Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
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.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Keterbatasan pasokan listrik dari PLN karena lokasi geografis yang terpencil dan jauh, menyebabkan beberapa BTS mengandalkan generator diesel sebagai pembangkit listrik utama.Sehingga, biaya pembangkit listrik di BTS tersebut sangat besar karena transportasi bahan bakar ini berbiaya tinggi. Studi ini menganalisis model hibridisasi Sistem Fotovoltaik dan Biodiesel dari minyak sawit untuk mendapatkan pembangkit listrik yang memiliki keandalan tinggi, biaya energi rendah dan emisi rendah untuk supplai listrik BTS di daerah terpencil yang terletak di Desa Sungai Ketupak Ogan Komering Ilir-Sumatera Selatan (Latitude 3o19.9S dan Longitude 105o38.9E). Dari hasil simulasi, diperoleh bahwa pembangkit listrik offgrid yang optimum untuk BTS Sungai Ketupak adalah hibrid antara PV, baterai, dan genset dengan kapasitas masing-masing sebesar 6,59 kWp, 4,8 kWh, dan 5 kW. ......The lack of electricity supply from PLN due to the remote and far geographical location, Some of the BTS rely on diesel generators as the main power plant. So, the cost of electricity generation in the BTS is immense because of the transportation of these fuels high cost. Therefore, efficient use of diesel fuel requires a renewable model of energy-based power generation by utilizing the natural potential around the area.This study analyzes the hybridization model of Photovoltaic System with Palm oil Diesel (POD) to get power plants that have a high reliability, low energy costs and low emissions for powering BTS in remote area located at an Sungai Ketupak Village of Ogan Komering Ilir-South Sumatera (Latitude 3o19.9S and Longitude 105o38.9E). The simulation results show the optimum power plant at BTS offgrid Sungai Ketupak is a hybrid between PV, batteries, and generators with capacity 6.59 kWp,4.8 kWh, and 5 kW respectively.

Abstrak :
Studi ini mengkaji perencanaan jangka panjang sistem kelistrikan interregional untuk studi kasus Jawa-Sumatera hingga tahun 2050. Perencanaan ditentukan berdasarkan optimasi biaya paling rendah dalam model TIMES. Model tersebut mempertimbangkan disparitas yang tinggi antar wilayah seperti kebutuhan listrik, infrastruktur pembangkit listrik, dan sumber daya energi. Ada dua puluh tujuh teknologi pembangkit listrik dan tiga teknologi penyimpanan energi yang dikompetisikan dalam model ini, pemodelan juga meninjau pola operasi pembangkit dan peran penyimpanan energi per jam untuk setiap regional. Terdapat dua skenario didalam pemodelan yaitu Current Policy (CP) yaitu tanpa trading listrik antara Jawa dan Sumatera dan Electricity Trading (TRD) yaitu dengan trading listrik melalui transmisi interkoneksi HVDC Jawa dan Sumatera dengan penerapan skema phase-out pembangkit batubara sesuai perencanaan PLN. Hasil penelitian menunjukkan portofolio pembangkit listrik untuk skenario CP dan TRD di Jawa dan Sumatera didominasi oleh pembangkit gas. Skenario TRD menghasilkan peningkatan 70% kapasitas terpasang di Sumatera dan penurunan 23% kapasitas terpasang di Jawa, rata-rata 1,96 TWh listrik diekspor setiap jam ke Jawa, penurunan biaya produksi listrik untuk Jawa dari 9,11 cUSD/kWh menjadi 7,37 cUSD/kWh dan Sumatera dari 6,59 cUSD/kWh menjadi 5,73 cUSD/kWh, peningkatan penetrasi energi terbarukan 41% khususnya utility-scale solarPV di Sumatera 19% dan penurunan emisi dari 401 gCO2/kWh menjadi 322 gCO2/kWh serta membutuhkan kapasitas transmisi 44 GW dengan biaya investasi 33.784 MUSD pada tahun 2050 untuk menyalurkan listrik dari Sumatera ke Jawa. ......This study assesses inter-regional electricity system's long-term planning for case study of Jawa-Sumatera until 2050. The planning is determined based on least-cost optimization in the TIMES model. The model considers a high disparity between regions such as electricity demand, power generation infrastructure and energy resources. There are twenty seven technology power generations and three energy storage technologies competed in this model, the modeling also reviews the pattern of generating operations and the role of energy storage on an hourly for each region. In the modelling there are two scenarios, namely Current Policy (CP) without electricity trading between Jawa and Suamtera and electricity trading (TRD) scenarioby electricity trading through HVDC interconnection with the implementation of the coal power plant phase-out scheme according PLN planning. The results show power generation portfolio for CP and TRD scenario in Jawa and Sumatera is dominated by gas-based power plant. TRD scenario results an increase of 70% installed capacity in Sumatera and a decrease of 23% installed capacity in Jawa, an average of 1.96 TWh of electricity is exported every hour to Jawa, a decrease in electricity production cost for Jawa from 9,11cUSD/ kWh to 7,37cUSD/kWh and Sumatera from 6,59cUSD/kWh to 5,73cUSD/kWh, an increase in renewable energy penetration 41% especially utility scale PV in Sumatera 19% and a reduction in emissions from 401 gCO2/kWh to 322 gCO2/kWh and required transmission capacity 44 GW with investment cost 33.784 MUSD in 2050 to distribute electricity from Sumatera to Jawa.

Abstrak :
Kebutuhan dan konsumsi listrik yang terus meningkat menuntut pasokan listrik yang harus terus tersedia dengan kapasitas maksimal. Pemilihan pemasok adalah proses yang penting untuk penanggulangan resiko kegagalan dalam pengadaan, namun sulit karena banyak kriteria yang harus dipertimbangkan. Penelitian ini mengusulkan model pemilihan pemasok suku cadang pada pembangkit listrik dengan menggunakan penggabungan metode Analitical Hierarchy Process (AHP) dan Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluation (PROMETHEE). AHP digunakan untuk menentukan bobot kepentingan kriteria dan PROMETHEE untuk menghasilkan urutan peringkat pemasok. Model ini diterapkan dalam pemilihan pemasok fin tube dan solenoid valve. Dari empat pemasok, pemasok D yang memiliki lead time tercepat walau bukan yang termurah adalah pemasok terbaik untuk fin tube, sedangkan dari tiga pemasok solenoid valve, pemasok E yang memiliki harga paling murah dengan lead time terpendek meskipun memiliki histori keterlambatan adalah yang terbaik. ......The increasing electricity demand and consumption compel that electricity supply must always be available with maximum capacity. Selection of suppliers is an important process to overcome the risk of failure in procurement, but it is a difficult task because it takes many consideration based on the criterias. This study proposes a selection model of spare parts suppliers in power plants using a combination of Analytical Hierarchy Process (AHP) methods and Preference Ranking of Organization Method for Enrichment Evaluation (PROMETHEE). AHP is used to determine the importance weight of criteria and PROMETHEE to produce a outranking of suppliers. This model is applied on the selection of fin tube and solenoid valve suppliers. From four suppliers, supplier D, which has the shortest lead time even not the lowest price is the best one for fin tube, while from the three suppliers of solenoid valve, supplier E which has the lowest price with the shortest lead time even has a delay history is the best one.

Abstrak :
Perkembangan ekonomi Indonesia saat ini , tengah memasuki tahap industrialisasi dimana berbagai jenis industri tumbuh dengan kecepatan yang menakjubkan. Tahap tersebut ,dipercepat dengan derasnya laju relokasi industri dari banyak negara maju mencari faktor produksi yang biayanya masiJ:J. kompetitif. Kedua kondisi tersebut ,yang muncul secara bersamaan ,dari dalam dan luar negeri ,memperbesar magnitude pembangunan industri Disisi lain ,sebagai akibat langsung dari pembangunan industri ,maka pertumbuhan fungsi fungsi perkantoran dan komersial lain sebagai derived demand juga ttimbuh pesat. Sektor jasa juga berkembang pesat ,sebagai akibat akselerasi langsung terhadap industri.Demikian juga pada pertumbuhan GNP Indonesia yang semakin meninggi ,membuat berbagai pola konsumsi masyarakat bernbah. Kondisi kondisi tersebut melecut melonjaknya kebutuhan listrik sebagai infrastruktur dari pembangunan. Hampir disegala sektor ,pada kurun waktu terakhir ini ,kebutuhan listrik meningkat pesat.Perubahan pola konsumsi masyarakat yang semakin makmur juga menunjukkan indikasi meningkatnya jumlah konsumsi listrik per orang per tahun. Selain itu ,permintaan agar jumlah rumah tangga terlistriki bertambah juga meningkat pesat .

Abstrak :
Efisiensi biaya dalam memproduksi suatu produk sangat penting bagi suatu perusahaan atau industri karena dengan demikian akan menciptakan keunggulan kompetitif (competitif advantage) dalam persaingan antar industri di pasar global. Oleh karena itu, pengukuran tingkat efisiensi dalam suatu proses produksi memiliki urgensi yang tinggi dalam suatu perusahan atau industri agar suatu perusahaan atau industri dapat mengetahui apakah mereka telah beroperasi pada suatu tingkat yang efisien. Banyak metoda yang dapat digunakan untuk tujuan tersebut, Yaitu : Indikator Sederhana (Biaya rata-rata, Indikator produktivlias parsial, Total faktor produktivitas), Operational Research (Data Employment Analysis, Free Disposal Hull), dan Pendekatan Ekonometrik (Regress biaya frontier). Dengan menggunakan Pendekatan ekonometrik regresi fungsi biaya stokastik frontier pengadaan tenaga listrik PLN, selama jangka waktu 1994-2002, terindikasi bahwa masuknya partisipasi pembangkit listrik swasta dalam sistim pengadaan kebutuhan tenaga listrik nasional dengan menyuplai tenaga listriknya ke PLN memiliki pengaruh yang positif dalam struktur dan efisiensi biaya PLN. Dari hasil estimasi maximum likelihood, model yang memasukkan variabel harga pembelian tenaga listrik dari pihak luar ke dalam persamaan fungsi biaya PLN, memiliki nilai yang negatif. Adanya pembelian tenaga listrik dari pihak luar juga membuat elastisitas output PLN menjadi elastic (E > ( II), di mana jika PLN tidak melakukan pembelian tenaga listrik dari pihak luar elastisitas outputnya adalah inelastis (c < 11 ). Dari penurunan Kurva biaya total rata-rata (AC) dan biaya marginal (MC), model yang memasukkan variabel pembelian tenaga listrik dari pihak luar memiliki struktur biaya rata-rata yang jauh lebih rendah dari model yang tidak memasukkan variabel pembelian tenaga listrik dari pihak luar. Dari hasil prediksi x-inefisiensi untuk tiap-tiap wilayah operasional PLN selama periode 1994-2002 menunjukkan bahwa biaya penyediaan tenaga listrik seluruh wilayah operasional PLN dengan adanya pembelian tenaga listrik dari pihak luar melebihi 35.3% dari tingkat minimum frontier. Sedangkan dengan tanpa adanya pembelian tenaga listrik dart pihak luar, biaya pengadaan tenaga listrik seluruh wilayah operasional PLN berada pada 42.8% dari tingkat minimum frontier. Berarti dengan adanya pembelian tenaga listrik dari pihak luar telah memperbaiki efisiensi biaya PLN dengan wilayah operasionalnya secara total.

Abstrak :
ABSTRAK
Gardu induk dalam suatu jaringan distribusi adalah suatu unsur dalam sistem tenaga listrik yang berguna untuk menyalurkan tenaga listrik dari sumber daya listrik besar sampai kepada konsumen. Agar proses penyampaian listrik ini selalu terjaga dengan baik, kapasitas dayanya harus dikembangkan sejalan dengan pertumbuhan beban dan perkembangan bagian sistem yang lain.Saat ini, kondisi pembebanan pada gardu induk Provinsi Banten semakin mendekati pembebanan maksimumnya, oleh karena itu perlu adanya perencanaan pengembangan kapasitas gardu induk guna memenuhi kebutuhan beban.Prakiraan beban puncak dilakukan untuk memprakirakan beban puncak di masa mendatang. Dengan menggunakan metode ekonometrika diperoleh bahwa kenaikkan beban puncak yang terjadi bervariasi antara 3,5 hingga 7,3 untuk gardu induk yang ada. Dari penelitian yang dilakukan diperoleh bahwa Provinsi Banten membutuhkan tambahan kapasitas gardu induk sebesar 2.402 MVA untuk menjaga keandalan penyaluran listrik Provinsi Banten pada tahun 2017 hingga 2027.

---

ABSTRACT
The main substation in a distribution network is an element in a power system that is useful for delivering electricity from large power sources to consumers. In order for the delivery process to be properly maintained, its capacity must be developed in line with the growth of the load and the development of other parts of the system.Currently, the loading condition on the substation of Banten Province is getting closer to the maximum load, therefore there is a need for planning of substation capacity development to meet the load requirement.Peak load forecasts are conducted to forecast peak loads in the future. Using econometrics method, it is found that the increase of peak loads varies from 3.5 to 7.3 for existing substations.From the research, it is found that Banten Province needs an additional substation capacity of 2,402 MVA to maintain the reliability of electricity distribution of Banten Province in 2017 to 2027.

Abstrak :
ABSTRAK
Penelitian terhadap sistem pembangkitan listrik pada FPU dilakukan untuk mencari penghematan biaya produksi listrik / Cost of Electricity (COE) dan biaya siklus hidup / Life Cycle Cost (LCC), dengan menjaga peluang kehilangan beban / Lost of Load Probability (LOLP) tetap dalam kriteria kehandalan. Setelah FPU beroperasi selama sembilan bulan, ditemukan fakta bahwa pembangkit listrik utama yang terdiri dari tiga tandem Pembangkit Turbin Gas (GTG), tidak pernah mengalami kegagalan pembangkitan dan memiliki cadangan berputar jauh melebihi kebutuhan beban serta Pembangkit Diesel Esensial (EsDG) dan Pembangkit Diesel Darurat (EDG) sebagai pembangkit pendukung, nyaris tidak pernah dioperasikan. Dengan faktor kapasitas pembangkit GTG yang rendah, terdapat potensi penghematan biaya kapasitas dan biaya energi yang dibangkitkan. Beberapa alternatif dikembangkan dengan variasi jumlah unit dan kapasitas pembangkit. Kelayakan dari alternatif diukur oleh nilai kehandalan dan keekonomian, yaitu LOLP, COE dan LCC. Didapatkan dari hasil analisis bahwa penggunaan dua buah GTG 6.1 kW merupakan alternatif paling optimum untuk pembangkitan listrik.

---

ABSTRACT
Study of electricity generation system on FPU has been conducted to find out optimization of Cost of Electricity (COE) and Life Cycle Cost (LCC), by keep maintains Loss of Load Probability (LOLP) within reliability requirement. After normal operation of FPU for nine months, it has founded that main generation system which consist of three tandem Gas Turbine Generators (GTGs) has never experienced a power outage and has spinning reserve far higher than overall load necessity, and the back-up generator of Essential Diesel Generator (EsDG) and Emergency Diesel Generator (EDG), almost never been utilized. As low capacity factor of GTG, there is oportunity to optimize capacity and energy cost during electicity generation. Several alteratives are developed with variation of unit number and capacity of generator. Feasibility of alternative is measure from value of reliability and economic paramaters, ie. LOLP, COE and LCC. The result of the analysis shows that utilization of two GTGs 6.1 kW is the most optimum alternative for electricity generation.