Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Perancangan LPG Plant dengan memanfaatkan gas suar bakar sebagai bahan baku kilang LPG bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan LPG Plant ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik dengan memanfaatkan gas suar bakar yang dihasilkan dari lapangan gas Tambun, Bekasi. Proses dasar LPG dari gas suar bakar adalah pemisahan menggunakan sistem refrijerasi. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara komersial yaitu jumlah komponen propana dan butana lebih dari 97,5 %. Dari hasil simulasi diperoleh produk LPG sebesar 120 ton per hari, kondensat 240 barrel per hari dan lean gas sebesar 11 MMSCFD. Biaya investasi LPG Plant dengan kapasitas 15 MMSCFD adalah US $ 31.63 juta dengan tingkat nilai pengembalian yang disyaratkan 10%/tahun NPV sebesar US $ 121,45 juta, IRR 62,58 % dan Payback Period 2 tahun.

---

LPG Plant design is to study whether the utilization of flare gas as the feed gas of LPG Plant feasible or not to be developed technically and economically. This study could be recommended as an alternative to fulfill the LPG demand in domestic. Selected process for LPG recovery is Refrigeration system. The product has to fulfill the LPG specification which contains more than 97.5 % of propane and butane.

From the simulation, the result product of LPG Plant is 120 tonne/day of LPG, 240 barrel/day of condensates and 11 MMSCFD of lean gas to pipeline. Economic analysis shows that the total capital investment of this plant with 15 MMSCFD capacity is US $ 31.63 million. In case of 10 % MARR, NPV results are US $ 121,45 million , IRR 62,58 % and payback period is 2 years."

"Pengeboran dua sumur produksi (Kln-14 dan Kln-15) akan diterapkan pada proyek pengembangan lapangan gas "A" yang berada di Papua. Gas ini akan digunakan untuk umpan LPG plant. Penambahan jumlah produksi gas akan mempengaruhi kapasitas maksimum separator dan daya kompresor yang ada saat ini sebelum masuk LPG plant. Permasalahan yang akan terjadi adalah tidak optimalnya kinerja separator yang digunakan saat ini. Oleh sebab itu perlu perubahan kapasitas (resizing) separator. Dari hasil perhitungan didapat disain separator dengan kapasitas maksimum 43 MMSCFD dan daya kompresor sebesar 1115 HP. Dengan penambahan jumlah produksi gas ini, tingkat pengembalian investasi dari alat tersebut di tahun kedua. Analisis biaya juga dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan lapangan gas "A" ini terhadap pengaruh harga, jumlah produksi, biaya investasi dan biaya opera.

---

Two (Kln-14 and Kln-15) production wells will be drilled and applied to the gas field development project at gas field "A" in Papua. It will be used for LPG feed plant. Thus, the increasing of gas production will give affect maximum capacity of separator and horse power of compressor before distribute to LPG plant. The problem due to will be happen is separator performance unoptimal. Therefore, the changes of capacity maximum design (resizing) for a new separator needs to be done. Based on calculation, the design of separator which capacity maximum is 43 MMSCFD and horsepower of compressor which power is 1115 HP. Due to increasing of total gas production, the payback period from it is at second year. Cost analysis was also performed to assess the feasibility of developing a gas field "A" to the price influence, the production, investment costs and operational costs."

"Pemanfaatan fasilitas kilang LPG (Liquefied Petroleum Gas) milik PT Arun NGL yang telah berhenti beroperasi sejak tahun 2000 menjadi fasilitas LPG Storage and Transshipment Terminal dilakukan guna memenuhi kebutuhan LPG di Provinsi Aceh dan Sumatera Utara. Konsep yang digunakan adalah dengan menjadikan fasilitas tersebut untuk menerima LPG refrigerated dari sumber lain, menyimpan ke dalam tangki penyimpanan, dan mengirimkannya sesuai kebutuhan dengan memuat ke dalam kapal berpendingin dan tangki penyimpan bertekanan serta menyalurkan LPG refrigerated dan pressurized tersebut dengan truk LPG. Analisis keekonomian yang dilakukan mencakup perhitungan beberapa parameter kelayakan ekonomi yang umum digunakan yaitu IRR, NPV, benefit cost ratio, dan payback period. Selain itu analisis sensitivitas dan kajian resiko secara kualitatif dilakukan pula untuk mengetahui parameter yang sensitif terhadap keekonomian proyek serta langkah pengelolaan resiko yang terencana. Hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang LPG Storage and Loading menjadi LPG Storage and Transshipment Terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar USD 91.600.000, IRR 11,77%, benefit cost ratio 1,76, dan payback period selama 8 tahun 8 bulan setelah operasi kilang berlangsung. Sementara hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa revenue dan CAPEX merupakan faktor yang berpengaruh terhadap keekonomian proyek.

---

The utilization of PT Arun’s LPG Storage and Loading facilities that has not been operated since 2000 as LPG Storage and Transshipment Terminal is performed to fulfill LPG demand in Aceh Province and North Sumatra. The concept of the LPG Storage and Transshipment Terminal is primarily utilizing the existing LPG storage and loading facilities to receive LPG in refrigerated condition from other resources, then store it in the refrigerated storage tanks, and deliver it in refrigerated state as needed by loading into the refrigerated ships and pressurize storage tank as well as deliver it in pressurize condition as needed by particular LPG truck.

Economic analysis is performed by calculating the economic parameters such as IRR, NPV, benefit cost ratio, and payback period. Sensitivity analysis and qualitative risk assessment are also conducted to determine the sensitive parameters and to set the risk management plan of the project.

The results of the economic analysis of the utilization of LPG plant into LPG Storage and Transshipment Terminal indicates that the project is feasible with NPV of USD 91,600,000, IRR of 11.77%, benefit cost ratio of 1.76, and the payback period for 8 years and 8 months after plant operation. Whereas the sensitivity test results reveal that the revenue and CAPEX are the sensitive factors that potentially impact the project."

"Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

---

Utilization of LNG Arun refinery plant, which it’s operational contract will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity.

The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change.

The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi pemanfaatan gas suar bakar melalui pressurized LNG baik secara teknis maupun ekonomi untuk gas suar bakar pada Lapangan Gas Cemara Barat. Pressurized LNG merupakan metode untuk mencairkan gas pada tekanan yang tinggi, sehingga suhu pencairan gas tersebut akan lebih tinggi. Hasil penelitian ini menunjukkan perbedaan kondisi tekanan dan temperatur mengakibatkan teknik pencairan gas yang berbeda, dimana PLNG memiliki jumlah peralatan dan konsumsi energi yang lebih sedikit dibandingkan dengan LNG mini. Gas cair yang dihasilkan oleh kedua metode berbeda dimana LNG mini dengan mass flow 21,51 ton/hari dengan heating value 1065 BTUSCF sedangkan PLNG dengan mass flow 20,23 ton/hari dengan heating value 1050 BTUSCF. Secara ekonomi PLNG lebih menguntungkan dan tidak beresiko dengan nilai IRR yang lebih tinggi dari LNG mini sebesar 19,20% dengan PBP yang lebih kecil 5,6 tahun.

---

This study aims to know the potential of pressurized LNG in flared gas utilization both technically and economically for flared gas in Cemara Barat Gas Field. Pressurized LNG is a method to liquefy gas at high pressure, so that the liquefaction temperature of the gas will be higher.

The results showed that differences in pressure and temperature conditions resulting in different gas liquefaction technique, where the PLNG has a less number of equipmet and energy consumption than LNG mini. Liquefied gases produced by the two methods has some difference where LNG mini produced liquefied gas that has a mass flow of 22.09 tonnes/day with a heating value of 1065 BTUSCF, while PLNG produced liquefied gas that has a mass flow of 20,77 ton/day with a heating value of 1050 BTUSCF. Economically PLNG is more profitable and has a lower risk than LNG mini with hinger value of IRR at 19,20% and a smaller PBP at 5,6 years."

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."

"Dalam penelitian ini akan dilakukan pengembangan formula perhitungan harga Gas Bumi melalui pipa gas yang digunakan sebagai umpan pada Kilang LPG High Recovery. Penentuan harga gas bumi untuk kilang LPG di Indonesia saat ini menggunakan basis energi yang terkandung dalam gas bumi dan belum memasukkan faktor komposisi gas. Prinsip keadilan dianggap telah tercapai dengan keseragaman harga gas bumi padahal dalam prakteknya perhitungan berdasarkan komposisi LPG yang ada pada gas bumi bisa mendapatkan keuntungan baik bagi produsen maupun offtaker gas. Metode yang digunakan adalah dengan menghitung harga gas dari sisi produsen sebagai willingness to sell WTS dan harga gas dari sisi offtaker gas sebagai willingness to pay WTP. Titik temu harga gas dibuat dalam suatu formula yang dikembangkan terindeks pada harga LPG Aramco dan Minyak Mentah Indonesia ICP. Usulan harga gas baru dilakukan dengan mengembangkan formula harga awal gas = A 0.5 P-P1 - C-C1 menjadi harga gas = a x A b x B c x C dimana : A = Harga dasar gas Base Price , B = Harga LPG Aramco dikurangi Cost Processing LPG Biaya Capex, Opex, depresiasi , C = Harga kondensat mengacu pada 75 harga minyak mentah Indonesia, a = fraksi komponen C1 dan C2 dalam persen, b = fraksi komponen C3 dan C4 dalam persen, c = fraksi kondensat dalam persen, a b c = 100. Dari hasil perhitungan sensitivitas didapat kenaikan harga gas linear terhadap kenaikan harga LPG Aramco sehingga lebih menguntungkan baik bagi produsen maupun offtaker gas.

---

In this research, we will develop the formula for calculating the price of Natural Gas through gas pipeline which is used as feed for LPG High Recovery Plant.The determination of natural gas price for LPG refinery in Indonesia currently uses the energy base contained in natural gas and has not yet entered the gas composition factor. The principle of justice is considered to have been achieved with the uniformity of natural gas prices whereas in practice the calculations based on the existing LPG composition on natural gas can benefit both the producers and offtakers of gas.

The method used is to calculate the gas price from the producer side as willingness to sell WTS and gas price from the side offtaker gas as willingness to pay WTP. The gas price meeting point is made in a formulation developed indexed on LPG Aramco and Indonesian Crude Prices ICP.

The proposed new gas price is made by developing the preliminary gas pricing formula A 0.5 P P1 C C1 into the gas price ax A b x B c x C where A Gas base price, B Aramco LPG Price minus Cost Processing LPG Cost of Capex, Opex, depreciation , C Condensate price refers to 75 of Indonesia crude oil price. a fraction of components C1 and C2 in percent, b fraction of C3 and C4 components in percent, c fraction of condensate in percent, a b c 100 . From the calculation of sensitivity, gas prices rose linearly to Aramco LPG price increase so it is more profitable for both the producers and the gas offtaker."

"Dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo, PT X dihadapkan pada tantangan dalam memenuhi kebutuhan listrik proyek pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Bitung dan Palu. Tidak terjangkaunya jaringan pipa gas yang bersumber di sekitar Kota Luwuk dan kecilnya kebutuhan gas menjadi kendala. Gas alam dalam bentuk cair (LNG) menjadi alternatif untuk pasokan gas ke pembangkit listrik di Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) dan Gorontalo (100 MW) menggunakan sumber LNG dari Bontang maupun Sengkang dengan kebutuhan gas total sebesar 26,41 MMSCFD. Optimasi Logistik LNG perlu dilakukan untuk mendapatkan biaya transportasi minimum. Dengan membandingkan lima kapal LNG yang akan digunakan yaitu kapal berkapasitas 10.000 m³ sampai dengan 22.500 m³ yang ada di pasaran. Metode penelitian menggunakan Solver Add-In yang ada pada Microsoft Excel dengan objective function meminimalkan biaya Distribusi LNG. Hasil optimasi berdasarkan tiga skenario dan dua sumber LNG terhadap jarak sumber LNG ke tujuan pengiriman dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi LNG yang menghasilkan biaya distribusi minimum adalah menggunakan skenario Milk-Run dari sumber LNG Bontang dengan total biaya transportasi diperoleh sebesar USD 17.207.897 atau setara dengan 1,53 USD/MMBTU dengan satu buah kapal LNG berkapasitas 12.000 m³.

---

In the framework of fulfilling the electricity needs in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo, PT X is faced with challenges in fulfilling the electricity needs of the Special Economic Zone (KEK) development project in Bitung and Palu. The inaccessibility of gas pipelines sourced in and around Luwuk City and the small gas requirement becomes an obstacle. Liquefied Natural Gas (LNG) becomes an alternative to supply gas to a power plant in Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) and Gorontalo (100 MW) using LNG sources from Bontang and Sengkang with total gas requirements of 26.41 MMSCFD. LNG Logistics Optimization is necessary to obtain minimum transportation costs. By comparing five LNG vessels that will be used, with a capacity of 10,000 m³ up to 22,500 m³ on the market. The research method uses a Solver Add-In in Microsoft Excel with an objective function minimizing the cost of LNG distribution. The optimization results based on three scenarios and two sources of LNG on the distance of the LNG source to the delivery destination in a one-year period found that the LNG transportation method that produces minimum distribution costs using the Milk-Run scenario from the Bontang LNG source with total transportation costs of USD 17,207,897 or equivalent with 1.53 USD/MMBTU with one 12,000 m³ LNG capacity vessel."

"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).

---

Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.

The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.

Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.

The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."

"Inti dari suatu kilang pencairan gas alam terletak pada unit pendinginan dan unit pencairan gas alam Pemanliaatan energi yang optimal pada unit pendinginan dan unit pencairan akan sangat berpengaruh pada biaya produksi. Metode analisis yang dapat digtmakan untuk menganalisa eiisiensi energi dari suatu plant diantaranya aclalah basil produk utama., recovery produk utama, konsumsi energi spesilik, investasi, kemampuan beroperasi dan pemeliharaan. Pada penulisan slcripsi ini metode yang digunakan untuk menganalisa eftsiensi energi pada unit pendinginan dan unit pencairan gas alam di kilang LNG PT Badak NGL Co. adalah konsumsi energi spesiiik atau lebih dikenal dengan specific horse power. Makin kecil harga speciic horse power dari suatu kondisi operasi, makin eiisien pula pemenfaatan energinya. Pada skripsi ini juga al-can dibahas langkah-langkah pefhitungan untuk mencari harga specific horse power dan menyusunnya dalam sebuah program komputer dalam bahasa pemrograman Borland Delphi 2.0. Salah satu variahel yang menentultan besar kecilnya harga specific horse power adalah komposisi re5'igeran komponen ganda atau MCR (Mix Coponem Refigeranr), yang idealnya terdiri clari nitrogen, metana, etana dan propana. Namun pada kenyataannya di lapangan selalu terdapat impuritis dalam MCR yang berupa iso-butana dan nonnal butana. Pengaruh impuritis dan juga pengaruh kornposisi MCR secara keseluruhan terhadap ltarga specilic horse power pada daerah laju produksi LNG tertentu untuk train D yang mennpalcan train lama dan E yang merupakan train baru akan diamati, dan hasilnya akan dituangkan dalam makalah skripsi ."