Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kegiatan operasional perusahaan, khususnya pembangkit listrik tenaga panas bumi cenderung memiliki risiko yang dapat menimbulkan kerugian yang cukup besar bagi perusahaan. Oleh karena itu, perlu dilakukan kajian analisis risiko untuk mengidentifikasi, mengukur, dan kemudian menyusun strategi untuk mengelola risiko tersebut. Pada penelitian ini, dilakukan proses identifikasi risiko untuk memperoleh risiko-risiko yang dapat mempengaruhi kegiatan operasional pembangkit listrik tenaga panas bumi. Analisis risiko dilakukan untuk mengetahui tingkatan dari masing-masing risiko tersebut. Setelah itu dilakukan simulasi dengan beberapa skenario berdasarkan asumsi dana yang tersedia untuk memperoleh alokasi biaya penanganan risiko yang dapat memberikan keuntungan maksimal bagi perusahaan. Secara keseluruhan, dapat disimpulkan bahwa semakin besar biaya yang dikeluarkan oleh perusahaan untuk mengatasi risiko-risiko tersebut, maka semakin besar pula keuntungan yang diperoleh.

---

Operational activity of the company, especially in geothermal powerplant, tends to resulting risks that can bring potential losses for the company. Therefore, it needs to conduct operational risk analysis in order to identify, measure, and prepare risk response planning. This research contains of risk identification process to determine risks that can disrupt the operational activities of geothermal powerplant. Risk analysis has been conducted to determine the level of each risk. Furthermore, simulation using some scenarios based on available budget assumption has been conducted in order to determine budget allocation of risk treatment that can give maximum profit for the company. Overall, it can be concluded that more budget that company spend to manage risks, more advantage that company gain."

"ABSTRAKPada COP ke-26 tahun 2021 di Glasgow, Pemerintah Indonesia menegaskan komitmen tanah air untuk mencapai net zero emissions (NZE) pada tahun 2060, seiring dengan aksi percepatan dalam rangka Paris Agreement dan United Nations Framework Convention on Climate Change. Fokus utama di sini adalah penggunaan Energi Baru Terbarukan (EBT), khususnya energi surya yang memiliki potensi sangat besar di Indonesia dan dianggap menjadi pemegang peran penting dalam mewujudkan serangkaian pilar Sustainable Development Goals (SDGs), yaitu affordable and clean energy; industry, innovations, and infrastructure; dan climate action. Dalam upaya mencapai target 23% EBT pada bauran energi nasional tahun 2025, Pemerintah Indonesia sedang menggalakkan program pengembangan dari pemanfaatan PLTS atap, terutama untuk daerah perkotaan yang memiliki permasalahan keterbatasan lahan. Penelitian ini akan difokuskan terkait perancangan sistem PLTS atap on-grid pada Gedung Teknologi 3, BRIN yang mana memiliki intensitas radiasi matahari cukup tinggi sekitar 4,83 kWh/m2/hari dan potensi pemanfaatan area atap yang luas menggunakan perangkat lunak PVsyst. Selain itu, dilakukan perbandingan atas fixed tilted plane dengan seasonal tilt adjustment terhadap nilai optimum tilt angle (OTA) tertentu dalam rangka memaksimalkan radiasi matahari untuk dimanfaatkan oleh panel surya. Berdasarkan analisis dan evaluasi secara teknis maupun ekonomis melalui empat skenario yang mampu dilakukan berdasarkan kombinasi hasil perhitungan jumlah komponen dengan pengaturan orientasi, dihasilkan perancangan PLTS yang memiliki pembangkitan sebesar 106,015 kWp dengan kebutuhan komponen sebanyak 233 modul surya dan 4 inverter serta melalui pengaturan orientasi berupa seasonal tilt adjustment adalah berkinerja paling optimal. Menurut aspek teknis yang ditinjau, perancangan tersebut mampu memberikan kontribusi terhadap penggunaan energi listrik pada hari kerja sebesar 46% dan hari libur sebesar 61%, menghasilkan Performance Ratio (PR) sebesar 82,74%, dan menyediakan pembangkitan energi listrik sebesar 158.156 kWh per tahun dengan global incident in collector plane sebesar +2,4%, near shadings: irradiance loss sebesar -0,80%, dan IAM factor on global sebesar -1,84%. Sementara itu, menurut aspek ekonomis yang ditinjau, perancangan tersebut mampu memberikan kontribusi terhadap penghematan biaya tagihan listrik sebesar 37% per tahun, membutuhkan biaya investasi awal sebesar Rp2.220.984.249, menghasilkan Payback Period (PP) pada tahun ke-16, menyediakan Net Present Value (NPV) sebesar Rp2.612.851.243, dan membentuk Benefit Cost Ratio (BCR) sebesar 1,18 dengan umur proyek yang direncanakan selama 20 tahun.

---

ABSTRACTAt the 26th COP in 2021 in Glasgow, the Government of Indonesia emphasized the country's commitment to achieve net zero emissions (NZE) by 2060, along with accelerated action within the framework of the Paris Agreement and the United Nations Framework Convention on Climate Change. The main focus here is using renewable energy, especially solar energy, which has enormous potential in Indonesia and is considered to be an essential role holder in realizing a series of Sustainable Development Goals (SDGs) pillars, namely affordable and clean energy; industry, innovations, and infrastructure; and climate action. To achieve the 23% renewable energy target in the national energy mix by 2025, the Government of Indonesia is promoting a development program for using rooftop solar power plants, particularly in urban areas with limited land availability. This research will focus on designing an on-grid rooftop solar power plant system at Technology Building 3, BRIN, which has a high solar radiation intensity of around 4,83 kWh/m2/day and the potential to utilize a large roof area using PVsyst software. In addition, a comparison of the fixed tilted plane with the seasonal tilt adjustment to certain optimum tilt angle (OTA) values is carried out to maximize solar radiation to be utilized by solar panels. Based on the analysis and evaluation, technically and economically, through four scenarios that can be done based on the combination of the results of the calculation of the number of components with the orientation settings, the resulting solar power plant design has a generation of 106,015 kWp with a component requirement of 233 solar modules and 4 inverters and through orientation setting in the form of seasonal tilt adjustment is the most optimal performance. According to the technical aspects reviewed, the design can contribute to the use of electrical energy on weekdays by 46% and weekends by 61%, resulting in a Performance Ratio (PR) of 82,74%, and providing electrical energy generation of 158.156 kWh per year with a global incident in collector plane of +2,4%, a near shadings: irradiance loss of -0,80%, and a IAM factor on global of -1,84%. Meanwhile, according to the economic aspects reviewed, the design can contribute to savings in electricity bill costs of 37% per year, requiring an initial investment cost of IDR 2.220.984.249, generating a Payback Period (PP) in year 16, providing a Net Present Value (NPV) of IDR 2.612.851.243, and forming a Benefit Cost Ratio (BCR) of 1,18 with the planned project life of 20 years."

"ABSTRAKSistem pembangkitan pada Region Bali diharapkan mampu untuk memenuhi permintaan beban listrik setelah dilakukan pengembangan sistem pembangkitan dengan penambahan kapasitas pada periode 2017-2021. Dengan demikian perlu dianalisis bahwa dengan penambahan kapasitas pembangkit pada sistem pembangkitan Region Bali dapat meningkatkan keandalan sistem dalam memenuhi kebutuhan beban yang pada penelitian ini diukur dari nilai indeks probabilitas kehilangan beban Loss of Load Probability dan besar energi tidak terlayani Energy Not Served . Analisis terbagi dalam 3 skenario, skenario pertama adalah ketika pengembangan sistem pembangkitan sesuai dengan perencanaan pada RUPTL 2017-2026, skenario kedua adalah ketika proyek pembangkitan mengalami keterlambatan, dan skenario ketiga adalah ketika jaringan kabel bawah laut mengalami gangguan. Nilai indeks LOLP dihitung menggunakan perangkat lunak WASP-IV kemudian akan dievaluasi dengan membandingkan nilai nya pada standar nilai indeks keandalan yang telah ditetapkan oleh PT PLN Persero , yaitu indeks LOLP lebih kecil dari 0,274 , atau ekuivalen dengan lebih kecil dari 1 hari/tahun. Pada skenario pertama, nilai LOLP yang memenuhi standar hanya terjadi pada tahun 2017 0,8 hari/ tahun . Pada skenario kedua dengan empat variasi keterlambatan masuknya pembangkit, nilai LOLP yang memenuhi standar hanya terjadi pada tahun 2017 0,8 hari/ tahun dan nilai LOLP terburuk terjadi pada saat keterlambatan PLTM 42,8 hari/ tahun . Pada skenario ketiga dengan empat variasi gangguan jaringan kabel bawah laut, nilai LOLP terburuk terjadi saat Region Bali tidak mendapatkan daya sama sekali akibat gangguan 257,6 hari/ tahun

---

ABSTRACTGeneration system in Bali is expected to be able to meet the demand of electricity load after the expansion of the generation system with the addition of capacity. Thus it needs to be analyzed that with the addition of generating capacity in the Bali rsquo s generation system can improve the reliability of the system in meeting the load demands which in this study is measured from the value of the Loss of Load Probability LOLP index and total Energy Not Served ENS . The analysis is divided into 3 scenarios, the first scenario is when the expansion of the generating system in accordance with the planning in RUPTL 2017 2026, the second scenario is when the generation project is delayed, and the third scenario is when the submarine cable network is interrupted. The LOLP index value calculated using WASP IV software, then be evaluated by comparing its value to the standard value of reliability index determined by PT PLN Persero , LOLP index smaller than 0,274 , or equivalent to less than 1 day year. For the first scenario, the index value that meets the standard only occurs in 2017 0,8 days year . For the second scenario with four variations of delayed of the plant, the index value that meets the standard only occurs in 2017 0,8 days year and the worst index value occurs during the delay of the PLTM project 42,8 days year . For the third scenario with four variations of submarine cable network disturbance, the worst index value occurs when Bali does not get any power at all due to interference 257,6 days year ."

"Pada pengoperasian sistem tenaga listrik untuk keadaan beban yang bagaimanapun, sumbangan daya dari tiap pembangkit harus ditentukan sedemikian rupa agar daya yang disuplai menjadi minimum. Biaya bahan bakar merupakan komponen biaya terbesar pada pembangkit thermis, oleh sebab itu maka biaya produksi tenaga listrik thermis, diusahakan menggunakan bahan bakar sehemat mungkin. Metode meminimasi biaya pembangkitan akan gagal, bila tidak mencakup rugi daya pada saluran transmisi, sebab meskipun biaya bahan bakar inkremental suatu pembangkit mungkin lebih rendah dari pembangkit lainnya, akan tetapi karena terletak jauh dari pusat beban, biaya rugi-rugi transmisinya besar. Untuk mengoptimalkan biaya bahan bakar dan rugi daya pada saluran, penyelesaiannya adalah dengan menggunakan persamaan koordinasi, karena pada persamaan ini biaya pembangkitan yang optimal akan tercapai bila biaya bahan bakar inkremental total dikalikan dengan faktor penalti bernilai sama untuk semua pembangkit. Dari hasil perhitungan optimasi didapatkan bahwa, pada beban sesaat yang sama didapatkan basil pembangkitan yang lebih rendah, hal ini disebakan karena adanya penurunan rugi daya pada saluran yang cukup signifikan, sehingga diperoleh penghematan biaya pembangkitan dibandingkan jika sistem dioperasikan manual, besar penghematan per kWh nya adalah Rp 17,0789 atau 12.97 % dari biaya pembangkitan sebelumnya, sedang rugi daya pada saat sebelum optimasi adalah 80.697 MW padasaat dioptimasi rugi dayanya sebesar 24.804 MW atau prosentasenya sebesar 225.30 %.

---

In order to get a minimum generation-cost of interconnected power-plants, each power plant generated power should be adjusted at a certain value depending on the load of each substations at that time. Fuel cost is the main cost portion of a thermal power plant , so to achieve a minimum cost, the thermal power plantfue consumtion should be manage efficiently.

Calculation of generation cost optimation in between power plant connected over interconnected transmision line will not be accurate if not involving transmission linespower losses. Incremental fuel cost of a power plant may be lower then another, because its location is more far away from the load centre comparied to the another power plant, the total generation cost will be higher. To get an optimal generation cost involving transmission lines power losses a coordination equation will be used. By this equation we will get the optimum generation cost while the total fuel incremental cost multiplied by penalty factor has the same value for all power plants connected to results transmission lines.

From the optimation-calculations we get lower power generation comparied to manual adjustments by load dispatch center operators, because of decreasing total transmission lines losses, also total generation cost per kWh decrease significanly. The real saving generation cost by this optirnation is Rp 10,747.00 or 8.17 % as before."

"Sejak diberlakukannya UU 19/1960 dimana ditentukan hanya ada satu kategori perusahaan milik negara pemerintah telah melakukan beberapa langkah restrukturisasi BUMN. Langkah mendasar pertama adalah pengklasifikasian perusahaan negara berdasarkan sifat dan fungsi kegiatanya menjadi Perjan Perum dan Persero yang dituangkan dalam UU 9/1969. Langkah perbaikan berikutnya adalah mengenai Pedoman Penyehatan dan Pengelolaan BUMN yag tertuang dalam Inpres No. 5/1988 dan ditindak lanjuti dengan SK Menkeu No. 740/1989 dan No. 741/1989 mengenai ketentuan-ketentuan peningkatan efisiensi dan produktifitas yang didalamnya termasuk satu sistem evaluasi kinerja.Sementara itu perbaikan institusional usaha penyediaan tenaga listrik dimulai tahun 1972 dengan terbitnya PP No. 18/1972 tentang perusahaan umum listrik negara. Perbaikan berikutnya terjadi tahun 1994 mengenai perubahan status PLN dari Perum menjadi Persero berdasarkan PP No. 23/1994. Dengan perubahan status tersebut PLN tidak lagi mempunyai tugas pemerintahan tetapi fungsi PLN berubah menjadi menyediakan tenaga listrik bagi kepentingan umum dan sekaligus meraih keuntungan berdasarkan prinsif pengelolaan perusahaan.Studi ini mengukur indeks efisiensi teknik dan indeks efisiensi biaya usaha penyediaan tenaga listrik sebelum dan sesudah perubahan status hukum PLN menjadi persero. Pendekatan yang digunakan untuk mengukur indeks efisiensi adalah dengan menguji fungsi produksi maupun fungsi biaya penyediaan tenaga listrik oleh PLN.Hasil studi menunjukkan bahwa pada tingkat kepercayaan 10% efisiensi PLN secara teknik memang telah berubah signifikan sedangkan secara biaya tidak ada perbedaan. Diantara faktor yang mempengaruhi indeks efisiensi teknik adalah ukuran unit pembangkit rata-rata faktor kapasitas rasio elektrifikasi dan porsi pembangkit termal.Selanjutnya efisiensi biaya sangat dipengaruhi oleh harga jual (tarif) listrik rata-rata harga satuan bahan bakar minyak rata-rata dan harga pembelian listrik swasta.Berdasarkan hasil kajian tersebut maka apabila efisiensi teknik maupun efisiensi biaya PLN ingin lebih ditingkatkan di masa datang hal-hal berikut perlu dilakukan: (i) ukuran unit pembangkit rata-rata (average unit size) perlu diperbesar (ii) faktor kapasitas (capasity factor) perlu dinaikkan (iii) porsi pembangkit termal (thermal generation share) perlu dikurangi (iV) program sosial listrik pedesaan (rasio elektrifikasi) perlu ada pemisahan yang tegas antara misi sosial dan misi bisnis perusahaan (v) harga jual (tarif) listrik perlu disesuaian pada nilai keekonomiannya (Vi) harga pembelian bahan bakar minyak perlu dicari alternatif pasokan dari pasar internasional guna menekan harga pembeliannya yang selama ini dipasok oleh Pertamina (Vi) harga pembelian listrik swasta perlu dinegosiasi ulang."

"Panas yang terjadi pada kabel bawah tanah selain diakibatkan oleh rugi-rugi daya yang dilepaskan melalui material kabel yang mempunyai resistansi termal cukup tinggi, juga akibat dari temperatur luar kabel di mana kabel tersebut ditempatkan. Pemanasan yang timbul akan mengubah karakteristik bahan isolasi yang digunakan jika panas tersebut melebihi batas maksimal yang diperbolehkan. Hal ini akan mengakibatkan proses penuaan bahan isolasi lebih cepat, dan menyebabkan kegagalan bahan isolasinya.Penelitian pengaruh temperatur luar terhadap kenaikkan panas ini menggunakan kabel bawah tanah XLPE 20 kV tipe NZXEBY tiga inti @ 150 mm2 dengan memberikan temperatur awal permukaan kabel sebelum dialiri arus AC konstan sebesar 200 A, 250 A, 300 A, dan 350 A. Temperatur lingkungan adalah pada temperatur ruang, 30°C, dan 35°C dengan memanaskan permukaan kabel menggunakan sebuah lampu yang disorotkan pada permukaan sebelum dialiri arus Iistrik. Pengujian ini mengukur ternperatur konduktor, isolator, dan permukaan luar kabel dengan selang waktu 5 menit dari temperatur awal hingga mencapai kondisi temperatur yang setimbang.Hasil penelitian dianalisa dengan menggunakan pendekatan matematika Laju Pertumbuhan Saturasi untuk mendapatkan grafik karakteristik termal antara kenaikan temperatur terhadap waktu, dan didapatkan kesalahan/error yang cukup kecil terhadap hasil pengukuran. Pengaruh perubahan temperatur lingkungan pada permukaan kabel ternyata mengakibatkan perubahan besarnya temperatur konduktor, dan isolatornya sehingga berpengaruh pada besar kecilnya temperatur maksimal dan lamanya waktu yang diperlukan uutuk mencapai keadaan setimbang. Semakin besar temperatur awal permukaan kabel, make waktu yang dibutuhkan untuk mencapai keadaan setimbang semakin lama. Pengaruh temperatur Iingkungan juga mengakibatkan pembahan nilai resistansi pada konduktor, di mana semakin tinggi temperatur lingkungan, maka nilai resistansinya akan semakin besar."

"Industri lsolator listrik tegangan menengah di indonesia masih mengimpor bahan baku siap pakai. Dipihak Iain Indonesia mempunyai sumber bahan baku seperti kaolin, ball clay, feldspar dan pasir kuarsa.Pada penelitian ini dilakukan pembuatan prototipe isolator tegangan menengah line post dengan bahan baku lokal. Benda uji yang dibuat terdiri dari 4 formulasi untuk uji kuat lentur dan kuat tembus listrik.Pengujian sifat tisika dan analisa kimia bahan baku menunjukkan bahwa Kaolin, Ball Clay dan Pasir Kuarsa memenuhi persyaratan SNl dan NGK untuk bahan baku badan isolator listrik kecuali Feldspar.Pengujian kuat Ientur dan kuat tembus listrik menghasilkan formulasi D (40 % Kaolin Belitung, 5 % Ball Clay Blitar, 5 % Ball Clay Kalimantan, 15 % Pasir Kuarsa Belitung, 15 % Feldspar Jepara, 15 % Feldspar Pacitan, 5 % Alumina dan 1 % Talk) yang terbaik.Formulasi D dan formulasi E (40 % Kaolin Belitung, 10 % Ball Clay Blitar, 15 % Pasir Kuarsa Belitung, 30 % Feldspar Jepara, 5 % Alumina dan 1, 5 % Kapur Blitar) diaplikasikan pada pembuatan prototipe isolator line post.Pengujian mutu prototipe isolator line post menunjukkan bahwa formulasi D lebih baik dibandingkan formulasi E. Prototipe isolator line post dengan formulasi D memenuhi persyaratan ANSI dan SNI sifat kelistrikan, kuat lentur, ketahanan kejut suhu dan keporian sedangkan kenampakan dan dimensi tidak memenuhi syarat. Prototipe isolator line post dengan formulasi E memenuhi persyaratan ANSI dan SNI sifat kelistrikan, ketahanan kejut suhu dan keporian sedangkan kenampakan, dimensi dan kuat lentur tidak memenuhi syarat

---

Abstract

Medium voltage electrical insulator industries in Indonesia are still raw materials imported. On the other hand Indonesia have raw materials resources such as kaolin, bail clay, feldspar and quartz sand. ln this experiment line post medium voltage insulator prototypes were made using local raw materials.

Test pieces prepared consisted of 4 formulation for bending strength and dielectric strength test.

The test on physical properties and chemical analysis of raw materials showed that kaolin, ball clay and quartz sand have fulfilled SNI and NGK for electrical insulator body raw materials, except feldspar.

The test on bending strength and dielectric strength of test pieces have produced formulation of D (40 % Kaolin of Beiitung, 5 % Ball Clay of Blitar, 5 % Ball Clay of Kalimantan. 15 % Quartz Sand of Belitung, 15 % Feidspar of Jepara, 15 % Feidspar of Pacitan, 5 % Alumina and 1 % Talk) was the best.

Formulation of D and formulation of E (40 % Kaolin of Belitung, 10 % Ball Clay of Blitar, 15 % Quartz Sand of Belitung, 30 % Feldspar of Jepara, 5 % Alumina and 1, 5 % Limestone of Blitar) were applied to made line post insulator prototypes.

The test of line post insulator prototypes showed that formulation of D better than formulation of E. Line post insulator prototype with formulation D has fulfilled the requirements of ANSI and SNI in terms of electrical properties, bending strength, thermal shock resistance and porosity white their visual and dimension have not fulfilled. Line post insulator prototype with formulation E has fulfilled the requirements of ANSI and SNI in terms of electrical properties. thermal shock resistance and porosity while their visual, dimension and bending strength have not fulfilled."

"ABSTRAKPerencanaan pengembangan pembangkit listrik merupakan salah satu hal pentingyang menjadi bagian dari perencanaan sistem kelistrikan nasional selain perencanaankebutuhan beban. Permasalahan yang harus terjawab dalam suatu perencanaanpengembangan pembangkit adalah bagaimana suatu investasi akan bernilai optimumdengan berbagai kendala dan keterbatasan yang ada untuk memenuhi tingkat kehandalanyang diinginkan.Optimasi perencanaan pengembangan pembangkit yang digunakan dalampenelitian ini didasarkan atas minimum pembiayaan (least cost) yang dinyatakan terhadapnilai saat ini (present value) dengan tingkat kehandalan yang ditetapkan dan sejalandengan kebijakan pemerintah. Pembiayaan yang dimaksud adalah pembiayaanpembangkit yang terdiri atas biaya modal, operasi dan pemeliharaan, serta biaya bahanbakar. Metode penghitungan nilai optimasi yang digunakan adalah algoritma genetika,dimana dalam penelitian sebelumnya hasil pengujian simulasi menunjukkan nilai totalpembiayaan 0,7% lebih rendah apabila dibandingkan dengan model Zopplan.Hasil optimasi bauran kapasitas pembangkit Jawa Bali di tahun 2030 adalahPLTU Batubara 55.492 MW (60%), PLTGU Gas (16%) 14.831 MW, PLTG LNG 10.385MW (11%), PLT Hidro 7.196 MW (8%), dan PLTP 3.797 MW (4%). PLTU Minyak danPLTU Gas yang dianggap sebagai pembangkit eksisting masing-masing sebesar 407 MW(0,4%) dan 815 MW (0,9%). Hasil optimasi bauran energi listrik dari pembangkit JawaBali di tahun 2030 adalah PLTU Batubara 340.272 GWh, PLTGU Gas 54.730 GWh,PLTG LNG 18.356 GWh, PLT Hidro 22.059 GWh, PLTP 27.762 GWh, PLTU Minyak713 GWh dan PLTU Gas 1.429 GWh. Proyeksi emisi CO2 di tahun 2030 adalah sebesar348,8 juta ton, sedangkan di tahun 2020 sebesar 198,2 juta ton. Proyeksi emisi CO2 ditahun 2020 hasil optimasi Algen menunjukkan 7 juta ton lebih rendah apabiladibandingkan terhadap proyeksi dari RUPTL.

---

ABSTRACTPower generation expansion planning is one of an important thing that becamepart of the national electricity system planning, besides of the load forecasting. Problemthat must be answered in generation expansion planning is how an investment would beoptimum with several constraints and limitations, wether they are techno-economic factoror energy resources.Optimization of power generation in this study are based on least cost methodwhich stated in present value with a spesified level of reliability and in line withgovernment policy. Least cost are for capital cost, operation and maintenance cost, andfuel cost. The measurement of optimization?s value using the genetic algorithm, which inprevious studies test results demonstrate the value of total cost is 0,7% lower whencompared to Zopplan?s model.Optimization results for Jawa Bali generating capacity mix in 2030 was SteamCoal Power Plant 55,492 MW (60%), Gas Combined Cycle Power Plant 14,831 MW(16%), LNG Power Plant 10,385 MW (11%), Hydro 7196 MW (8%), and Geothermal3,797 MW (4%). Oil and Gas Steam Power Plant power plant is considered as existingpower plants amounted to 407 MW (0.4%) and 815 MW (0.9%). Optimization results ofelectrical generating energy mix for Java and Bali in 2030 was Coal Power Plant 340272 GWh, Gas Combined Cycle Power Plant 54 730 GWh, LNG Power Plant 18,356GWh, Hydro 22 059 GWh, Geothermal 27,762 GWh, Oil and Gas Steam Power plantare 713 GWh and 1,429 GWh. Projected CO2 emissions in 2030 amounted to 348.8million tons, while in 2020 amounted to 198.2 million tons. Projected CO2 emissions in2020 based on Algen?s optimization result shows 7 million tons lower when compared tothe projection of RUPTL (General Plan Electricity of Supply in Indonesia)."

"Desa Tunggul Bute adalah salah satu desa yang memanfaatkan pembangkit listrik air mikro (PLTMH) untuk memenuhi kebutuhan energi listrik. Potensi air Sungai Mendingin yang berada di Desa Tunggul Bute mencapai 207 kW. Berdasarkan hasil perhitungan debit dengan metode F.J. Mock, didapatkan debit andalan sebesar 0,86 m3/detik. Sedangkan tinggi efektif yang tersedia adalah sebesar 17,678 meter.Berdasarkan profil beban Desa Tunggul Bute, diperkirakan beban puncak Desa Tunggul Bute sebesar 50,3 kW pada tahun 2018. Optimasi potensi pembangkit didapatkan dari penggunaan debit sebesar 0,86 m3/detik dan tinggi efektif 12,73 meter sehingga didapatkan kapasitas pembangkit sebesar 53 kW. Konfigurasi tersebut menyebabkan penyesuaian tinggi pada saluran pembawa menjadi 1,25 meter dan penyesuaian tinggi saluran pelimpah menjadi 1 meter. Sedangkan struktur bangunan sipil lainnya masih tetap dapat digunakan tanpa diperlukan penyesuaian yang berarti.

---

Tunggul Bute village is one’s of a village that used micro hydro power plant (PLTMH) to suply their energy needs. Water potency from Sungai Mendingin in Tunggul Bute village can generate up to 207 kW of energy. Based on the water flow calculations method by F.J. Mock, resulting 0,86 m3/second of potential water flow. Meanwhile, the effective head available around the location are 17,678 meters.According to Tunggul Bute village load characteristic, the prediction of Tunggul Bute village peak load demand up to 50,3 kW in 2018. The optimization of power plants can be achieve by using 0,86 m3 /second of water flow and 12,73 meters of effective head to generate 53 kW of electricity. This configuration caused adjustment on headrace channel to becomes 1,25 meters of heigh and adjustment on spilway to becomes 1 meters of height. Meanwhile the structure of other civil constructions can be used without any major adjustment."