PEMBANGKITAN ENERGI LISTRIK pada Pltg Pada

TUGAS TEKNIK TENAGA LISTRIK (TTL)

PEMBANGKITAN ENERGI LISTRIK

DISUSUN OLEH

Abid Alim Mustaqim

I0714001

Aji Fauzan H

I0714003

Andriawan Jaya P

I0714004

Anrico Gideon A

I0714005

Aulia Ardan S

I0714006

Bima Tri P

I0714007

PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS TEKNIK

1. DASAR TEORI PEMBANGKITAN LISTRIK 1.1 Pengertian

Sistem Pembangkitan Tenaga Listrik berfungsi membangkitkan energi listrik melalui berbagai macam pembangkit tenaga listrik.

Pada Pembangkit Tenaga Listrik ini sumber-sumber energi alam dirubah oleh penggerak mula menjadi energi mekanis yang berupa kecepatan atau putaran, selanjutnya energi mekanis tersbut di rubah menjadi energi listrik oleh generator.

1.2 Dasar Teori 1.2.1 Generator

suatu mesin yang mengubah tenaga mekanis menjadi tenaga listrik.

Tenaga mekanis digunakan untuk memutar kumparan kawat penghantar dalam medan magnet ataupun sebaliknya memutar magnet diantara kumparan kawat penghantar.

GENERATOR

Tenaga listrik yang dihasilkan oleh generator tersebut adalah arus searah (DC) atau arus bolak-balik (AC), hal ini tergantung dari susunan atau konstruksi dari generator, serta tergantung dari sistem pengambilan

arusnya.

1.2.2 Prinsip Kerja Generator

Teori yang mendasari terbentuknya GGL induksi pada generator ialah

Percobaan Faraday.

Percobaan Faraday membuktikan bahwa pada sebuah kumparan akan dibangkitkan GGL Induksi apabila umlah garis gaya yang diliputi oleh kumparan berubah-ubah.

Ada 3 hal pokok terkait dengan GGL Induksi ini, yaitu :

1. Adanya flux magnet yang dihasilkan oleh kutub-kutub magnet.

3. Adanya perubahan flux magnet yang melewati kawat penghantar listrik.

2. JENIS PEMBANGKIT

Sistem Pembangkitan tenaga listrik berdasarkan sumbernya dapat dikategorikan menjadi 2 yakni :

 Energi Terbarukan : Mikrohidro, Tenaga Surya, Tenaga Gelombang, Tenaga Angin, Air, dan Biomasa.

 Energi Tak Terbarukan : Minyak Bumi

2.1. PLTA(Pembangkit Listrik Tenaga Air)

Sumber energi ini didapatkan dengan memanfaatkan energi potensial dan energi kinetik yang dimiliki air, yang kemudian akan memutar turbin pada generator.

2.1.1 Kelebihan PLTA

 Bendungan yang digunakan biasanya dapat sekaligus digunakan untuk kegiatan lain, Bendungan yang digunakan biasanya dapat sekaligus digunakan untuk kegiatan lain, seperti irigasi atau sebagai cadangan air dan pariwisata.

 Bebas emisi karbon yang tentu saja merupakan kontribusi berharga bagi lingkungan.

 Tidak menyebabkan polusi gas rumah kaca

 Respon pembangkit listrik yang cepat dalam menyesuaikan kebutuhan

beban. Sehingga

pembangkit listrik ini sangat cocok digunakan sebagai pembangkit listrik tipe peak untuk kondisi beban puncak maupun saat terjadi gangguan di jaringan.

 Kapasitas daya keluaran PLTA relatif besar dibandingkan dengan pembangkit energy terbarukan lainnya dan teknologinya bisa dikuasai dengan baik oleh Indonesia.

 PLTA umumnya memiliki umur yang panjang, yaitu 50-100 tahun.

 Mebutuhkan inventasi yang besar

 Membutuhkan lahan yang luas untuk membuat pusat listrik yang berkapasitas besar

 Memerlukan lapangan yang luas dan terbuka (mengurangi areal pertanian dan bangunan).

2.2 PLTMH(Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro)

PLTMH adalah suatu pembangkit listrik skala kecil yang menggunakann tenaga air sebagai tenaga penggeraknya seperti sungai, saluran irigasi, atau air terjun alam

Seperti pada PLTA, PLTMH ini memanfaatkan energi potensial dan energy kinetic dari air yang mengalir untuk memutar turbin yang terhubung dengan generator

Perbedaan PLTMH dengan PLTA adalah besarnya tenaga listrik yang dihasilkan. PLTA dibawah ukuran 200 KW digolongkan sebagai PLTMH.

 Cocok untuk daerah terpencil dan pedesaan dengan aliran sungai yang memadai

 Murah

 Energi yang terbarukan/ tidak pernah habis

 Bersih, ramah lingkungan

 Konstruksi sederhana sehingga mudah dioperasikan

 Dapat dipadukan dengan program lain seperti irigasi ataupun perikanan

2.2.2 Kelemahan PLTMH

 Tenaga listrik yang dihasilkan kecil

 Bergantung pada aliran air

2.3 PLTS (Pembangkit Listrik Tenaga Surya)

2.3.1 Kelebihan PLTS

 Memanfaatkan sinar matahari tanpa biaya

 Praktis dan hemat

 Energi yang terbarukan/ tidak pernah habis

 Bersih, ramah lingkungan

 Umur panel sel surya panjang/ investasi jangka panjang

 Praktis, tidak memerlukan perawatan

 Sangat cocok untuk daerah tropis seperti Indonesia 2.3.2 Kelemahan PLTS

 Ketergantungan oleh sinar matahari, tetapi untuk hal ini diatasi dengan kekuatan penyimpanan aki/baterei

 Biaya awal relatif mahal

PLTP menggunakan siklus uap dan air dalam pembangkitannya. Pada pembangkit listrik ini, bahan panas bumi dipakai membangkitkan panas dan uap pada boiler.

Panas bumi didapat dari kantong uap di perut bumi yang kemudian digunakan untuk memanaskan boiler. Semburan uap dialirkan ke turbin uap penggerak generator. Setelah menggerakkan turbin, uap akan diembunkan dalam kondensor menjadi air dan disuntikkan kembali ke dalam perut bumi menuju kantong uap.

2.4.1 Kelebihan PLTB

 Biaya operasional lebih murah daripada PLTU, karena tidak perlu membeli bahan bakar

2.4.2 Kelemahan PLTB

 Memerlukan biaya investasi yang besar terutama untuk biaya

eksplorasi dan pengeboran

perut bumi.

2.5 PLTBayu(Pembangkit LIstrik Tenaga Angin)

2.5.1 Kelebihan PLTBayu

 Energi yang terbarukan/ tidak pernah habis

 Bersih, ramah lingkungan

 Berkontribusi dalam ketahanan energi dunia dimasa depan

2.5.2 Kekurangan PLTBayu

 Derau suara yang dihasilkan mengganggu

 Mempengaruhi ekologi, burung dapat terluka jika terbang/melewati kincir angina

 Ketersediaan angin yang tidak konsisten/hanya cocok pada beberapa daerah saja

2.6 PLTG (Pembangkit Listrik Tenaga Gelombang Laut)

urada yang berbolak balik inilah yng digunakan untuk memutar turbin yang dihubungkan dengan generator

2.6.1 Kelebihan PLTG

 Tidak butuh bahan bakar

 Tidak menghasilkan limbah/ramah lingkungan

 Mudah dioperasikan

 Biaya perawatan rendah

 Menghasilkan energy dalam jumlah yang memadai

 Hemat biaya operasional

2.6.2 Kelemahan PLTG

 Bergantung pada ombak

 Perlu menemukan lokasi yang ideal yang ombaknya kuat dan konsisten

2.7 PLTU (Pembangkit Listrik Tenaga Uap)

PLTU menggunakan siklus uap dan air dalam pembangkitannya. Pada pembangkit listrik ini, bahan bakar minyak, gas alam, atau batubara dipakai membangkitkan panas dan uap pada boiler.

Uap yang dihasilkan digunakan untuk memutar turbin yang dikopel langsung dengan sebuah generator sinkron. Setelah melewati turbin, uap yang bertekanan dan bertemperatur tinggi tadi muncul menjadi uap yang bertemperatur dan bertekanan rendah. Panas yang disadap oleh kondensor menyebabkan uap berubah menjadi air yang kemudian dipompakan kemvali menuju boiler

2.7.1 Kelebihan PLTU

 Efisiensi Tinggi.

 Cocok untuk memenuhi beban dasar.

 Daya yang dihasilkan besar.

 Biaya perawatan murah

 Usia mesin lebih lama.

2.7.2 Kelemahan PLTU

 Proses start lama.

 Membutuhkan lahan yang luas.

 Membutuhkan air pendingin yang cukup banyak

 Investasi awal mahal.

 Proses pembangunan lama.

 Emisi gas buang tidak ramah lingkungan (biasanya untuk bahan bakar batubara atau residu).

 Fondasi berat

2.8 PLTD (Pembangkit Listrik Tenaga Diesel)

PLTD biasanya digunakan untuk memenuhi kebutuhan listrik dalam jumlah beban kecil, terutama untuk daerah baru yang terpencil atau untuk listrik pedesaan. Di dalam perkembangannya PLTD dapat juga menggunakan bahan bakar gas (BBG).Mesin diesel ini menggunakan ruang bakar dimana ledakan pada ruang bakar tersebut menggerak piston yang kemudian pada poros engkol dirubah menjadi energi putar. Energi putar ini digunakan untuk memutar generator yang merubahnya menjadi energi listrik.

2.8.1 Kelebihan PLTD

 Penggunaan bahan bakar menentukan tingkat efisiensi pembakaran dan prosesnya.

 lokasi bisa dimana saja (pantai sampai pegunungan) dengan kapasitas bisa disesuaikan, malahan di desa terpencil dengan pengguna sedikit

2.8.2 Kelemahan PLTD

 menggunakan sumber daya alam terbatas/tak terbaharukan/fosil

3. KONDISI PEMBANGKIT DI INDONESIA

Sampai dengan akhir tahun 2014 kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik di Indonesia mencapai 53.065,50 MW yang terdiri dari pembangkit PLN sebesar 37.379,53 MW dan Non PLN sebesar 15.685,97 MW dibandingkan dengan tahun 2013 sebesar 50.898,51 MW, maka kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik naik sebesar 2.166,99 MW atau 4,25%.

NASIONAL

PLN

Prosentase kapasitas terpasang per jenis pembangkit sebagai berikut : PLTU 20.451,67 MW (52,10%), PLTGU 8.886,11 MW (22,64%), PLTD 2.798,55 (7,13%), PLTA 3.526,89 MW (8,98%), PLTG 3.012,10 MW (7,67%), PLTP 573 MW (1,46%), PLT Surya dan PLT Bayu 9,20 MW (0,02%). Adapun total kapasitas terpasang nasional termasuk sewa dan IPP adalah 51.620,58 MW

3.2 SARANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK PLN

Penyediaan tenaga listrik akhir tahun 2014 sebesar 228.554,90 GWh yang terdiri atas produksi tenaga listrik PLN sebesar 175.296,97 GWh dan pembelian sebesar53.257,93 GWh. Dibandingkan dengan tahun 2013, dimana produksi tenaga listrik PLN sebesar 163.965,74 GWh, tahun 2014 produksi listrik PLN naik sebesar11.331,23 GWh atau 6,91%. Sedangkan pembelian tahun 2014 adalah sebesar 53.257,93 GWh, naik sebesar 1.035,14 GWh atau sebesar 1,94%.

PLN

3.3 Existing dan perencanaan

pemenuhan kebutuhan listrik 2024 yang mentargetkan 70.000 MW kapasitas pembangkit.

Dalam menyongsong pemenuhan kebutuhan listrik untuk tahun 2024, PLN merencanakan untuk membangun Pembangkit tambahan yang dapat membantu memenuhi kebutuhan listrik. Di pembangkit itu nantinya akan menyesuaikan dengan potensi yang ada dan dimiliki tiap daerah. Tentu saja yang lebih diutamakan adalah pemanfaatan energy terbarukan dengan rincian:

• PLTMH, diupayakan dikembangkan terutama oleh swasta atau masyarakat untuk melistriki kebutuhan

setempat dan juga untuk disalurkan ke grid atau sistem kelistrikan PLN; • PLTB, potensi tenaga angin di Indonesia sangat terbatas maka pengembangan PLTB hanya di

daerah yang memiliki potensi tenaga angin;

• PLT Biomass, akan dikembangkan terutama di daerah yang banyak tersedia pasokan biomassa.

Energi kelautan, walaupun potensi energi kelautan diduga sangat besar, namun mengingat teknologi

dan keekonomiannya masih belum diketahui, PLN baru akan melakukan uji coba skala

kecil sebagai pilot project untuk penelitian dan pengembangan;

• Biofuel: tergantung kepada kesiapan pasar biofuel, PLN siap untuk

3.3.1 Rencana pengembangan system pembangkit jawa bali

Pada Gambar-11 terlihat bahwa batubara akan mendominasi energi primer yang digunakan, yaitu 67,6% dari seluruh produksi pada tahun 2024, disusul oleh gas alam (termasuk LNG) sebesar 20,9%, panas bumi 7,9%, PLTA 2,8% dan BBM dalam jumlah yang sangat kecil (0,8%). Peranan BBM yang pada tahun 2015 masih sekitar 3,4% akan menurun dan menjadi sangat kecil pada tahun 2024. Penurunan ini dapat diwujudkan apabila bahan bakar tersedia dalam jumlah seperti yang direncanakan dan hal ini harus diusahakan secara maksimal dalam rangka menekan biaya pokok produksi.Kontribusi gas alam akan menurun dari 21,0% pada 2015 menjadi 12,2% pada 2024 karena diperkirakan tidak ada tambahan pasokan gas lapangan yang pasti. Sedangkan peran LNG meningkat dari sekitar 5% menjadi 8,7% tahun 2024. Pembangkit berbahan bakar LNG akan difungsikan mengoperasikan pembangkit beban puncak dan pembangkit ’must run’. Kontribusi panas bumi yang pada tahun 2015 hanya 4,9% akan naik menjadi 7,9% pada tahun 2024. Pasokan gas berdasarkan kontrak saat ini diperlihatkan pada Tabel-8. Dari Tabel-8 terlihat bahwa pasokan gas untuk 10 tahun ke depan cenderung menurun, terutama untuk Priok, Muara Karang, Muara Tawar, Gresik dan Grati. Sedangkan untuk Tambak Lorok dan Pesanggaran (Bali) yang selama ini menggunakan BBM, diharapkan dapat memperoleh pasokan gas dari beberapa sumber baru.

Komposisi produksi listrik per jenis energi primer di Sumatera diproyeksikan pada tahun 2024 akan

menjadi 54,9% batubara, 13,6% gas alam (termasuk LNG), 14,4% tenaga air, 1,2% minyak dan

15,9% panas bumi seperti diperlihatkan pada Gambar-13.

Dominasi pembangkit batubara di Sistem Sumatera akan sangat terlihat terutama setelah tahun

2019, atau dengan beroperasinya PLTU Riau Kemitraan (2x600 MW), dan PLTU Jambi (2x600 MW).

Bahkan pada kondisi tertentu PLTU Sumsel 8, 9, dan 10 (3.000 MW) yang dialokasikan untuk mentransfer

daya ke Sistem Jawa - Bali, dapat pula dikondisikan memasok Sistem Sumatera. Dengan

dominasi pembangkit-pembangkit batubara di Sistem Sumatera, maka BPP di Sistem Sumatera akan

menjadi sangat ekonomis. Dari Gambar-13 juga terlihat bahwa terjadi penurunan konsumsi Gas

terutama pada tahun 2018 sampai 2020. Kondisi ini terjadi dengan berakhirnya kontrak sewa pembangkit

3.3.3 Rencana pengembangan system pembangkit Kalimantan barat

Produksi energi per jenis energi primer di sistem Kalimantan Barat diberikan pada Gambar-14. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: pada tahun 2015 belum ada pembangkit berbahan bakar non-BBM yang beroperasi, maka produksi pembangkit dengan BBM pada sistem interkoneksi akan mencapai 1.586 GWh. Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU batubara dan impor listrik dari Sarawak, maka penggunaan BBM pada sistem kelistrikan Kalbar akan jauh berkurang. Penggunaan sumber energi air akan mulai berkontribusi pada tahun 2022 setelah PLTA Nanga Pinoh 98 MW beroperasi.

3.3.4 Rencana pengembangan system pembangkit Kalsemtingra

Pada periode 2015 - 2024 direncanakan penambahan kapasitas pembangkit baru baik milik PLN

maupun IPP sebesar 3.409 MW, termasuk yang sudah dalam tahap proses pengadaan dan yang sedang

konstruksi. Porsi paling besar adalah PLTU batubara, yaitu 2.459 MW kemudian disusul PLTG/

MG/GU 830 MW dan PLTA 120 MW. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Kalseltengtimra

Peranan BBM di Sistem Kalseltengtimra pada tahun 2015 diperkirakan masih tinggi, yaitu sekitar 1.696 GWh (26%). Mulai tahun 2018 peran BBM akan berkurang dan digantikan dengan gas alam dan batubara, seiring dengan dibangunnya PLTG/MG/GU peaker dengan bahan bakar gas/LNG serta PLTU batubara. Peran PLTU makin besar dari 4.158 GWh (63%) pada tahun 2015 menjadi 13.322 GWh (79%) pada tahun 2024. Produksi dari tenaga air juga meningkat dari 106 GWh pada tahun 2015 menjadi 470 GWh pada tahun 2024.

3.3.5 Rencana pengembangan system pembangkit Sulawesi utara

Tambahan kapasitas pembangkit baru yang direncanakan selama periode 2015-2024 adalah 1.226

MW, terdiri dari PLTU 714 MW, PLTP 120 MW, PLTG/MG/GU Peaker lengkap dengan gas storage 350

2024. Peran batubara akan melampaui PLTP mulai tahun 2019 setelah sebagian proyek PLTU beroperasi. Peranan energi panas bumi akan meningkat setelah PLTP Lahendong V dan VI beroperasi, dari 521GWh (25%) tahun 2015 menjadi 1.030 GWh (18%) pada tahun 2024. Kebutuhan BBM akan terus menurun dari 239 ribu kiloliter pada tahun 2015 menjadi nol pada tahun 2019 setelah pembangkit non BBM beroperasi penuh

3.3.6 Rencana pengembangan system pembangkit Sulawesi Selatan

Sistem Sulbagsel telah direncanakan proyek-proyek pembangkit non-BBM dengan kapasitas total 4.550 MW. Proyek tersebut terdiri dari PLTU 1.240 MW, PLTG/GU/ MG 1.120 MW dan PLTP 60 MW.

dari 20 bcf pada tahun 2015 menjadi 38 bcf pada tahun 2024. Panas bumi akan mulai berkontribusi pada tahun 2024 sebesar 421 GWh.

3.3.7 Rencana pengembangan system pembangkit Lombok

Proyeksi produksi energi di Sistem Lombok periode 2015 – 2024 terlihat pada Gambar-21. Peran BBM pada tahun 2015 diperkirakan masih cukup besar 852 GWh (70%), namun mulai tahun 2018 peran BBM akan habis digantikan oleh gas alam berupa CNG sehubungan masuknya PLTGU Lombok Peaker dan beroperasinya PLTU batubara. Peran pembangkit gas secara nominal naik, tetapi secara persentase menurun, yaitu dari 329 GWh (23%) pada tahun 2015 menjadi 386 GWh (15%) pada tahun 2024. Hal ini karena adanya penambahan kapasitas pembangkit gas PLTG/MG/GU Lombok Peaker 2. Peranan pembangkit batubara akan menjadi dominan, yaitu dari prakiraan 315 GWh (26%) pada tahun 2015 akan naik menjadi 2.213 GWh (80%) pada tahun 2024. Pembangkit hidro meningkat dari 36 GWh (3%) tahun 2015 naik menjadi 40 GWh (1%) pada tahun 2024 dengan masuknya beberapa proyek PLTM tersebar di Sistem Lombok. Panas bumi akan mulai digunakan di Sistem Lombok pada tahun 2021 sebesar 139 GWh.

3.4 Potensi Energi Terbarukan di Indonesia

Melihat kondisi dan lokasi geografis Indonesia, maka banyak potensi pemanfaatan energy terbarukan yang bisa dilakukan. Diantaranya

1. Energy Geotermal/panas bumi

sekitar lempeng tektonik, tetapi melihat kondisi geografis Indonesia yang memiliki banyak gunung aktif, energi panas bumi adalah salah satu sumber energi yang sangat besar untuk mencukupi kebutuhan dalam negeri. Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) yang dimiliki Indonesia antara lain: PLTP Sibayak di Sumatera Utara, PLTP Salak (Jawa Barat), PLTP Dieng (Jawa Tengah), dan PLTP Lahendong (Sulawesi Utara). Keuntungan Tenaga Panas Bumi, hampir tidak menimpulkan polusi atau emisi gas rumah kaca. Tenaga ini juga tidak berisik dan dapat diandalkan. Pembangkit listik tenaga geothermal menghasilkan listrik sekitar 90%, dibandingkan 65-75 persen pembangkit listrik berbahan bakar fosil. Sayangnya, walaupun di Indonesia memiliki cadangan panas bumi melimpah hingga 40 % cadangan panas bumi dunia, sumber energi terbarukan yang telah terbukti bersih ini tidak dimanfaatkan secara besar-besaran.

2. Air

Air menghasilkan listrik dari arus kuat yang bisa memutar turbin untuk bisa menghasilkan listrik. Jika melihat di daerah Indonesia banyak sungai sungai yang bisa dimanfaatkan untuk PLTA, maka seharusnya sungai ini bisa mengkover kebutuhan listrik paling tidak untuk lingkup yang kecil. dimanfaatkan sebagai pembangkit. Banyak selat di kelautan kita yang cocok untuk dipasangi pembangkit ini.

4. HAL HAL YANG PERLU DIPERHATIKAN DALAM PEMBANGKITAN 1.       Perkiraan beban (load forecast)

Metode perkiraan beban adalah suatu cara yang digunakan untuk mengukur atau memperkirakan kejadian dimasa yang akan datang. perkiraan dapat dilakukan secara kualitatif maupun secara kuantitatif. perkiraan dengan metode kualitatif adalah perkiraan yang didasarkan pada pendapat dari yang melakukan perkiraan. sedangkan perkiraan kuantitatif adalah perkiraan yang menggunakan metode statistik. berkaitan dengan hal tersebut maka dalam perkiraan dikenal istilah prediksi dan perkiraan.

akhirnya akan memberikan kita data mengenai penggunaan listrik untuk tiap waktu. Data ini sangat berharga untuk mengurusi penjadwalan dalam pembangkitan.

Jadwal ini dipakai untuk menentukan berapa listrik yang harus kita pasok untuk saat itu. Karena jika kita terus memasok kebutuhan listrik untuk waktu beban puncak, maka kita akan merugi. Maka dari itu perlu penjadwalan bagi kita untuk pengaturan pasokan listrik yang harus kita pasok di suatu waktu.

2.       Perencanaan  pengembangan (generation planning)

Harus dilakukan perencanaan pengembangan kapasitas, biaya poduksi, dan memperhitungkan investasi dan pendapatan atau hasilnya. Dalam pengembangan system pembangkitan, kita harus pandai pandai melihat potensi yang ada untuk diolah.

3.       Perencanaan penyaluran (transmission planning)

Diantarannya adalah memperhatikan pengembangan tansmisi dari tahun ke tahun, system transmisi, biaya pembebasan lahan  yang dilalui transmisi, system interkoneksi, rangkaian instalasi transmisi, biaya konstruksi transmisi, sistem transmisi, dan lain-lain.

4.       Perencanaan distribusi (distribution planning)

Memperhatikan rencana supply utama pada bulk station, besar tegangan subtransmisi, sistem  jaringan subtransmisi, dan lain-lain.

5.       Perencanaan pengoperasian (operation planning)

Merencanakan sistem pengoperasian, merencanakan program computer, load flow program, dan lainnya agar pengoperasian dapat efektif dan efisien.

6.       Supply bahan bakar (fuel supply planning) atau sumber tenaga primer/bahan baku)

Merencanakan kebutuhan bahan baiak atau sumber energi primer, ketersediaan bahan bakar, sistem pengiriman, dan lain-lain.

7.       Perencanaan lingkungan (environment planning) atau perencanaan kondisi lingkungan.

Memperhatikan lingkungan sekitar, bentuk  plant, lokasi, dan desain pengolahan limbah, dan lain-lain.

5. KESIMPULAN

Dari tulisan ini dapat diambil kesimpulan

1. Dalam penanganan efisiensi energy listrik bisa dilakukan dengan salah satunya yaitu membuat jadwal pemasokan energy listrik yang tepat untuk setiap waktu. Dengan itu nantinya tidak akan ada daya yang terbuang sia sia .

2. Dalam mengatasi peningkatan kebutuhan energy yang terus meningkat, perlu adanya pembuatan pembangkit-pembangkit baru yang bisa mensupply kebutuhan listrik. Tiap daerah harus bisa mencukupi listrik di daerahnya masing masing.

3. Kita harus bisa memanfaatkan potensi yang ada dari tiap wilayah di Indonesia untuk dijadikan pembangkit listrik. Yang dimaksud potensi disini adalah potensi untuk dijadikan sebuah pembangkit listrik dengan tenaga alternative.

4. Kita juga harus mempunyai teknologi yang tinggi untuk bisa memanfaatkan energy alternative dengan lebih baik.

operasi ekonomis pada sistem tenaga dapat dibagi atas dua bagian, yaitu:

1. Economic Dispatch yaitu pengaturan sistem pembangkit

yang berkomitmen dalam melayani beban untuk meminimalisasi rugi – rugi saluran dan total biaya produksi.

2. Unit commitment yaitu menentukan jadwal (schedule)

on/off pembangkit untuk dapat memenuhi kebutuhan beban. Agar suatu sistem tenaga dapat eroperasi secara ekonomis maka pertimbangan Economic Dispatch dan Unit Commitment harus secara simultan dipertimbangkan Gabungan perhitungan kedua pertimbangan ini menjadikan suatu permasalahan yang kompleks yang melibatkan dimensi yang besar. Untuk mendapatkan solusi operasi ekonomis sistem tenaga maka diperlukan perhitungan terhadap fungsi – fungsi yang menjadi bagiannya yaitu fungsi biaya bahan bakar (Fuel Cost Function), dan fungsi kenaikan biaya produksi (Incremantal Production Cost). Konfigurasi pembebanan atau penjadwalan pembangkit yang berbeda dapat memberikan biaya operasi pembangkit yang berbeda pula, tergantung dari karakteristik masing – masing unit pembangkit yang dioperasikan.

Ada beberapa metode dalam penjadwalan pembangkit dalam usaha menekan biaya operasi, yakni:

1. Berdasarkan Umur Pembangkit

2. Berdasarkan Rating (Daya Guna) Pembangkit