Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sesuai dengan kebijakan pemerintah untuk melakukan konversi penggunaan minyak bumi ke gas bumi yang menyebabkan peningkatan permintaan terhadap gas bumi di Indonesia. Salah satu penyediaan dan mentransportasikan gas bumi sebagai sumber energi dilakukan melalui jaringan pipa, baik di darat atau bawah laut yang kemudian akan didistribusikan ke pelanggan. Beberapa metode yang digunakan agar suatu jaringan pipa tetap dapat mengalirkan gas bumi dengan baik dan aman antara lain dengan melakukan inspection (pengawasan), maintenance (pemeliharaan) dan repair (perbaikan jika dibutuhkan) secara teratur. Dengan tidak terintegrasinya metoda-metoda tersebut sehingga potensi kegagalan pada jaringan pipa masih cukup besar, sehingga dilakukan suatu studi terintegrasi pada jaringan pipa gas alam yaitu Pipeline Integrity Management System (PIMS).Pipeline Integrity Management System meliputi pemodelan atau simulasi yang dilakukan melalui proses assesment yang berkelanjutan dari suatu sistem baik dari segi desain, konstruksi, operasi, pemeliharaan yang sesuai dengan jaringan pipa gas bumi. Tindakan yang dilakukan untuk mengimplementasikan pemodelan ini adalah mencari dan mengintegrasikan informasi yang ada, mengidentifikasi penyebab kegagalan serta melakukan analisa resiko, mengembangkan rencana integrity management, mengimplementasikan program integrity management yaitu inspeksi dan survey, menganalisis hasil untuk memutuskan program yang tepat (perbaikan atau penggantian) terhadap jaringan pipa tersebut, melakukan evaluasi dari tindakan yang diambil, kemudian melaporkan dan melakukan improvement berkelanjutan.Hasil dari studi yang dilakukan pada jaringan pipa gas alam bawah laut di lapangan jawa barat bagian utara dengan metode Pipeline Integrity Management System (PIMS) menunjukkan bahwa tingkat risiko beberapa jaringan pipa gas alam tersebut kategori high. Jaringan pipa gas alam bawah laut yang mempunyai kategori high akan dilakukan analisa ekonomi. Analisa ekonomi yang akan dilakukan yaitu membandingkan biaya yang dibutuhkan untuk menjaga dan memelihara integritas jaringan pipa dengan memasang atau laydown jaringan pipa. Analisa keekonomian ini dilakukan untuk mengetahui dan merekomendasikan kepada pihak manajemen jika jaringan pipa gas alam bawah laut mengalami kegagalan. Rekomendasi yang dikeluarkan yaitu jaringan pipa akan diperbaiki atau diganti dengan melakukan pemasangan jaringan pipa baru.

---

According to policy of government regarding conversion oil into the natural gas and increasing demand for natural gas in Indonesia. One of supply and transportation of natural gas as energy source is done by through pipeline, either in onshore or offshore which then will be distributed to customer. Some methods applied that pipeline still can deliver natural gas with properly and safely by doing inspection, maintenance and repair (if it is required) regularly. Nevertheless this method is not so well integrated so the potential failure on the pipeline still quite large. To overcome the lack of the previous methods, we conduct an integrated study for the pipeline known as Pipeline Integrity Management System (PIMS).Pipeline Integrity Management System (PIMS) includes modeling or simulation conducted through a process of ongoing assessment of a system in design, construction, operation, maintenance, which according to the natural gas pipeline. To implement this modeling is to search and integrates existing information, identifies the root causes of failure and conduct a risk analysis, develops an integrity management plans, inspections and surveys, analyzing the results to decide the appropriate program to the pipelines and evaluating the actions taken, makes a report and continuous improvement.Result from studies conducted at natural gas pipeline at offshore North West Java field with methods Pipeline Integrity Management System (PIMS) indicates that level of risk some the natural gas pipeline is category high. This result is obtained through risk assessment model of probability and consequences Natural gas pipeline at offshore North West Java having category high will be conduct economics analysis. Economics analysis which will be done that is comparing cost required to maintain pipeline integrity and installing or laydown new pipeline. Economics analysis conduct is to shown and recommends to the top level management if offshore natural gas pipeline failure. The recommendations to the pipeline is will be keep maintain integrity or install of new pipeline."

"Permintaan bahan bakar gas telah meningkat dalam satu tahun terakhir di Indonesia menunjukkan bahwa di masa depan, pasar gas akan mengalami peningkatan. Memastikan bahwa sistem pipa dalam kondisi baik sangat penting untuk mengimbangi tingginya permintaan dan kebutuhan gas dan bahan bakar. Tinjauan dilakukan mengenai implementasi Pipeline Integrity Management System (PIMS) untuk menurunkan tingkat resiko pada jaringan pipa gas. PIMS adalah sistem manajemen yang digunakan pada area jaringan sistem pipa berbasis risiko sehingga pipa tetap dapat mengirim cairan dengan kondisi yang andal dan aman. Dalam tesis ini dijelaskan bagaimana mencapai rencana operasi yang lebih efektif pada sistem jaringan pipa area "x", menggunakan panduan dari buku Kent Muhlbaeur tentang Pedoman Manajemen Risiko Pipeline. Hasil yang didapatkan pada tesis ini adalah:(1) Tingkat resiko untuk jaringan pipa area lapangan "x"(2) Saran integrasi untuk pekerjaan inspeksi, perawatan, dan perbaikan(3) Hasil penurunan tingkat resiko pada jaringan pipa gas area "x"

---

Demand for natural gas has increased in the past year in Indonesia, indicating that in the future, the gas market will expand. Ensuring that the pipeline system is in good condition is very important to offset the high demand of gas and fuel. This review was conducted on the implementation of the Pipeline Integrity Management System (PIMS) to reduce the level of risk in the gas pipeline network. PIMS is a risk-based management system that is used in the pipeline systems so that the pipeline would be able to send fluids in a reliable and safe conditions. In this thesis, it is explained how to achieve a more effective operating plan in "x" field pipeline system, using guidance from Kent Muhlbaeur's book on Pipeline Risk Management Guidelines. The results obtained in this thesis are:(1) Risk level for "x" field area pipelines(2) Suggested integration for inspection, maintenance and repair work(3) Risk level reduction in "x" field gas pipeline."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"

"Dalam riset ini akan dilakukan pemodelan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa untuk beberapa golongan shipper dalam suatu ruas pipa transmisi open access. Pemodelan dilakukan untuk memperoleh pembagian tarif sesuai dengan golongan shipper. Pemodelan multi tarif dilakukan dengan mengembangkan model dari perhitungan sistem single tarif melalui modifikasi pembagian volume pengaliran gas bumi sesuai golongan shipper. Hasil penerapan multi tarif pada ruas pipa transmisi PT X menunjukan penurunan tarif antara 20 hingga 70 pada masing-masing golongan shipper bila dibandingkan dengan sistem single distance tarif dan single postage stamp tarif yang sebelumnya telah diterapkan pada pipa transmisi tersebut. Untuk melihat pengaruh perubahan volume, perubahan Internal Rate of Return IRR , dan perubahan komposisi equity terhadap perubahan besaran multi tarif maka dilakukan uji sensitivitas. Hasil perhitungan menunjukkan kenaikan nilai IRR berbanding lurus terhadap kenaikan multi tarif. Kenaikan IRR membuat waktu pengembalian modal Break Even Point menjadi lebih cepat, kenaikan volume gas berbanding terbalik terhadap multi tarif dan penurunan proporsi equity berbanding lurus dengan penurunan multi tarif.

---

In this research will be modeling the calculation of the tariff of natural gas transportation through pipes for several classes of the shipper in an open access pipe transmission line. Modeling to obtain tariff distribution according to shipper class. Multi tariff modeling by developing a model of single tariff system calculation through modification of natural gas distribution volume according to shipper class. The result of the multi tariff application on the PT X transmission pipeline shows a tariff reduction of between 20 and 70 on each shipper class when compared to the single distance tariff system and the single postage stamp tariff previously applied to the transmission pipe. To see the effect of volume change, change of Internal Rate of Return IRR , and change of equity composition to change of multi tariff quantity hence conducted sensitivity test. The calculation result shows the increase of IRR value is directly proportional to the multi tariff increase. Increased IRR makes Break Even Point time faster, increases in gas volume inversely to multi tariffs and a decrease in the proportion of equity is directly proportional to the multi tariff reduction."

"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara. Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif. Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

---

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.

Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.

The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.

The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF."

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"Gas alam adalah salah satu bahan bakar fosil yang banyak digunakan dalam kehidupan sehari-hari, yang diperoleh dari sumur gas yang kemudian diproses dan ditransportasikan, salah satunya lewat pipa transmisi. Dalam transportasinya, gas alam sering terlepas ke atmosfer, baik disengaja dalam proses penurunan tekanan emisi venting atau tidak disengaja emisi fugitive, yang berdampak buruk bagi lingkungan. Untuk itu, perlu dilakukan perhitungan tingkat emisi yang diharapkan dapat menjadi acuan dan rekomendasi strategi untuk mengurangi emisi gas rumah kaca GRK. Dalam perhitungan tingkat emisi, dikenal dengan istilah faktor emisi, yaitu nilai faktor pengali untuk menghitung tingkat emisi. Nilai faktor emisi ini dihasilkan oleh agensi lingkungan, diantaranya INGAA dan IPCC. Untuk mengurangi ketidakpastian nilai faktor emisi, IPCC merekomendasikan untuk melakukan simulasi Monte Carlo, yang dilakukan oleh Lechtenbohmer, et al. 2007 di sistem pipa transmisi milik Rusia. Penelitian ini melakukan perhitungan tingkat emisi menggunakan nilai faktor emisi berdasarkan INGAA, IPCC, dan Lechtenbohmer, et al. 2007 , dengan variasi laju alir. Variasi laju alir berpengaruh pada perhitungan dengan INGAA Tier 2 dan 3 serta IPCC. Perhitungan dengan nilai faktor emisi berdasarkan Lechtenbohmer et al. 2007 memiliki nilai emisi yang paling tinggi. Metode terbaik yang dapat diaplikasikan adalah IPCC karena faktor emisi IPCC merupakan fungsi geografis dan teknologi.

---

Natural gas is one of the fossil fuel which is used in daily basis and can be extracted from gas wells then being produced and transported, one of which is using transmission pipeline. When being transported, natural gas is often emitted to the atmosphere, either for depressurization venting emission or leak through the pipeline fugitive emission . Therefore, emission level estimation must be performed as reference and strategy recommendation to reduce the greenhouse gas GHG emission that would damage the environment. Emission factor is a well known multiplier factor to calculate GHG emission from every emission source. Emission factor value is assessed by environment agency, such as INGAA and IPCC. To reduce the uncertainty of emission factor, IPCC suggests to conduct Monte Carlo simulation that had already been done by Lechtenbohmer, et al. 2007 in Russia rsquo s gas transmission system. This research estimates emission level using emission factor based on INGAA, IPCC, and Lechtenbohmer, et al. 2007 with flowrate variation. This flowrate variation has influence on Tier 2 and 3 INGAA also on IPCC methodologies. Emission factor based on Lechtenbohmer, et al. 2007 estimates the highest emission level. IPCC is the most suitable basis for emission factor because it has already considered geographic and technology of a country."

"57 pasokan gas Indonesia dialokasikan untuk dalam negeri. Namun peningkatan alokasi dalam negeri terkendala ketidaksiapan infrastruktur di sektor hilir. Sehingga diperlukan pengembangan infrastruktur pengangkutan gas bumi, salah satunya dengan pemanfaatan bersama terhadap pipa dan fasilitas gas bumi eksisting. Tujuan penelitian ini adalah menerapkan pemanfaatan bersama terhadap pipa gas bumi dedicated hilir eksisting dan memperoleh skenario pemanfaatan infrastruktur gas bumi yang dapat mendukung optimisasi dan efisiensi sesuai dengan kebutuhan dan pasokan mendatang. Metodologi penelitian yakni analisis kebutuhan dan pasokan, penentuan jalur pipa gas bumi eksisting yang akan dianalisis, analisis teknis dan optimisasi jaringan, analisis keekonomian dan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi. Dari penelitian diperoleh jalur pipa yang layak diterapkan pemanfaatan bersama adalah pipa PT E yang memiliki panjang 71 km. Dengan optimisasi menggunakan algoritma genetik, panjang jaringan tersebut menjadi 101 km berdasarkan angka kebutuhan gas bumi Kabupaten Gresik sekitar 225 MMscfd pada tahun 2030. Sedangkan tarif pengangkutan untuk jaringan tersebut adalah sebesar 0,099 US /Mscf dan IRR 8.22 dengan menggunakan pendanaan 51 equity dan 49 debt.

---

57 of Indonesia rsquo s natural gas supply was allocated for domestics demand. However, the increase of gas allocation for domestic needs was still constrained by the lack of infrastructure in the downstream sector. So that gas transportation infrastructure development needed to be optimize, one of solution is applying open access on existing pipelines. The research rsquo s objective is to implement open access on existing dedicated pipeline and to obtain an optimal and efficient scenario of infrastructure utilization. The methodology that used are analysis of supply and demand, determination of existing natural gas pipeline, network optimization and technical analysis, and calculation of natural gas transportation tariff. The result obtained in this research shows that the most efficient pipeline to implement open access belongs to PT E, based on length, range and maximum capacity of the network. With optimization using genetic algorithms, the present length of the network becomes 101 km from 71 km, based on gas demand location of Gresik District on 2030. And the network should implemented transportation tariff as 0.099 US Mscf with IRR 8.22 . The result of tariff calculation based on 51 equity and 49 debt."

"Permasalahan utama pada jaringan pipa X adalah terbentuknya kondensat. Kondensat terbentuk dari kondensasi gas alam yang terjadi akibat titik embun gas alam (HDP) lebih tinggi dari pada temperatur operasi. Kondensat menyebabkan penurunan tekanan, penurunan kapasitas alir dan kerusakan peralatan, contohnya kompresor. Simulasi pencegahan terbentuknya kondensat pada jaringan pipa PT Y menggunakan bantuan perangkat lunak ATMOS SIM. Penelitian ini menggunakan data operasi bulan Oktober, November dan Desember 2012 di jaringan pipa PT Y untuk membuat empat skenario simulasi pencampuran gas. Dari hasil simulasi didapatkan bahwa skenario 3 adalah cara yang paling optimal, karena mampu menghasilkan nilai titik embun hidrokarbon terkecil di stasiun N64oF.

---

The main problem in the X pipeline is the formation of condensate. Condensate formed from the condensation of natural gas resulting from the hydrocarbon dew point (HDP) is higher than the operating temperature. Condensate causes a decrease in pressure, flow capacity reduction and damage to the equipment, such as compressors. The simulation of prevention hydrocarbon condensate formation at PT Y use ATMOS SIM software help. This study use operation data October to December 2012 from PT Y to make four gas mixing scenario. The simulation result that 3rd scenario is the most optimal ways, because it can the smallest produce hydrocabon dew point, which is 64oF."