Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini menjabarkan sebagian pekerjaan yang ditugaskan kepada penulis oleh pimpinan perusahaan dalam merancang sistem pengamanan untuk fasilitas kilang LNG dimana harus disediakan untuk penanganan, pengarahan, dan pembuangan gas dan cairan yang disengaja maupun tidak disengaja yang mampu membuang tekanan berlebih saat kilang LNG dimatikan, perbaikan tahunan, start-up dan pada saat kilang LNG sedang mengalami kondisi emergency. Simulasi sistem pembuangan yang penulis rancang pada sistem warm flare di kilang LNG menggunakan AspenTech FlareNets dan kalkulasi sizing warm flare knock out drum menggunakan excel spreadsheet. Hasil desain studi menjelaskan untuk flare header sizing didasarkan pada worse scenario 021-T-1001 overhead blocked outlet di salah kilang LNG dan 25% start-up venting pada kilang LNG yang lain. Hasil kalkulasi untuk ukuran warm flare knock out drum adalah internal diameter (ID) 4.4m dan tinggi (tangent to tangent) 15.5m dengan posisi knock out drum horizontal. Adapun dari hasil studi didapatkan bahwa spesifikasi untuk warm flare stack adalah kapasitas 651ton/jam, riser internal diameter 36 inchi dan tinggi warm flare stack 55m. Laporan praktik keinsinyuran ini juga mencakup pembahasan tentang K3L dengan menggunakan teknik metode HAZOP yang fokus pada seluruh kondisi operasi pada sistem warm flare. Kode etik insinyur dan profesionalisme sebagai seorang insinyur dalam membangun kompentensi penulis dijalankan dengan menggunakan standar keinsinyuran PII dan juga peraturan yang berlaku di perusahaan berupa kode etik perusahaan dan juga standard yang berlaku di perusahaan.

---

This Engineering Practice Report outlines various tasks assigned to the author by company leadership, focusing on designing a flare and blowdown system for an LNG plant to manage gases and liquids during shutdowns, maintenance, start-ups, and emergencies. The warm flare system simulation was conducted using AspenTech FlareNets, while knock out drum sizing was computed with Excel. The design results indicate that flare header sizing is influenced by the worst-case scenario of a 021-T-1001 overhead blocked outlet at one LNG plant and 25% start-up venting at another. The warm flare knock out drum measures 4.4m in internal diameter and 15.5m in height, positioned horizontally. Specifications for the warm flare stack include a capacity of 651 tons/hour, an internal riser diameter of 36 inches, and a height of 55m. The report also addresses HSE aspects using the HAZOP method, which examines all operating conditions in the warm flare system. The engineer's code of ethics and professionalism are maintained through adherence to PII engineering standards and the company's regulations, including the company's code of ethics and applicable standards. "

"Program untuk memanfaatkan ulang gas flare di Indonesia menjadi salah satu program konserasi energi yang utama sejak keikutsertaan Indonesia dalam kemitraan GGFR (Global Gas Flaring Reduction) dan program The Zero Routine Flaring pada tahun 2030. Dua peraturan sudah dikeluarkan oleh Pemerintah lewat Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral yang menekankan pada aktivitas pengurangan flaring dalam industri migas. Dengan pemanfaatan ulang gas flare menjadi utilitas bahan bakar gas akan mengurangi kerugian kilang dan juga meningkatkan kinerja dan efisiensi pabrik. Penelitian ini mengambil kasus pada kilang di Indonesia yang difokuskan pada: menentukan kapasitas desain FGRS, teknologi sistem recovery gas flare yang akan digunakan, kelayakan ekonomi, keuntungan lingkungan dan analisis dampak terhadap sistem yang ada. Metodologi untuk menentukan desain basis disajikan setelah menganalisis berbagai komposisi dan laju aliran massa gas flare yang datanya diambil harian dalam dua tahun terakhir. Dari berbagai perbandingan kasus, dipilih FGRS dengan kapasitas desain 1,200 Nm3/h yang menggunakan kompresor liquid ring tunggal di mana akan memberikan persentase recovery rate sebesar 28%. Desain ini akan memberikan hasil yang layak secara ekonomis dengan pengembalian tahunan $1.433.572 dan dengan payback period tahun. Konservasi energi ini akan mengurangi emisi sebesar 20.885 Ton CO2 setelah pemasangan FGRS pada sistem flare yang ada di kilang. Tidak ditemukan dampak yang merugikan dari hasil analisis adanya pemasangan unit FGRS terhadap unit sistem flare yang beroperasi sekarang, sehingga rencana investasi proyek ini layak dilaksanakan.

---

The program to recover gas flares in Indonesia has become one of the main energy conservation programs since Indonesia's participation in the GGFR (Global Gas Flaring Reduction) partnership and The Zero Routine Flaring program in year 2030. Two regulations have been issued by the Government through the Ministry of Energy and Mineral Resources that emphasize flaring reduction activities in the oil and gas industry. By recovering gas flare to become a gas fuel utility, it will reduce refinery losses and also improve plant performance and efficiency. This study takes the case of refinery in Indonesia which is focused on: determining the design capacity of the FGRS, the gas flare recovery system technology to be used, economic feasibility, environmental benefits and impact analysis on the existing system. The methodology for determining the base design is presented after analyzing various compositions and mass flow rates of flare gases whose data are taken daily in the last two years. From various comparison cases, FGRS was chosen with a design capacity of 1,200 Nm3/h which uses a single liquid ring compressor which will provide a percentage recovery rate of 28%. This design will provide economically viable returns with an annual return of $1.433.572, and with a payback period of 6 years. This energy conservation will reduce emissions by 20.885 Tons of CO2 after the installation of FGRS on the flare system at the refinery. No adverse impact was found from the analysis results of the installation of the FGRS unit on the flare system unit currently operating, so that the investment plan for this project is feasible."

"Studi dan kajian ini sangat penting dilakukan untuk mendesain ukuran suar header pipa dari lokasi lama ke lokasi yang baru untuk mencegah kerusakan yang disebabkan oleh back pressure. Pembakaran gas sangat umum dilakukan dibanyak industri seperti refinery, petrochemical, dan oil and gas untuk melepaskan gas yang sudah tidak digunakan. Disetiap plant diwajibkan mempunyai sistem yang mampu membuang tekanan berlebih saat plant dimatikan, perbaikan tahunan, start up dan saat plant sedang mengalami emergency. Dengan adanya beberapa simulasi dan pengaplikasian desain suar diharapkan akan mendapatkan beberapa kajian yang mendalam karena suar gas asam ini didesain dengan memperhatikan resiko dampak dari kandungan asamnya. Metode yang digunakan menggunakan thermo hydraulic model. Untuk simulasi akan menggunakan AspenTechs Flarenet software. Simulasi akan menggunakan beberapa skenario dengan menggunakan feed dari existing dan penambahan dari feed baru. Dari beberapa simulasi yang dilakukan didapatkan beberapa rekomendasi untuk external fire plant 7 tail pipe 7-PSV-036A/B harus dinaikkan dari 3" menjadi 4", CV fail 079-PSV-001A/B mengganti type PSV dari balance ke pilot, untuk pemilihan worst case dari power failure dipilih desain pipa gabungan setelah menerima feed dari existing dan feed baru dengan ukuran 20".

---

This study examines the important issue to determine flare header size extension from original location to new location of flare acid to prevent damage caused by back pressure. Gas flaring is a common practice used in many industrial processes such as refinery, petrochemical, and oil-gas industry to release flue gas. It is a must-have safety requirement which is installed to reduce excess pressure when the plant is shut down for annual repair, start up or emergency circumstance. With case study and design flare packages system will get additional information because acid flare system has been designed based on the largest single risk with consideration of acid content.

Methods flare design studies will be using thermo-hydraulic model. The modelling will be simulated using AspenTechs flarenet software with some scenario from existing flare acid flare system design basis for non-simultaneous relieving load and then new flare acid will receive additional load from new unit. From the result of simulation, for external fire for plant 7tail pipe 7-PSV-036A/B shall be increase from 3" become 4", CV fail scenario of 079-PSV-001A/B PSV type shall be changed from balance to pilot type, new header size determined based general power failure header selected is 20"."

"Pemanfaatan gas suar bakar seringkali terkendala oleh volume gas yang relatif kecil dan lokasinya menyebar serta jauh dari infrastruktur pipa transmisi atau distribusi. Dengan adanya kendala-kendala tersebut maka perlu dikaji alternatif transportasi gas bumi seperti pengangkutan dalam bentuk LNG. Untuk gas suar bakar dan lapangan-lapangan gas marginal yang volumenya tidak terlalu besar, kilang LNG mini merupakan salah satu pilihan yang sesuai untuk dikaji. Pada kajian ini dibuat dua kasus pengembangan kilang LNG mini dengan memanfaatkan gas suar bakar dari lapangan Tuban (Sukowati & Mudi), Jawa Timur dengan gas umpan 5 MMSCFD dan lapangan Cemara Barat, Jawa Barat dengan gas umpan 1,4 MMSCFD. Dari hasil simulasi yang dilakukan dengan menggunakan suatu simulator proses dan diperoleh produk LNG sebesar 2,616 MMSCFD untuk lapangan Tuban, dan 0,8474 MMSCFD untuk lapangan Cemara Barat. Analisa keekonomian untuk pengembangan kilang dan transportasi LNG mini dengan memanfaatkan gas suar bakar dari lapangan Tuban dan Cemara Barat dengan skenario pinjaman 70% dan bunga pinjaman sebesar 9% untuk investasi kilang dan 15% untuk investasi transportasi maka diketahui IRR untuk lapangan Tuban adalah sebesar 15,5% dan 34,6%, sedangkan Lapangan Cemara Barat 16,3% dan 35,9%.

---

The utilization of flare gas frequently had constraints of relatively small gas volume which the locations spread also distant from transmission or distribution pipe infrastructure. With the existence of those constraints, there is a need to analyze the gas transportation alternatives such as transport in a form of LNG. For flare gas and marginal gas fields that contain enough volume, mini LNG mill is one of the suitable choices to be analyzed.

This analysis built two cases of mini LNG mill development with utilized a flare gas from Tuban field (Sukowati & Mudi), East Java with feed gas 5 MMSCFD and Cemara Barat field, West Java with feed gas 1,4 MMSCFD. From the simulation that has been done using a simulator process, the result of LNG product is 2,616 MMSCFD for Tuban field and 0,8474 MMSCFD for Cemara Barat field.

Economic analysis for mill development and mini LNG transportation with utilized flare gas from Tuban and Cemara Barat field had a loan scenario of 70% with interest rate of 9% for mill investment and 15% for transportation investment. Thus, the result of IRR for Tuban field is 15,5% and 34,6%, whereas Cemara Barat field is 16,3% and 35,9%."

"Mekanisme Multi-Supply & Seller dengan Multi-Buyers di Kilang LNG Badak terdapat beberapa kendala yang harus dipenuhi dengan persyaratan masing-masing kontrak penjualan, kebutuhan setiap pembeli yang berfluktuasi, perubahan jadwal pengiriman yang disebabkan oleh masalah di kilang dan kapal, dan fleksibilitas pemindahan kargo LNG diperkirakan akan menimbulkan masalah dalam perencanaan dan penjadwalan. Lebih lanjut, situasi ini diperumit oleh terbatasnya kapasitas kilang, tangki penyimpanan, dan ketersediaan kapal di sisi penjual atau pembeli. Tujuan dari penelitian ini adalah melakukan simulasi produksi LNG dan penjadwalan pengapalan LNG untuk mendapatkan netback revenue bagi produsen gas dengan membandingkan jadwal pengapalan LNG terkomitmen dengan jadwal pengapalan yang terdeviasi pada fluktuasi harga LNG riil di tahun 2020. Metode simulasi produksi dan penjadwalan pengapalan LNG menghubungkan antara kapasitas produksi gas, kapasitas produksi kilang LNG, inventori LNG di tangki penyimpanan LNG, pengangkutan LNG dan jadwal pengiriman LNG baik dalam jadwal pengapalan yang terkomitmen maupun jadwal pengapalan yang terdeviasi. Simulasi ini menghasilkan pengaruh perubahan jadwal pengapalan pada fluktuasi harga LNG riil di tahun 2020 terhadap netback revenue masing-masing produsen gas. Dari simulasi perhitungan hasil produksi LNG di kilang LNG Badak dari gas umpan dari masing-masing produsen gas maka didapatkan bahwa produksi LNG tersebut dapat memenuhi jadwal pengapalan LNG terkomitmen produsen gas pada tahun 2020 dengan total produksi sebesar 8.290 km3 atau 66,3 standar kargo. Netback revenue dari penjualan LNG untuk skenario jadwal pengapalan terkomitmen dengan total netback revenue sebesar US$ 739,3 juta dan jadwal pengapalan yang terdeviasi dengan total netback revenue sebesar US$ 782,5 juta dan menunjukkan bahwa fluktuasi harga LNG dalam satu tahun di Q1 dan Q4 pada tahun tersebut lebih baik, karena permintaan LNG lebih tinggi pada musim dingin. Mendistribusikan lebih banyak kuantitas LNG di Q1 atau Q4 lebih menguntungkan. Berdasarkan perbandingan netback revenue dari jadwal pengapalan yang terkomitmen dan jadwal pengapalan yang terdeviasi diperoleh bahwa semakin besar kita dapat mengirimkan LNG, maka semakin menguntungkan bagi pendapatan produsen gas.

---

The Multi-Supply & Seller mechanism with Multi-Buyers in Badak LNG Plant there will be several obstacles to meet with requirement of each sales contract, the fluctuate requirement of each buyers, changes in shipping schedules caused by problems at the plant and ship, and flexibility to move LNG cargo are expected to cause problems in planning and scheduling. Furthermore, this situation will be complicated by the limited capacity of refineries, storage tanks and the availability of vessels on the seller or buyer side. The purpose of this study is to simulate LNG production and schedule LNG shipments to obtain netback revenue for gas producers by comparing the committed shipment schedule with deviations from the shipment schedule and actual 2020 LNG price fluctuations. The production simulation method and LNG shipment scheduling link the gas production capacity, LNG plant production capacity, LNG inventory in the LNG storage tank, LNG transportation and LNG delivery schedules both in the committed shipment schedule and deviation from the shipment schedule. This simulation will result in the effect of changes in shipping schedules and actual 2020 LNG price fluctuations on the netback revenue of each gas producer. From the simulation of LNG production results at the Badak LNG plant from feed gas from each gas producers, it is found that the LNG production can meet the committed LNG shipment schedule of each gas producers in 2020 with a total production of 8,290 km3 or 66.3 standards. cargo. Netback revenue from LNG sales for the commited shipment schedule scenario with a total netback revenue of US $ 739.3 million and a deviation from shipment schedule with a total netback revenue of US $ 782.5 million and shows that the fluctuation of LNG prices in one year in Q1 and Q4 in that year is better, because LNG demand is higher in winter. Distributing more quantity of LNG in Q1 or Q4 is more profitable. Based on a comparison of netback revenue from a committed shipment schedule and a deviation from the shipment schedule, it is found that the more we can deliver LNG, the more profitable it is for the income of gas producers."

"Tujuan dari tesis ini adalah untuk mengusulkan sebuah kerangka kerja analisis risiko dinamis dengan menggunakan metode FMEA dan sistem dinamis. FMEA digunakan sebagai langkah awal untuk mengidentifikasi sistem/ peralatan kritis dengan melihat nilai RPN (Risk Priority Number) tertinggi, kemudian menggunakan nilai dari O (Occurrence/tingkat frekuensi kejadian) sebagai masukan untuk menyimulasikan sejauh mana efektivitas biaya yang dikeluarkan dalam menanggulangi masalah tersebut dan untuk melihat kemungkinan terjadinya penurunan tingkat kejadian dari kegagalan sistem tersebut dari waktu ke waktu. Simulasi dilakukan menggunakan pendekatan sistem dinamis dengan membangun model struktural dari variabel-variabel non-linear (hubungan sebab-akibat) dan mempertimbangkan batasan dari sistem yang terkait dengan manajemen risiko. Dengan kerangka pemodelan ini diharapkan langkah-langkah mitigasi yang berkaitan dengan strategi dan kebijakan manajemen risiko organisasi dapat disimulasikan dan instrumen-instrumen kebijakan dalam manajemen risiko tersebut dapat dievaluasi dalam rangka menurunkan tingkat frekuensi kejadian (Occurrence) dari sistem dan/atau peralatan kritis tersebut. Dalam tesis ini, pendekatan yang diusulkan akan diterapkan untuk menganalisis aspek yang terkait dengan strategi manajemen risiko yang ditimbulkan dari sistem kritis sistem pasokan berbahan bakar gas pada sebuah kapal berbahan bakar gas LNG.

---

This thesis aims to propose a risk analysis framework using the FMEA method and system dynamics approach. FMEA is used as a first stage to identify critical equipment/system based on the highest RPN, then uses the value of the O (Occurrence) as an input to simulate the extent of the effectiveness of the costs incurred and to see the possibility of a decrease in critical system failure occurrences from time to time. The simulation carried out using a system dynamic approach by constructing a structural model of non-linear variables (cause-effect relationships) and considering the system boundary associated with risk management. With this modelling framework, it is expected that the various mitigation actions expected can be simulated with this modelling framework, and policy instruments related to risk management on the identified critical equipment can be evaluated to reduce the failure occurrences. In this paper, the proposed approach will apply to analyze various scenarios of risk management strategies implemented for the critical equipment of fuel gas supply systems (FGSS) on an LNG fuelled gas vessel."

"Tesis ini melakukan penelitian kelayakan teknis dan ekonomis untuk instalasi sistem pencairan ulang boil-off gas (BOG) pada kapal tanker LNG dengan kapasitas tangki kargo 154,852 m3 yang beroperasi di lapangan Tangguh, Indonesia. Penelitian ini dilakukan dengan membandingkan tiga sistem pencairan ulang BOG yang ada di pasaran, yaitu sistem single nitrogen expansion, ethylene and propylene refrigerant, dan joule thomson. Ketiga sistem ini dievaluasi secara teknis menggunakan program simulasi proses kimia dan dievaluasi secara ekonomis dengan membandingkan net present value (NPV), internal rate of return (IRR), dan payback period (PBP) terhadap variasi sensitivitas harga bahan bakar marine gas oil (MGO) dan harga LNG. Hasil analisa sensitivitas keekonomian menunjukkan bahwa sistem Joule Thomson adalah sistem yang paling ekonomis dibandingkan dengan dua sistem lainnya dalam batasan harga MGO tidak lebih dari US$640/MT dengan harga LNG US$10/MMBtu atau dalam batasan harga LNG tidak kurang dari US$7/MMBtu dengan harga MGO US$400/MT.

---

This thesis investigated the technical and economic feasibility of onboard boil-off gas reliquefaction system on a LNG tanker ship which has 154,852 m3 cargo tank capacity operated in Tangguh Field Indonesia by comparing three systems available in the market, i.e. single nitrogen system, ethylene and propylene refrigerant system, and Joule Thomson cycle. All three systems were evaluated through chemical process modelling software and through sensitivity analysis by varying the MGO fuel and LNG price comparing the NPV and IRR. The sensitivity analysis result shows that the Joule Thomson cycle is more economic compared than the other two systems within the range of marine gas oil fuel price must not higher than US$640/ton on LNG price US$10/MMBtu or LNG price must not less than US$7/MMBtu on MGO price US$400/ton."