempunyai efisiensi termal dan efisiensi eksergi tertinggi sebesar 14,48 dan 60,71 . Berdasarkan hasil analisis keekonomian diketahui bahwa skema Direct Expansion mempunyai NPV tertinggi sebesar USD 695.032.

---

ABSTRACT
Gresik LNG receiving terminal will be built to meet the needs of combined cycle power plant PLTGU with natural gas regasification rate of 60.95 MMSCFD. The potential LNG cold exergy will be wasted to seawater on conventional LNG evaporation process using open rack vaporizer ORV so it is necessary to study the utilization of LNG cold exergy to generate electrical energy. In this research, the technology of LNG vaporization with the cold exergy utilization to produce electrical energy through Direct Expansion, Rankine Cycle and combination of Direct Expansion Rankine Cycle scheme simulated with Unisim computer program. Energy and exergy analysis also conducted to determine the efficiency of LNG cold exergy utilization, followed by economic analysis based on simulation data of the three schemes. The simulation results show that the combination scheme has the largest capability to produce electrical energy of 39.80 kWh per ton LNG regasified with potential revenue from electrical energy sales of USD 1,140,935 per year. Combination scheme also has the highest thermal efficiency and exergy efficiency of 14.48 and 60.71 . Based on the results of economic analysis found that Direct Expansion scheme has the highest NPV of USD 695,032.

Abstrak :
Pada operasi sistem pembangkitan tenaga listrik, biaya bahan bakar merupakan biaya yang terbesar dari biaya operasi secara keseluruhan [1]. Besarnya biaya bahan bakar yang diperlukan unit pembangkit termal sebagai masukan terhadap keluaran daya pembangkit, sehingga besarnya masukan secara optimal akan mengahasilkan keluaran yang optimal. Penjadwalan operasional pembangkit dan pembebanan ekonomis merupakan langkah operasi ekonomis pada pengoperasian PLTU Labuan dan PLTGU Cilegon pada Subsistem II Wilayah Banten untuk memperoleh estimasi biaya operasi optimal. Penjadwalan yang dilakukan dengan menentukan unit pembangkit yang hidup on dan mati off yang disebut dengan komitmen unit unit commitment. Setelah melakukan penjadwalan operasional unit pembangkit, maka dapat dilakukan pembebanan ekonomis untuk membagi daya yang dapat dibangkitan oleh masing-masing pembangkit untuk memenuhi estimasi permintaan beban pada Subsistem II Wilayah Banten. Estimasi biaya operasi optimal yang didapatkan yaitu sebesar Rp 376.030.525.349 sehingga dapat menghemat 29.5 hingga 32.5 dari total biaya operasi yang dibutuhkan selama sebulan periode Januari 2018 dengan biaya bahan bakar sebesar Rp 604,17/kWh. Selain itu, untuk memenuhi estimasi beban puncak sebesar 952 MW dibutuhkan biaya operasi optimal sebesar Rp 733.762.467 dan biaya operasi optimal beban minimum sebesar 629 MW adalah Rp 378.422.653. ......In the operation of power generation systems, fuel cost represents the largest of operating cost in the operation of power generation system 1 . The fuel cost of the thermal power plants as input to the generator power and output of the generator is the power generated by each generator, so that optimal input determination optimal output. Operational economic of PLTU Labuan and PLTGU Cilegon in subsystem II Banten can be subdivided into two parts. Those are economic dispatch and unit commitment. The unit commitment problem is to find the minimum cost option to schedule generator startups and shutdowns while meeting forecasted loads, satisfying all plant and system constraints such as generating capacity constraints and power balance constraints. Furthermore, economic dispatch is the method of allocating the load demand between the available power plant units and finds the minimum operating cost of generation for each hour. Estimated optimal operating cost is Rp 376.030.525.349 so that it can save 29.5 to 32.5 of total operating costs required during the month of January 2018 with fuel costs of Rp 604.17 kWh. In addition, estimated operating optimal cost for peak load of 952 MW is Rp 733.762.467 and the optimal operating cost for the minimum load of 629 MW is Rp 378.422.653.