Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penyimpanan Liquified Natural Gas (LNG) dapat terjadi Boil-off Gas (BOG) karena suhu lingkungan lebih tinggi dari suhu LNG sehingga berpengaruh terhadap kuantitas dan kualitas LNG. Banyaknya BOG yang terbentuk disepanjang rantai suplai, berubah terhadap waktu. Penelitian ini bertujuan mengetahui banyaknya BOG yang terbentuk dan perubahan kualitas LNG seperti wobbe index, methane number dan heating value yang terintegrasi disepanjang rantai suplai serta untuk mengetahui pengaruh jarak shipping. Metode yang digunakan yaitu proses simulasi dengan sistem dinamik menggunakan software UniSim Design R390.1. Dari hasil yang didapat, Pada proses loading LNG, BOG yang terjadi sebanyak 2.966 m3 atau sekitar 2,7% dari total LNG yang dibawa. Pada shipping 4.118 m3 atau sekitar 4%. dan pada unloading LNG 2.545 m3, sekitar 2,63% dari sisa LNG setelah proses shipping. Semakin lama waktu shipping maka dapat meningkatkan nilai heating value dan Wobbe index serta menurunkan methane number.

---

Storage of Liquified Natural Gas (LNG) can occur Boil-off Gas (BOG) because the ambient temperature is higher than the temperature of LNG, it affects on the quantity and quality of LNG. The number of BOGs that are formed along the supply chain changes with time. This study aims to determine the amount of BOG formed and changes in LNG quality such as the Wobbe index, methane number and integrated heating value along the supply chain and also to determine the effect of shipping distance.

The method used is a dynamic system simulation process using UniSim Design R390.1 software. From the results obtained, in the LNG loading process, the BOG that occurred was 2,966 m3 or about 2.7% of the total LNG carried. At shipping 4,118 m3 or about 4%. and on LNG unloading of 2,545 m3, around 2.63% of the remaining LNG after the shipping process. The longer shipping time can increase the heating value and Wobbe index and reduce the methane number."

"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.

---

Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.

One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.

Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.

The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."

"Sistem Ketenagalistrikan Provinsi Aceh dipasok oleh Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) berbahan bakar Liquefied Natural Gas (LNG), PLTU Batubara dan PLTD berbahan bakar solar serta transfer dari sistem Sumatera Utara saat beban puncak. Dimana bahan bakar LNG mendapat kiriman dari Kilang Tangguh Papua yang diregasifikasi di Perta Arun Gas, Lhokseumawe Provinsi Aceh, sehingga biaya produksi nya mahal karena jauhnya sumber pasokan gas. Untuk mendapatkan biaya produksi listrik yang lebih murah dapat dilakukan dengan menggunakan potensi gas yang ada di provinsi Aceh. Pada penelitian ini akan menghitung nilai keekonomian dengan membandingkan pemakaian dua jenis bahan bakar gas yaitu bahan bakar gas mulut sumur dan gas LNG untuk pembangkit listrik PLTG dan PLTMG, untuk mengetahui biaya produksi listrik masing-masing pembangkit dengan bahan bakar yang sama. Berdasarkan hasil perhitungan, Pembangkit listrik tenaga mesin gas dengan bahan bakar gas mulut sumur memiliki biaya produksi dengan nilai keekonomian paling baik yaitu 1,231.12 Rp/kWh lebih rendah dari tarif listrik sebesar 1,467 Rp/kWh, serta memiliki IRR sebesar 21,15% dan waktu pengembalian modal 5,54 tahun. Dengan mengetahui nilai yang paling ekonomis untuk pembangunan pembangkit dengan bahan bakar gas mulut sumur maka dapat dijadikan dasar untuk pengambilan kebijakan dalam pemilihan pembangunan pembangkit listrik yang ekonomis untuk daerah dengan potensi gas seperti di provinsi Aceh.

---

The Aceh Province Electricity System is supplied by Gas Engine Power Plant (GEPP) fuelled by Liquefied Natural Gas (LNG), Coal-fired power plant and Diesel Engine with Diesel fuel and transfers from the North Sumatra system during peak loads. LNG fuel is sent by ship from the Tangguh Papua Refinery which is regasification in Perta Arun Gas, Lhokseumawe, Aceh Province, so the production costs are expensive due to the distance from the gas supply sources. To get cheaper electricity production costs, it can be done by using the gas potential in Aceh province. In this study, the economic value will be calculated by comparing the use of two types of gas fuel, namely wellhead gas fuel and LNG gas for Gas Turbine and Gas Engine power plants, to determine the cost of electricity production for each power plant with the same fuel. Based on the calculation results, gas engine power plant with fuel from the Wellhead Gas has the best production costs with value of IDR 1,231.12/ kWh lower than the electricity tariff of IDR 1,467 /kWh, and has an IRR of 21,15% and a payback period of 5,54 years. By knowing the most economic value for the construction of power plant with Wellhead Gas, it can be used as a basis for policy making in choosing an economical power plant development for areas with gas potential, such as in Aceh province"

"Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR.

---

This thesis discusses an analysis to determine the treatment for LNG Boil-Off Gas (BOG) generated from LNG regasification facilities. Two units will be included, such as Train 1 for Floating Storage Unit (FSU) and Floating Regasification Unit (FRU) which has been operated and produced pipeline gas for a power plant, and then Train 2 for the future facility on shore including LNG regasification facility completed with CNG filling station.  Four options will be analysed for BOG treatment, such as Option-1A to transfer BOG to the existing BOG pipe in Train 1, Option-1B to transfer half of BOG rate to the existing BOG pipe in Train 1 and half of the rest is used as gas fuel for compressor, Option-2A to transfer BOG to the downstream of vaporizer in Train 2 and Option-2B to transfer half of BOG rate to the downstream of vaporizer in Train 2 and half of the rest is used as gas fuel for CNG compressor. Technical calculation shows that BOG rate estimation is 3.7 MMSCFD with different economic value for each option. Technical and economic analysis shows that Option-1A is the most desired alternative with the lowest investment cost (CAPEX) which is US $ 66,980,107 and gives the highest Net Present Value (NPV) which is US $ 33,578,764. Option-1A gives the highest internal rate of return (IRR) 31.34% with payback period for 2.55 years. Overall, the alteration of gas sales price and operating cost (OPEX) is the most significant component which will impact NPV and IRR."

"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."

"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)."

"Daerah regional Jawa Bagian Tengah terdapat permintaan gas bumi sebesar 5,37 MMSCFD, akan tetapi infrastruktur gas bumi pada regional tersebut belum memadai. Sesuai dengan jumlah permintaannya, pilihan yang tepat adalah dengan skema Small Scale LNG (SSLNG) untuk meyalurkan gas hingga konsumen. Peralatan utama SSLNG yang harus ditentukan adalah kapal tanker LNG, receiving terminal LNG, truk LNG, dan regasifikasi. Terdapat tiga pilihan sumber pasokan LNG yaitu, Kilang LNG Bontang, Donggi Senoro, dan Tangguh. Sedangkan lokasi receiving terminal LNG-nya terdapat tiga pilihan: Kendal (pilihan A), Yogyakarta (pilihan B), dan Cilacap (pilihan C). Parameter penting dalam menentukan lokasi adalah optimasi biaya-biaya yang melibatkan jarak tempuh ke konsumen, biaya investasi, dan biaya operasional untuk transportasi kapal LNG dan distribusi LNG menggunakan truk sehingga menghasilkan harga jual gas bumi yang ekonomis di Jawa Bagian Tengah. Hasilnya, sumber pasok dari kilang LNG Bontang dan lokasi receiving terminal LNG pilihan A (Kota Kendal) adalah paling optimal dengan menghasilkan harga jual gas sebesar 7,33 USD/MMBTU dengan hasil nilai NPV sebesar 12.735.354 USD, nilai IRR sebesar 11,62%, dan PBP selama 8,3 tahun. Dengan demikian, pembangunan infrastruktur dengan skema Small Scale LNG layak untuk dijalankan.

---

The natural gas demand in the regional Java Midsection reached arround 5,37 MMSCFD, however the infrastructure in this region is inadequate. Small Scale LNG scheme is suitable options to distribute the natural gas to consumer based on the Java Midsection gas demand. Small Scale LNG scheme have some vital main equipment to determined, which is LNG vessel, receiving terminal LNG, LNG truck, and regasification. There are three choices of LNG supply sources, which is Bontang LNG Plant, Donggi Senoro LNG Plant, and Tangguh LNG Plant. Meanwhile There are three options for the receiving terminal LNG site selection, which is Kendal (option A), Yogyakarta (option B), and Cilacap (option C). An important parameter in determining the receiving terminal LNG location is the optimization of cost which involving the distance to consumer, determination of investment cost, and operational cost for transportation of LNG vessel and LNG distribution by truck, so that economical natural gas price in Java Midsection will be determined. As a result, the most optimum LNG source supply is Bontang LNG plant and the most optimum of site selection for LNG receiving terminal is in Kendal City as an option A, which has natural gas price is 7,33 USD/MMBTU, NPV is 12.735.354 USD, IRR value is 11,62%, and PBP for 8,3 years. Thus, infrastructure development for the Small Scale LNG scheme is feasible to run."

"Gas alam diubah menjadi LNG (Liquefied Natural Gas) untuk memudahkan dalam pendistribusian gas alam jarak jauh. LNG ini memiliki volume sekitar 1/600 dari volume gas alam sehingga dapat mengangkut jauh lebih banyak dibandingkan pada saat berbentuk gas alam. Sebelum pendistibusiannya ke konsumen, LNG tersebut akan diubah kembali menjadi gas. Proses diubahnya LNG kembali ke bentuk gas disebut sebagai regasifikasi. Pada proses regasifikasi dibutuhkan alat penukar kalor sebagai alat penukar kalor. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hasil sebuah rancangan alat penukar kalor pada proses regasifikasi LNG dengan mempertimbangkan aspek termal dan mekanik. Metode yang digunakan untuk aspek termal adalah metode kern sedangkan untuk aspek mekanik menggunakan TEMA (Turbular Exchanger Manufacturer Association) sebagai standar. Pada metode kern akan didapat diameter sebesar 2.03 m dengan panjang dari tube sebesar 6 m, diameter dalam tube 0.037 m dan diameter luar tube 0.04 m berdasarkan standarnya. Selain itu, didapatkan juga besar diameter shell yang akan menjadi acuan pada bagian mekanik menggunakan TEMA sehingga mendapatkan dimensi pada bagian shell seperti ketebalan shell sebesar 2.43 x 10-2 m, ketebalan tube sheet sebesar 0.112 m, diameter nozzle 0.254 m, dan diameter luar shell 2.08 m. Untuk hasil akhir merupakan sebuah design dari alat penukar kalor sesuai dengan metode yang digunakan dengan kapasitas 7 kg/s. "

"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."