Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKGas alam merupakan salah satu sumber daya alam yang melimpah diIndonesia. Gas alam menjadi alternatif baru sebagai penghasil sumber energikarena sudah mulai terbatasnya minyak bumi. Keterbatasan tersedianyainfrastruktur dalam hal ini adalah kilangpengolahan gas alam itu sendiri, jaringanpipa yang digunakan untuk distribusi gas, dan juga teknologi yang diterapkanbelum dilakukan secara optimal, sehingga pemanfaatan gas alam masih jauh dibawah pemanfaatan bahan bakar minyak yang menjadi sumber energi minyakbumi yang banyak dikonsumsi oleh masyarakat.Prediksi kebutuhan bahan bakar semakin lama semakin meningkat. Padabagian analisis pasar di prediksi peningkatan kebutuhan bahan bakar gas di JawaBarat mencapai shortage 400-820 MMSCFD hingga tahun 2015. Berdasarkanketersediaan gas di Lapangan Gas Suban yang mencapai 8.4 tcfg maka kilanginiakan di rancang dengan kapasitas 600 MMSCFD terdiri dari 2 train unitpengolahan dan diperkirakan akan berproduksi selama 40 tahun.Untuk dasar perhitungan dalam perancangan kilang ini, akan dibantudengan simulasi menggunakan software HYSYS 3.1. Gas jual dan kondensatdihasilkan melalui proses awal dan proses utama. Proses awal adalah prosespendinginan dan pemisahan bertujuan untuk mendinginkan gas umpan danmemisahkan fraksi berat secara fisik berdasarkan efek tumbukan dan perbedaanberat jenis. Selanjutnya akan dilanjutkan pada proses utama penghilanganpengotor yang terkandung di dalam gas.Proses sweetening dan refrigerasi merupakan proses utama yang akanmemisahkan gas alam menjadi produk gas jual dan kondensat. Pada prosessweetening akan menggunakan absorbsi larutan amin untuk menyerap kandunganH2S dan CO2 dalam gas dan absorbsi larutan glikol untuk menyerap kandunganair dalam gas. Sedangkan pada proses refrigerasi berfungsi untuk mendinginkangas sampai titik embun sehingga fraksi berat akan terkondensasi, komponenpendingin pada refrigerasi menggunakan propana. Produk gas jual dan kondensatdirencanakan akan didistribusikan menggunakan jalur perpipaan sebagai mediatransportasi.Hasil neraca massa dan energi berdasarkan running HYSYS didapatkanefisiensi proses sebesar 97,43 % dan 97,246 %, dimana semua data inimenunjukkan bahwa proses yang berlangsung didalamnya sudah berjalan baikdan mempunyai efisensi proses yang besar. Selain itu didapatkan juga desain alatdengan semua dimensi atau ukuran berdasarkan hasil sizing yang didapatkan padahasil running HYSYS. Semua data tersebutkan didapat berdasarkan jenis proses,kegunaan serta nilai parameter yang digunakan untuk dapat menghasilkan produksesuai dengan standar.Selain aspek teknis diatas, untuk penentuan kelayakan suatu kilangmakaperlu ditinjau dari segi ekonomi. Parameter tinjauan kelayakan tersebutdidasarkan pada 3 hal yaitu Net Present Value (NPV) lebih besar dari 0, InternalRate Return lebih besar dari tingkat suku bunga yaitu 11 dan Payback Periodkurang dari 8 tahun. Pada tinjauan ini didapatkan data NPV = $76.185.320,IRR = 12,42 % dan PBP = 7 tahun. Sehingga dari data tersebut dapat disimpulkanbahwa kilangpengolahan gas alam ini layak untuk dibangun.Kata Kunci : Gas Alam, Sweetening, Suban"

"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."

"ABSTRAKKandungan CO2 pada gas alam merupakan komponen yang harus diminimalisir keberadaanya agar gas alam lebih bernilai teknis dan ekonomis. Studi kasus pada penelitian ini adalah keterbatasan kemampuan unit absorbsi MDEA yang ada, hanya mampu mengolah gas alam dengan kadar CO2 dibawah 24 . Sehingga gas alam hasil produksi sumur baru berkadar CO2 > 33 tidak dapat diolah oleh unit tersebut untuk memenuhi spesifikasi produk gas yang ditentukan konsumen, yaitu berkadar CO2 maksimum 5 . Oleh karena itu, perlu dilakukan penelitian dengan metode kuantitatif dan kualitatif sebagai studi kelayakan teknis dan ekonomis untuk memastikan penerapan teknologi membran, sebagai salah satu pilihan teknologi, untuk menurunkan kadar CO2 tinggi pada gas alam untuk meningkatkan laju produksi gas alam dan produk gas yang akan dikirim ke konsumen.Penelitian dimulai dengan perancangan peralatan membran pretreatment yang sesuai dengan kondisi gas umpan untuk mendukung operasi membran. Kemudian dibuat pemodelan menggunakan sistem membran satu langkah, elemen membran spiral-wound berbahan selulosa asetat serta menghitung luas permukaan membran yang dibutuhkan. Menurut hasil perhitungan teknis, penerapan teknologi ini terbukti dapat menurunkan 33 kadar CO2 pada gas umpan menjadi 13 sampai 20 serta berdampak pada kenaikan produksi gas alam dengan jumlah dan spesifikasi produk gas yang sesuai kebutuhan konsumen. Secara ekonomis, investasi pengadaan fasilitas membran juga dinilai menguntungkan, dengan nilai IRR sebesar 134,29 , nilai NPV sebesar USD 51.951.000, dan masa pengembalian investasi 3,33 tahun.

---

ABSTRACTCO2 contents in natural gas is a component that should be minimized to increase the natural gas technical and economical values. The case study of this research is the limitation capability of existing MDEA absorption unit which could only processed natural gas with maximum 24 CO2 contents. Therefore, the natural gas produced from new wells with CO2 contents 33 could not be processed to meet customer rsquo s gas sales specification in maximum 5 CO2. A research should be carried out by using quantitative and qualitative methods as technical and economic feasibility to ensure the application of membrane technology, one of CO2 separation from natural gas technology choices, to reduce high CO2 contents from it natural gas to increase natural gas production and sales gas that will deliver to customer.The research started with designing the membrane pretreatment equipment which suitable with feed gas condition to support the membrane operation. Then it followed by modelling the single step membrane system with spiral wound of cellulose acetate membrane then calculated the required surface area. The technical calculation result shown this technology application could reduce the 33 of CO2 contents to 13 until 20 and gave natural gas production increase which could fulfill the customer demands, both quantity and it specification. From the economical review, the membrane facility investment would be had profitable values after shown 134,29 of IRR value, USD 51,951,000 of NPV value, within payback period 3.33 years."

"Inti dari suatu kilang pencairan gas alam terletak pada unit pendinginan dan unit pencairan gas alam Pemanliaatan energi yang optimal pada unit pendinginan dan unit pencairan akan sangat berpengaruh pada biaya produksi. Metode analisis yang dapat digtmakan untuk menganalisa eiisiensi energi dari suatu plant diantaranya aclalah basil produk utama., recovery produk utama, konsumsi energi spesilik, investasi, kemampuan beroperasi dan pemeliharaan. Pada penulisan slcripsi ini metode yang digunakan untuk menganalisa eftsiensi energi pada unit pendinginan dan unit pencairan gas alam di kilang LNG PT Badak NGL Co. adalah konsumsi energi spesiiik atau lebih dikenal dengan specific horse power. Makin kecil harga speciic horse power dari suatu kondisi operasi, makin eiisien pula pemenfaatan energinya. Pada skripsi ini juga al-can dibahas langkah-langkah pefhitungan untuk mencari harga specific horse power dan menyusunnya dalam sebuah program komputer dalam bahasa pemrograman Borland Delphi 2.0. Salah satu variahel yang menentultan besar kecilnya harga specific horse power adalah komposisi re5'igeran komponen ganda atau MCR (Mix Coponem Refigeranr), yang idealnya terdiri clari nitrogen, metana, etana dan propana. Namun pada kenyataannya di lapangan selalu terdapat impuritis dalam MCR yang berupa iso-butana dan nonnal butana. Pengaruh impuritis dan juga pengaruh kornposisi MCR secara keseluruhan terhadap ltarga specilic horse power pada daerah laju produksi LNG tertentu untuk train D yang mennpalcan train lama dan E yang merupakan train baru akan diamati, dan hasilnya akan dituangkan dalam makalah skripsi ."

"Reformasi CO2/CH4 secara katalisis saat ini banyak diteliti karena potensinya yang besar untuk pemanfaatan sumber gas alam yang kaya CO2 atau sebagai sistem transmisi energi kimia karena sifatnya yang endotermis. Proses tersebut belum diaplikasikan secara komersial karena reaksi ini sangat cenderung terjadi pembentukan karbon yang mengakibatkan deaktivasi katalis. Penelitian yang dilakukan adalah mempelajari kinerja reformasi CO2/CH4 (konversi reaktan, selektivitas produk dan yield) pada kolom difusi termal dengan menggunakan parameter suhu, komposisi, waktu tinggal, jenis kawat pemanas dan diameter reaktor.Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa pembentukan karbon sedikit sekali dan tidak mempengaruhi jalannya proses reformasi. Konversi yang paling baik berurutan diberikan oleh kawat Wolfram > Molybdenum > Chromel. Konversi terbaik CO2 dan CH4 mendekati 100%, diperoleh dengan menggunakan kawat Wolfram pada suhu kawat 1026 °C dan waktu tinggal 1,94 menit. Molybdenum mempunyai selektivitas yang balk terhadap CO dan H2 pada suhu tinggi, Wolfram mempunyai selektivitas yang balk terhadap CO pada suhu rendah dan selektivitas yang baik terhadap H2 pada suhu tingggi, Chromel mempunyai selektivitas yang rendah terhadap CO maupun H2 pada berbagai suhu. Selektivitas produk terbaik yang diperoleh pada percobaan ini adalah pada kawat Molybdenum yaitu sekitar 98% untuk CO dan 96% untuk H2 pada suhu 1099°C dan waktu tinggal 1,94 menit dan yield CO dan H2 masing-masing sekitar 98% dan 95%. Reformasi CO2/CH4 di dalam kolom difusi termal ini belum menunjukkan kinerja cukup baik. Dengan modifikasi kolom untuk memperoleh distribusi panas yang merata dan menggunakan kawat yang mempunyai aktivitas tinggi diharapkan dapat memperbaiki kinerja kolom tersebut."

"ABSTRAKPertumbuhan GDP Indonesia merosot dan 7 sld 8% menjadi 0,0 % pertahun pada tahun 1997, akibat krisis ekonomi yang terjadi sejak pertengahan tahun 1996. Total pinjaman permerintah sudah mencapai US$ 77.7 milyar dan utang swasta US$ 69 milyar, yang sampai sekarang ini pembayarannya mengalami kesulitan. Untuk memacu kembali pertumbuhan GDP diperlukan investasi tetapi karena kondisi hutang tersebut diatas pemerintah maupun swasta nasional tidak mampu lagi melakukannya. Penanaman modal asing yang menjadi tumpuan harapan enggan masuk karena resiko tinggi akibat kondisi keamanan dan politik yang belum menentu. Selama tahun 1998, pemerintah sudah gencar meluncurkan paket deregulasi dibidang investasi, tetapi kenyataanya tidak banyak membawa hasil.Salah satu sektor yang masih menarik untuk penanaman modal asing adalah industni gas alam, khususnya untuk perusahaan-perusahaan asing yang sudah melakukan eksplorasi dan menemukan gas tetapi belum memproduksikannya karena harga domestik rendah atau karena lapangan marginal (volume cadangan terlalu kecil untuk pencairan). Investor menginginkan produksi sesegera mungkin karena investasi yang ditanamkan hanya dapat kembali bila gas diproduksi.Indonesia memiliki cadangan terbukti 76 TSCF (trillion standard cubic feet), 61.7 TSCF cadangan potensial, dan 179.39 TSCF yang belum dieksplorasi yang diperkirakan bisa memenuhi kebutuhan 65 tahun pada tingkat produksi sekitar 3 TSCF pertahun. Dan produksi gas tersebut hanya 23% untuk pemanfaatan dalam negeri, 7% dibakar, 18% diguriakan sendiri oleh perusahaan dan 47% untuk ekspor dengan nilai sekitar US$ 4.5 millyar pertahun. Sejak tahun 1998 permintaan ekspor menurun 4% dan perpanjangan kontrak pembelian dengan Jepang belum jelas hingga sekarang, sehingga pemanfaatan gas di dalam negeri harus ditingkatkan.Empat sektor utama yaitu transportasj, pembangkit tenaga listrik, industri dan rumah tangga pengguna lima jenis BBM (bahan bakar minyak) yaitu: premium, minyak tanah, minyak solar, minyak diesel, dan minyak bakar yang mungkin digantikan oleh gas. Untuk tahun 1998 keempat sektor tersebut membutuhkan 51.6 juta kiloliter pertahun, dengan nilal jual Rp. 2935 triliun (US$ 4.2 milyar) dan subsidi pemerintah Rp. 31 tiliun.(US$ 4.4 milyar). Bila seluruh BBM tersebut diganti dengan gas, maka dibutuhkan 1.9 TCF pertahun dengan nilal Rp. 40.93 triliun (US$ 5.8 milyar).Bila pemerintah mengeluarkan kebijakan yang dapat memacu pemanfaatan gas di dalam negeri sehingga bahan bakar gas dapat bersaing dan menggantikan BBM, akan memberikan keuntungan-keuntungan yaitu: masuknya investasi asing untuk memproduksikan gas, dan setiap produksi gas pemerintah akan menerima bagian sesuai dengan kontrak, mendorong perusahaan asing meningkatkan eksplorasi, bahan bakar yang digantikan dapat diekspor, mendukung program lingkungan bersih.Kebijakan yang mungkin dilakukan adalah: pemberian insentif atau subsidi terhadap pengguna gas, memperketat peraturan bersih lingkungan, mempelopori pemanfaatan gas pada fasilitas umum milik negara, mengurangi atau menghapuskan subsidi terhadap BBM, memperbaiki sistem pembagian dengan produsen, membolehkan PSC untuk berhubungan langsung dengan pembeli gas, mernperbolehkan perusahaan asing untuk masuk dalam pembangunan infrastruktur seria pengoperasian jaringan transmisi (transportasi gas), dan jaringan distribusi gas, meperbolehkan perusahaan asing melakukan penjualan gas langsung, mempercepat kejelasan status pengelola bidang minyak dan gas bumi sehubungan dengan adanya RUU migas karena akan mempengaruhi penentuan strategi industri migas, dan mempersingkat birokrasi jangka waktu penemuan gas sampai dengan pengembangannya."

"Gas alam Indonesia yang selama ini menjadi komoditi ekspor, sebenarnya dapat dimanfaatkan untuk kebutuhan domestik , baik sebagai bahan bakar (pembangkit tenaga listrik) atau sebagal bahan baku (industri pupuk dan petrokimia). Selama ini pasar domestik yang cukup besar dan tersebar di seluruh Indonesia dipasok secara terbatas oleh lapangan lapangan gas yang terdapat di sekitar lokasi industri tersebut. Perusahaan Gas Negara (PGN) mengantisipasi kondisi ini dengan rencana pembangunan jaringan transmisi dan distribusi gas alam yang terintegrasi secara bertahap dan akan mencakup sebagian besar kawasan Indonesia bagian barat. Pulau Jawa sebagai pusat pertumbuhan ekonomi Indonesia termasuk dalam rencana PGN tersebut. Pembangunan jaringan transmisi dan distribusi di pulau Jawa ini akari membuka peluang bagi pengembangan lapangan gas dengan cadangan marjinal (<600 BCF) yang selama ini dianggap tidak ekonomis. Tiga lapangan gas di pulau Jawa, saw lapangan terletak di lepas pantai (offshore) dan dua lapangan terletak di daratan (onshore), dianalisis dengan menggunakan metode capital budgeting untuk mengetahui apakah laparigan lapangan gas marjinal tersebut bisa dikembangkan sebagai lapangan gas berproduksi. Perhitungan tingkat produksi menggunakan metode kurva penurunan eksponensial, mengingat data yang tersedia relatif terbatas. Hash perhitungan tingkat produksi ¡ni selanjutnya digunakan dalam perhitungan cash flow. Hasil analisis dengan menggunakan metode capital budgeting ketiga lapangan tersebut menunjukkan bahwa ketiga lapangan gas tersebut bisa dikembangkan secara ekonomis. Hal ini berdasarkan hasil perhitungan Net Present value (NPV) yang positif, Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dan cost of capital, Profitability Index (PI) Iebih besar dan 1 dan Payback Period antara 4 sampai 9 tahun. Besarnya NPV dan ketiga lapangan gas ¡ni dlsebabkan oieh tidak diperhitungkannya biaya eksplorasi (dianggap TMsunk costt?) dan rendahnya biaya investasi untuk pemasangan pipeline, khususnya lapangan yang terletak di dekat jaringan transmisi dan distribusi gas PGN. Analisis sensitivitas yang juga dilakukan menunjukkan bahwa dari tiga variabel yang mempengaruhi perubahan NPV yaitu harga, operating cost dan cost of capital, vaniabel harga adalah yang paling sensitif dengan pengaruh positif terhadap perubahan NPV. Variabel yang paling kurang sensitif adalah operating cost, dimana variabel Operating cost dan variabel cost of capit mempunyai pengaruh negatif terhadap perubahan NPV. Keterbatasan data dalam melakukan analisis yang akurat dapat diatasi dengan menggunakan data terinci dan Pertamina melalul prosedur yang sudah ditentukan. Data terinci yang dimaksud adalah data terinci mengenai karakteristik reservoir dan suatu lapangan gas yang sangat berpengaruh dalam perhitungan tingkat produksi. Perhitungan tingkat produksi yang akurat akan menghasilkan perhitungan capital budgeting yang akurat pula dan menjadi dasar pengambilan keputusan untuk melakukan investasi atau tidak."

"Rencana kebijakan energi nasional Indonesia hingga tahun 2050 yang berencana untuk menurunkan pemakaian bahan bakar minyak serta batubara dengan mengalihkannya ke energi yang lebih ramah lingkungan yaitu gas. Gas yang dalam proses distribusinya memerlukan penanganan serta infrastruktur khusus menjadi kendala utama dalam masih terkendalanya penyerapan bahan bakar gas. Salah satu metoda dalam pendistribusian gas adalah dengan meliquifikasi terlebih dahulu menjadi LNG. Pada penelitian ini pendistribusian LNG akan menggunakan sistem Floating Storage Regasification Unit FSRU yang berfungsi sebagai tempat penyimpanan maupun untuk mengubah LNG menjadi gas kembali. Wilayah kajian yang digunakan adalah Jawa Tengah sedangkan LNG diperoleh dari LNG Plant Tangguh, pada penelitian ini akan dilakukan perhitungan keekonomian untuk melihat kelayakan dari penggunaan FSRU dalam pemenuhan kebutuhan energi di Jawa Tengah. Dari perhitungan keekonomian tersebut akan dilihat harga jual gas minimum kepada konsumen serta batas harga pembelian LNG untuk desain serta skenario yang digunakan pada penelitian ini. Hasil dari perhitungan keekonomian tersebut diperoleh bahwa FSRU dapat diimplementasikan, ditunjukkan dengan nilai IRR yang melebihi 12,5 . Penyesuaian harga jual gas dilakukan ketika penyerapan gas kurang optimal maupun ketika biaya produksi LNG tersebut meningkat dengan tetap mempertimbangkan kepentingan konsumen maupun investor.

---

Indonesia national energy plan is planning to reduce oil and coal usage until 2050, and change it to a cleaner energy like gas. Distribution of gas that needs special treatments and infrastructures, become the main reasons gas consumptions is still low. One of the method for gas distributions is liquefying the gas first to become LNG.

In this experiment LNG distribution will be using a Floating Storage Regasification Unit FSRU , which can be used as a LNG storage and also to return the state of LNG into gas. The area of study in this experiment is in Central Java while LNG comes from Tangguh LNG Plant, there will be economic calculations to check the feasibility of using FSRU to comply with energy demand in Central Java.

The results from that calculations are minimum selling price of gas for consumer and also maksimum LNG buying price for design and scenario that used in this experiment. Results from economic calculations show that FSRU can be implemented in Central Java, as shown by IRR from calculations is higher than 12.5. Adjustments of gas selling price used when the usage is not optimal or when cost of LNG production increase while contemplate with consumer rsquo s and investor rsquo s interests."