IBRAHIM, (2018) TA: OPTIMALISASI PEMBANGKIT LISTRIK HIBRIDA BERBASIS BIOENERGI DARI BUAH JARAK PAGAR UNTUK PULAU MEDANG MENGGUNAKAN HOMER. Masters thesis, Institut Teknologi Nasional.

Preview	Text (Cover) Cover.pdf Download (537kB) | Preview
Preview	Text (Abstrak) Abstrak.pdf Download (157kB) | Preview
Preview	Text (Daftar Isi) Daftar Isi.pdf Download (319kB) | Preview
Preview	Text (Bab 1) Bab 1.pdf Download (183kB) | Preview
Preview	Text (Bab 2) Bab 2.pdf Download (1MB) | Preview
Preview	Text (Daftar Pustaka) Daftar Pustaka.pdf Download (203kB) | Preview

Abstract

Dalam penelitian ini, konsep MICROGRID dan HYBRID telah dievaluasi untuk digunakan sebagai energi lokal dalam mengatasi kendala mahalnya biaya energi primer sebuah PLTD. Evaluasi ini diterapkan untuk menggantikan operasi PLTD 35 X 12 kW di Pulau Medang yang belum optimal. Baseline listrik di Pulau Medang adalah 660,67 kWh/hari (peak 115 kW, faktor beban 0,24, faktor kebutuhan 0,6) untuk 813 KK. Dengan dasar pertumbuhan beban di Sumbawa 13,4%, proyeksi kebutuhan listrik untuk 5, 15 serta 25 tahun mendatang diperkirakan mencapai 2.000 kWh/hari, 4.000 kWh/hari, 6.000 kWh/hari. Mengacu kepada perkiraan bahwa 1 ha kebun jarak pagar dapat menghasilkan listrik 50.875 kWh/tahun, maka untuk proyeksi 25 tahun mendatang dibutuhkan 615 ha luas lahan kebun jarak pagar. Operasi pembangkit listrik ideal ditentukan oleh faktor teknis (efisiensi maksimal), faktor ekonomi (COE dan NPC minimal) dan faktor lingkungan (emisi GRK minimal). Kriteria optimalisasi operasi adalah tanpa capacity shortage dan excess electricity yang minimal. Evaluasi operasi dilakukan dalam 3 skenario, yaitu skenario I (100% capacity factor), skenario II (tanpa capacity shortage dan tanpa excess electricity), dan skenario III (operasi skenario I paling optimal ditambah energy storage). Evaluasi untuk beban existing (660,67 kWh/hari) adalah genset 35 X 12 kW dengan kapasitas terpasang 360 kW. Untuk evaluasi beban 2.000 kWh/hari, variasi yang digunakan adalah genset 1 X 360 kW (genset – bahan bakar minyak solar; SVO; Biogas; Syngas). Untuk evaluasi beban 4.000 kWh/hari digunakan PLH - 2 X 360 kW (PLTD MS + PLTD SVO); (PLTD MS + PLTG Biogas); (PLTD MS + PLTG Syngas); (PLTD SVO + PLTG Biogas); (PLTD SVO + PLTG Syngas). Sementara itu, untuk evaluasi beban 6.000 kWh/hari digunakan PLH – 3 X 360 kW (PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Biogas); (PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Syngas). Evaluasi skenario I menghasilkan faktor teknis maksimal dan faktor emisi GRK minimal tetapi menghasilkan excess electricity; evaluasi skenario II menghasilkan faktor ekonomi paling baik tetapi menghasilkan faktor teknis dan faktor emisi GRK yang buruk; ii dan evaluasi skenario III merupakan evaluasi hasil skenario I yang paling optimal ditambah energy storage. Untuk beban existing, dipilih operasi yang menghasilkan SFC terendah (skenario I); untuk beban 2000 kWh/hari dipilih PLTG Syngas; untuk beban 4000 kWh/hari dipilih PLH - (PLTD SVO + PLTG Syngas); untuk beban 6000 kWh/hari dipilih PLH - (PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Syngas). Optimalisasi sistem dengan penambahan energy storage berhasil menurunkan excess electricity. Sistem pembangkit hasil optimalisasi terdiri dari: pembangkit existing + (4 X 300 kW baterai) + (1 X 300 kW inverter-rectifier); PLTG Syngas + (3 X 300 kW baterai) + (1 X 300 kW inverter-rectifier); PLH – 2 X 360kW (PLTD SVO + PLTG Syngas) + (2 X 300 kW baterai) + (1 X 300 kW inverter-rectifier); PLH – 3 X 360 (PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Syngas) + (1 X 300 kW baterai) + (1 X 300 kW inverter-rectifier). Keuntungan yang diperoleh dari penambahan energy storage adalah mengurangi excess electricity serta menurunkan nilai COE dan NPC. Nilai keekonomian pada simulasi ini hanya dapat menentukan nilai interest rate return (IRR) dan payback period (PB) dari penambahan energy storage saja. Adapun nilai IRR dan nilai PB dari operasi secara keseluruhan tidak bahas karena HOMER hanya menentukan COE dan NPC dari sisi pembangkitan energi listrik saja dan tidak memperhitungkan harga jual listrik; biaya distribusi; dan biaya transmisi. Perhitungan nilai IRR dan nilai PB didasarkan pada nilai investasi pembelian energy storage serta nilai COE dan NPC yang berhasil diturunkan akibat adanya penambahan energy storage tersebut (menurunkan excess electricity). Penambahan energy storage pada PLTD existing memiliki nilai IRR 16,2% dan payback 4,13 tahun; pada PLTG Syngas memiliki nilai IRR 43,5% dan payback 2,22 tahun; pada PLH - PLTD SVO + PLTG Syngas memiliki nilai IRR 9,5% dan payback 6,2 tahun; dan pada PLH - PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Syngas memiliki nilai IRR 5,3% dan payback 6,34 tahun. Emisi GRK akibat penambahan energy storage pada PLTD existing turun 3,8% (dari 0,784 kg/kWh menjadi 0,754 kg/kWh); pada PLTG Syngas turun 77% (dari 0,002 kg/kWh menjadi 0,0015 kg/kWh); pada PLH - PLTD SVO + PLTG Syngas naik 386% (dari 0,014 kg/kWh menjadi 0,068 kg/kWh); dan pada PLH - PLTD MS + PLTD SVO + PLTG Syngas naik 342% (dari 0,064 kg/kWh menjadi 0,283 kg/kWh).

Actions (login required)

View Item