Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Applied supply side Management of electric Energy in Supply side. This is prior in order tooptimalize of using Hydro generation so it could operation as maximal as possible in the peak of systemloading. In this WG] eficiency of using minimum fuel as expected can be occur in Operation theThermal Generation.In order to have an optimum .system, in Electric Power System that consist of unit Hydro Generationand other Thermal Generation such as PLTU1 PLTP, PLTGDI PLTG. A loading regulation is necessaryto build in an electrical power generation, in order to have an optimum operation for electric powersystem, in which minimum fuel cost in operation electric energy need all. It is important to do because theelectrical power generation serves electric power loads, that always change by the time, and also resultfuel-cost per unit time in rupiahs pers hours, changes by the time.The cost of Electrical Power System operation is set as the goal to be minimized and the junction ofoperation cost will be change. Gradient Method will be used in order to solve this hind of matters. Theoptimum of generation regulation in this paper was restricted as generation regulation of real powerwhenever the optimum generation using this gradient Method is more profitable then using merit ordermethod technically and economically.In this case Computer program will be Applied using computer simulation in which Borland Delphirelease 7.0 as computer language programming, in order to to find an optimization of operation systemhydro-thermis power generation. As the result of Computer simulation program, is picture, table or chartthat would be easier to be understood."

"Mempertimbangkan kondisi lokasi-lokasi yang berada pada daerah terluar dan/atau terpencil di Indonesia yang juga mempunyai hak atas akses terhadap energi listrik, serta dengan memperhatikan fakta bahwa kebutuhan energi listrik pada daerah-daerah tersebut sangat bervariasi dan cenderung kecil, dibutuhkan solusi pembangkit listrik yang bersifat modular, dapat diekspansi kapasitasnya sesuai pertumbuhan kebutuhan dimasa mendatang, mempunyai efisiensi yang baik, proses pembangunan yang relatif cepat dan dengan tingkat keberhasilan yang tinggi, serta mampu mendukung pola operasi yang ada. Salah satu solusi yang dapat dimanfaatkan adalah Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG).Pada penggunaan PLTMG dengan opsi dua jenis bahan bakar (dual fuel), dengan dua tangki penyimpanan (dual storage), kombinasi antara bahan bakar gas alam cair (Liquified Natural Gas/LNG) dan diesel (High Speed Diesel/HSD), salah satu alternatif yang dapat diidentifikasi adalah optimasi pada sisi manajemen persediaan LNG sebagai bahan bakar utama dan HSD sebagai bahan bakar alternatif. Optimasi dapat dilakukan dengan cara menggunakan kombinasi yang optimal antara kapasitas tangki persediaan LNG dan kapasitas tangki persediaan HSD.Kombinasi yang optimal dapat diperoleh menggunakan model alternatif yang telah dikembangkan dari metode nilai ekuivalen biaya energi dalam bentuk seragam selama periode analisis (LCOE), untuk PLTMG yang menggunakan dua jenis bahan bakar, dengan dua tangki penyimpanan, kombinasi antara LNG dan HSD, yang telah dihasilkan pada penelitian tahap awal (seminar) yang telah dilakukan. Model alternatif yang telah dikembangkan, selanjutnya akan diuji validitasnya, sebelum digunakan dalam perhitungan. Menggunakan model yang telah divalidasi, selanjutnya dilakukan perhitungan keekonomian dan kelayakan investasi pembangkit listrik dengan menggunakan beberapa variasi kasus sebagai simulasi.Berdasarkan hasil simulasi kasus yang dilakukan, didapatkan bahwa kombinasi yang optimal, berdasarkan data referensi yang digunakan, adalah tangki LNG dengan kapasitas untuk durasi satu hari persediaan dan kapasitas tangki HSD untuk delapan hari persediaan. Optimasi pada sisi manajemen persediaan energi primer ini berhasil mereduksi besaran nilai LCOE, dari sebelumnya yang berada pada kisaran 0,0861 US$/kWh menjadi 0,0836 US$/kWh, dengan potensi penghematan sebesar 602.196,08 US$/tahun atau setara dengan Rp.8.205.523.808,46/tahun (kasus ke-9).

---

Considering the locations in the region of the outer and/or isolated areas in Indonesia which also has the right to access the electricity, as well as with regard to the fact that the electrical energy demand in these areas is very varied and tend to be small, needs the power plants solutions that are modular, expandable capacity according to the demand growth in the future, has a good efficiency, the construction process is relatively fast and with a high success rate, and is capable of supporting existing operating patterns. One solution that can be utilized are the Gas Engine Power Plant (GEPP).On the use of GEPP with dual fuel option, with dual storage, a combination of Liquefied Natural Gas (LNG) and High Speed Diesel (HSD), one of the alternatives that can be identified is the optimization of the supply management side of LNG as the main fuel and HSD as an alternative one. The optimization can be done by using the optimum combination between the capacity of the LNG supply tank and the tank capacity of HSD suppliesOptimal combinations can be obtained using alternative models that have been developed from the levelized cost of energy (LCOE) method, for dual fuel GEPP, with dual storage tanks, a combination of LNG and HSD, which has been developed at the early stage research (seminar). The alternative model has been developed, will be tested its validity, before being used in the calculation. Using a model that has been validated, the calculation of power plant economic feasibility will be done by using some variation of the case as a simulation.Based on the simulation results of cases performed, it was found that the optimum combination, based on the reference data being used, is in the capacity of the LNG tanks for the duration of one day of inventory and HSD tank capacity for eight days of inventory. Optimization on the side of the primary energy supply management, have managed the LCOE reduction, from earlier in the range of 0,0861 US $/kWh to 0,0836 US $/kWh, with potential savings of US $ 602.196,08/year, or equivalent to 8.205.523.808,46 Indonesian Rupiah/year (the 9th case)."

"ABSTRAKKeandalan sistem pembangkit tergantung pada keandalan unit pembangkit dan besarnya cadangan daya tersedia (spinning reserve). Kalau kapasitas cadangan daya tersedia tinggi, maka tingkat keandalan serta biaya energinya di sisi sistem pembangkit semakin tinggi pula. Jenis pembangkit yang dapat melayani perubahan beban yang dinamis adalah Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA).Dalam kontrak jual-beli bahan bakar unluk pembangkit PLTGU Gas alam dan PLTP tercantum persyaratan minimum jual-beli antar swasta dan P.T. PLN (Persero), disebabkan hal tersebut, maka salah satu kendala pengembangan PLTU Batubara adalah persyaratan pembelian bahan bakar tersebut.Pada umumnya batas minimal kontrak pembelian energi listrik dari perusahaan listrik swasta, sebesar 80 persen dari seluruh energi listrik yang dibangkitkannya. Pembelian energi tersebut dapat dioptimalisasikan oleh P.T. PLN (Persero), dengan pola pengoperasian pembangkit swasta, memakai metode dua blok. Kendala dari pengoperasian pembangkit tersebut, adalah persyaratan minimum yang tercantum dalam kontrak jual-beli energi listrik antar swasta dan P.T. PLN (Persero). Kendala lainnya adalah total kapasitas blok pertama dan kedua, adalah sama dengan kapasitas nominal, dengan besaran kapasitas blok pertama dan blok kedua serta waktu pengoperasiannya bervariasi.Keuntungan pola pengoperasian tersebut, secara umum adalah mengoptimalkan kapasitas pembangkit listrik swasta. Pala pengoperasian dengan metode satu blok, kapasitas pembangkit yang dipergunakan hanyalah 80 persen dari kapasitas nominal, sedangkan pola pengoperasian metode dua blok, kapasitas pembangkit yang dipergunakannya sebesar kapasitas nominal.Dengan mengoptimalkan kapasitas pembangkit swasta, diharapkan pengurangan penambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik pemikul beban puncak, dan selanjutnya dapat mengurangi biaya energi listrik di sisi sistem pembangkit. "

"Dengan diundangkannya Undang Undang No.20 tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan (selanjutnya ditulis UUK) pada tanggal 23 September 2002 maka Undang Undang No.15 tahun 1985 dinyatakan tidak berlaku lagi. Salah satu perbedaan yang sangat mendasar adalah bahwa sektor ketenagaiistrikan bukan lagi menjadi tanggung jawab sepenuhnya Pemerintah (Pusat) tetapi menjadi tanggung jawab bersama, baik pemerintah Pusat, Pemerintah daerah (Pemda), BUMN, BUMD, Koperasi, Swasta dan Masyarakat. Perbedaan mendasar lainnya adalah dibukanya pasar kompetisi, khususnya pada sisi pembangkitan dan sisi retail, sebagai pengganti pengelolaan yang monopolistis selama ini.Berdasarkan UUK ini maka usaha penyediaan tenaga listrik dibedakan atas pembangkitan, transmisi, distribusi, penjualan, agen penjualan, pengelola pasar dan usaha pengelola sistem, dengan memberikan perlakuan dan kesempatan yang sama kepada semua pelaku usaha. Sektor ketenagalistrikan yang selama ini dimonopoli oleh PLN selaku Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) dengan hak pengusahaan mulai dari sektor hulu (pembangkitan) sarnpai sektor hilir (retail), dengan berlakunya UUK ini maka tidak ada lagi PKUK dan untuk daerah kompetisi PLN diharuskan memisahkan usahanya sesuai jenis usahanya (pembangkitan, transmisi, distribusi dan penjualan tenaga listrik), sedangkan untuk daerah non kompetisi pelaku usaha (termasuk PLN) masih diijinkan mengelola usaha yang terintegrasi vertikal."

"Ratifikasi United Nation Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) dan Protokol Kyoto oleh Pemerintah Indonesia melalui Undang-Undang Nomor 6/1994 dan Undang-Undang Nomor 17/2004 memberikan peluang bagi Indonesia untuk dapat berpartisipasi dalam upaya dunia mengatasi masalah perubahan iklim akibat pemanasan global. Perwujudan dari partisipasi tersebut antara lain dengan terlibat dalam Clean Development Mechanism (CDM) di sektor energi melalui pengembangan pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) di sistem ketenagalistrikan Jawa-Madura-Bali (JAMALI). Tulisan ini menentukan kelayakan suatu PLTP untuk dijadikan proyek CDM dengan membandingkan IRR dari suatu PLTP dengan MARR-nya. Hasil analisis pada tulisan ini menghasilkan kesimpulan bahwa PLTP yang paling layak dikembangkan adalah PLTP Salak Tahap I dengan kapasitas 165 MW.

---

Ratification of UNFCCC and Kyoto Protocol by the Government of Indonesia trough Law Number 6/1994 and Law Number 17/2004 give the opportunity to Indonesia to participate with the world effort in solving the climate change problems caused by global warming. The form of that participation is by being involved on the Clean Development Mechanism (CDM) in energy sector trough the development of geothermal power plant in Jawa-Madura-Bali (JAMALI) power system. This writing determines the feasibility of geothermal power plant to be proposed as a CDM project by compare its IRR and MARR. The analysis resulted that Salak Phase I geothermal power plant is the most feasible to develop."

"Konsumsi daya listrik mempunyai peranan penting dalam pelaksanaan pembangunan untuk peningkatan kesejahteraan dan kegiatan ekonomi. Sehingga, diperlukan peramalan beban listrik untuk menyelenggarakan usaha penyediaan daya listrik dalam jumlah merata. Tujuan dari peramalan beban listrik tersebut adalah untuk melakukan analisa nilai beban mingguan dan harian pada tahun 2009 menggunakan metode koefisien energi. Dari hasil analisa didapat nilai error beban mingguan 2009 4,525% dan beban harian 2009 5,234%.

---

Electrical power consumption plays important role in developing our country, especially in economic and welfare. Load forecast is needed to distribute the electrical power evenly. By using load forecasting method, we want to analyze the 2009 weekly and daily load value using energy coefficient. From calculation the error percentage of 2009 weekly load is 4.525% and the 2009 daily load is 5.234%"

"Pemanfaatan gas buang merupakan salah satu alternatif sumber energi karena persediaaan sumber energi fosil semakin menipis. Pengoperasian PLTPGB sangat menguntungkan karena memanfaatkan panas gas buang sebagai sumber energi. Pengoperasian PLTPGB secara optimal pada skripsi ini mampu menghemat energi sebesar 1120,99 TJ dalam satu tahun, dengan daya keluaran sebesar 7,657 MW, efisiensi sebesar 18,81 % dan pemakaian bahan bakar spesifik sebesar 5,32 (MJ/dey)/MW."

"PT Indonesia Power, salah satu perusahaan pembangkitan listrik swasta (Independent Power Producer/IPP) di Indonesia, akan menghadapi pasar bebas tenaga listrik pada tahun 2003. Pada pasar bebas, PT PLN (Persero), selaku pembeli tunggal tenaga listrik, akan membeli tenaga listrik dari IPP yang menawarkan harga jual terendah. Oleh sebab itu untuk dapat bersaing pada pasar bebas, PT IP perlu menetapkan harga jual tenaga listrik yang kompetitif dan memperhitungkan biaya yang terjadi pada pembangkit listrik dan overhead kantor pusat, kemampuan pembangkit listrik dan pesaing, harga jual pesaing, dan kebutuhan tenaga listrik Jawa Bali. Proses penetapan harga yang kompetitif dimulai dengan menghitung harga pokok penjualan untuk tahun 2003 yang besarnya adalah US$ cent 3,91/kWh. Kemudian dengan menggunakan analisa tingkat pengembalian internal (IRR) ditetapkan batas bawah harga jual yang layak sebesar US$ cent 4,79 kWh untuk faktor ketersediaan 80 persen dan US$ 4,71 kWh untuk faktor ketersediaan 85 persen. Berdasarkan batas bawah harga ini disusun variasi strategi harga yang dianalisa terhadap variasi strategi harga setiap pesaing dengan menggunakan metode teori permainan. Ada 9 pesaing sehingga dilakukan permainan sebanyak 9 kali untuk masing-masing faktor ketersediaan. Hasil permainan dianalisa lebih lanjut dengan analisa kebutuhan tenaga listrik dan kemampuan pembangkit listrik. Dari hasil analisa ini diperoleh harga jual tenaga listrik yang kompetitif adalah US$ cent 5,77 kWh dan pembangkit harus beroperasi pada faktor ketersediaan 85 persen untuk mencapai keuntungan yang maksimal selama besar penalti yang dikenakan terhadap pembangkit yang tidak dapat menyediakan tenaga listrik sesuai faktor ketersediaannya lebih kecil daripada 37,88 persen."