Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini membahas mengenai kajian teknis dan ekonomis CNG sebagai salah satu alternative transportasi gas bumi melalui laut untuk memenuhi kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG). Dengan menggunakan CNG akan lebih menguntungkan dibandingkan dengan LNG dalam jarak dekat dan menengah (<2000 km). Untuk kondisi alam Indonesia yang berbentuk kepulauan dirasakan cocok apabila menggunakan CNG sebagai transportasi gas dari sumber gas yang ada di lepas pantai ke pembangkit yang berada di pulau Bali. Selama ini seluruh pembangkit di pulau Bali masih menggunakan BBM berjenis HSD sehingga biaya produksinya tinggi, apabila dikonversi menjadi BBG maka akan menghemat biaya produksi listrik yang tidak sedikit. Dari analisis ekonomi yang dilakukan, didapatkan bahwa NPV bernilai positif, yang menandakan bahwa proyek penggantian HSD ke CNG menguntungkan. PBP yang didapatkan juga memenuhi syarat yaitu di bawah umur proyek selama 15 tahun. IRR yang didapatkan lebih besar dari MARR yang ditetapkan sebesar 15% yang membuktikan bahwa proyek ini menguntungkan apabila dilaksanakan.

---

This thesis discuss the technical and economic study of Marine CNG as a transportation alternative of natural gas by sea to meet the needs of Gas Power Plant (power plant). By using CNG will be more profitable than the LNG in the near and medium distances (<2000 km). Because of natural conditions Indonesia archipelago it sees fit when using CNG as a transport gas from existing gas sources offshore to the power plant located on the island of Bali. Right now, whole powe plant in the island of Bali is still using HSD type of fuel, so it has high production costs. When it converted to CNG, it will save the cost of electricity production that is not small. From economic analysis conducted, it was found that the NPV is positive, indicating that the replacement of HSD to CNG project profitable. PBP obtained are also eligible under the project life for 15 years. Obtained IRR greater than the MARR is set at 15% which proves that the project is profitable if implemented."

"ABSTRAKStudi keekonomian Marine CNG (Compressed Natural Gas) dengan membeli kapal Votrans dan menyewa kapal Coselle dilakukan pada tiga pembangkit yang direncanakan dibangun di Maluku. Metoda yang digunakan adalah Hub and Spoke dan Milk and Run. Keekonomian suplai CNG dibandingkan terhadap HSD (High Speed Diesel). Analisis keekonomian dilakukan dengan menghitung Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) dan Payback Period (PBP). Evaluasi keekonomian menunjukkan bahwa metoda Hub and Spoke dengan kapal Coselle tidak layak untuk digunakan. Metoda Hub and Spoke kapal Votrans, dan metoda Milk and Run baik Votrans maupun Coselle memberikan evaluasi keeokonomian yang layak. Rentang ideal untuk tariff gas adalah antara USD 2,5-6,5/MMBtu dibandingkan harga HSD USD 16,83/MMbtu. Metoda terbaik adalah dengan metoda Milk and Run Votrans 8 kapal yaitu NPV USD 493 M, dan Milk and Run 10 kapal dengan PBP 2,06 tahun dan IRR 41 %.

---

ABSTRACT

Economical study of Marine CNG with buying Votrans vessel and renting Coselle vessel is applied at the future three power plants in the Maluku. The methods are Hub and Spoke and Milk and Run. Economical CNG supply is compared to the HSD (High Speed Diesel). The economic analysis is done by calculating the Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and payback period (PBP). The economic evaluation shows that the Hub and Spoke method with renting Coselle ship cannot be applied. The Hub and Spoke method with buying Votrans, and Milk and Run methods with buying or renting ship gives a positive economic evaluation. The ideal gas tariff is between USD 2,5-6,5/MMbtu compared to HSD price USD 16,83/MMbtu. The best method is Milk and Run Votrans with 8 vessels with NPV USD 493 M, and Milk and Run Coselle with 10 vessel with PBP 2,06 years and IRR 59%."

"Salah satu upaya mengatasi permasalahan pola pemakaian listrik yang besar pada waktu beban puncak adalah menyimpan gas ke dalam bejana berupa Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji kelayakan teknis dan keekonomian dari pemanfaatan CNG untuk kebutuhan beban puncak yang mulai dan akan terus digunakan di Indonesia. Tahapan kajian meliputi simulasi, desain teknis, serta perhitungan keekonomian terhadap kapasitas pembangkit 50, 100, dan 200 MW. CNG skid yang dibutuhkan untuk menyimpan gas pada kapasitas tersebut berturut-turut sejumlah 17, 31, dan 61 skid dengan biaya kompresi minimal sebesar $3,95, $3,44, $3,05 per MMBtu. Korelasi antara kapasitas dengan investasi CNG plant adalah CostB=CostA(CapB/CapA)0,80.

---

To overcome enormous electrical power consumption pattern at peak hours, natural gas is saved in storage as Compressed Natural Gas (CNG). This study examines technical and economical feasibility of CNG peaker which has began and will continue to be developed in Indonesia. Stages include simulation, technical design, and economic calculation for 50, 100, and 200 MW capacity. CNG skid required to store gas in capacity order is 17, 31, and 61 skid with minimum compression fee $ 3.95, $ 3.44, $ 3.05 per MMBtu. Plant capacity and capital investment comply with CostB=CostA(CapB/CapA)0,80 correlation."

"Pemanfaatan gas untuk sektor domestik terutama di Pulau Jawa yang merupakan pusat konsumen gas terbesar di Indonesia akan semakin meningkat, disebabkan oleh pasar LNG dunia yang sangat kompetitif, peningkatan kebutuhan listrik, kenaikan harga bahan bakar minyak, isu lingkungan, dan fakta kebutuhan gas yang semakin besar, Tujuan penelitian ini adalah melakukan optimisasi sistem jaringan transmisi gas bumi terintegrasi yang menghubungkan pusat suplai ke pusat konsumen di Pulau Jawa berupa jaringan PNG (Pipeline Natural Gas), melalui LNG (Liquefaction Natural Gas) maupun CNG (Compressed Natural Gas). Metode optimisasi yang dipakai adalah metode algoritma genetik, dengan tujuan memperoleh total cost supply yang paling minimum, sedangkan untuk proyeksi kebutuhan gas di Pulau Jawa di prediksi dengan menggunakan metode ekonometrik.Hasil optimisasi jaringan transmisi gas bumi untuk memenuhi kebutuhan gas di Pulau Jawa untuk Skenario I, diperoleh angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 38.54 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa: Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, dan Papua-LNG. Untuk Skenario II angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 55.74 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai:Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, Papua-LNG, dan LNG import. Untuk Skenario III angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 31.96 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai berikut: Jawa Barat-PNG, Sumatera Selatan-PNG."

"ABSTRAKListrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

ABSTRACTElectricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel. This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh."

"Potensi kebutuhan listrik di Sumatera Selatan terus meningkat, disebabkan pertumbuhan penduduk dan industri. Untuk mencukupi kebutuhan listrik dapat dilakukan dengan meningkatkan kapasitas power plant PT X. Penelitian ini bertujuan melakukan analisis feasibility study penyaluran gas dengan variasi skema gas pipa, CNG atau LNG. Penentuan cost of good sold COGS masing-masing opsi dan skema penyaluran gas yang paling optimal. Penyaluran gas dilakukan dengan menggunakan pendekatan teknis dan ekonomi. Berdasarkan hasil penelitian semua alternatif skenario dapat dilaksanakan. Opsi penyaluran gas menggunakan gas pipa penghematan COGS sebesar 8,4 dilakukan dengan pemanfaatan pipa existing DJKN dan transmisi, sehingga harga gas bisa dikurangi menjadi US 7,55/MMBTU. Opsi CNG menggunakan GTM dari MS ke konsumen, harga jual US 9,01/MMBTU. Opsi penyaluran LNG menggunakan shipping, LNG hub, isotank dari LNG plant ke konsumen, harga jual US 14,16/MMBTU. LNG dan CNG dimanfaatkan sebagai bridging memenuhi target waktu penyaluran ke konsumen. Perhitungan keekonomian untuk masing-masing opsi penyaluran menunjukkan nilai NPV positif dan IRR yang melebihi target WACC 10,56 , artinya semua alternatif dapat diaplikasikan. Sesuai perhitungan COGS terlihat upstream memiliki persentasi paling besar untuk penentuan harga jual ke konsumen.

---

The potential for electricity demand in South Sumatra rapidly increase, due to population and industry growth. Electricity needs can be provided by increasing the capacity of PT X power plant. This research aims to analyze feasibility study of gas distribution with variation of gas pipeline, CNG or LNG. Determination cost of good sold COGS of each option and the most optimal gas distribution scheme. Gas supply is calculated using technical and economic approach.

Based on the results of research all alternative scenarios can be implemented. The gas distribution option using COGS savings gas pipe of 8.4 is carried out by utilizing existing DJKN pipeline and transmission, so that gas price can be reduced to US 7,55 MMBTU. The CNG option uses GTM from MS to the consumer, the selling price is US 9.01 MMBTU. LNG channeling options use shipping, LNG hub, isotank from LNG plant to consumer, selling price US 14,16 MMBTU. LNG and CNG are used as bridging to meet the target of the time distributed to the consumer.

The economic calculation for each scheme result a positive NPV value and an IRR exceeding the WACC target of 10.56 , meaning that all alternatives can be applied. Appropriate calculations COGS seen upstream has the largest percentage for the determination of the selling price to consumers. "

"Sebagai negara tropis, Indonesia mendapat sinar matahari yang bersinar sepanjang tahun. Energi matahari dapat dikonversi menjadi energi listrik menggunakan fotovoltaik. Namun, untuk menggunakan fotovoltaik sebagai sumber utama listrik untuk penggunaan bangunan Residential, perlu untuk merancang PV yang cocok untuk kebutuhan penggunaan Bangunan Residential dan disesuaikan dengan daya yang dikonsumsi oleh bangunan, serta penyinaran dalam daerah. Karena sinar matahari yang dapat dipanen hanya pada siang hari, baterai juga diperlukan sebagai sistem penyimpanan energi listrik. Penelitian ini menggunakan simulasi pada aplikasi PVsyst dan menggunakan data irrradiansi dari Meteonorm. Aplikasi PVsyst dapat mensimulasikan kinerja sistem PLTS yang telah ditentukan serta menghitung kemiringan dan arah peletakan PV dari data irradiansi yang telah didapatkan. Dengan metode ini, jumlah PV, baterai, dan inverter yang optimal akan diperoleh sebagai pembangkit utama energi listrik untuk penggunaan bangunan residential.

---

As a tropical country, Indonesia gets sunlight that shines throughout the year. The solar energy can be converted into electrical energy using photovoltaics. However, to use photovoltaic (PV) as the main source of electricity for Residential building usage, it is necessary to design a PV that is suitable for the needs of Residential Building usage and adjusted to the power consumed by the building, as well as the irradiance in the area. Due to the sunlight that can be harvested only during the daytime, batteries are also needed as an electrical energy storage system. This study uses simulations on the PVsyst application and uses irradiance data from Meteonorm. The PVsyst application can simulate and determine the number of series and parallel PV for certain power usage specifications and the irradiance data obtained. With this method an optimal amount of PV and batteries will be obtained as the main generator for residential building usage."

"Konsumsi energi listrik di kampus Universitas Indonesia mengalami peningkatan setiap tahunnya, ini terjadi karena peningkatan pembangunan gedung. Salah satu upaya untuk memenuhi kebutuhan ini adalah dengan adanya penambahan salah satu sistem pembangit yang disesuaikan dengan kondisi lingkungan dan potensi yang ada di Universitas Indonesia. Universitas Indonesia telah tersedia pipa gas dan potensi air danau untuk pendinginan pada sistem pembangkit. Sehingga pembangkit listrik tenaga gas tepat sebagai solusi. Untuk menaikan daya output agar sesuai kemampuan original dari manufaktur turbin gas, yakni dengan cara menurunkan suhu udara masuk ke kompresor/turbin gas tersebut, sehingga perancangan PLTG dengan mechanical refrigeration dirasa tepat dalam melengkapi solusi tersebut. Tulisan ini akan memaparkan rancangan dari pembangkit listrik tenaga gas yang dapat membangkitkan daya hingga 24 MW menggunakan software Cycle ? Tempo 5.0 Pada tulisan ini pula didapat analisis mechanical refrigeration, heat balance, kebutuhan bahan bakar pembangkit, nilai efisiensi, nilai heat rate, dan analisis finansial dari pembangunan pembangkit listrik mandiri untuk Universitas Indonesia.

---

Electrical energy consumption at the University of Indonesia has increased every year, this occurs because of an increase in the construction of the building. One effort to fulfill this need is with the addition of power plant systems adapted to the environmental conditions and the potential in University of Indonesia. University of Indonesia's environment has provided gas pipeline and potential lake water for cooling the power plant system. So that proper gas power plants as a solution. To increase the power output to match the original capability of manufacturing gas turbines, namely by lowering the temperature of the inlet air to the compressor / gas turbine, so that the design of the power plant Mechanical refrigeration is appropriate in completing the solution.

This paper will describe the design of a gas power plant that can generate power up to 24 MW using software Cycle - Tempo 5.0 This paper also analyzes obtained Mechanical Refrigeration, heat balance, the needs of fuel, the efficiency, heat rate value, and financial analysis independent of the power plant to the University of Indonesia."