Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTSaat ini energi dianggap sebagai kebutuhan utama di dunia. Sayangnya, energi dari bahan bakar fosil menghasilkan karbon dioksida dalam jumlah besar sehingga meningkatkan efek rumah kaca di dunia ini. Untuk mengatasi masalah ini, banyak negara berkembang telah mengkonversi bahan bakar fosil ke gas alam. Selanjutnya, gas alam masih mengandung zat pengotor, sehingga pemurnian gas alam dari zat pengotor sangat penting. Penelitian ini akan membangun simulasi pemurnian yang dicapai dengan dua simulasi yang berbeda. Pada simulasi pertama komponen akan terdiri dari metana, nitrogen dan karbon dioksida dengan persentase komposisi 80% metana dan 10% dari karbon dioksida dan nitrogen masing-masing. Simulasi kedua akan terjadi tanpa nitrogen dan dengan persentase 80% metana dan 20% dari karbon dioksida. Hasil penelitian menunjukkan bahwa karbon dioksida dapat terserap awal 50%. Di sisi lain metana tidak dapat dimurnikan dengan baik ketika ada nitrogen ada dalam proses adsorpsi.

---

ABSTRACTNowadays energy is considered as primary requirement in the world. Unfortunately, the energy from fossil fuel emits large number of carbon dioxide increasing the greenhouse effect in this world. In order to overcome this problem, many develop countries are converting fossil fuel into natural gas. Furthermore, natural gas is still occupied with impurities, therefore purification of Natural gas from impurities are very important. This study will observe the purification simulation process which attained with two different run. The first run components will consist of methane, nitrogen and carbon dioxide with percentage composition 80% of methane and 10% of carbon dioxide and nitrogen respectively. The second run will be occurred without nitrogen and with percentage 80% of methane and 20% of carbon dioxide. Result show that carbon dioxide can be adsorbed early 50 %. On the other hand methane cannot be well purified when there is nitrogen exist in the adsorption process."

"[Kebutuhan akan energi mendorong berbagai penelitian untuk menghadirkan pilihan energi alternatif yang berpotensi untuk digunakan, salah satunya adalah gas alam. Gas Alam sebagai energi yang memiliki ketersediaan cukup banyak dan energi yang lebih bersih perlu dimaksimalkan penggunaannya, namun yang menjadi permasalahan utama pemakaiannya adalah metode penyimpanan gas alam. Karbon aktif dapat digunakan sebagai material yang potensial untuk penyimpanan gas metana pada wadah tabung dengan metode Adsorbed Natural Gas (ANG) dengan tekanan yang lebih rendah dan kapasitas yang tinggi. Penelitian ini bertujuan untuk menunjukkan pengaruh ukuran karbon aktif terhadap kapasitas penyimpanan gas metana dengan metode adsorbed natural gas sampai dengan tekanan 30 bar dengan memvariasikan ukuran karbon aktif komersil tipe J dengan ukuran 10, 30 dan 50 mesh. Hasil terbaik didapatkan pada ukuran 10 mesh dengan kapasitas penyimpanan 0,109 kg/kg.

---

The need for energy prompted many studies to bring potential alternative energy options to be used, one of which is natural gas. Natural gas as the energy that has quite available and cleaner energy needs to be maximized, but the main problem of naturala gas is natural gas storage method. Activated carbon can be used as a potential material for storage of methane gas in the tube container with adsorbed Natural Gas (ANG) method with lower pressure and high capacity. This study aims to demonstrate the effect from size of activated carbon to methan gas storage capacity with adsorbed natural gas method up to a pressure of 30 bar by varying the size of typ J commercial activated carbon with size of 10, 30, 50 mesh. The best results are obtained at size of 10 mesh with storage capacity of 0,109 kg/kg., The need for energy prompted many studies to bring potential alternative energy options to be used, one of which is natural gas. Natural gas as the energy that has quite available and cleaner energy needs to be maximized, but the main problem of naturala gas is natural gas storage method. Activated carbon can be used as a potential material for storage of methane gas in the tube container with adsorbed Natural Gas (ANG) method with lower pressure and high capacity. This study aims to demonstrate the effect from size of activated carbon to methan gas storage capacity with adsorbed natural gas method up to a pressure of 30 bar by varying the size of typ J commercial activated carbon with size of 10, 30, 50 mesh. The best results are obtained at size of 10 mesh with storage capacity of 0,109 kg/kg]"

"Pipa adalah salah satu metode untuk pengiriman gas alam dari produsen gas kepada pembeli. Saat ini ada fasilitas pipa transmisi gas alam melalui pipa bawah laut dari Natuna ke Singapura yang dimiliki oleh tiga Perusahaan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yaitu PT. A, PT. B, PT. C dan dalam operasi pengiriman gas sehari-hari dilakukan oleh Konsorsium XYZ yang terdiri dari ketiga perusahaan tersebut. Penjualan gas ini tercakup dalam Perjanjian Penjualan Gas antara Pemerintah Indonesia dan Pemerintah Singapura dengan tipe kontrak deplesi.Ada pasokan gas tambahan dari reservoir yang berbeda dan dimaksudkan untuk dialirkan ke pembeli lain di Singapura dan Batam dengan menggunakan Perjanjian Penjualan Gas yang berbeda. Karena fasilitas transportasi akan menggunakan fasilitas pipa bawah laut yang saat ini terpasang maka kondisi operasional saat ini perlu disesuaikan.Gas tambahan ini telah diinvestigasi melalui berbagai macam skenario menggunakan perangkat lunak simulasi jaringan pipa. Hasilnya menunjukkan bahwa tekanan operasional saat ini tidak dapat digunakan lagi karena berdampak pada meningkatnya tekanan dari salah satu subsea tie-in yang mana parameter ini merupakan bagian dari klausul dalam Perjanjian Penjualan Gas. Juga survival time sistem mengalami penurunan sehingga perusahaan operator perlu memberikan perhatian lebih ketika berhadapan dengan masalah terhentinya pasokan dari satu atau lebih.

---

Pipeline is one of method to transport natural gas from the gas producer to the buyer. Currently there is a natural gas transmission pipeline facilities through subsea pipeline from Natuna to Singapore which is owned by three Production Sharing Contract Company namely PT. A, PT. B, PT. C and in the operation of daily gas deliveries is conducted by XYZ Consortium consisting of the three company above. Sales of the gas are covered by a Gas Sales Agreement between Indonesian Government and Singaporean Government with depletion contract type.There is an additional gas supply from different reservoir and intended to be transported to another buyer in Singapore and Batam which is covered by different Gas Sales Agreement. Due to the transportation facility will use the existing offshore pipeline facility therefore the current operational condition need to be adjusted.This additional gas has been investigated through variety of cases using pipeline network simulation software. The result reveal that current operational pressure cannot be used anymore since it impact on increasing pressure of one of subsea tie-in which this parameter is part of clauses in the Sales Gas Agreement. Also the system survival time is decrease so that the operator company needs to pay more attention when dealing with supply problem from one or more suppliers."

"Gas alam mentah ada di reservoir pada suhu dan tekanan tertentu. Dalam rangka untuk memenuhi spesifikasi kontrak penjualan gas (sales gas), komposisi gas alam menjadi faktor yang mempengaruhi kualitas gas alam. Kadar air dalam gas hasil produksi harus memenuhi spesifikasi pada kontrak yaitu tidak boleh melebihi 10 lb/MMSCF. Gas alam yang ada di Lapangan S masih mengandung banyak kadar air yaitu 13-36 lb/MMSCF; bahkan ada yang sampai 220 lb/MMSCF. Oleh karena itu, perlu dilakukan penurunan kadar air. Pada penelitian ini dilakukan simulasi dehidrasi gas menggunakan Tri Ethylene Glycol (TEG) untuk memperoleh kadar air yang sesuai dengan spesifikasi penjualan gas. Parameter yang dipakai yaitu dengan memvariasi TEG feed, variasi fraksi mol feed gas dan variasi laju alir (flow rate). Kondisi operasi yang sesuai yang menghasilkan kadar air yaitu 7,5 lb/MMSCF dengan laju reaksi pada feed gas 100 MMSCFD, temperatur feed gas 125˚F dan tekanan 200 Psia yang berarti terpenuhinya spesifikasi kontrak penjualan gas sehingga selain meningkatkan nilai jual gas, produsen terhindar dari kerugian. TEG yang digunakan pada simulasi proses dehidrasi tersebut 71,26 Liter/hari.

---

Raw natural gas in the reservoir at a certain temperature and pressure. In order to meet the specifications of the gas sales contracts (sales gas), the composition of natural gas into the factors that affect the quality of natural gas. The water content in the gas production must meet the specifications of the contract which may not exceed 10 lb/ MMSCF. Natural gas in field "S" have to consist water content of 13-36 lb/ MMSCF and until to 220 lb / MMSCF. Because of that to decrease the water content. The focus of this study is to simulated gas dehydration using Tri Ethylene Glycol (TEG) to obtain the water content in accordance with the specifications of gas sales. The parameters used are by varying TEG feed, feed mole fraction variation and variation of gas flow rate. In order to treat feed gas 100 MMSCFD until containing water until 7,5 lb/MMSCFD, temperature and pressure for feed gas must be maintained at 125 degF and 200 Psia and TEG to be injected into the system is 71.26 liters/day."

"ABSTRAKTesis ini membahas tentang analisa rekayasa nilai pada desain fasilitas produksi gas alam dengan menggunakan tiga opsi desain pada Lapangan X dengan tujuan mendapatkan nilai kriteria desain yang paling optimal. Kriteria desain yang digunakan adalah modal awal CapEx , Net Present Value NPV , Internal Rate of Return IRR , lama waktu, resiko keselamatan dan lingkungan, dan fleksibilitas pengembangan. Hasil analisa rekayasa nilai metode paired comparison perbandingan dipadankan menunjukkan bahwa Opsi A yang menggunakan fasilitas produksi fix platform memiliki nilai NPV yang lebih baik 43,537,469.58 dibanding opsi yang memiliki NPV terkecil , dengan IRR 19 dan Pay Out Time POT selama 5 tahun.

---

ABSTRACTThis thesis discusses an analysis of value engineering for natural gas production facitlity with three design options of Field X development to get the optimal design criteria value. The design criteria used for this analysis are capital expenditure CapEx , net present value NPV , internal rate of return IRR , project schedule, safety and environment risk, and expansion flexibility. Value engineering paired comparison method result that Option A with the fix platforms has the best NPV of 43,537,469.58 more than the least NPV from other option , with the IRR value of 19 and Pay Out Time POT 5 years."

"Pada program konversi minyak tanah ke LPG, Pemerintah telah berhasil mendistribusikan sekitar 57,19 juta paket perdana, menyusul suksesnya program tersebut, Pemerintah kembali meluncurkan program diversifikasi energi melalui program konversi bensin ke LPG tabung 3 Kg untuk nelayan, program ini kedepannya akan menambah beban subsidi baru. Tujuan penelitian ini untuk mendapatkan perbandingan antara program konversi minyak tanah ke LPG tabung 3 kg dengan program konversi bensin ke LPG tabung 3 kg untuk nelayan dari sisi biaya paket perdana dan subsidi, mendapatkan keunggulan bahan bakar LPG dengan membandingan kinerja mesin, emisi gas buang serta konsumsi bahan bakar terhadap putaran mesin serta analisa dampak penambahan penduduk nelayan terhadap subsidi LPG melalui proyeksi realisasi penyaluran LPG di kota Surabaya. Dalam penelitian ini menggunakan desain penelitian kuantitatif untuk menganalisis variabel-variabel dalam penelitian dengan melakukan analisis perbandingan antara 2 (dua) program konversi, analisis hasil perbandingan torsi, daya dan konsumsi bahan bakar antara LPG dan bensin serta analisis dampak konversi. Dari analisis paket perdana diperoleh selisih biaya yang cukup besar yaitu sebesar Rp, 5,930,923.00,-. Dari sisi subsidi, dengan menghitung nilai keekonomian harga LPG, didapatkan penambahan subsidi yang akan dikeluarkan pemerintah sebesar Rp. 2.706 tiap liternya jika konversi tetap dijalankan. Pada analisa hubungan kinerja mesin, emisi gas buang serta konsumsi bahan bakar terhadap putaran menggambarkan keunggulan LPG dibandingkan bensin. Dari analisis dampak subsidi dengan ukuran proyeksi realisasi 5 tahun kedepan menggunakan metode paired sample t test didapat terjadi perubahan yang signifikan pada penyaluran LPG di kota Surabaya yang sebelumnya rata-rata penyaluran adalah sebesar 115305.7780 MT, setelah program konversi kenaikan penyaluran LPG menjadi 117585.7580 MT.

---

In the kerosene-to-LPG conversion program, the Government has successfully distributed about 57.19 million packets of LPG, following the success of the program, the Government again launched the energy diversification program through a gasoline conversion program to LPG 3 Kg tube for fishermen, increase the burden of new subsidies. The purpose of this study was to obtain a comparison between the kerosene to LPG 3 kg tube conversion program with the gasoline conversion program to the 3 kg LPG tube for fishermen in terms of the cost of the starter pack and subsidies, obtaining the benefits of LPG fuel by comparing engine performance, exhaust emissions and consumption fuel for engine rotation and analysis of the impact of additional fisherman population on LPG subsidy through projected realization of LPG distribution in Surabaya city. This research uses quantitative research design to analyze the variables in the research by conducting comparative analysis between 2 (two) conversion program, torsion ratio analysis, power and fuel consumption between LPG and gasoline and conversion impact analysis. From the analysis of the initial package obtained a large cost difference of Rp. 5,930,923.00, -. In terms of subsidies, by calculating the economic value of LPG prices, the additional subsidy will be issued by the government of Rp. 2,706 per liter if conversion persists. In the analysis of engine performance relationships, exhaust emissions and fuel consumption of rotation illustrates the benefits of LPG compared to gasoline. From the analysis of subsidy impact with projected realization size 5 years ahead using paired sample t test method there was a significant change in LPG distribution in Surabaya which previously average distribution is 115305.7780 MT, after conversion program of LPG channel increase to 117585.7580 MT."

"Pengolahan gas alam dimaksudkan untuk memenuhi spesifikasi gas jual yang sudah ditetapkan sebelum gas alam dijual ke pengguna. Salah satu pengolahan gas alam adalah pemisahan CO2 dari gas alam untuk memenuhi spesifikasi gas jual CO2 <5% mol. Pada umumnya sumur gas mempunyai kadar CO2 dibawah 20% mol tetapi terdapat juga sumur gas yang mempunyai kadar CO2 tinggi 70-80% mol. Beberapa proses pemisahan CO2 dengan kadar tinggi dari gas alam telah dipatentkan seperti Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, dan Carbon Dioxide Recovery tetapi setelah dilakukan simulasi ulang menggunakan HYSYS belum memenuhi spesifikasi gas jual. Oleh karena itu perlu dilakukan modifikasi terhadap proses patent pemisahan CO2 kadar tinggi dari gas alam.Pemilihan proses yang akan dimodifikasi dilakukan dengan memilih proses yang menghasilkan kadar CO2 terendah setelah dilakukan simulasi dengan HYSYS. Modifikasi proses patent dilakukan dengan penambahan equipment setelah, sebelum atau di antara equipment proses utama dengan mengadopsi prinsip proses pemisahan CO2 dari gas alam yang telah ada. Penambahan jumlah equipment dihentikan setelah proses modifikasi menghasilkan gas jual dengan kadar CO2 <5% mol. Setelah itu dihitung nilai laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi.Dari hasil modifikasi dan optimasi, kondisi proses optimum pada tekanan discharge kompressor 48,59 bar (690 psig), suhu masukan kolom distilasi -28 OC (-18,4 OF) pada kondisi saturated liquid, refrigerant menggunakan amonia, jumlah tray 11 dan umpan pada tray nomor ke-4 dan % MDEA sebesar 49%. Laju alir gas produk yang dihasilkan 15,34 MMSCFD apabila umpan gas alam 100 MMSCFD dengan konsumsi energi 4.559 MMbtu/day. Laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi adalah 0,00336 MMSCFD per MMbtu/day atau energi yang dikonsumsi per laju alir produk gas 291,27 MMbtu/MMSCF.

---

Processing of natural gas is intended to meet sales gas specifications before the natural gas sold to users. One of the natural gas processing are the separation of CO2 from natural gas to meet sales gas specifications CO2 <5% mole. In general, gas wells have CO2 content below 20% mole, but there are also gas wells have a high CO2 content of 70-80% mole. Some of the CO2 separation process with high CO2 content of natural gas has been patented as Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, and Carbon Dioxide Recovery but after re-simulation using HYSYS, the gas couldn?t meet with sales gas specifications. Therefore it is need to modify the process patent of high content of CO2 separation process from natural gas.The modified process will be selected with having lowest CO2 content after the process is simulated and optimized with HYSYS. The process patent will be modified by adding equipment after, before or between the main process equipment with adopting existing principle of the separation of CO2 from natural gas. The addition of equipments are stopped after the modified process produce sales gas with CO2 <5% mole. After that the value of the product flow rate of gas per energy consumed is calculated.From the modification and optimization result, the optimum process conditions compressor discharge pressure is 48.59 bar (690 psig), inlet temperature of distillation column is -28 OC (-18.4 OF) on the condition of saturated liquid, using ammonia as refrigerant, number of tray 11 with feed tray number 4 and percent MDEA is 49%. Gas flow rate of product is 15.34 MMSCFD of 100 MMSCFD inlet flowrate of gas with energy consumption 4.559 MMBtu/day. Product flow rate of gas per energy consumed is 0,00336 MMSCFD per MMBtu/day or energy consumed per product gas flow rate of 291,27 MMBtu / MMSCF."

"Tesis ini merupakan kajian mengenai nilai keekonomian dari pembangkit listrik energi dingin dan upaya pengembangan supaya memiliki nilai ekonomis yang lebih baik dengan cara meningkatkan efisiensi siklus dari pembangkit listriknya. Batasan mengenai lokasi terminal yang ada di lepas pantai mendorong penelitian ini. Sehingga dibutuhkan sebuah pemanfaatan Energi dingin yang akan digunakan untuk pembangkitan listrik yang terintegrasi dengan terminal.Dalam prosesnya energi akan digunakan sebagai pendinginan untuk mengkondensasikan fluida kerja yang akan digunakan berupa propane dan gas alam itu sendiri sebelum dikontakkan langsung dengan air laut sebagai sumber panas menggunakan penukar panas. Proses yang ditampilkan dalam tesis ini disimulasikan dengan software HYSIS. Dengan menggunakan 2 fluida kerja maka energi listrik dapat dibangkitkan dari 2 turbin (High Pressure dan Low Pressure), sehingga dapat meningkatkan efisiensi dan menghasilkan energi listrik yang lebih besar.Selain itu pemanfaatan energi ini mengurangi penurunan suhu air laut yang digunakan dalam proses regasifikasi secara signifikan. Karena sumber energi bukan berasal dari energi fosil maka pembangkit ini nol emisi CO2 sehingga merupakan energi ramah lingkungan.Analisis resiko kepastian investasi yang digunakan dalam tesis ini menggunakan software Crystal Ball. Dan kelayakan ekonomi berdasarkan parameter-parameter yaitu nilai bersih sekarang (NPV), Internal rate of return (IRR), periode pengembalian (Payback Period), dan Benefit Cost Ratio (BCR).

---

This thesis is a study of economic value of cold energy powerplant and development of this powerplant to increase the economic value by increasing powerplant's cycle efficiency. The boundary is location of LNG terminal that located on offshore will encourage this research. With that reason, it needs to develop a utilization of cold energy that will be used to generate power integrated with terminal.

On the process cold energy will be used as cooler for condensation working fluid that using propane and natural gas itself before directly contact with seawater as a heat source at heat exchanger. Process on this thesis will simulate using HYSIS software. With Utilising 2 (two) working fluid then electrical power may be generate from 2 (two) turbine (High Pressure and Low Pressure) that will increase powerplant cycle efficiency and produce more electrical power.

In the other hand, utilization of this energy significantly decreace temperature of seawater that use on regasification process. Because the source of energy not from fossil then this powerplant is zero CO2 emission so it can be determined as environment friendly power.

Return of Investment analysis use on this thesis using Crystal Ball software. And economics feasibility based on parameters as Net Presentt Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period and Benefit Cost Ratio (BCR)."