Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Penelitian ini dilakukan di PT X, yang memiliki proyek pipa gas di Indonesia. Proses desain pipa gas merupakan desain khusus yang cukup kompleks ditinjau dari segi teknis, karena karakteristik gas dan penggunaan gas akan menentukan filosofi desain pipa gas tersebut. Tahap perencanaan merupakan faktor penting yang menentukan kualitas desain pipa gas. Selain faktor kualitas, faktor estimasi waktu perencanaan harus meimiliki tingkat akurasi yang baik karena terdapat batasan waktu kapan suatu pipa gas harus mulai dapat beroperasi. Oleh karena itu, penelitian ini akan mengulas mengenai penentuan penilaian kinerja konsultan perencana yang baik.

---

This research was conducted at PT. X, which has many gas pipeline project in Indonesia. Gas pipeline project has the specific and high complexity technical design, because of the gas design philosphy are depend on gas characteristics and gas utilization. Technical design is the main factor that influence the project quality. Meanwhile, the project time performance also has an important role because of time constraint when the gas field should start to operate. Select a design consultant with sufficient performance will be needed and this research will focus on it.

Abstrak :
Melimpahnya cadangan gas bumi Indonesia merupakan peluang bagi optimasi pemanfaatan gas bumi sebagai modal pembangunan bangsa dan peningkatan kesejahteraan rakyat dari sektor energi. Namun peluang ini juga dihadapkan pada tantangan yang tidak mudah. Minimnya infrastruktur jaringan pipa, merupakan salah satu tantangan utama yang harus dapat dipecahkan dalam mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi. Semakin tingginya harga minyak dunia saat ini pun menjadi dorongan kuat bagi peningkatan peranan gas bumi sebagai substitusi BBM yang dapat menjadi modal pembangunan keunggulan daya saing nasional dan ketahanan energi. Untuk mendorong pengembangan jaringan infrastruktur serta menciptakan iklim investasi dan persaingan usaha yang sehat dalam industri gas bumi nasional, pemerintah kemudian mengeluarkan kebijakan pemanfaatan bersama (open access) jaringan pipa transmisi dan distribusi gas bumi. Namun sejak ditetapkan hingga saat ini, open access jaringan pipa gas bumi baru dapat terlaksana pada jaringan pipa transmisi saja, sedangkan pada jaringan pipa distribusi, kebijakan ini belum dapat diterapkan. Belajar dari negara yang telah menerapkan kebijakan open access, ditemukan bahwa pelaksanaan kebijakan ini tidak dapat diterapkan dengan serta merta, tetapi memerlukan kondisi prasyarat yang harus dipenuhi terlebih dahulu. Kondisi Indonesia saat ini masih dalam proses pembangunan dan pemenuhan kondisi prasyarat tersebut. ......The abundance of natural gas reserves of Indonesia is an opportunity for optimization of the utilization of natural gas as the nation's capital construction and improvement of public welfare of the energy sector. However, these opportunities are also faced with challenges that are not easy. The lack of pipeline infrastructure, is one of the major challenges that must be solved in order to optimize the utilization of natural gas. Increasingly high oil prices is now also become a strong impetus for the enhancement of the role of natural gas as a fuel substitute that can be a capital construction of excellence national competitiveness and energi security. To encourage the development of network infrastructure and strengthening the investment climate and fair competition in the gas industri nationwide, the government issued a policy of open access to natural gas transmission and distribution pipelines. But since assigned, open access can only be implemented in the course of transmission pipelines, while in the distribution pipeline network, this policy can not be implemented. Learn from countries that have implemented open access policy, it was found that the implementation of open access policies can not be implemented immediately, but requires a prerequisite condition that must be met first. Indonesia's current condition is still in the process of development and the fulfillment of the conditions precedent

Abstrak :
Sesuai dengan kebijakan pemerintah untuk mengatasi ketersediaan energi bagi program pembangunan diperluakan suatu pengembangan lapangan gas. Pengembangan lapangan gas dilakukan oleh Kangean Energy Indonesia Ltd. yang berada di dalam di blok Kangean, berlokasi di 120 Km sebelah Utara Pulau Bali. Pengembangan ini dilakukan dengan cara pengembangan fasilitas bawah laut dan dihubungkan dengan Unit Produksi Terapung (Floating Production Unit - FPU), dan gas hasil produksi dialirkan ke Jawa Timur melalui jalur pipa gas bawah laut Pertamina Gas, East Java Gas Pipeline (EJGP). Penyambungan terhadap jalur pipa gas bawah laut EJGP dilakukan dengan teknik "Hot Tapping" yaitu suatu teknik penyambungan yang dilakukan dengan tanpa menghentikan aliran gas, sehingga tidak menggangu pasokan energi di Jawa Timur. Teknik ini biasa digunakan dalam membuat suatu percabangan pada sebuah pipa yang telah ada (existing) dengan tanpa menganggu jalannya proses operasi. Studi ini dilakukan untuk mengetahui dan mengantisipasi resiko-resiko yang akan timbul saat pekerjaan tersebut berlangsung, dan hasilnya diharapkan dapat memberikan masukan bagi pihak terkait selama proses pekerjaan dan pengoperasian. Analisa resiko semi kuantitatif dengan menggunakan sistem index scoring dan disimulasikan menggunakan software Crystall Ball, dan Shell FRED untuk resiko jika terjadi kebocoran.

---

In accordance with the government policy to address the availability energy for the development program required gas field development. Gas field development by Kangean Energy Indonesia Ltd. located within Kangean block 120 Km North of Bali island. The development was conducted by "Sub Sea Facilities Development" and connected to Floating Production Unit (FPU), and gas production flowed to East Java through East Java Gas Pipeline (EJGP) subsea gas pipeline Pertamina Gas. The connection to subsea gas pipeline EJGP by using "Hot Tapping" is a technique of connecting performed without stopping the flow of gas, so it does not interfere with energy supply in East Java. These technique is commonly used in the making of a branching on an existing pipeline without disturbing of operation. The study was conducted to identify and anticipate risks that would arise when the work progresses, and the results are expected to provide input to related parties during the occupation and operation. Semi-quantitative risk analysis by using a scoring index system and simulated using software Crystall Ball, and Shell FRED to risk in case of a leak.

Abstrak :
Kegiatan Risk Assassement menjadi bagian penting dari upaya pengoptimalan kinerja dan kehandalan dari suatu sistem selama operasi. Dengan demikian dibutuhkan pendekatan Risk Assassement yang sesuai untuk menilai resiko yang terjadi. Pada penelitian ini menggunakan pendekatan FMECA dan simulasi Monte Carlo (Crystall Ball) dalam proses menilai resiko. Hasil dari Risk Assassement menggunakan FMECA menunjukan bahwa peralatan yang mempunyai nilai prioritas paling tinggi (RPN) serta memiliki resiko tinggi adalah pada sub system Scrubber, Kompresor, serta gas turbin. Sementara hasil simulasi Monte Carlo menunjukan bahwa hanya sub system kompresor dan gas turbin yang mempunyai resiko tinggi. ......The risk assessment activity becomes an important part of the effort of a system performance and reliability of a system during operation.Thus, it takes appropriate Risk Assessment approacth to assessing the risk. In this study, Monte Carlo and FMECA method are used in the process of assessing risk. The risk assessment result based on FMECA analysis show that the equipment have risk priority number as well as high risk are scrubber,compressor and gas turbin.while by Monte Carlo Method show that only compressor and turbin gas that have highest risk.

Abstrak :
Kebocoran gas sepanJang jalur p1pa adalah hal yang sangat tidak diinginkan. Berbagai metoda untuk mendeteksi kebocoran sudah ditemukan namun penggunaannya sangat bergantung pada karakteristik masing-masing jaringan pipa. Penelitian ini menggunakan data sepanjang bulan Oktober 2011 di jaringan pipa PT X. Perhitungan kondisi kebocoran gas dilakukan oleh perangkat lunak simulasi pipa transmisi untuk melakukan pengujian terhadap metoda deteksi kebocoran pressure point analysis dan neraca massa. Lokasi kebocoran berjarak 49 km, 98 km, dan 147 km dari inlet dengan besarnya kebocoran 1 inchi, 3 inci, dan 5 inchi. Dari hasil simulasi didapatkan bahwa metoda yang lebih baik adalah metoda neraca massa karena mampu mendeteksi kebocoran dalam waktu terlama 39 menit dengan akurasi perkiraan laju alir kebocoran rata-rata sebesar -1,30%. ...... Gas leak along the pipeline is very undesirable. Various methods for detecting leaks are found, but their use depends on the characteristics of each pipeline. This study uses data throughout the month of October 2011 in the pipeline of PT X. Gas leak condition calculations performed by pipeline transmission simulation software for testing the leak detection method of pressure point analysis and mass balance. Leak locations are 49 km, 98 km, and 147 km from the inlet with the magnitude ofleakage 1 inch, 3 inches, and 5 inches respectively. From the simulation results showed that the mass balance method is better because is able to detect leaks in the longest 39 minutes with an accuracy estimated leak flow rate by an average of -1.30%.

Abstrak :
Penelitian ini menggunakan integrasi Earned Value Management dan Risk Management dalam melakukan rancangan mitigasi risiko keterlambatan proyek pipa gas alam. Dengan melakukan komparasi terhadap nilai Planned Value, Earned Value dan Actual Cost pada data historis dan hasil simulasi monte carlo (perangkat lunak Crystal Ball) diperoleh hasil bahwa dari 3 (tiga) skenario simulasi biaya dan waktu, skenario terbaik adalah skenario ke-2 di masing masing proyek. Pada minggu ke-21 di proyek 1, nilai Cost Performance Index (CPI) dan Schedule Performance Index (SPI) adalah 1; minggu ke-20 di proyek 2, nilai CPI dan SPI adalah 1; dan minggu ke-7 di proyek 3, nilai CPI dan SPI adalah 1. Mitigasi risiko dilakukan pada aktifitas-aktifitas dalam jalur kritis ketiga proyek, sebanyak 14 (empat belas) aktifitas pada 9 (Sembilan) jalur kritis di proyek 1; 16 (enam belas) aktifitas pada 4 (empat) jalur kritis di proyek 2; dan 22 (dua puluh dua) aktifitas pada 2 (dua) jalur kritis di proyek 3. Nilai SPI pada awal proyek 1 dan 2 diatas angka '2', mengindikasikan aktifitas pengadaan material yang tidak dapat dipenuhi akibat proses produksi, transportasi, dan distribusi material yang tidak terencana. Langkah yang dapat dilakukan adalah memisahkan pengadaan material dari kegiatan konstruksi proyek.

---

The study used integration of Earned Value Management and Risk Management for conducting risk delays mitigation plan the natural gas pipeline project. By performing a comparison of Planned Value, Earned Value and Actual Cost on historical data and the results of a monte carlo simulation (Crystal Ball) that the results obtained from the 3 (three) cost and time simulation scenario, the best case scenario is the 2nd scenario in each project. At week 21 (twenty one) in the project no. 1, the Cost Performance Index (CPI) and Schedule Performance Index (SPI) value is 1; week 20 (twenty) in the project no. 2, the CPI and SPI value is 1; and the week 7 (seven) in the project no. 3, CPI and SPI values are 1. Project risk had mitigated on the activities in the critical path of the three projects, a total of 14 (fourteen) activities in the 9 (nine) critical path in the project 1; 16 (sixteen) activity in 4 (four) critical path in the project 2; and 22 (twenty two) activity in 2 (two) critical path in the project 3. SPI value at the beginning of the project 1 and 2 above figures '2', indicated that the material procurement activities can not be met due to the process of production, transportation, and distribution of materials unplanned. The best actions to do is to separate the material procurement from construction activities.

Abstrak :
Pipa transmisi Dumai-Sei Mangkei dibangun sepanjang 421 km dengan tujuan untuk mengalirkan gas alam mencapai 300 MMSCFD baik ke arah Sumatra Selatan dan juga Pulau Jawa, maupun ke arah Sumatra Utara untuk menambahkan pasokan gas alam yang dialirkan pipa transmisi ruas Arun-Belawan. Dalam kajian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pipa tersebut berdasarkan evaluasi teknis dan ekonomi. Desain teknis meliputi desain sistem pipa transmisi. Perhitungan dari simulasi memberikan hasil desain pipa baja API 5L X42 dengan diameter 28 inci. Desain peralatan meliputi kompresor yang terletak di Dumai dan Sei-Mangkei, berupa kompresor dua tahap dengan masing-masing tahap berkekuatan 7537 hp dan 7353 hp, desain slug catcher yaitu diameter 2,24 meter dan panjang 4,88 meter, desain knock-out drum yaitu diameter 2,07 meter dan tinggi 4,88 meter, serta desain scrubber yaitu diameter 1,1 meter dan tinggi 3,3 meter. Hasil perhitungan nilai parameter keekonomian yang didapatkan adalah NPV sebesar USD 121.878.245, IRR 10,08%, dan PBP setelah 9,75 tahun dengan toll fee sebesar USD 8,37/MMBTU......The Dumai-Sei Mangkei transmission pipeline is built for 421 km to transport 300 MMSCFD of natural gas both ways towards South Sumatra and Java Island, and towards North Sumatra as an additional supply to the Arun-Belawan section pipeline. This study is made to determine the feasibility of the pipe based on its technical and economical evaluations. Technical evaluations include the design of the transmission pipeline system. Based on the calculations of a simulation, the pipe is designed with steel API 5L X42 as its material with a diameter of 28 inches. Equipment designs include compressors which are in both Dumai and Sei-Mangkei, each with two stages, and each stage has a power of 7537 hp and 7353 hp respectively, the design of a slug catcher with a diameter of 2,11 meter and length of 6,33 meter, the design of a knock-out drum with a diameter of 2,18 meter and height of 6,55 meter, and a scrubber with a diameter of 1,1 meter and height of 3,3 meter. The results of economic parameter calculations is a NPV of USD 121.878.245, IRR 10,08%, and PBP after 9,75 years with a toll fee of USD 8,37/MMBTU.