Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"PLN Region 3 (Jawa Tengah & DIY) merupakan bagian dari sistem interkoneksi Jawa Madura Bali (JAMALI) dimana sistem ini disuplai dari beberapa pembangkit dan IBT (Inter Bus Transformer) 150/500 kV. Selain terhubung melalui sistem 500 kV, region-3 juga terhubung ke region lain melalui sistem 150 kV, hal tersebut memungkinkan terjadinya tranfer daya listrik antar region. Region 3 dapat menerima atau menyalurkan daya ke atau dari region 2 melalui transmisi Sunyaragi - Brebes dan Banjar - Majenang, dan region 4 melalui transmisi Cepu - Bojonegoro dan Sragen - Ngawi. Kondisi-kondisi ini tentu saja akan berpengaruh terhadap keandalan dari sistem pembangkit region 3. Pada tesis ini akan dianalisis tingkat keandalan sistem region 3 sampai dengan tahun 2017 dengan jalan mengevaluasi nilai LOLP dan ENS berdasarkan data perkiraan beban harian dan rencana pembangunan pembangkit baru PLN. Analisis terbagi dalam 2 skenario, skenario pertama adalah tambahan daya 3 x 100 MW dan skenario kedua adalah peningkatan kebutuhan daya 4 x 100 MW dari region 2 dan atau region 4. Dari kedua skenario, skenario peningkatan kebutuhan daya 4 x 100 MW menghasilkan keandalan sistem yang terburuk, hal ini ditunjukkan dengan nilainilai LOLP yang melewati 1 hari/tahun. Guna mendapatkan nilai LOLP lebih kecil dari 1 hari/tahun selama 10 tahun ke depan maka harus dilakukan penambahan unit pembangkit baru sebelum tahun 2015. Penambahan PLTU Batubara 2 x 300 MW pada tahun 2014 dan 2016 pada kedua skenario dan rencana PLN, menghasilkan nilai LOLP lebih kecil dari 1 hari/tahun. Guna mengantisipasi tingginya nilai LOLP pada tahun 2008 skenario 2, dilakukan pembatasan peningkatan kebutuhan daya maksimum sebesar 200 MW ke region 2 dan atau region 4.

---

The PLN's region-3 (middle Java and Yogyakarta Special Region) as part of Java Madura and Bali (JAMALI) interconnection system, is supplied from its generating plants and 150/500 kV IBTs (Inter Bus Transformers). Other than connected by the 500 kV transmission system, Region-3 is also connected to other regions by a 150 kV transmission system, enabling inter regional power transfer. The region-3 can send or receive power to or from region-2 through Sunyaragi-Brebes and Banjar-Majenang transmission lines, and to or from region-4 through Cepu-Bojonegoro and Sragen-Ngawi transmission lines, thereby influencing the region-3 generating systems reliability.

In this thesis, the reliability level of region 3 system until the year 2017 will be analyzed by evaluating Loss of Load Probability (LOLP) and Energy Not Served (ENS) values based on daily estimated capacity data and PLN's new powerplant development plan. The analysis will be in 2 scenarios, the first scenario is by an additional power of 3 x 100 MW and the second one is by increasing a power transfer of 4 x 100 MW from region 2 and/or region 4. From the two scenarios, the increase of a 4 x 100 MW power transfer produces a bad system reliability. This is shown by LOLP values passing 1 day/year.

In order to obtain LOLP values lower than 1 day/year for the coming 10 years, additional powerplants must be realized before the year 2015. With the addition of 2 x 300 MW CFSPP in the year 2014 and 2016 for the two scenarios and based on PLN's planning to obtain LOLP values lower than 1 day/year can be obtained. Anticipating LOLP high values in the year 2008, scenario 2 can be conducted by limiting the increase of power transfer to a maximum of 200 MW to region 2 and/or region 4."

"Keandalan sistem pembanglcit tenaga listrik merupakan faktor yang culcup penting untuk mengetahui lcondisi suatu sistem pembangkit listrik_ Keandalan ini bergantung pada setiap fimgsi dari masing-masing peralatan di dalam sistem. Peralatan-peralatan ini dapat berfimgsi dengan baik atau meugalami kegagalan untuk beroperasi. Jika kegagalan yang terjadi mempengaruhi fungsi dari peralatan sistem yang lain, maka keandalan sistem pembangkit listrik akan lebih rendalm Setain itu, pertumbuhan beban juga merupakau faktor yang berpengaruh pads. keandalan sistem. Pertumbuhan beban yang tinggi dapat mengakibatkan tidak terpenuhinya permintaan konsumen akan tenaga listrik. Keandalan suatu sistem pembangkit dapat digamharkan melalui indeks keandalan sistem pembangkit tersebut Untuk mengetahui besarnya indeks keandalan sistem pcmbangkit, diperlukau metode untuk mengevaluasi indeks keandalan sistem. Skripsi ini akan menyajikan perbandingan metode perhitungan indeks keandalan sistem pembangidt tenaga lisnik, yaiiu metode recursive konvensional dau metode cmrlulant. Masing-masing metode akan menganalisa indeks keandalan LOLP (Loss of Load Probability) dan EENS (Expecled Energy Not Served), dengan mengaplikasikan data dari PT. PLN WILAYAH IV. Perbandingan kedua metode ditinjau dari ketelitian dan kecepatan perhitungan."

"Pertumbuhan beban elektrik di Sub Region Bali berkisar 7.7 ? 8.6 % per tahun. Untuk mengantisipasi keadaan tersebut, PT PLN P3B Jawa Bali telah menyusun Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) tahun 2008 -2017 untuk menyediakan sistem tenaga listrik yang berkualitas di Bali. Rencana tersebut yaitu penambahan saluran transfer berkapasitas 105 MW pada tahun 2009, pembangunan PLTU Bali Utara berkapasitas 3 x 130 MW yang akan beroperasi tahun 2010, pembangunan PLTU Bali Timur berkapasitas 2 x 100 MW yang mulai beroperasi tahun 2011 serta pembangunan Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV yang direncanakan beroperasi tahun 2016. Namun demikian terlihat bahwa sistem tenaga listrik Bali masih tergantung pada pasokan dari pulau Jawa . Untuk menghindari ketergantungan pasokan energi dari pulau Jawa maka pada studi ini di kaji mengenai kemungkinan sistem tenaga listrik sub region Bali beroperasi secara mandiri. Analisis kemandirian ini didasarkan pada rencana operasi PLN Sub Region Bali, dengan indikator berupa kualitas tegangan di pusat -pusat beban. Hasil simulasi menunjukkan bahwa tanpa transfer dari Jawa, Bali baru bisa beroperasi mandiri pada tahun 2011 sampai 2013. Sementara jika transfer dari Jawa dan PLTD pesanggaran tidak dioperasikan, sistem hanya akan bisa beroperasi mandiri pada tahun 2011. Namun, jika PLTG juga tidak dioperasikan maka sistem Bali tidak bisa beroperasi mandiri karena kondisi tegangannya berada di bawah standar.

---

Electrical load growth in Bali Sub Region range from 7.7 to 8.6 percent annually. To anticipate this situation, PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali has arranged The Electrical Power Allocation Plan (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik/RUPTL) year 2008 -2017 to deliver good quality power system in Bali. The plan covered addition of undersea transfer line with capacity 105 MW in 2009, construction of North Bali Steam Generati on Plant 3 x 130 MW, which will operate in 2010, construction of East Bali Steam Generati on Plant 2 x 100 MW, operate in 2011 and construction of Extra High Voltage Overhead Line 500 kV operate in 2016.

But, it is noticeable that Bali power system still dependent on supply from Java island. To avoid electricity supply dependency, this study analyzes the possibility of Bali power system to operate independently.

This analysis based on PLN Sub Region Bali operation plan, taking voltage quality in load central as indicator . Simulation result shows that without power transfer from Java, Bali can operate independently in 2011 until 2013. Meanwhile, if transfer from Java and Pesanggaran Diesel Generati on Plant were not operated, system can only operate independently in the year 2011. But, if the Gas Generation Plant were also not operated, Bali power system cannot perform the independent operation since the voltages are below the standard."

"Sistem Jawa Bali yang merupakan sistem interkoneksi tenaga listrik terbesar di negara Indonesia utiliti PLN yang memiliki salah satu permasalahan keandalan yaitu ketidakstabilan. Pengoperasian Sistem Interkoneksi Tenaga Listrik Jawa Bali juga saat ini masih mengoptimalkan keekonomian dengan transfer timur ke barat yang tinggi dikarenakan beban tertinggi berada di Jakarta dan Banten. Akan tetapi 40% dari total kapasitas pembangkit di Barat merupakan PLTG/GU berbahan bakar gas yang mahal. Beberapa tahun kedepan juga diperkirakan akan tetap mengandalkan transfer timur ke barat untuk keekonomian, dikarenakan perlu mengoptimalkan evakuasi PLTU batubara USC baru kelas 1000 MW yang murah yang banyak di bangun di wilayah tengah. Permasalahan ketidakstabilan tersebut terjadi ketika kontingensi N-2 yang saat ini sudah menjadi kredibel 2 tahun belakang dengan adanya beberapa kejadian gangguan meluas yang terjadi seperti 5 September 2018 (SUTET Paiton-Grati) dan 4 Agustus 2019 (SUTET Ungaran-Batang). Gangguan N-2 tersebut dapat menyebabkan ketidakstabilan atau ketidakserempakan osilasi sudut rotor di beberapa pembangkit sehingga dapat mengaktifkan relay power swing di ruas transmisi lain yang selanjutnya dapat mentripkan transmisi tersebut sehingga sistem interkoneksi barat dan timur akan menjadi terpisah. Ketidakseimbangan komposisi beban yang lebih besar daripada pembangkit di barat selanjutnya akan menyebabkan relai frekuensi rendah bekerja. Peralatan proteksi saat ini atau defence scheme dengan skema UFR dan OLS tahapan pelepasan beban statis tidak dapat mengatasi permasalahan tersebut. Adaptive Defence Scheme merupakan aksi korektif yang ditempuh dengan jalan melepas pembangkitan dan beban secara dinamis adaptif dengan menyesuaikan data beban secara realtime sehingga terjadi keseimbangan dan mencegah terjadinya ketidakstabilan sistem jika terjadi gangguan kredibel. Ketika transfer ditingkatkan, maka selisih transfer saat itu dengan batasan transfer akan menjadi kuota target yang disimpan untuk mentripkan beberapa pembangkit dan beban jika terjadi kontingensi s.d. N-2 atau kondisi arming aktif. Dengan transfer dapat ditingkatkan dan telah terpasang ADS, maka untuk analisis keekonomian, skenario batasan stabilitas transfer, gas pipa konstrain, LNG lepas, dengan ADS lebih menguntungkan opportunity cost komponen C bahan bakar dibanding skenario tanpa ADS (tahun 2021 selisih Rp 3.5 T atau 16.42 Rp/kWh, tahun 2022 selisih Rp 1.1 T atau 5.21 Rp/kWh , tahun 2023 selisih Rp 9,2 M atau 0.04 Rp/kWh, dan tahun 2024 selisih Rp 18.6 M atau 0.07 Rp/kWh). Sedangkan untuk analisis keandalan, dengan meningkatkan transfer telah terpasang ADS, jika terdapat kontingensi N-2, sistem aman menuju titik kestabilan yang teredam jika dibandingkan dengan tidak terpasang ADS, dan cadangan putar fast frequency response terpenuhi untuk kriteria 1000 MW dalam 10 menit.

---

Java Bali Power System Operation is the biggest interconnection power system in PLN Indonesia which is have a reliability problem like instability. Nowadays, Java Bali Interconnection power system operation still optimize the economically aspect by energy transferring from east to west due to the highest loads in Jakarta as the capital and business central city and Banten, Karawang, Cikarang, as the industrial cities. However, 40% from the generation capacity in the west are the expensive gas turbine power plant. In the few years later, PLN predict that is still using energy transferring from east to west for the economical consideration and to optimizing the new ultra super critical 1000 MW class coal fired power plant evacuation which most of them still on going constructed in the central side.

That instability problems are happen when there is N-2 contingency that nowadays become credible contingency since 2 years ago with any blackout in September 5'th 2018 (Paiton-Grati 500 kV T/L) and August 4'th 2019 (Ungaran-Batang 500 kV T/L). That N-2 contingency caused the rotor angle instability or oscilation in the few power plant that caused the power swing relay in the other T/L circuit was actived and then can tripped other T/L so that can caused the west and east interconnection was separated. The imbalance composition of more loads than generations in the west, then caused the Under Frequency Relay is working. The defence scheme with the static load shedding allocation couldn't overcome that problems.

Adaptive Defence Scheme is the system protection action which is tripping the generator and load as adaptively by adjust from realtime data to get a balance and avoiding the instability due to credible contingensy. When the transfer is increased, that different with threshold will be the shedding allocation that was saved to tripping generation and or load if N-2 contingency happen or the arming was actived. By increasing the transfer and implementing the ADS, so in economical analysis, the scenario using transfer stability threshold, constraintly pipe gas, free LNG, with ADS more profitable in opportunity fuel cost or C component comparing to without ADS scenario (in 2021 the difference is Rp 3.5 Trillion or 16.42 Rp/kWh, in 2022 the difference is Rp 1.1 Trillion or 5.21 Rp/kWh, in 2023 the difference is Rp 9,2 Billion or 0.04 Rp/kWh, in 2024 the difference is Rp 18.6 Billion or 0.07 Rp/kWh). Moreever, in the reliability analysis, by increasing the transfer and implementing the ADS, if there are N-2 contingency, system still become stable comparing to without ADS, and fast frequency response reserve margins are fullfilled for 1000 MW during 10 minutes reliability criteria."

"Proteksi adalah pengaman pada sistem tenaga listrik yang terpasang pada sistem distribusi tenaga listrik, trafo tenaga, transmisi tenaga listrik dan generator listrik dipergunakan untuk mengamankan sistem tenaga listrik dari gangguan listrik atau beban lebih dengan cara memisahkan bagian sistem tenaga listrik yang terganggu dengan sistem tenaga listrik yang tidak terganggu sehingga sistem kelistrikan yang tidak terganggu dapat terus bekerja. Kegagalan sistem proteksi pada gardu KG02 dan KG180 di PT PLN (Persero) UP3 Tanjung Priok saat terjadi arus gangguan hubung singkat phasa-phasa disisi konsumen mengakibatkan PMT (Pemutus Tenaga) Penyulang trip. Hal ini mengakibatkan pemadaman meluas yang berdampak buruknya citra PT PLN (Persero) UP3 Tanjung Priok terhadap kehandalan jaringan. Untuk mengetahui penyebab kegagalan sistem proteksi dilakukan pengecekan CT (Current Transformer) terhadap kedua gardu. Pada gardu KG02 kontrak daya 345 kVA, CT yang terpasang dengan ratio 10/5 dan class 5P10 dengan arus gangguan 2861 A. Pada gardu KG180, CT yang terpasang dengan ratio 100/5 dangan class 5P10 dengan arus gangguan 6547 A. Dari hasil data kedua gardu diatas, kegagalan sistem proteksi terjadi pada Transformator Arus yang jenuh saat dialiri arus gangguan melebihi 2861 A dan 6547 A. Untuk mengatasi kegagalan proteksi pada kedua gardu diatas dibutuhkan penambahan CT Ring 800/5 dengan class 5P20 dengan hasil pengujian tersebut dapat menjadi acuan untuk perbaikan sistem proteksi sehingga kegagalan serupa tidak terulang kembali.

---

Protection is a safeguard in the electric power system installed in the electric power distribution system, power transformers, electric power transmission, and electric generators used to protect the electric power system from electrical disturbances or overloads by separating the disturbed part of the electric power system from the existing electric power system. Not disturbed so that the uninterruptedelectrical system can continue to work. Failure of the protection system at the KG02 and KG180 substations at PT PLN (Persero) UP3 Tanjung Priok when short circuit currents occurred on the phases on the consumer side resulted in the PMT (Power Breaker) of the feeder tripping. This resulted in widespread outages which had a negative impact on the image of PT PLN (Persero) UP3 Tanjung Priok regarding network reliability. To find out the cause of the protection system failure, CT (Current Transformer) checks were carried out on the two substations. At the KG02 substation, the 345 kVA, CT power contract is installed with a ratio of 10/5 and class 5P10 with a fault current of 2861 A. At the KG180 substation, the CT is installed with a ratio of 100/5 with class 5P10 with a fault current of 6547 A. From the results of the data from the two substations above, the protection system failure occurred in the current transformer which was saturated when a fault current exceeded 2861 A and 6547 A. To overcome protection failures at the two substations above, it is necessary to add a CT Ring 800/5 with class 5P20, with the test results being a reference for improving the protection system so that similar failures do not happen again."

"Suatu sistem tenaga listrik tidak bisa lepas dari berbagai macam gangguan listrik yang dapat mengganggu kualitas dan kontinuitas pelayanan pasokan listrik. Salah satu gangguan penyulang yang paling banyak menyebabkan terjadinya pemadaman listrik tak terencana di PT. PLN (Persero) Distribusi Jawa Barat dan Banten Area Garut Rayon Garut Kota adalah gangguan layang-layang. Pada tahun 2012 sebesar 36% pemadaman yang disebabkan gangguan penyulang terjadi karena layang-layang, dan meningkat menjadi 52% pada tahun 2013. Gangguan layang-layang ini dapat menyebabkan terjadinya gangguan hubung singkat 3 fasa, 2 fasa, 2 fasa ke tanah, ataupun 1 fasa ke tanah. Bahkan, dapat merusak dan membuat penghantar SUTM putus. Dampak dari gangguan penyulang oleh layang-layang ini berbahaya bagi manusia, baik pemain layang-layang itu sendiri maupun masyarakat yang berada di sekitar jaringan PLN yang mengalami gangguan karena dapat terkena sengatan listrik. Selain itu, terhentinya pasokan listrik membuat pihak PLN merasakan kerugian yang cukup besar dan membuat keandalan sistem (SAIFI dan SAIDI) menurun. Oleh karena itu, pada skripsi ini akan dilakukan analisis terhadap gangguan penyulang oleh layang-layang di PT. PLN (Persero) Distribusi Jawa Barat dan Banten Area Garut Rayon Garut Kota agar dapat ditentukan strategi untuk menekan frekuensi terjadinya gangguan tersebut.

---

An electric power system can not be separated from a variety of electric fault that can interfere the quality and continuity of electricity supply services. One of the most feeders fault that causing unplanned power outages in PT. PLN (Persero) Distribusi Jawa Barat dan Banten Area Garut Rayon Garut Kota is the kites disruption. In 2012, 36% outage caused by feeder faults occured because the kites disruption, and increased to 52% in 2013. Kite disruption can lead to 3 phase, 2-phase, 2-phase to ground, or 1 phase to ground short circuit. In fact, it can destroy and create SUTM broken conductor.

The impact of feeders faults due to kites is harmful to humans, both the kites players itself and the people who are around the grid which is harmed can get an electrical shock. In addition, the interruption of electricity supply makes PLN get some substantial losses and make the system reliability (SAIFI and SAIDI) decreases. Therefore, in this thesis will carried out an analysis of the feeders fault due to kites in PT. PLN (Persero) Distribusi Jawa Barat dan Banten Area Garut Rayon Garut Kota to determined some strategies to suppress the occurrence frequency of that fault."

"ABSTRAKKrisis yang teijadi diIndonesia (dengan pertumbuhan ekonomi tahun 1998 sebesar -15%) sangat mempengaruhisegala aspek, termasuk dalam perencanaan pengembangan sistem kelistrikan. KeputusanPresiden No. 39/1997 tentang penangguhan/pengkajian kembali proyek Pemerintah, BUMNdan Swasta termasuk sektor pertambangan dan energi (listrik) merupakan dampak langsunguntuk mengantisipasi (menanggulangi) gejolak moneter tersebut. Sebagaimana diketahui,salah satu sasaran pembangunan tenaga listrik dalam Pembangunan Jangka Panjang Tahap IImenyebutkan bahwa pada Repelita VII (1999-2004) dilakukan pelaksanaan interkoneksi dipulau Sumatera yang menghubungkan semua propinsi dari Daerah Istimewa Aceh sampaiDaerah Lampung. Selanjutnya akan sudah dibangun suatu kabel bawah laut untuk melakukaninterkoneksi sistem kelistrikan Jawa-Bali-Sumatera. Namun dengan adanya krisis, makajadwal instalasi kabel bawah laut tersebut diperkirakan oleh banyak pihak akan mengalamikemunduran, yang diasumsikan penulis mundur sampai sekitar tahun 2010. Oleh karena itudalam tesis ini dilakukan suatu analisis strategi perencanaan pengembangan sistemkelistrikan Jawa-Bali-Sumatera dengan mempertimbangkan dampak krisis moneter, denganmenggunakan program DECADES (Databases and mEthodologies for ComparativeAssessment o f Different Energy Sources for electricity generation) dan WASP (WienAutomatic System Planning) untuk berbagai skenario. Dari eksekusi program diperoleh hasilyang optimum, yaitu Skenario-3. Skenario-3 ini merupakan strategi perencanaanpengembangan sistem kelistrikan dengan melakukan penundaan proyek pembangkitan listrikselama 7 tahun dan pengkajian ulang proyek pembangkitan dimana jadwal operasi proyektersebut mundur 9 tahun dari jadwal semula dan variabel pembangkit yang dikompetisikanadalah Integrated Coal Gasificassion 400 MWe (IG4H), PLTU Batubara 600 MWe denganFGD (C600), PLT•Combined Cycle 600 MWe (CG6H), Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir1500 MWe (N15H), PLT-Geotermal 55 MWe (GE55) dan PLTA 150 MWe (HYD1). Hasileksekusi Skenario-3 diperoleh nilai total biaya pengembangan sistem (cumuiative objectivefunction) adalah USS 174891.106 dan konfigurasi totol tambahan variabel kandidatpembangkit di akhir tahun studi (tahun 2020) adalah IG4H: 20 unit (8.000 MWe), C600:9 unit (5.400 MWe), CG6H: 41 unit (24.600 MWe), N15H: 11 unit (16.500 MWe), GE55:40unit (2.200 MWe) dan HYD1: 12 unit (1.800 MWe)."

"Kompetisi persaingan antar perusahaan pembangkit listrik terutama pembangkit dengan bahan bakar murah yaitu batubara menjadikan alasan pembangkit listrik untuk selalu andal menyuplai energi listrik. Hal tersebut tak luput dari biaya yang mendasarinya. Tujuan dalam skripsi ini adalah menganalisis struktur biaya dalam penentuan harga dengan menggunakan metode penelitian kualitatif dalam merumuskannya. Hasil analisis menggambarkan penentuan struktur biaya baik dari besaran finansial dan besaran teknis seperti faktor kesiapan pembangkit menjadi penentu harga energi yang selanjutnya akan digunakan dalam perhitungan pendapatan perusahaan. Dan dalam merebut pasar, perusahaan perlu memonitor harga Rp/kWh bahan bakar secara periodik karena ini menjadi daya saing perusahaan untuk dibeli kemampuannya oleh single buyer.

---

Competition among power plant, especially plants with low fuel, like coal power plants makes the reason to always reliable for supplying energy. It did not escape from the underlying costs. The purpose on this essay is to analyze the structure of costs in pricing by using qualitative research methods in formulating it.

Results illustrate both the cost structure determination of the amount of financial and technical scale such as equivalent availability factors determine energy prices which will be used in the calculation of the company's revenue. And in winning the market, companies need to monitor the price fuel Rp/kWh periodically due to the competitiveness of the enterprises ability to be purchased by a single buyer."

"Peningkatan kebutuhan masyarakat akan daya listrik perlu diikuti dengan pengembangan sistem tenaga listrik antara lain berupa penambahan pembangkit listrik baru. Jenis energi primer atau bahan bakar pembangkit listrik merupakan salah satu hal penting yang akan mempengaruhi biaya produksi pembangkit, dimana biaya bahan bakar merupakan bagian terbesar dari biaya produksi pembangkit. Sistem tenaga listrik Jawa Bali (STLJB) di tahun 2007 - 2011 akan melakukan penambahan pembangkit-pembangkit listrik non BBM, antara lain PLTU batubara dan PLTP, dalam usaha untuk memenuhi kebutuhan masyarakat akan daya listrik dan mengurangi ketergantungan pada BBM yang harganya cenderung naik. Tesis ini akan mengkaji mengenai pengaruh penambahan pembangkit listrik STLJB di tahun 2007 - 2011 terhadap biaya produksi pembangkit, dengan bantuan perangkat lunak simulasi produksi.

---

To fulfill the increasingly society need on electric power, electric power system development in the form of additional power plants is required. The influence of power plants addition on electric generation cost is in connection to the kind of power plants, where its fuel cost takes the biggest part in electric generation cost. The Java Bali power system being the biggest interconnected power system in Indonesia have many oil fired power plants, while oil prices tend to increase. To reduce the electric generation cost and to fulfill the societies need on electric power, in the year 2007 - 2011 the Java Bali power system add new non oil fired power plants such as coal power plants and geothermal plants. This thesis will overview the development of Java Bali power system in the year 2007 - 2011 and its influence on the electric generation cost, with production simulation software as an aid tool."