Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Mixed budidaya ion-elektronik (MIEC) membran telah dipelajari untuk dekade karena kemampuan mereka untuk memisahkan oksigen dari udara pada suhu tinggi. Itu Kepentingan utama muncul dari energi dan biaya persyaratan rendah berspekulasi, saat diintegrasikan ke stasiun listrik tenaga batubara, dibandingkan dengan distilasi kriogenik. Tujuan dari proyek ini adalah untuk mengevaluasi kelayakan menggunakan membran MIEC untuk pabrik gas combined cycle oksigen bara menggunakan proses simulasi Suite Aspen Plus (V8.2). produksi oksigen pertama kali dimodelkan secara terpisah untuk sistem memproduksi 150 kg / s oksigen murni, yang diperlukan energi 111,88 MW (84,72 MW sebagai pekerjaan dan 27,16 MW sebagai panas). persyaratan kompresi bisa diimbangi oleh memperluas udara O2-habis melalui turbin menghasilkan energi 35,33 MW. Itu proses produksi oksigen kemudian diintegrasikan dengan pabrik gas combined cycle di berbagai konfigurasi, dengan konfigurasi terbaik kembali efisiensi ~ 27%. Ini merupakan penurunan 13% dalam efisiensi secara keseluruhan, yang 6,5% lebih buruk daripada jika distilasi kriogenik yang diperlukan. Kendala utama adalah menyeimbangkan integrasi panas terhadap persyaratan kompresi. Proyek ini telah mengalami beberapa modifikasi dan perbaikan selama proses pemodelan; bahkan, untuk menerapkan desain untuk aplikasi nyata memerlukan penelitian lebih lanjut. ......Mixed ionic electronic conducting MIEC membranes have been studied for decades for their ability to separate oxygen from air at high temperatures. The main interest arises from the speculated lower energy and cost requirements when integrated into a coal fired power station as compared to cryogenic distillation. The aims of this project are to evaluate the feasibility of using MIEC membranes for an oxygen fired combined cycle gas plant using the process simulation suite Aspen Plus V8 2 Oxygen production was first modelled separately for a system producing 150 kg s pure oxygen which required 111.88 MW energy 84.72 MW as work and 27.16 MW as heat. Compression requirements could be offset by expanding the O2 depleted air through a turbine producing 35.33 MW energy. The oxygen production process was then integrated with a combined cycle gas plant in a variety of configurations with the best configuration returning an efficiency of 27 This represents a 13 reduction in overall efficiency which was 6.5 worse than if cryogenic distillation was required. The main obstacle is balancing the heat integration against compression requirements. The project has undergone several modification and improvements during the modelling process moreover to implement the design to the real application needs further study.

Abstrak :
Tingginya kebutuhan gas bumi yang di sertai menurunnya pasokan dari sumur migas sekitarnya diperkirakan akan membuat terjadinya defisit neraca gas sebesar 1.322 MMSCFD untuk wilayah Jawa Bagian Barat di tahun 2020. Oleh karena itu, Jawa Barat membutuhkan Fasilitas Regasifikasi LNG untuk menerima gas bumi dari luar daerah untuk dapat masuk ke jaringan pipa. Dalam penelitian dilakukan perbandingan efisiensi pemanfaatan energi dingin LNG untuk gudang pendingin dengan kapasitas 200 ton ikan dan pembangkit listrik dengan kapasitas 70% pemanfaatan energi dingin dari terminal apabila diterapkan di wilayah Jawa Bagian Barat. Regasifikasi dengan pemanfaatan energi dingin LNG menggunakan siklus rankine dan brayton untuk pembangkit listrik combined cycle dan sebagai media pendingin gudang pendingin. Selain dari itu dilakukan perbandingan nilai ekonomi untuk aplikasi dari masing-masing fasilitas yang terintegrasi. Perhitungan teknis dilakukan menggunakan perangkat lunak proses simulasi dengan hasil dari analisa simulasi terminal regasifikasi efisiensi thermal didapatkan sebesar 58,44% dengan 70,05% gudang pendingin, 67,67% pembangkit listrik dan 97,61% regasifikasi. Sedangkan efisiensi energi listrik yang didapatkan adalah sebesar 58,21% dengan energi listrik yang dihasilkan 186 MW. Pada nilai ekonomi dilakukan perhitungan levelized cost untuk biaya produksi regasifikasi pada gudang pendingin yaitu sebesar 0,73 $/MMBtu, pada pembangkit listrik sebesar 0,75 $/MMBtu dan regasifikasi sebesar 1,20 $/MMBtu. Biaya pembangkitan listrik didapatkan sebesar 0,08$/kWh dan biaya penyimpanan gudang pendingin sebesar 0,67 $/pallet hari.

---

The high demand of natural gas which is accompanied by a declining supply of oil and gas wells surrounding areas is expected to create a deficit gas balance by 1.322 MMSCFD for the region of Western Java in 2020. Therefore, West Java requires LNG Regasification facilities to receive natural gas from outside of the region to be able to get into the pipeline network in this study, a comparison of efficiency cold energy LNG utilization for refrigeration warehouse with capacity of 200 tons fish and power plant with 70% capacity of cold energy utilization from terminal when applied in Western Java area. Regasification with LNG cold energy utilization using rankine and brayton cycles for combined cycle power plants and as cooling cooler medium for cold storage. In addition, economic value comparisons for applications of each integrated facility are performed. Technical Calculations are performed using process simulation software with the result of regasification terminal simulation analysis of thermal efficiency which are 58,44% with 70,05% for cold storage, 67,67% for power plant and 97,61% for regasification. While the electrical energy efficiency obtained is 58.21% with electric energy generated 186 MW. The economic value of regasification are calculated by using levelized cost to obtain production cost in for cold storage that is equal to 0.73 $ / MMBtu, for power plant equal to 0,75 $ / MMBtu and regasification equal to 1,20 $ / MMBtu. Electricity generation costs were obtained at 0.08 $ / kWh and cooling storage cost of 0.67 $ / pallet days.

Abstrak :
ABSTRAK
Praktek pembuangan sampah pada saat ini memaksakan kapasitas 380 tempat pembuangan akhir sampah di Indonesia mendekati batasnya. Melalui berbagai teknologi konversi sampah ke energi, sampah tersebut dapat dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik. Salah satu dari teknologi ini adalah digesti anaerob, yang menghasilkan biogas kaya akan methan untuk membangkitkan listrik. Penelitian ini memiliki tujuan mengevaluasi jumlah biogas dan listrik yang dapat dihasilkan dari sejumlah tertentu fraksi organic sampah kota dan performa ekonomi dari pabrik tersebut. Simulasi proses dengan bantuan perangkat lunak akan digunakan untuk mempelajari proses produksi biogas dari sampah. Sementara itu, levelized cost of electricity akan digunakan untuk meninjau kelayakan ekonomi dari proyek tersebut. Digesti anaerob dari 2000 ton sampah padat per hari di Jakarta menghasilkan 73,368.48 STD m3/jam dan menghasilkan tenaga sebesar 212.63 MW dengan menggunakan teknologi CCGT. Didapatkan nilai Levelized Cost of Electricity dari teknologi ini sejumlah 9.9 cent USD/kWh.

---

ABSTRACT<>br> The current practice of dumping waste is forcing the capacity of the 380 landfill sites located in Indonesia to its limits. Through the various waste to energy technologies that are available in the market, it is possible to utilize the waste that is generated into electricity by combined cycle gas turbine CCGT . One of these technologies is anaerobic digestion, which produces biogas rich in methane that can be used to generate electricity. This research has the purpose of evaluating the amount of biogas and electricity produced from a certain amount of organic fraction of municipal solid waste and the economic performance of the plant. The overall process of biogas production and electricity generation will be simulated using SuperPro Desgner and Unisim Design software. Meanwhile, the levelized cost of electricity of the project is used to review its economic performance. The anaerobic digestion of 2000 tons of organic waste per day in Jakarta results in the production of 73,368.48 STD m3 h and produces a net power of 212.63 MW of electricity using CCGT. The Levelized Cost of Electricity of this technology is calculated to be 9.9 cent USD kWh.

Abstrak :
ABSTRAK
CCGT Combined Cycle Gas Turbine merupakan siklus pembangkit listrik yang umum digunakan di Indonesia. Gas hasil pembakaran pembangkit listrik mengandung CO2 yang tinggi menyebabkan terjadinya pemanasan global apabila langsung dibuang ke atmosfer. Sehingga diperlukan proses penangkapan dan pemanfaatan CO2 agar memiliki nilai jual yang lebih tinggi serta mengurangi jumlah emisi CO2 yang dihasilkan. Pada penilitian ini, dilakukan simulasi terhadap 3 skema proses terintegrasi. Skema proses tersebut adalah tri-reforming untuk menghasilkan sintetis gas, hidrogenasi CO2 berbasis energi terbarukan dan gabungan dari kedua proses tersebut. Skema proses tersebut akan dianalisis kinerja teknis dan ekonomi yaitu dalam bentuk intensitas CH4, intensitas energi, penyusutan CO2 serta biaya tambahan untuk pemanfaatan CO2 menjadi metanol. Diperoleh bahwa skema 2 memiliki nilai intensitas CH4 dan nilai penyusutan CO2 paling baik 0,7 tonCH4/tonMetanol 1,2 tonCO2/tonMetanol sedangkan skema 1 memiliki intensitas energi paling rendah 51 GJ/tonMetanol serta memiliki nilai keuntungan dalam pemanfaatan CO2 menjadi metanol 1930 USD .

---

ABSTRACT
CCGT Combined Cycle Gas Turbine is a power plant cycle that commonly used in Indonesia. Flue gas power plants contain high CO2 and cause global warming when directly discharged into the atmosphere. So that required the process of capture and utilization of CO2 in order to have a higher selling value and reduce the amount of CO2 emissions produced. In this research, simulation of 3 integrated process schemes was performed. The process scheme is tri reforming to produce synthetic gases, hydrogenation of CO2 based on renewable energy and a combination of both processes. The process scheme will be analyzed technical and economic performance that is in the form of intensity of CH4, energy intensity, CO2 abatement as well as additional cost for the utilization of CO2 to methanol. It is found that scheme 2 has the highest intensity value of CH4 and CO2 abatement value 0.7 tonCH4 tonMethanol 1.2 tonCO2 tonMethanol whereas scheme 1 has the lowest energy intensity 51 GJ tonetolol and has a gain value in CO2 utilization To methanol 1930 USD.