Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Komitmen Indonesia untuk mengurangi emisi karbon sebesar 31,89% pada tahun 2030 adalah dengan pengaplikasian energi bersih dan terbarukan, seperti gas alam. Namun, gas alam yang diperoleh dari reservoir bawah tanah mengandung beberapa komponen pengotor seperti karbon dioksida. Penanganan terhadap emisi CO2 dapat dilakukan dengan penangkapan dan penyimpanan karbon dioksida (Carbon Capture and Storage) menggunakan pelarut amina. Penelitian ini mempelajari efek penggunaan jenis amina (MEA, MDEA, dan MDEA/MEA) dan variasi komposisi CO2 (5, 10, 15, dan 20%) dalam umpan gas terhadap konsumsi energi dan jejak karbon pada proses penangkapan dan transportasi CO2. Model unit pemrosesan gas amina dikembangkan menggunakan simulator Aspen HYSYS V10. Komposisi CO2 20% pada umpan gas di setiap variasi amina menunjukkan nilai konsumsi energi terendah dengan nilai berturut-turut 4,73 GJ/ton CO2, 5,27 GJ/ton CO2, dan 3,34 GJ/ton CO2. Teknologi CCS layak digunakan pada suatu gas plant dengan menggunakan MEA untuk umpan gas yang memiliki komposisi CO2 minimal 20% dan MDEA/MEA untuk umpan gas yang memiliki komposisi CO2 minimal 10% CO2 karena menghasilkan net negative emissions dengan nilai berturut-turut -1.056,20 ton CO2 dan -1.343,06 ton CO2 ......Indonesia's commitment to reducing carbon emissions by 31.89% by 2030 is through the application of clean and renewable energy, such as natural gas. However, natural gas obtained from underground reservoirs contains several impurity components such as carbon dioxide. Handling CO2 emissions can be done by capturing and storing carbon dioxide (Carbon Capture and Storage) using amine solvents. This research studied the effect of using amine types (MEA, MDEA, and MDEA/MEA) and variations in CO2 composition (5, 10, 15, and 20%) in gas feed on energy consumption and carbon footprint in the CO2 capture and transportation process. The amine gas processing unit model was developed using the Aspen HYSYS V10 simulator. The composition of 20% CO2 in the gas feed in each amine variation shows the lowest energy consumption values ​​with values ​​respectively 4.73 GJ/ton CO2, 5.27 GJ/ton CO2, and 3.34 GJ/ton CO2. CCS technology is suitable for use in a gas plant by using MEA for feed gas that has a CO2 composition of at least 20% and MDEA/MEA for feed gas that has a CO2 composition of at least 10% CO2 because it produces net negative emissions with a value of -1,056.20 respectively. tons of CO2 and -1,343.06 tons of CO2.

Abstrak :
Liquified Natural Gas (LNG) merupakan salah satu sumber energi yang menjanjikan dalam upaya transisi menuju energi terbarukan. Namun, terdapat kekurangan pada proses regasifikasi LNG yang disebabkan adanya pemborosan energi dingin yang tidak dimanfaatkan selama proses tersebut berlangsung. Teknologi pembangkit listrik termal memiliki potensi dalam memanfaatkan energi dingin tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi konfigurasi sistem pembangkit daya berupa siklus Brayton terbuka dan Rankine organik yang terintegrasi dengan sistem regasifikasi LNG, menggunakan beberapa varian fluida kerja organik seperti ammonia, propana, dan butana. Penelitian ini meninjau sisi termodinamika dan keekonomian melalui simulasi dan optimasi menggunakan perangkat lunak Aspen HYSYS 12. Analisis ekonomi dilakukan melalui perhitungan total biaya produksi yang melibatkan luas heat exchanger yang dibutuhkan dan analisis sensitivitas terhadap jumlah energi listrik yang dihasilkan. Hasil yang didapatkan menunjukkan penggunaan fluida kerja ammonia memiliki tingkat efisiensi termal dan kapasitas daya tertinggi yaitu 40,4% dan 103,7 MW apabila dibandingkan dengan penggunaan fluida kerja lainnya. Case dengan fluida kerja ammonia memiliki nilai NPV tertinggi yaitu 307,7 trilliun rupiah. ......Liquified Natural Gas (LNG) is a promising energy source in the transition to renewable energy. However, there are drawback in the LNG regasification process due to the waste of cold energy that is not utilized during the process. Thermal electricity generation technology has the potential to utilize this cold energy. This research aims to evaluate the power generation system configuration in the form of an open Brayton and organic Rankine cycle integrated with an LNG regasification system, using several variants of organic working fluids such as ammonia, propane and butane. Comparisons will also be carried out to see opportunities from implementing this integrated cycle. This research will review the thermodynamics and economics through simulation and optimization using Aspen HYSYS 12 software. Economic analysis is carried out through calculating total production costs involving the required heat exchange area and sensitivity analysis of the amount and price of electricity produced. The results of the economic analysis will provide a comprehensive comparison of the three working fluids used. The results indicate that using ammonia as a working fluid achieves the highest thermal efficiency and power capacity, at 40.4% and 103.7 MW respectively, compared to other working fluids.