Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Kandungan 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.

---

ABSTRACT
CO2 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.

Abstrak :
ABSTRAK
Berdasarkan data Pertamina, lapangan gas X yang terletak di Kalimantan Timur memiliki cadangan gas terbukti 89 BSCF. Terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Timur dan tidak terdapatnya konsumen disekitar lapangan mengakibatkan lapangan gas X belum dapat diproduksi. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Tanjung Batu yang berjarak 400 km dari lapangan gas memerlukan pasokan gas sebesar 11 MMSCFD untuk melakukan program konversi dari bahan bakar minyak ke bahan bakar gas. Mencairkan gas menjadi LNG adalah salah satu metode yang paling banyak dipakai untuk mentransportasikan gas dari produsen ke konsumen.Pada studi ini dilakukan analisis pemilihan mini LNG unit yang paling menguntungkan serta cocok untuk kilang mini LNG X dengan menggunakan metode Analytical Hierarchy Process AHP . Analisis keekonomian dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan Lapangan Gas X dengan skema mini LNG. Produksi LNG dari Lapangan X diperkirakan 83.404 TPA selama 20 tahun. Berdasarkan Simulasi dengan Analytical Hierarchy Process AHP didapat bahwa Mini LNG Unit PRICO dari Black Veatch lebih unggul dibandingkan dengan LIMUM dari Linde. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US 177.787.380 untuk mini LNG unit dan Regasification Plant Tanjung Batu dengan IRR 14 didapatkan harga gas di plant gate Tanjung Batu adalah US 16,49 /MMBTU dengan nilai NPV sebesar US 65.96.509.87 dan payback period selama 12,2 tahun. Analisis sensitivitas terhadap proyek ini menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual dan volume Gas.

---

ABSTRACT
Based on data from Pertamina, X gas field located in East Kalimantan has proven 89 BSCF gas reserves. Limited gas infrastructure in East Kalimantan and the absence of consumers around the field resulted in the X gas field being unable to be produced. Tanjung Batu Gas Power Plant which is 400 km away from gas field requires gas supply of 11 MMSCFD to convert from fuel to gas. Liquefying gas into LNG is one of the most widely used methods to transport gas from producer to consumer.In this study conducted an analysis of the technical and economical ways to assess the feasibility Analytical Hierarchy Process AHP was used to get the most profitable and suitable X mini LNG unit. Economic analysis was conducted to assess the feasibility of developing X gas field with LNG mini scheme. LNG production from X Field is estimated at 83,404 TPA for 20 years. Based on Simulation with Analytical Hierarchy Process AHP it is found that Mini LNG Unit PRICO from Black Veatch is superior compared to LIMUM from Linde.Economic parameters analysis shows CAPEX cost about US 177,787,380 for mini LNG unit and Regasification Plant Tanjung Batu with IRR 14 obtained gas price at plant gate of Tanjung Batu is US 16.49 MMBTU with value of NPV equal to US 65,96,509,87 And payback period for 12.2 years. The sensitivity analysis of this project shows that the most influential parameters are gas selling price and volume.Keywords Economic Study, Analytical Hierarchy Process AHP , Regasification Plant

Abstrak :
ABSTRAK
Gas alam adalah salah satu energi utama yang banyak digunakan di Indonesia. Pemanfaatan gas alam di berbagai aspek masyarakat telah mendorong gas alam untuk mendorong pertumbuhan ekonomi nasional. Pemanfaatan ini juga didorong oleh dukungan pemerintah untuk pengembangan infrastruktur gas alam dan tata kelola kebijakan energi. Untuk mendukung pengaturan pasokan dan pemanfaatan gas alam, diperlukan perencanaan alokasi gas alam jangka panjang. Langkah awal dalam merencanakan alokasi adalah untuk memperkirakan tingkat konsumsi gas alam di Indonesia. Penelitian ini memberikan gambaran tentang perkiraan konsumsi gas dengan dua metode yaitu menggunakan jaringan saraf tiruan dan regresi linear berganda. Berdasarkan hasil penelitian, diperoleh hasil nilai error menggunakan mean square error MSE adalah 0,0154 untuk regresi linear berganda dan 0,0117 untuk metode jaringan saraf tiruan sehingga dapat disimpulkan bahwa metode jaringan saraf tiruan lebih baik dalam memprediksi nilai konsumsi gas bumi. Serta dari hasil peramalan dengan kedua metode, terlihat adanya peningkatan permintaan gas alam untuk kebutuhan domestik Indonesia.

---

ABSTRACT
Natural gas is one of the main energy that is widely used in Indonesia. Utilization of natural gas in various aspects of society has encouraged natural gas to boost national economic growth. This utilization is also driven by government support for the development of natural gas infrastructure and energy policy governance. To support the regulation of supply and utilization of natural gas, long term natural gas allocation planning is required. The first step in plotting allocations is to estimate the level of natural gas consumption in Indonesia. This study will provide an overview of the estimated gas consumption by two methods, namely using Artificial Neural Network and Multiple Linear Regression. Based on the result of research, error value using mean square error MSE is 0.0154 for multiple linear regression method and 0,0117 for artificial neural network method so it can be concluded that artificial neural network method is better in predicting the value of natural gas consumption. As well as from the results of forecasting with both methods, there is an increase in demand for natural gas for domestic needs of Indonesia

Abstrak :
Tesis ini bertujuan untuk mengetahui keekonomian jalur pipa distribusi gas bumi dari titik suplai ke konsumen di wilayah Papua Barat serta untuk menentukan besarnya tarif distribusi pada suatu jaringan pipa. Tahapan penelitian meliputi studi literatur, pengumpulan data, analisis supply and demand, menentukan skenario, analisis keekonomian, analisis sensitivitas, dan penarikan kesimpulan dan saran. Skenario yang diusulkan ada tiga. Pertama, skenario pembiayaan Pemerintah. Kedua skenario Pembiayaan Badan Usaha 100% Equity dan yang terakhir skenario pembiayaan melalui Badan Usaha 30% equity. Analisis Keekonomian Jaringan Pipa Distribusi Gas Bumi di Papua Barat dengan skenario pertama menunjukkan bahwa proyek ini akan ekonomis dengan harga Rp.3.887/m3. Skenario kedua akan ekonomis dengan harga Rp. 4.655,32/m3. Skenario ketiga akan ekonomis dengan harga minimal Rp.5.768,65/m3. Faktor yang berpengaruh terhadap terjadinya perubahan adalah eskalasi biaya operasi dan penurunan kebutuhan konsumen. ......This Tesis aims to analyze the economics of natural gas distribution pipeline from point of supply to consumers in the Sorong area and to determine the amount of the distribution tariff on a pipeline. Stages of the present study, in general includes the study of literature, data collection, analysis of supply and demand, determine the scenario, economic analysis, sensitivity analysis, and drawing conclusions and suggestions. There are three proposed scenarios. First, government financing scenario, the second scenario 100% Financing Entity Equity and the latter scenario enterprises financing through 30% equity. Economical Analysis of Natural Gas Distribution Pipeline in West Papua with the first scenario shows that the project will be economically priced Rp.3.887/m3. The second scenario would be economical at a price of Rp. 4655.32 / m3. The third scenario would be economical with minimal price Rp.5.768, 65/m3. Factor that influence the occurrence of change is escalating operating costs and decreased consumer demand.

Abstrak :
ABSTRAK
Listrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

ABSTRACT
Electricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel. This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh.