Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSetiap tahunnya Indonesia mengalami peningkatan dalam jumlah pelanggan listrik. Namun, masih banyak daerah-daerah yang belum mendapatkan suplai listrik atau sering terjadi gangguan. Oleh karena itu dibutuhkan generator set (genset) sebagai suplai listrik utama atau sebagai cadangan untuk daerah-daerah tersebut. Gas alam dapat digunakan sebagai bahan bakar genset karena ketersediaan di Indonesia yang melimpah dan lebih ramah lingkungan. Namun, ketersediaan genset berbahan bakar gas di Indonesia masih sangat jarang sehingga dibutuhkan peralatan tambahan seperti regulator, konverter kit, dan alat pencampur udara dengan gas agar dapat digunakan pada genset bensin termodifikasi. Dengan latar belakang dan potensi tersebut, pengujian dilakukan untuk mengetahui kinerja dari genset termodifikasi ketika menggunakan bahan bakar gas alam. Metode yang digunakan adalah membandingkan kinerja mesin dengan memvariasikan nilai tekanan masukan genset, yaitu 0.5 bar dan 0.03 bar. Hasil yang akan diamati adalah nilai SFC (Specific Fuel Consumption), kualitas daya, temperatur gas buang, dan tingkat kebisingan yang dihasilkan genset. Hasil dari pengujian ini adalah tegangan dan frekuensi yang dihasilkan genset masih dalam batas normal yang ditentukan, suhu gas buang dan tingkat kebisingan yang dihasilkan ketika tekanan masukkan 0,5 bar dan 0,03 bar relatif sama, dan nilai SFC yang dihasilkan ketika tekanan masukkan 0,5 bar lebih kecil dibandingkan dengan 0,03 bar

---

ABSTRACT

---

Every year Indonesia get more increasing in the number of electricity customers. But there are still many areas that have not yet received electricity supply or frequent disruptions. Therefore we need a generator set (generator set) as the main electricity supply or as a backup for these areas. Natural gas can be used as generator fuel because of its abundant availability and is more environmentally friendly. However, the availability of gas-fueled generators in Indonesia is still very rare so that additional equipment such as regulators, converter kits and air and gas mixing devices, so it can be used on gasoline generators. With this background and potential, the test was carried out to determine the performance of the modified generator when using natural gas fuel. The method used is to compare engine performance by varying the value of the generator's input pressure, which is 0.5 bar and 0.03 bar. The results to be observed are the SFC (Specific Fuel Compsumption) value, power quality, exhaust gas temperature, and noise level generated by the generator set. The results of this test are the voltage and frequency generated by the generator set are still within the normal limits specified, the temperature of the exhaust gas and the level of noise produced when the input pressure is 0.5 bar and 0.03 bar is relatively the same, and the SFC value when the input pressure is 0.5 bar is smaller compared to 0.03 bar."

"Permasalahan industri gas domestik di Indonesia saat ini adalah ketidakpastian alokasi pasokan gas domestik, minimnya infrastruktur, serta permasalahan harga jual gas. Untuk meningkatkan alokasi gas industri, harga gas domestik seharusnya dinaikkan, sehingga disparitasnya tidak terlalu jauh dengan harga gas ekspor. Di sisi lain, adanya monopoli akses transportasi jalur pengangkutan gas di Indonesia menyebabkan industri harus membayar harga gas lebih mahal dari yang sewajarnya.

Pada penelitian ini dilakukan simulasi untuk mendapatkan harga gas yang layak dalam rangka membantu Pemerintah dalam menetapkan harga gas agar tidak selalu terpaku pada harga gas yang ditetapkan oleh pedagang gas (trader) dan pengangkut gas (transporter).

Metode yang digunakan dalam penentuan harga gas ini adalah metode Netback Value (NBV). Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan analisis ketidakpastian untuk mendapatkan validasi ketidakpastian dengan simulasi Monte Carlo menggunakan piranti lunak Crystal Ball.

Berdasarkan penelitian, didapatkan rasio pembiayaan antara sektor hulu dan hilir untuk harga jual gas rekalkulasi dengan kondisi ideal (biaya transmisi jalur pipa Pertagas serta prediksi biaya distribusi didasarkan informasi laporan tahunan PGN) sebesar lebih dari satu atau mendekati satu. Hal ini masih wajar mengingat sektor hulu memiliki nilai investasi lebih tinggi untuk melakukan aktivitas ekplorasi dan produksi, dibandingkan dengan sektor hilir.

Sementara itu, jika dibandingkan dengan harga jual gas bumi PGN baik untuk sektor listrik dan sektor industri non pupuk, terdapat perbedaan yang sangat signifikan sehingga menyebabkan rasio pembiayaan sektor hulu dan hilir tidak realistis.

---

Domestic gas industry?s problems in Indonesia are uncertain allocation for domestic gas supply, lack of infrastructure, and also gas price issue. To improve the gas allocation for domestic industrial sector, domestic gas prices should be raised, so that the disparity between domestic gas price and export gas price is not too far away. On the other hand, the existence of monopoly of gas trader and transporter in Indonesia caused the industry has to pay the price of gas more expensive than normal.

In this study conducted a simulation to get decent gas prices in order to give recommendation to the Government in determining the price of gas that does not always get hung up on the price of gas that is determined by gas traders and transporters.

The method used in determining the gas price is the Netback Value method (NBV). The data in this study is processed using uncertainty analysis to with Monte Carlo simulation using Crystal Ball software.

Based on the study, the cost ratio between the upstream and downstream sectors for gas price recalculation with ideal conditions (using Pertagas pipeline transmission costs and distribution cost based on annual report of PGN) is more than one or close to one. It is still reasonable considering the upstream sector has a higher investment value for exploration and production activities than the downstream sector.

Meanwhile, when compared with the gas price from PGN, there are very significant differences that cause the cost ratio of the upstream and downstream sector is not realistic."

"Penggunaan bahan bakar minyak (BBM), seperti bensin, solar, minyak tanah, mengakibatkan peningkatan produksi untuk bahan bakar minyak, sehingga ketersediaan minyak bumi yang ada semakin menipis, selain itu hasil pembakaran pada kendaraan bermotor menghasilkan polusi udara yang menjadi salah satu faktor pemanasan global. Masalah tersebut perlu dipecahkan dengan cara mencari energi alternatif yang lebih bersih dengan nilai oktan tinggi serta ketersediaanya di alam masih banyak yaitu gas alam dengan komposisi utama gas metana (CH4). Sebagai tempat penyimpanan digunakan compressed natural gas (CNG) dengan tabung bertekanan 20 MPa. Adsorbed natural gas (ANG) merupakan solusi untuk mengurangi tekanan dalam tabung sekitar 3,5 - 4 MPa memanfaatkan proses adsorpsi menggunakan karbon aktif. Adsorpsi adalah fenomena fisik yang terjadi antara molekul-molekul gas atau cair dikontakkan dengan suatu permukaan padatan. Dalam penelitian ini, dirancang tabung alat uji adsorpsi metana serta sistem adsorpsi dan desorpsi yang diaplikasikan untuk tabung tersebut.

---

The consumption of oil fuel, such as gasoline, solar and kerosene demand an increasing production of the oil fuel itself, so its availability are getting decreased every moment. Beside that, the combustion waste in motor vehicle produce air pollution which is one of the main factor in global warming. To overcome this problem, we should find a cleaner alternative energy with a higher octane value and still much available in the nature. One of this alternative energy is a natural gas with the main composition consist of methane (CH4). But to store this compressed natural gas (CNG), a 20 MPa of pressure vessel is needed. Adsorbed natural gas (ANG) is a solution to reduce the pressure in the tube of about 3.5 to 4 MPa by utilizing the process of adsorption using activated carbon. Adsorption is a physical phenomenon that occurs between the molecules of gas or liquid contacted with a solid surface. In this study it will be designed an adsorption and desorption system for methane as well as the pressure vessel used for testing it."

"Pengembangan sebuah lapangan gas bumi memerlukan perencanaan akurat dalam rangka menentukan laju produksi gas yang merupakan salah satu tantangan utama dalam menentukan kelayakan proyek gas. Laju produksi gas optimum ditentukan tidak hanya oleh karakteristik cadangan gas dan reservoirnya, tetapi juga oleh persyaratan konsumen terkait tekanan gas jual, jangka waktu kontrak penjualan gas dan harga gas. Penelitian ini mengembangkan model optimisasi produksi gas yang didasarkan pada pendekatan biaya marjinal untuk memaksimumkan keuntungan ekonomi dengan menggunakan studi kasus lapangan gas bumi Blok Matindok di Sulawesi Tengah. Hasil penelitian mengungkapkan bahwa meningkatkan tekanan gas jual dan harga gas meningkatkan laju produksi gas optimum dan meningkatkan keuntungan maksimumnya. Sementara itu, peningkatan jangka waktu kontrak penjualan gas akan mengurangi tingkat produksi gas optimum dan mengurangi atau menaikkan keuntungan maksimumnya tergantung atas cadangan gas dan karakteristik reservoirnya. Karena keterbatasan cadangan dan karakteristik reservoir gas, maka peningkatan harga gas membatasi laju produksi optimumnya hingga batas laju maksimum reservoirnya, namun keuntungan maksimumnya akan naik terus mengikuti kenaikan harga gas. Hasil riset ini dengan jelas menunjukkan hubungan yang kuat antara persyaratan kebutuhan konsumen gas dan laju produksi gas optimum, yang merupakan bagian penting untuk negosiasi harga gas dan perencanaan produksi.

---

The development of a gas field requires accurate planning, in order to determine the gas production rate which is one of the main challenges in determining the gas project feasibility. An optimum gas production rate is determined not only by the gas reserve and reservoir characteristics but also by the consumer’s requirements of the sales gas pressure, duration of the gas sales contract and gas price. This paper presents a gas production optimization model using marginal cost approach to maximize economic profit with Matindok Block as field data.

The results reveal that increasing the sales gas pressure and gas price raises the optimum gas production rate and maximum profit. Meanwhile, increasing the duration of a gas sales contract will reduce the optimum gas production rate and reduce or increase the maximum profit depending on the gas reserve and reservoir characteristics. Due to limitation of gas reserves and reservoir characteristics, then an increase in gas prices limit the optimum production rate up to reservoir maximum rate limits, but the maximum profit will continue to follow up the gas price hike. This work clearly shows the relationship between the user's requirements and optimum gas production rate, which is an important piece of information for negotiating the gas price and planning production."

"Unit Gas sweetening merupakan salah satu fasilitas inti pada produksi gas alam di suatu kilang minyak dan/atau gas. Di suatu lapangan gas alam yang dikelola oleh PT. X terdapat masalah sering terjadinya korosi di unit Gas sweetening, terutama pada bagian kolom absorber (unit kontaktor). Disamping itu juga terjadi kehilangan sejumlah gas hidrokarbon bernilai ekonomis tinggi, yang ditandai dengan tingginya komposisi C1-C3 (metana, etana, propane) di aliran venting gas asam. Oleh karena itu, perlu dilakukan kajian teknis untuk mengidentifikasi akar masalah dan aksi yang perlu dilakukan guna menanggulangi masalah tersebut.Pendekatan yang dilakukan pada kajian teknis ini meliputi kunjungan lapangan (survey), analisis laboratorium, dan simulasi proses Gas sweetening. Survey lapangan ke kilang gas alam dilakukan dengan standar savety yang ketat, untuk mengetahui kondisi aktual di lapangan, termasuk pengambilan data primer dan sampel yang diperlukan untuk analisis laboratorium. Untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi, berbagai pengujian laboratorium dilakukan di Laboratorium Uji yang tersertifikasi oleh KAN (Komite Akreditasi Nasional). Simulator yang digunakan untuk optimasi proses adalah VMGsim. Fluid package yang dipakai adalah Amine Package dengan mode stedy state simulation. Untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi, aplikasi simulator proses yang digunakan (VMGsim) merupakan versi legal yang diperoleh secara formal.Berdasarkan hasil-hasil kajian yang telah dilakukan menunjukkan bahwa proses korosi di unit Gas sweetening telah terjadi, dengan indikasi meningkatnya kandungan Fe secara drastis (lebih dari 70 kali lipat) dalam larutan amine. Beberapa faktor penyebab kemungkinan terjadinya korosi diantaraanya: (a). Larutan amine yang digunakan mengandung klorin (Cl) sangat tinggi (> 18000 ppm; standar savety < 1000 ppm), (b). CO2 loading di rich amine cukup tinggi (> 0,5 mol CO2/mol amine), dan (c). Konfigurasi unit Gas sweetening yang sederhana (tanpa adanya unit stripping), sehingga larutan amine yang dihasilkan hanya semi-lean amine (bukan lean amine). Pada kondisi existing dapat diperoleh sweet gas dengan kandungan CO2 sesuai spesifikasi, namun hydrocarbon losses di acid gas venting masih cukup tinggi yaitu 1,8 % (kondisi desain: 0,95 %). Beberapa faktor penyebab tingginya hydrocarbon losses tersebut diantaranya adalah: (a). Adanya perubahan suhu feed gas (naik lebih dari 10 oC), (b). Terjadinya foaming di kolom absorber, yang diindikasikan oleh terbentuknya padatan NaHCO3 (analisis FTIR) dan FeCl3 (analisis ICP) pada pelarut amine, (c). Tidak dioperasikannya unit Carbon filter, dan (d). Tingginya laju sirkulasi amine yang digunakan. Optimasi proses yang disertai dengan penambahan beberapa unit (seperti cooler di feed gas, cooler di semi-lean amine, dan heater/boiler sebelum LP-Flash) dapat menurunkan hydrocarbon losses di acid gas venting hingga menjadi 1,3 %. Keuntungan yang didapat setelah optimasi tersebut adalah peningkatan produk sweet gas sebesar 0,47 MMSCFD.

---

Gas sweetening unit is one of the core facilities in the natural gas production in an oil-gas refinery. In a natural gas field operated by PT. X, there is a problem of corrosion in the Gas sweetening unit, especially in the absorber column (contactor unit). In addition, there is also a loss of valuable hydrocarbon gases, which is characterized by the high composition of C1-C3 (methane, ethane, propane) in the acid gas venting stream. Therefore, it is necessary to conduct a technical study to identify the causes of the problems and the actions that need to be taken to overcome the problems.

The approach taken in this technical study includes field visits (surveys), laboratory analysis, and simulation of the Gas sweetening process. Field surveys to the natural gas refinery are carried out with strict safety standards, to determine the actual conditions in the field, including the collection of primary data and samples needed for laboratory analysis. To meet the technical aspects and professional ethics, various laboratory tests are carried out at a Test Laboratory certified by KAN (National Accreditation Committee). The simulator software used for process optimization is VMGsim. The fluid package used is the Amine Package with a steady state simulation mode. To meet the technical and ethical aspects, the process simulator software used (VMGsim) is the legal version which is obtained formally.

Based on the results of the study, it shows that the corrosion process in the Gas sweetening unit has occurred, with indications of a drastic increase in the Fe content (more than 70 times) in the amine solution. Several factors causing the possibility of corrosion include: (a). The amine solution used contains very high chlorine (Cl) (> 18000 ppm, standard savety < 1000 ppm), (b). CO2 loading in rich amine is quite high (> 0.5 mol CO2/mol amine), and (c). Gas sweetening unit configuration is simple (without any stripping unit), so that the resulting amine solution is only semi-lean amine (not lean amine). In existing conditions, sweet gas can be obtained with CO2 content according to specifications, but hydrocarbon losses in acid gas venting are still quite high, namely 1.8% (design condition: 0.95%). Some of the factors causing the high hydrocarbon losses include: (a). There is a change in the feed gas temperature (increase more than 10 oC), (b). The occurrence of foaming in the absorber column, which was indicated by the formation of solids NaHCO3 (FTIR analysis) and FeCl3 (ICP analysis) in amine solvent, (c). Not operating the Carbon filter unit, and (d). The high rate of circulating amine used. Process optimization accompanied by the addition of several units (such as cooler in feed gas, cooler in semi-lean amine, and heater/boiler before LP-Flash) can reduce hydrocarbon losses in acid gas venting to 1.3%. The advantage obtained after the optimization is an increase in sweet gas products by 0.47 MMSCFD."

"Investasi pada konstruksi pabrik elpiji dan pemurnian gas dilakukan mengingat potensi sumber daya gas alam Indonesia yang sangat besar yaitu 65 TCF (trillion cubic feel) tetapi pemanfatannya terbatas, pasar yang menjanjikan dan melonjaknya beban subsidi bahan bakar minyak. Pabrik ini akan dibangun di Kecamatan Batui, lebih dekat dengan blok Matindok, Sulawesi Tengah, dengan mode operas! kontinu mengingat umpan dan produknya berfasa gas. Lapangan gas Senonoro dan Matindok akan menjadi pemasok bahan baku pada industri pengolahan gas elpiji dan pemumian gas. Gas alam yang berasal dan lapangan gas Matindok dikategorikan sebagai gas alam asam (sour natural gas) karena mengandung hidrogen snifida (H2S) dengan kadar 5000 ppm dan cadangan gas alam sebesar 0,45 BCFG (billion cubic feet gas), sedangkan gas alam dari Senoro kandungan H2S rendah dan cadangannya sebesar 3 BCFG. Perlakuan pertama untnk gas lumpan ialah pemisahan partikel padatan dan debu yang terbawa oleh gas. Setelah itu gas akan dialirkan menuju proses Sweetening, bertujuan untuk menghilangkan kandungan CO2 dan H2S yang terkandung dalam gas alani, melalui proses absorbs! oleh pelamt kimia MEA (monoethanolamine). Kandmigan FLO diliilangkan melalui proses Dehidrasi dengan menggunakan pelarut TEG (Triethylene Glycol). Setelah itu gas akan dialirkan menuju kolom fraksionasi. kandungan metana dan etana terdapat pula propana dan butana yang signifikan pada gas alamnya, maka periu dilakukan proses pengambilan gas-gas ini mengingat nilai ekonomisnya. Produk yang akan dihasilkan ialah gas kota, LPG dan kondensat. Sehingga membutul-ikan dua kolom fraksionasi yaitu kolom deelhanizer dan kolom debuthanizer. Untuk dasar perhitungan dari analisa teknis, menggunakan alat bantu software HYSYS 3.1. Neraca energi imtuk proses pemumian dan proses utama dihitung secara terpisah dikarenakan perbedaan perhitungan termodinamika yang digunakan (fluid package), dimana untuk proses pemumian yaitu pembersihan gas, digunakan amine package dan Soave-Redlich-Kwong (SRK) package, sedangkan untuk proses utama digimakan Peng Robinson package."