Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"This research has the effort to develop catalyst for steam reforming of bio oil. The bio oil is liquidproduct that iv produced _from biomass pyrolysis. The reforming of bio oil produces hydrogen gas. The mainchallenge in reforming of organic compound especially aromatic, in bio oil as phenol, is carbon formationat the catalyst surface resulted in uncomplete reaction. The catalyst formulation resulted is expected to havehigh resistance to catalyst deactivation because of carbon formation. Beside that, it is expected too to havehigh stability and activity, compared to commercial nickel based catalyst. For those purposes, research ofsteam reforming of m-cresol in bench scale has been done. m-cresol is one of phenol compounds in bio oil,that has stable properties, difficult to react and disturb the catalyst activity. The catalyst formulation used isRu-Ni/MgO.La;O3.Al2O3 mixture. This research has succeed to develop catalyst of reforming from Ni-Rumetal combination that having the good stability and activity to reform m-cresol. The best catalystcomposition resulted is 2%Ru-15%Ni. In Ni and Ru catalyst combination, Ni catalyst is the mainly activecomponent in reforming of oxygenated aromatic compound in bio oil The Ru catalyst function is to increaseNi metal dispersion on support, by then increasing the catalyst stability."

"Salah satu pemanfaatan gas suar bakar adalah sebagai bahan bakar pembangkit. Pembangkit Listrik X adalah PLTGU existing yang menghasilkan daya listrik 410 MW dengan menggunakan bahan bakar gas alam sebanyak 87,74 MMSCFD. Pada penelitian ini gas suar bakar akan dijadikan bahan bakar pengganti gas alam untuk membangkitkan listrik 410 MW. Total maksimum laju alir gas suar bakar yang tersedia adalah 7,9 MMSCFD. Pemanfaatan gas suar bakar sebagai bahan bakar pembangkit listrik akan menurunkan biaya bahan bakar namun juga menambah biaya investasi berupa alat kompresor. Dalam penelitian ini dilakukan dua skenario, yaitu skenario existing menggunakan bahan bakar gas alam dan skenario menggunakan variasi laju alir gas suar bakar terhadap laju alir gas alam sebagai bahan bakar Pembangkit Listrik X. Skenario yang paling memberikan keuntungan dari pada desain existing adalah saat menggunakan laju alir gas suar bakar sebesar 7,9 MMSCFD dengan laju alir gas alam sebesar 79,06 MMSCFD. NPV skenario desain tersebut 56.976.160,22 dengan pay back period 14,84 tahun.

---

Utilization of flare gas is as fuel for power plants. Power plant X is the existing gas and steam power plant that generates 410 MW of electrical power using natural gas fuel as much as 87.74 MMSCFD. In this study flare gas will be used as fuel instead of natural gas to generate 410 MW of electricity. The maximum total flare gas flow rate provided is 7.9 MMSCFD. Utilization of flare gas as power plant fuel will reduce fuel costs but also add to the cost of investment of compressor tool.

In this study two scenarios will be compared, the existing scenarios using natural gas fuel and scenarios using a variation of the flow rate of gas flaring on the flow rate of natural gas as fuel for power plants X. Scenario would benefit from the existing design are currently using flow rate gas flare 7,9 MMSCFD and natural gas with flow rate 79,06 MMSCFD. The design scenarios NPV is 56.976.160,22 with a payback period of the plant investation is 14,84 years."

"ABSTRAKProduksi biohidrogen melalui reformasi kukus bio-oil berperan penting dalam perkembangan energi terbarukan yang berasal dari biomassa dalam memproduksi bahan bakar yang bersih. Walaupun demikian, kehadiran coke dan rendahnya konversi karbon merupakan permasalahan yang sering terjadi. Sehingga, penelitian ini bertujuan untuk mengurangi pembentukan deposit karbon dan meningkatkan konversi karbon dengan menggunakan core shell. Core shell akan meningkatkan luas permukaan, interaksi terhadap support katalis dan aktivitas katalitiknya. Core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru disintesis dengan metode mikroemulsi dalam sistem larutan CTAB/n-heksanol/sikloheksana/aquades. Katalis dikarakterisasi dengan menggunakan XRD, BET, FESEM-EDS dan TEM. Fraksi aqueous bio-oil dianalisis menggunakan GC-MS. Hasil penelitian ini menunjukan bahwa yield hidrogen tertinggi dihasilkan dengan menggunakan core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru adalah sebesar 16,34 pada menit ke-10. Jumlah deposit karbon terendah diperoleh dengan menggunakan core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru yaitu 1,234 g. Konversi karbon dengan menggunakan core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru meningkat 11,27 dibandingkan menggunakan Ni/CaO-?-Al2O3. Produksi yield hidrogen dengan menggunakan core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru meningkat sebesar 4,56 dibandingkan dengan menggunakan Ni/CaO-?-Al2O3. Sehingga, core shell Ni/CaO-?-Al2O3@Ru lebih baik digunakan untuk produksi hidrogen dan mengurangi deposit karbon melalui reformasi kukus bio-oil dibandingkan dengan katalis Ni/CaO-?-Al2O3.

---

ABSTRACTBiohydrogen production through bio oil steam reforming plays an important role in the development of renewable hydrogen from biomass to produce the cleanest fuel. However, the existence of coke and low carbon conversion are problems that have been found in some studies. The purposes of this study were to reduce coke formation and to enhance carbon conversion by using core shell. Core shell can improve surface area, support interaction and its catalytic activity. Ni CaO Al2O3 Ru core shell catalysts were prepared by CTAB n hexanol cyclohexane water micro emulsion system. The catalysts were characterized by means XRD, BET, FESEM EDS and TEM. Bio oil aqueous fraction was analyzed by using GC MS. Based on experiment, the highest hydrogen yield was produced by using Ni CaO Al2O3 Ru core shell was 16.34 in minute 10. The lowest coke deposit production by using Ni CaO Al2O3 Ru core shell was 0.1234 g. Gas product carbon conversion by using core shell Ni CaO Al2O3 Ru enhanced more 11.27 than using Ni CaO Al2O3. Hydrogen yield production by using Ni CaO Al2O3 Ru core shell enhanced more 4.56 than using Ni CaO Al2O3 catalyst. The result showed that the effect of Ni CaO Al2O3 Ru core shell was more efficient for hydrogen production and to decrease coke deposit through steam reforming bio oil compared to Ni CaO Al2O3 catalyst."

"Industri pengolahan gas alam di Indonesia merupakan industri yang layak untuk investasi. Hal ini dikarenakan cadangan gas alam yang cukup banyak di Indonesia, pemanfaatannya yang kurang maksimal, kenaikan subsidi BBM, serta pasar yang menjanjikan. Pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini mempunyai kapasitas sebesar 153,257.238 MMSCF/tahun dan diharapkan akan beroperasi selama 19 tahun. Angka tersebut didapatkan berdasarkan analisa pasar Indonesia. Pabrik ini akan dibangun di Kecamatan Batui, Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Proses yang ada dalam pabrik ini menggunakan mode operasi kontinyu. Gas alam akan diproses menggunakan dua proses utama yaitu proses sweetening dan fraksionasi. Proses sweetening merupakan proses absorbsi menggunakan pelarut DEA yang bertujuan untuk membersihkan gas alam umpan. Proses fraksionasi merupakan proses utama yang akan memisahkan gas alam menjadi produk gas kota, LPG serta kondensat. Produk gas kota direncanakan akan didistribusikan menggunakan dua alternatif transportasi yaitu dengan perpipaan atau CNG. Unjuk kerja proses yang baik ditunjukkan dengan effisiensi energi sebesar 82.61% (proses sweetening) dan 98.57% (proses fraksionasi). Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini membutuhkan investasi sekitar US$ 160 juta dan biaya manufaktur sekitar US$ 57.7 juta. Dengan analisa ekonomi, didapatkan nilai NPV untuk proyek ini sekitar US$ 94 juta, IRR sebesar 25%, dan PBP sekitar 6 tahun. Perubahan paling sensitif terhadap kelayakan pabrik ini adalah kapasitas produksi pabrik, dimana produksinya tidak boleh kurang dari 76136.884 MMSCF/tahun atau 49.68% dari kapasitas produksi dasar pabrik. Analisa resiko dengan metode Monte Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik untuk distribusi gas kota dengan jaringan pipa sebesar 82.15% sedangkan dengan CNG sebesar 79.78%. Berdasarkan analisa ekonomi yang telah dilakukan maka pabrik ini telah memenuhi tingkat kelayakan secara ekonomi dan layak untuk dibangun."

"Terbatasnya sumber daya minyak bumi dan gas alam dan meningkatnya kebutuhan minyak bumi dan gas alam dalam negeri sebagai bahan bakar dan bahan baku industri serta masih diperlukannya minyak bumi dan gas alam sebagai devisa negaera maka pemanfaatan dan pengelolaan minyak bumi dan gas alam dilaksanakan seefektif dan seefisian mungkin. Untuk mencapai hal tersebut pemodelan industri minyak bumi dan gas alam sangat diperlukan untuk meramalkan perkembangan industri minyak bumi dan gas alam yang pada saat ini menggunakan sistem kontrak bagi hasil (production sharing contracts).

---

Limited oil and gas resources increased domestic oil and natural gas demand, such as gasoline and industries feedstock commodities and still oil and natural gas function as part of fund resources for national development, so that effeciently and effectively utilization and exacution oil and natural gas are needed. To get this goal, oil and natural gas industries models is very needed to forecast oil and natural gas industries development and to formulate a policy will be used on oil and natural gas industries. The policy that is used today is Production Sharing Contract (SPC)."

"Pemanfaatan gas alam di Indonesia belum dilakukan secara optimal, walaupun Indonesia mempunyai sumber gas yang melimpah. Gas alam memiliki potensi yang menjajikan, baik dari segi teknis maupun ekonomis. Pabrik pengolahan gas alam akan didirikan di kecamatan Batui, kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Sumber gas alam akan diambil dari lapangan gas Matindok dan Senoro. Pabrik ini akan mempunyai kapasitas produksi sebesar 86.400 MMSCF/tahun dan akan beroperasi selama 20 tahun. Pemrosesan gas alam akan dilakukan melalui tiga tahap. Tahap pertama adalah sweetening, dilakukan untuk mengurangi kadar C02 dan H2S dalam gas. Pelarut yang digunakan adalah MEA {tnonoethanolamine). Tahap kedua adalah dehidrasi, untuk mengurangi kadar air, dilakukan dengan memakal TEG (Triethylene Giycol). Tahap terakhir adalah fraksionasi, yaitu penusahan gas berdasarkan fraksi beratnya. Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini membutuhkan investasi US$ 188,857,944.64 dan biaya manufaktur sekitar US$54,811.532.99. Setelah dilakukan analisa kelayakan pabrik didapatkan nilai dari parameter kelayakan pabrik yaitu NPV (US$ $125,760,066.06), IRR (28.22%), dan PBP (5 tahun 5 bulan) yang memenuhi syarat kelayakan ekonomi. Analisa sensitivitas yang dilakukan faktor harga beli gas alam, harga jual gas kota, harga jual elpiji. dan kapasitas produksi."

"Salah satu alternatif pemanfaatan gas alam adalah sebagai bahan baku untuk memproduksi bahan bakar sintetik dengan menggunakan teknologi GTL (Gas To Liquid), dimana prosesnya terdiri dan tiga tahapan, yaitu produksi syngas, sintesis Fischer-Tropsch dan Upgrading product atau peningkatan mutu produk. Teknologi yang digunakan untuk memproduksi syngas ialah teknlogi Autothermal Reforming yang dapat menghasilkan syngas dengan rasio H2/CO sebesar 2 yang merupakan persyaratan umpan syngas untuk sintesis Fischer-Tropsch dengan menggunakan reaktor slung. Sedangkan teknologi yang digunakan untuk upgrading product adalah teknologi minyak bumi yang menggunakan destilasi atmosferis dan reaktor hydrotreating serta hydrocracking. Produk diesel yang dihasilkan mempunyai cetane number 77, kerosene dengan smoke point 29 serta naptha dengan APi 89 dan SG 0, 64. Efisiensi energi untuk unit Upgrading sebesar 82%, karbon 80% serta efisiensi energi untuk kilang GTL Matindok 53% sedangkan efisiensi karbon sebesar 71%. Analisa kelayakan untuk kapasitas 80.000 BPD menghasilkan nilai NPV 541,15 Juta US$, /RR sebesar 15,37% dan PBP selama 7,18 tahun dengan nilai investasi sebesar 2.309 Juta US$. Sedangkan dan analisa sensitivitas terhadap perubahan kapasitas, fluktuasi harga gas dan crude oil memperlihatkan bahwa harga gas merupakan faktor yang dominan dalam mempengaruhi nilai NPV. Dengan jumlah cadangan komulatif sebanyak 6,14 TSCF, maka dapat dibangun delapan train kilang GTL dengan kapasitas 80.000 BPD yang dapat dioperasikan selama 25 tahun.

---

One of the alternative for the utilization of natural gas is raw material for produced synthetic fuel with use GTL technology, where the process consist of tree step, the first step is synthesis gas production, the second step is synthesis Fischer-Tropsch and the third step is upgrading product. The technology can be used for synthesis gas production is Autothermal Reforming, where the process can produce synthesis gas with H2/CO ratio = 2 that is requirement for the feed to synthesis Fischer-Tropsch which used slurry reactor. The technology can be used for upgrading product is petroleum refinery technology that applied atmospheric distillation, hydrotreating and hydrocracking reactor. Diesel fuel was produced from upgrading unit have cetane number 77, kerosene with smoke point about 29 and naphtha have API and Energy and carbon efficiency for upgrading unit is about 82% and 80%. Energy and carbon efficiency for GTL Matindok refwas 541.15 million US$, 1RR is of 15.37% and PBP is of 7.18 years with total investment 2,309 by million US$. Based on sensitivity analysis for plant capacity, natural gas price and crude oil price showed that natural gas prices is dominant factor for affect NPV value. With the comulatif source of Matindok fields is 6.14 TSCF we can developed eight train GTL refinery with plant capacity 80,000 BPD, and could be operated for 25 years."