Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gas alam memiliki peranan sangat penting dalam menyediakan energi yang bersih lingkungan. Sehingga, permintaan gas sebagai sumber energi terus meningkat dan relatif lebih tinggi dibandingkan minyak . Pemerintah akan mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar melalu program Jaringan Gas Kota. Pemerintah pada tahun 2010 telah membangun jaringan gas kota, yaitu di antaranya di Kota Depok. Jaringan di bangun di Kelurahan Beji dan Beji Timur dengan jumlah Sambungan Rumah mencapai 4.000 sambungan. Oleh karena itu, maka dilakukan penelitian tentang pengembangan jaringan pipa distribusi gas di rumah tangga. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak sistem perpipaan. Hasil studi ini menghasilkan desain basis proses untuk jaringan pipa distribusi gas bumi dan dimensi pipa yang dibutuhkan untuk pengembangan jaringan pipa distribusi gas bumi.

---

Natural gas has a very important role in providing a clean energy environment. Thus, demand for gas as an energy source continues to increase and the relatively higher compared to oil. The government will optimize the utilization of natural gas as a fuel through the City Gas Network program. Government in 2010 has built a network of city gas, which is among the city of Depok. Network built in East Beji and Beji with the number of house connections reach 4000 connections. Therefore, it conducted research on the development of gas distribution pipelines in the household. Simulations performed using the software pipeline system. The results of this study resulted in the design basis for the natural gas distribution pipelines and pipeline dimensions required for the development of gas distribution pipelines."

"Kurangnya infrastruktur distribusi gas bumi ke lokasi calon pelanggan merupakan kendala pemanfaatan gas bumi. Kurang berkembangnya infrastruktur gas bumi tersebut dikarenakan kendala keekonomian sehingga badan usaha belum tertarik mengembangkannya. Oleh karena itu perlu keterlibatan Pemerintah untuk mempercepat penggunaan bahan bakar gas tersebut melalui Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi untuk Rumah Tangga (Jargas) yang salah satunya di Kota Depok pada Tahun Anggaran 2010. Jargas ini selanjutnya pada tahun 2011 diserahkan oleh Pemerintah kepada PT A sebagai operator yang ditunjuk Menteri ESDM untuk mengelolanya. Untuk tetap eksis maka PT A diharuskan untuk mengembangkan jaringan yang telah diserahkan Gas sebesar 1 MMSCFD yang dipasok dari PT B baru dikonsumsi sebesar 0,07 MMSCFD untuk 4000 SR. Sisa 0,93 MMSCFD digunakan untuk pengembangan jargas di sektor rumah tangga dan komersil. Studi ini menganalisis keekonomian terhadap pengembangan jaringan dengan 5 skenario pengembangan: 100% untuk rumah tangga, 75% untuk rumah tangga dan 25% untuk komersil; 50% rumah tangga dan 50% komersil; 25% rumah tangga dan 75% komersil: dan 100% komersil. Dari studi dihasilkan Investasi untuk masing-masing skenario sebagai berikut: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV untuk masing-masing skenario: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) untuk masing-masing skenario: - 5%, 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period untuk masing-masing skenario adalah: tidak bisa dihitung,13,8,4,2 tahun. Dengan asumsi bahwa Minimum IRR 13% dan Payback Period maksimal 8 tahun maka skenario 3,4 dan 5 saja yang layak. Dengan berbagai pertimbangan maka skenario 4 yang layak untuk direkomenadasikan ke PT A untuk pengembangan Jaringan Gas Bumi di Kota Depok.

---

Lack of gas infrastructure to consumer is barrier in utilizing natural gas. Undeveloped of gas infrastructure is caused by economic threat in which companies are not interesting to develop. That is why it is needed government’s role to speed up utilization of natural gas fuel through construction of gas pipeline network for household in which Depok is chosen as a city which is built at 2010. The network then was given to Jabar Energi as company appointed as operator of Depok’s gas pipeline network to develop. To become exist, PT A is obliged to develop network which was constructed. 1 MMSCFD of natural gas supplied by PT B is only consumed 0,07 MMSCFD for 4000 house hold. 0.93 MMSCFD excess gas is used to household and commercial.

This study is to analyze economic feasibily for 5 scenarios i.e: 100% for household; 75% for household and 25% commercial; 50% for household 50% commercial; 25% household and 75% commercial; and 100% commercial. Study shows amount of Investment for each scenarios: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV for each scenarios: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) for each scenarios – 5% ; 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period for each scenarios: can’t be calculated,13,8,4,2 years. By assumption Minimum IRR 13% study shows 4th and 5th will be feasible and Maximum Payback Period 8 yeras, study show 3th, 4th and 5th will be feasible. By various consideration 4th is the most feasible to be recommended to PT A to develop the gas network within Depok. "

"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"

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini membahas telaah terhadap pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan. Telaah dilakukan terhadap aspek teknis, dan ekonomi yang terdiri atas identifikasi potensi pasokan gas bumi, identifikasi kebutuhan gas bumi, analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi, perhitungan biaya pengangkutan, dan perhitungan biaya Niaga gas bumi melalui pipa, analisa harga jual gas bumi, perbandingan biaya keekonomian antara gas bumi melalui pipa dengan moda LNG. Berdasarkan analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi serta analisa teknis dan ekonomi terhadap upaya peningkatan pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan maka diperoleh kesimpulan bahwa pemenuhan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan pengembangan hanya memenuhi kebutuhan untuk skenario paling rendah dimana ketersediaan pasokan gas bumi yang tersedia pada periode 2020 s.d 2030 yang bisa dimanfaatkan untuk pengembangan wilayah Kalimantan hanya dapat mencukupi untuk skenario kebutuhan gas bumi rendah (low scenario). Walau demikian diperkirakan dapat terjadi kekurangan pasokan pada tahun 2024 sebesar -13,51 MMSCFD, tahun 2025 sebesar -43,82 MMSCFD dan tahun 2030 sebesar -130,90 MMSCFD. Sedangkan untuk perhitungan simulasi biaya pengangkutan dan niaga gas bumi melalui pipa di tiap provinsi di Kalimantan lebih ekonomis pada skenario paling tinggi, dimana diperoleh perhitungan harga jual gas bumi terendah untuk skema gas pipa yaitu dengan harga jual US$ 7,28 di Kalimantan Utara, dan harga jual tertinggi sebesar US$19,67 di Kalimantan Barat. Sedangkan untuk skema LNG dengan harga terendah dengan harga jual US$7,14 di Kalimantan Selatan dan harga jual tertinggi dengan dengan harga jual US$9,21 di Kalimantan Tengah. Dengan demikian harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan LNG lebih rendah bila dibandingkan harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan gas bumi melalui pipa. Dengan belum bertumbuhnya kebutuhan gas bumi melalui pipa maka untuk memenuhi kebutuhan gas bumi di wilayah Kalimantan Barat dan Kalimantan Tengah agar menggunakan moda pengangkutan LNG.

---

This Engineering Practice Report discusses an analysis of the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region. The study encompassed technical and economic aspects consisting of the identification of natural gas potential supplies, identification of natural gas demand, analysis of natural gas supply and demand, calculation of transportation costs, calculation of trading costs for natural gas pipeline, analysis of natural gas selling prices, cost comparisons between using natural gas pipeline and LNG mode. Based on the analysis of natural gas supply and demand as well as technical and economic analysis of efforts to increase the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region, it is concluded that the fulfilment of natural gas demand development can only fulfil the demand for the lowest scenario where the available natural gas supply from period 2020 to 2030 which can be used for the development of the Kalimantan region can only be sufficient for a low natural gas demand scenario (low scenario). However, it is estimated that there could be a supply shortage in 2024 of -13.51 MMSCFD, in 2025 of -43.82 MMSCFD and in 2030 of -130.90 MMSCFD. Meanwhile, for the simulation calculation of the costs of transporting and trading natural gas via pipeline in each province in Kalimantan, it is more economical in the highest scenario, where the lowest natural gas selling price calculation for the pipeline gas scheme is obtained, namely with a selling price of US$ 7.28 in North Kalimantan, and The highest selling price was US$19.67 in West Kalimantan. Meanwhile, for the LNG scheme, the lowest selling price is US$7.14 in South Kalimantan and the highest selling price is US$9.21 in Central Kalimantan. Thus, the selling price of natural gas using the LNG transportation scheme is lower compared to the selling price of natural gas using the natural gas transportation scheme via pipeline. With the demand for natural gas through pipes not yet growing and to fulfill the demand for natural gas in the West Kalimantan and Central Kalimantan regions could use LNG as a transportation mode."

"ABSTRAK Dalam Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional,telah ada rencana pembangunan jaringan gas kota oleh pemerintah di beberapawilayah yang dekat dengan sumber dan infrastruktur gas bumi yang telah ada,salah satunya adalah untuk rumah susun di DKI Jakarta.Rumah Susun Benhil (Bendungan Hilir) 2 di Jakarta Pusat, memiliki 614 unithunian, merupakan rumah susun yang belum ada jaringan distribusi gas bumi, dandekat dengan pipa distribusi gas bumi yang telah ada.Tahapan yang dilakukan adalah dengan optimasi jaringan pipa untuk distribusigas sehingga didapat nilai investasi terkecil, kemudian menganalisa kelayakankeekonomian proyek.Layak secara ekonomi dibangun oleh swasta dengan konsumsi gas bumi rata-ratatiap hunian sebesar 28 m3/bulan. Dengan analisis Benefit Cost Ratio dengankonsumsi 19 m3/bulan menghasilkan nilai BCR >1 atau layak dibangun olehpemerintah.

---

ABSTRACT In Master Plan of National Natural Gas Transmission and Distribution, has gasnetwork development plans by the government in some areas close to the sourceand the existing natural gas infrastructure, one of which is for flats in DKIJakarta.Benhil 2 Flats located in Central Jakarta, has 614 residential units, an apartmentwhere no natural gas distribution network, and close to the existing natural gasdistribution pipelines.Steps being taken is the optimization of pipelines for gas distribution in order toget the smallest investment value, and then analyze the economic feasibility of theproject.Economically feasible built by the private sector natural gas consumption by anaverage occupancy rate of 28 m3/month. With the Benefit Cost Ratio analysis of19 m3/month consumption produces BCR values> 1 or feasible built by thegovernment."

"Tesis ini bertujuan untuk mengetahui keekonomian jalur pipa distribusi gas bumi dari titik suplai ke konsumen di wilayah Papua Barat serta untuk menentukan besarnya tarif distribusi pada suatu jaringan pipa. Tahapan penelitian meliputi studi literatur, pengumpulan data, analisis supply and demand, menentukan skenario, analisis keekonomian, analisis sensitivitas, dan penarikan kesimpulan dan saran. Skenario yang diusulkan ada tiga. Pertama, skenario pembiayaan Pemerintah. Kedua skenario Pembiayaan Badan Usaha 100% Equity dan yang terakhir skenario pembiayaan melalui Badan Usaha 30% equity. Analisis Keekonomian Jaringan Pipa Distribusi Gas Bumi di Papua Barat dengan skenario pertama menunjukkan bahwa proyek ini akan ekonomis dengan harga Rp.3.887/m3. Skenario kedua akan ekonomis dengan harga Rp. 4.655,32/m3. Skenario ketiga akan ekonomis dengan harga minimal Rp.5.768,65/m3. Faktor yang berpengaruh terhadap terjadinya perubahan adalah eskalasi biaya operasi dan penurunan kebutuhan konsumen.

---

This Tesis aims to analyze the economics of natural gas distribution pipeline from point of supply to consumers in the Sorong area and to determine the amount of the distribution tariff on a pipeline. Stages of the present study, in general includes the study of literature, data collection, analysis of supply and demand, determine the scenario, economic analysis, sensitivity analysis, and drawing conclusions and suggestions. There are three proposed scenarios. First, government financing scenario, the second scenario 100% Financing Entity Equity and the latter scenario enterprises financing through 30% equity. Economical Analysis of Natural Gas Distribution Pipeline in West Papua with the first scenario shows that the project will be economically priced Rp.3.887/m3. The second scenario would be economical at a price of Rp. 4655.32 / m3. The third scenario would be economical with minimal price Rp.5.768, 65/m3. Factor that influence the occurrence of change is escalating operating costs and decreased consumer demand."

"

Sensitivitas merupakan efek perubahan dari setiap variabel yang merubah hasil resiko. Metodologi Risk Assessment yang paling umum digunakan di indonesia adalah Muhlbauer, Modified Muhlbauer dan Risk Based Inspection. Pada penelitian ini enam sample segmen jaringan pipa dievaluasi. Secara umum terdapat dua tujuan, yang pertama adalah membandingkan hasil resiko antara metodologi Risk Assessment. yang kedua adalah membandingkan sensitivitas. Metodologi Risk Assessment diterjemahkan kedalam persamaan model matematis dan dihitung dalam software berdasarkan simulasi Montecarlo. Hasil nilai resiko pada segmen high dan medium risk dinilai valid dengan rentang deviasi 24% dan 13%. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa Metodologi Muhlbauer dan Modifikasi Muhlbauer sensitif terhadap kegiatan pihak ketiga. Risk Based Inspection sensitif terhadap damage mechanism intrinsik. Data sensitivitas ini dapat digunakan untuk menghasilkan Metodologi Risk Assessment Pipa Gas yang lebih sensitif dimasa yang akan datang.  

 

---

Sensitivity is the effect of changes in any variables that changes the risk results. The most common  Risk Assessment Methodology in Indonesia is Muhlbauer, Modified Muhlbauer & Risk Based Inspection. In this study, six natural gas distribution pipeline segment sample was evaluated. In general there are two objectives, firstly comparing the risk result between Risk Assessment Mehodology. Second objectives is to compare the sensitivity. The Risk Assessments methodology is translated into mathematic model and computed in Monte Carlo based simulation software. The risk value result show that in high risk & medium risk pipeline segment, all methodology is valid with 24% and 13% deviation respectively. The sensitivity analysis result show that Muhlbauer & Modified Muhlbauer methodology is sensitive to third party activity. Risk Based Inspection is sensitive to intrinsic damage mechanism. This sensitivity data can be adopted to develop more sensitive Gas Pipeline Risk Assessment Methodology in the future.

"

"Penelitian ini merupakan kegiatan untuk mencegah risiko pada pipa dengan simulasi dinamik untuk menganalisis proses transmisi CO2 bertekanan tinggi. Tekanan tinggi diperlukan agar CO2 berada dalam fase superkritis sehingga dapat diinjeksi ke dalam sumur kosong. Penelitian dilakukan dengan mendesain valve di sekitar flowline dan menentukan parameter tuning kontroler. Dari hasil simulasi dihasilkan perubahan tekanan (ΔP) di sepanjang pipa transmisi sebesar kurang lebih 204-240 psia dan di aliran kompresi CO2 sebesar 548 psia dari tekanan awal. Dengan begitu, jenis pipa API 5L X56 dengan tebal pipa 1,250 inch cukup dapat digunakan serta harganya termurah dibandingkan dengan jenis pipa API 5L yang lain. Sementara spesifikasi ANSI 16.5 Class 2500 digunakan untuk komponen perpipaan di sepanjang pipa transmisi.

---

This study is one of risk prevention activities using dynamic simulation to analyze the transmission of high-pressure CO2 via pipeline. High pressure needed for CO2 to be in its supercritical phase and able to be injected into depleted reservoir. This study is conducted by designing valve around the flowline and determining controller tuning parameters.

From the results, pressure changes (ΔP) along the transmission pipeline are approximately 204-240 psia and in the Kompresi CO2 stream is at 548 psia. Therefore, API 5L X56 pipe with 1.250 in. wall thickness is enough to be used and the cost is the cheapest compared to another type of API 5L pipe. ANSI 16.5 Class 2500 is used for pipeline components specification along the transmission pipeline."

"Kegiatan Operasi dan Pemeliharaan Jaringan Pipa Gas (O & M) dilakukan untuk memastikan Infrastrtuktur Pipa Gas dapat berjalan dengan handal dan aman. Estimasi Biaya O & M yang digunakan untuk menyusun anggaran O & M Rutin, Non Rutin serta Pendukung O & M menggunakan pendekatan deterministik dimana telah diketahui komponen penyusun pekerjaan serta harga pembentuknya. Namun dari data tahun 2016-2019 terdapat realisasi atas biaya yang belum pernah dialokasikan seperti pekerjaan tidak terencana (unplaned) dan penanganan kondisi gawat darurat (emergency) dan mengambil alokasi anggaran yang telah direncanakan untuk kegiatan O & M. Realisasi biaya tersebut dapat diartikan sebagai Biaya Kontingensi O & M dimana biaya tersebut tidak dapat diprediksi dan dihitung sebelumnya namun terjadi. Dampak jangka Panjang dari diambilnya alokasi anggaran O & M yang sudah direncanakan dimana perusahaan belum mengalokasikan khusus anggaran kontingensi, dapat mengganggu Integrity dan keselamatan penyaluran gas.Untuk menjawab masalah tersebut diperlukan Pemodelan Estimasi Biaya Kontingensi Operasi dan Pemeliharaan yang digunakan untuk menentukan formula beban biaya kontingensi Operasi dan Pemelihaaan Jalur Pipa Gas Distribusi terhadap perencanaannya. Dalam Tesis ini dilakukan penelitian mengenai pengujian komponen variabel pembentuk biaya kontingensi Pengoperasian dan Pemeliharaan pipa gas seperti variabel Perbaikan Pipa, Relokasi Pipa, Sewa Lahan agar didapatkan suatu Pemodelan Estimasi Biaya kontingensi Operasi dan Pemeliharaan yang sesuai menggunakan Artificial Neural Network dengan bantuan Matlab Program. Dari hasil Pemodelan tersebut didapatkan formula model estimasi biaya kontingensi Operasi dan Pemeliharaan. Dari hasil estimasi biaya yang diperoleh, perusahaan dapat melakukan perencanaan anggaran yang lebih aktual dengan mengalokasikan biaya kontingensi secara khusus untuk dapat tetap memastikan kegiatan preventive, predictive maintenance dan corrective action dapat berjalan sesuai dengan siklus life time asset serta integrity dan keselamatan kegiatan operasional dapat dilaksanakan guna keberlangsung bisnis perusahaan serta memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan dan pemangku kepentingan.

---

Operation and maintenance (O & M) activities are carried out to guarantee that the Gas Pipeline Infrastructure can operate reliably and safely. The O&M Cost Estimation utilized to prepare Routine, Non-Routine, and O&M Supporter budgets employs a deterministic methodology in which the components of the job and their costs are known. However, the 2016-2019 data shows that costs that were never allocated, such as unanticipated work (unplanned) and dealing with emergency situations (emergency), as well as taking planned budget allocations for O&M operations, were realized. These costs can be regarded as costs when they are realized. O&M contingency expenditures cannot be forecast or anticipated in advance, yet they do occur. The long-term consequences of taking the scheduled O&M budget allocation and not allocating a special contingency budget can jeopardize the integrity and safety of gas distribution.

Model the Estimation of Operations and Maintenance Contingency Costs, which are used to establish the contingency cost load formula for Operation and Maintenance of Distribution Gas Pipelines against its plans, is required to solve this problem.

In order to obtain a suitable contingency cost estimation modeling using Artificial Neural Network with the help of the Matlab Program, a research was conducted on testing the variable components that form contingency costs for operation and maintenance of gas pipes, such as variable pipe repair, pipe relocation, and land rent.

A model formula for estimating Operations and Maintenance contingency costs is derived from the modeling findings. The company can plan a more actual budget based on the estimated costs obtained by allocating contingency costs specifically to ensure that preventive, predictive maintenance, and corrective action activities can run in accordance with the life time asset cycle, and the integrity and safety of operational "