Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pertumbuhan produksi sumber daya alam dunia telah meningkat secara perlahan sementara pertumbuhan permintaan meningkat secara dramatis. Liquefied Natural Gas dikenal sebagai LNG yang merupakan salah satu metode untuk meningkatkan produksi gas alam dengan mempermudah proses pengalihan gas alam. Proses pencairan merupakan proses yang paling penting dalam mengubah gas alam menjadi gas alam cair. Proses Liquefaction Natural Gas terbagi menjadi tiga kategori ukuran tanaman; Skala kecil, skala menengah dan besar. LNG skala kecil adalah jawaban untuk menciptakan alam cair dengan proses sederhana, paket berukuran kecil, murah dan skid mounted. Ada beberapa jenis siklus yang digunakan untuk proses pencairan seperti siklus expander N2-CH4, yang merupakan salah satu yang umum digunakan untuk skala kecil. Dalam laporan ini, siklus ekspander N2-CH4 akan dimodelkan dan disimulasikan menggunakan Aspen HYSYS dengan menggunakan data dari literatur dan beberapa kesalahan percobaan agar sesuai dengan model dengan hasil simulasi yang tersedia dalam literatur terbuka. Tujuan laporan ini untuk mengetahui tugas yang dibutuhkan dengan menurunkan suhu keluaran LNG. Oleh karena itu setelah simulasi dilakukan, dengan proses validasi dilakukan untuk menganalisa pengaruh aliran dan suhu panas dan dibandingkan dengan literatur.

---

The growth of world rsquo s natural resources production has been increasing slowly whereas the growth of demand is rising dramatically. The Liquefied Natural Gas is well known as LNG which is one of the methods to increase the production of natural gas by make the transported of the natural gas easier. Liquefaction process is the most important process in converting natural gas to a liquefied natural gas. Liquefaction Natural Gas process is split into three categories size of the plant small scale, medium scale and large scale. Small scale LNG is the answered for creating the liquefied natural with a simple process, small sized, low cost and skid mounted packages. There are several types of cycles that used for liquefaction process such as N2 CH4 expander cycle, that is one of the common used for small scale. In this report the N2 CH4 expander cycle will be modelled and simulate using Aspen HYSYS using the data from literature and some trial error to match the model with simulation result which is available in the open literature. The aim of this report to know the duty needed with the lower outlet temperature of LNG. Therefore after the simulation were done, with the validation process were done to analyse the effect of heat flow and temperature and compare to the literature."

"Suplai LNG berkembang lebih pesat dibandingkan dengan sumber gas yang lain, dimana rata-rata kenaikannya sebesar 7% per tahun sejak tahun 2000, dan akan terus meningkat porsinya di pasar gas sampai tahun 2020 (IGU, 2015). Optimasi energi dalam proses pencairan diperlukan untuk meningkatkan efisiensi proses dan meningkatkan produksi LNG. Dalam proses pencairan gas bumi, mixed component refrigerant (MCR) lebih banyak digunakan dikarenakan efisiensi energinya yang tinggi, desain yang compact dan transfer panas yang efisien, dibandingkan dengan proses lain yang menggunakan pure refrigerant. Proses Propane Pre-cooled Mixed Refrigerant (C3MR) yang menggunakan MCR adalah proses yang paling banyak digunakan dalam pencairan gas bumi. Proses ini dikembangkan oleh Air Product and Chemical Inc. (APCI). Tesis ini menyajikan analisa untuk menentukan komposisi MCR pada unit pencairan gas bumi yang menghasilkan kerja kompresor yang minimum, yang dalam hal ini didefinisikan sebagai Specific Horse Power. Performa sistem refrijerasi C3MR tergantung pada komposisi MCR yang digunakan. Dari hasil optimasi menggunakan simulator proses diperoleh komposisi MCR yang optimum yaitu N2 = 0,3% ; CH4 = 41,7% ; C2H6 = 42% ; C3H8 = 16%. Dengan nilai Spesific Horse Power = 8,79 HP.jam/MMBTU dan Coefficient of Performance = 0,7638. Sehingga dengan kapasitas produksi sebesar 242 MMSCFD, diperoleh selisih/penghematan biaya pencairan sebesar Rp 315.474.212,08 per hari, jika dibandingkan dengan menggunakan komposisi awal (Bukacek, 1982) yaitu N2 = 2% ; CH4 = 40% ; C2H6 = 47% ; C3H8 = 11%.

---

LNG grow faster than others gas source. Increase 7% in average per years since 2000. And will continuosly increase in gas market until 2020 (IGU, 2015). Energy optimation in liquifaction process is needed to increase process efficiency and LNG production capacity. In liquifaction process, mostly used mixed component refrigerant (MCR) due to high energy efficiency, compact desain and efficient heat transfer, compare with other process which utilize pure refrigerant. Process Propane Pre-cooled Mixed Refrigerant (C3MR) which use mixed refrigerant is the best process for natural gas liquefaction. This process develop by Air Product and Chemical Inc. (APCI).

The thesis presents an analysis to determine composition of MCR which produce minimum compressor duty, in this case define as specific horse power. Perform of C3MR refrigeration system depend on composition of MCR used. The optimum composition of MCR are N2 = 0.3% ; CH4 = 41.7% ; C2H6 = 42% ; C3H8 = 16%. With Spesific Horse Power = 8.79 HP.hour/MMBTU dan Coefficient of Performance = 0.7638. So with capacity 242 MMSCFD, merit of liquefaction cost will be 315,474,212.08 IDR/day compare with former MCR composition (Bukacek, 1982) N2 = 2% ; CH4 = 40% ; C2H6 = 47% ; C3H8 = 11%."

"Gas alam merupakan bahan bakar fosil yang didominasi dengan metana dan mengandung sedikit jumlah gas lain seperti etana, propana, butana dan pentana. Gas alam ini diubah fasenya dari gas menjadi cair yang biasa disebut Liquefied Natural Gas (LNG). Volume LNG ini dapat diturunkan hingga 1:600 dari pada saat fase gas. Sehingga, ketika pada saat transport tidak menghabiskan waktu dan biaya jika gas alam dibawa dalam jumlah yang banyak. Penelitian ini bertujuan merancang alat penukar kalor pada proses cascade liquifikasi gas alam menjadi LNG. Pencairan gas alam ini menggunakan beberapa refrigerant, yaitu methane, ethylene, propane, dan sea water. Dalam studi Eiksun, Odmar [13], dijelaskan optimasi sistem pencairan gas alam dengan menggunakan refrigerant alami. Namun, dalam rancangan tersebut membutuhkan power yang besar. Oleh karena itu, dalam rancangan ini digunakan sistem cascade agar tenaga/power yang digunakan kompresor ataupun pompa pada setiap alat penukar kalor lebih kecil. Rancangan pencairan gas alam ini dengan proses cascade atau bertingkat menggunakan 10 alat penukar kalor yang berjenis shell and tube. Pada hasil rancangan alat penukar kalor, nilai koreksi koefisien perpindahan panas semua rancangan penukar kalor masih dibawah 30% dan pressure drop masih dalam batasan aman yaitu sebesar 10 psi atau 70 kPa.

---

Natural gas is a fossil fuel that is dominated by methane and contains a small amount of other gases such as ethane, propane, butane and pentane. This natural gas is phased from gas to liquid which is commonly called Liquefied Natural Gas (LNG). This volume of LNG can be lowered up to 1:600 from the time of the gas phase. Thus, when at the time of transport does not consume time and costs if natural gas is carried in large quantities. In Eiksun's study, Odmar [13], described the optimization of natural gas liquefaction systems using natural refrigerants. However, in the design requires a large amount of power. Therefore, in this design a cascade system is used so that the power / power used by the compressor or pump on each heat exchanger is smaller. This natural gas liquefaction design is a cascade or multistage process using 10 heat exchangers of the shell and tube type. In the results of the design of the heat exchanger, the correction value of the heat transfer coefficient of all heat exchanger designs is still below 30% and the pressure drop is still within the safe limit of 10 psi or 70 kPa."

"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)."

"From its regional beginnings, the liquefied natural gas (LNG) business has transformed into a broad international industry spanning several continents. This guide covers the legal, regulatory, political and practical elements of the LNG chain."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20.

---

The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20."

"ABSTRAKTesis ini bertujuan untuk menentukan dimensi Shell and Tube Vaporizer (STV)pada pengembangan fasilitas regasifikasi berkapasitas 500 MMSCFD (~ 3.593MWe) yang akan dipasang di ex-pengolahan LNG dengan keterbatasan lahan (30x 30 m2). Diperoleh lima kelompok STV dengan media pemanas propana dan airlaut dan dimensi terbesar STV adalah 7,32 m (panjang) dan 1,45 m (diameter).Parameter NPV, IRR, dan PBP atraktif untuk biaya regasifikasi 2-3USD/MMBTU, cukup optimum saat biaya regasifikasi sebesar 2.75USD/MMBTU, dengan NPV USD 38 M, IRR 23,9% dan PBP 4,59 tahun.Berdasarkan analisis sensitivitas, biaya investasi lebih sensitif terhadap parameterkeekonomian dibandingkan harga sewa.

---

ABSTRACTThe objective of this thesis is to determine dimension of Shell and Tube Vaporizer(STV) at regasification facility development with capacity of 500 MMSCFD (~3.593 MWe) which will be installed at a location of ex-facilities of LNGproduction that has area limitation (30 x 30 m2). There are five STV groups withheating media of propane and sea water and the largest dimension is 7,32 m(length) and 1,45 m (diameter). Parameters NPV, IRR, and PBP are attractive forregasification cost of 2-3 USD/MMBTU, optimum enoughwhen the regasificationcost is 2.75 USD/MMBTU, result in NPV of USD 38 M, IRR of 23,9%, and PBPof 4,59 years. Based on sensitivity analysis, investation cost is more sensitive tothe economic parameter compare with the rent cost"

"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."