Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Selama masa operasional pada jaringan pipa transmisi gas banyak ditemukan potensial hazard yang dapat mengakibatkan kegagalan pipa. Perusahaan operator pipa perlu melakukan analisa risiko dengan mengidentifikasi hazard, menentukan parameter probabilitas (PoF) dan konsekuensi kegagalan (CoF) pipa serta melakukan perhitungan risiko qualitative sehingga dapat mengetahui profil risiko sepanjang pipa dan akibatnya terhadap orang, lingkungan, aset, serta reputasi pada perusahaan. Berdasarkan tingkat risiko yang dihasilkan operator pipa dapat menetukan mitigasi dan rekomendasi yang diperlukan untuk mengurangi risiko pada pipa onshore berupa strategi inspeksi, pemeliharaan dan perbaikan terkait dengan ancaman dampak mekanikal, korosi internal, dan korosi eksternal. Perhitungan analisa risiko menyatakan bahwa 87% segmen pipa berada pada tingkat risiko rendah dan 13% segmen pipa berada pada tingkat risiko menengah. Analisa fitness for service (FFS) yang dilakukan pada pipa tersebut menyatakan bahwa pipa tersebut masih layak dan aman beroperasi pada tekanan MAOP.

---

During the operational period of gas transmission pipelines are found a potential hazard that could result in pipeline failure. Pipeline operator companies need to do a risk analysis to identify hazards, determine the parameters of probability and consequences of pipeline failure and conduct qualitative risk analysis due to know the risk profile along the pipe and the failure consequence for people, environment, assets and company reputation. Based on the risk level, pipeline operator can determine the mitigation and recommendations to reduce risk in the form of strategic onshore pipeline inspection, maintenance and repairs related to the mechanical impact threats, internal corrosion and external corrosion. Calculation of the risk analysis states that 87% of the pipeline segments are at low risk and 13% of the pipelines are at intermediate risk. Analysis of fitness for service (FFS) conducted in the pipeline is stated that the pipeline is feasible and safe to operate at MAOP pressure."

"Sebagai instalasi yang sangat vital untuk mentransportasikan gas dari suatu lapangan untuk sampai kepada pengguna (End User) maka kehandalan sisstem pipa transmisi gas harus terus dijaga. Hal tersebut dilakukan dengan beberapa cara antara lain pelaksanaan inspeksi, program perawatan (maintenance) secara berkala atas sistem pipa transmisi gas tersebut. Metode inspeksi dirasakan masih memiliki beberapa kelemahan antara lain biaya tinggi, pelaksanaan inspeksi lebih ditekankan pada waktu inspeksi dan tidak mempertimbangkan risiko yang mungkin timbul serta dampaknya bila terjadi kegagalan operasinya. Dalam rangka meningkatkan efisiensi dalam hal keinspeksian, di industri migas telah dikenal suatu metode inspeksi yang didasari kepada pertimbangan risiko yang dikenal dengan istilah inspeksi berbasis risiko (Risk Based Inspection/RBI). American Petroleum Institute telah mengembangkan metodologi RBI tersebut yang pada awalnya masih dikhususkan pada instalasi dan peralatan yang berada pada suatu area tertentu dan memiliki tekanan (pressurize) RBI memfokuskan pelaksanaan inspeksi pada peralatan dan instalasi yang memiliki risiko kegagalan operasi sangat tinggi dengan dampak terhadap manusia sangat berbahaya. RBI dasar dikenal dengan perkalian antara Pof x CoF, dimana PoF itu adalah faktor penyebab kegagalan dan Cof itu adalah dampak yang ditimbulkan. Perkalian Pof dengan CoF menghasilan risiko yang ada pada instalasi dan peralatan. Mengingat parameter-parameter yang digunakan untuk menghitung PoF dan CoF pada peralatan dan instalasi bersifat tetap, maka menghitung risiko yang ada mudah dilaksanakan. Sebaliknya untuk sistem pipa transmisi gas dengan material baja API 5L X52 yang digelar melintasi berbagai area dimana memiliki sifat dan karakteristik yang berbeda sehingga menjadikan banyak factor ketidakpastian (uncertainity), maka RBI sulit untuk diaplikasikan. Penelitiaan ini bertujuan untuk mengembangkan dan mengaplikasikan model inspeksi berbasis risiko pada sistem pipa transmisi gas baja API 5L X52 di daratan dengan melakukan analisa permodelan terhadap faktor uncertainity sebagaimana disebutkan di atas. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa korosi eksternal menjadi faktor utama penyebab terjadinya kegagalan operasi dengan catatan gas yang mengalir adalah dry gas. Seluruh faktor kondisi tanah sekitar pipa digelar dan ditanam termasuk coating dan proteksi katodik menjadi faktor uncertainity. Untuk mengetahui tingkat risiko pada sistem pipa transmisi gas, maka dilakukan permodelan kuantifikasi dengan penghitungan melalui analisa distribusi weibull, dengan demikian risiko pada setiap segmen dapat diperhitungkan. Pada sistem pipa transmisi gas yang diproteksi dengan pelindung maka coating breakdown factordan penurunan proteksi katodik menjadi parameter yang penting dalam menghitung laju korosinya. Metode pengukuran laju korosi dilakukan dengan menggunakan polarisasi dengan parameter resistivitas tanah dan pH. Hasil pengukuran resistivitasdan pH sepanjang jalur pipa dengan sampel tanah yang diambil dianalisis di laboratorium dengan prinsip mengaplikasikan arus sinyal/AC dalam sel elektrokimia dengan menggunakan sirkuit tiga elektroda. Hasil penelitian menunjukkan bahwa laju korosi material baja API 5L X 52 meningkat dengan semakin kecilnya resistivitas tanah dan sebaliknya akan menurun dengan semakin tingginya resistivitas tanah. Laju korosi yang dihasilkan berdasarkan hasil analisis yaitu 0.7409 e –0.002(r) (pH) (CB) (CP). Besaran laju korosi untuk tiap segmen dapat diperhitungkan sehingga PoF dapat ditentukan. Permodelan kedua adalah penghitungan dampak yang diakibatkan bila pipa tersebut mengalami kegagalan operasi dan mengakibatkan kebocoran pipa maka dampak terhadap manusia menjadi hal yang harus diperhitungkan atau dikenal dengan istilah Number Of Death (NOD). Secara spesifik Jo dan Ann telah menemukan bahwa NOD dapat dihitung dan sangat tergantung pada densitas penduduk yang berada pada jarak tertentu dengan jalur pipa itu. CoF dalam hal ini diambil dari hasil perhitungan NOD dan diperhitungan untuk setiap segmen pipa. Pada tingkat fatality 90 % dengan densitas penduduk 0.00769 maka NOD adalah 1.Permodelan inspeksi sebagai bagian dari mitigasi risiko merupakan tahapan akhir dari proses penelitian ini sebagai respon dari analisis risiko yang dibuat agar pipa transmisi gas dapat dioperasikan dengan handal dan aman.. Skema inspeksi diperoleh melalui perhitungan laju korosi dengan mengetahui tingkat kritikaliti (kekritisan) per tahun atau per segmen. Penurunan risiko secara signifikan mampu mengurangi frekuensi inspeksi dimana meningkatkan efisiensi dan menghemat biaya. Penurunan risiko adalah implementasi metode ALARP yang implementasinya dilaksanakan melalui strategi IMR sebagai keluaran dari proses permodelan inspeksi berbasis risiko pada penelitian ini.

---

For installations that are vital for transporting gas from a field to get to the user (End User) the reliability system gas transmission pipeline must be maintained. This is done in several ways, among others, the implementation of the inspection, maintenance program (maintenance) periodically over the gas transmission pipeline system. Perceived inspection method still has some drawbacks include high cost, the implementation of the inspection more emphasis on inspection time and do not consider the possible risks and impacts in the event of failure of the operation. In order to improve efficiency in terms of inspection, in the oil and gas industry has known an inspection method that is based on the consideration of risk is known as risk-based inspection ( Risk Based Inspection / RBI ).

The American Petroleum Institute has developed the RBI methodology which initially was devoted to the installation and equipment located in a particular area and have the pressure ( pressurize ) RBI to focus inspections on equipment and installations that have a very high risk of failure with extremely harmful effects on humans. RBI base known as the multiplication between POF x CoF, which PoF it is a factor that is a failure and Cof impact. Multiplication POF with CoF produce risk of the installation and equipment. Given the parameters used to calculate the PoF and CoF on equipment and installations are fixed, then calculate the risks that exist easily implemented. In contrast to the gas transmission pipeline system with API 5L X52 steel materials are held across a range of areas which have different properties and characteristics that make a lot of uncertainty factors ( uncertainity ), the RBI is difficult to apply. The aim of this research to develop and apply models of risk -based inspection system of gas transmission pipeline API 5L X52 steel in the mainland by analyzing uncertainity modeling of the factors mentioned above.

The results of this study indicate that external corrosion becomes a major factor causing the failure of the operation to record the flowing gas is gas cleaning. All factors of soil around the pipe was held and planted including coatings and cathodic protection uncertainity factor. To determine the level of risk in the gas transmission pipeline system, it is done by calculating the quantification modeling through analysis of weibull distribution, thus the risks on each segment can be calculated. In the gas transmission pipeline systems protected with the protective coating breakdown factordan decrease in cathodic protection becomes an important parameter in calculating the corrosion rate. The method of corrosion rate measurements done using polarization with soil resistivity and pH parameters. Results ressitivity dan pH measurements along a pipeline with soil samples taken were analyzed in the laboratory by applying the principle of signal flow / air in an electrochemical cell using a three- electrode circuit.

The results showed that the corrosion rate of the steel material API 5L X- 52 increased with the size of the soil resistivity and vice versa to decrease with increasing soil resistivity. The resulting corrosion rate based on the results of the analysis are 0.7409 e -0002 ( r ) ( pH ) ( CB ) ( CP ). The amount of corrosion rate can be calculated for each segment so that PoF can be determined. The second is the calculation modeling the impact caused when the pipe failure resulting in leakage of pipeline operations and the impact of humans into things that must be considered or known as Number Of Death ( NOD ). Specifically Jo and Ann have found that NOD can be calculated and is highly dependent on the density of the population who are at a certain distance with the pipeline. CoF in this case are taken from the calculation of NOD and reckoned for each pipe segment. At the fatality rate of 90 % with a population density of 0.00769 then NOD is 1.

Modeling inspection as part of risk mitigation is the final stages of the research process in response to the risk analysis made to the gas transmission pipeline can be operated reliably and safely. Inspection scheme is obtained by calculating the corrosion rate by knowing the level kritikaliti ( criticality ) per year or per segment. Decreased risk significantly reduced the frequency of inspections which improve efficiency and save costs. The reduction in risk is ALARP method implementation are implementation strategies implemented through IMR as the output of a risk -based inspection process modeling in this study."

"Penilaian Risiko Keselamatan pada Sistem Perpipaan Gas Onshore di PT. X Sumatera Tahun 2013 dilakukan mengingat perlunya mengetahui tingkat risiko keselamatan pada proses pembangunan sistem perpipaan gas onshore ini dan daerah bertanah gambut yang banyak pepohonan dan sangat rentan terhadap kebakaran hutan yang akan mengancam keselamatan masyarakat di sekitar jalur pipa. Penelitian ini bersifat deskriptif analitik menggunakan metode analisis semi kuantitatif dengan tujuan untuk mendapatkan nilai dan tingkat risiko yang ada. Penilaian dilakukan menggunakan sistem skoring berdasarkan Model Studi Zulkifli Djunaidi. Hasil penilaian menunjukkan bahwa nilai probabilitas dari sistem perpipa gas onshore yang diteliti adalah 36,21 pts dengan nilai konsekuensi sebesar 1,56 pts. Nilai risiko relatif didapatkan sebesar 26,62 pts yang termasuk kategori low risk berdasarkan Tabel Kriteria ALARP. Oleh sebab itu, tindakan perbaikan tidak perlu dilakukan namun disarankan untuk memelihara kualitas pengendalian yang sudah dilakukan untuk meminimalisasi risiko.

---

Safety Risk Assessment for Onshore Gas Pipeline System at PT. X Sumatera 2013 done because it is important to know the level of risk of this gas pipeline system which still under construction and the land has a peat soil with many trees and susceptive to fire. This can be really harmful to the society. This research is an analytical descriptive that uses semi-quantitative analytical method to get the score and level of this pipeline risk. This assessment uses scoring system based on Zulkifli Djunaidi’s Study Model.

The result shows that the probability’s score is 36,21 pts with consequences 1,56 pts. Based on ALARP Criteria Table, the level of risk is low with the score of relative risk is 1,56. Therefore, immediate control is not needed but need to maintain the quality of exising control in order to minimize the risk."

"Pipa transmisi adalah cara teraman dan paling efektif untuk mengangkut gas alam dalam jumlah besar dalam jarak jauh. Meskipun transportasi menggunakan pipa adalah yang paling aman, kegagalan pipa transmisi dapat menyebabkan kerusakan, kerugian finansial, dan cedera. Kegagalan pipa perlu diprediksi untuk untuk menentukan prioritas pemeliharaan pipa sebagai salah satu strategi membuat jadwal pemeliharaan prefentif yang tepat sasaran dan efisien agar pipa dapat diperbarui atau direhabilitasi pipa sebelum terjadi kegagalan. Metode yang ditawarkan pada studi ini adalah machine learning, dimana metode merupakan bagian dari insiatif transformasi digital (Hajisadeh, 2019). Model dikembangkan berdasarkan data kegagalan historis dari jaringan pipa transmisi gas darat sekitar 2010-2020 yang dirilis oleh Departemen Transportasi AS dengan karakteristik data yang tidak terstruktur dan kompleks. Proses pembelajaran mesin dapat dibagi menjadi beberapa langkah: pra-pemrosesan data, pelatihan model, pengujian model, pengukuran kinerja, dan prediksi kegagalan. Pengembangan model pada studi ini dilakukan menggunakan dua algoritma yaitu regresi logistik dan random forest. Pola perilaku dari faktor-faktor yang paling berpengaruh adalah usia dan panjang segmen pipa meiliki korelasi positif terhadap kegagalan pipa. Kedalaman pipa, ketebalan, dan diameter pipa memiliki korelasi negatif. Kegagalan pipa paling sering terjadi pada pipa dengan class location 1 dan class location 4, pipa yang ditempatkan di bawah tanah, serta pipa dengan tipe pelapis coal tar. Hasil pengembangan model menggunakan machine learning menunjukan hasil performa model akurasi prediksi 0.949 dan AUC 0.950 untuk model dengan algoritma regresi logistik. Sedangkan akurasi prediksi 0.913 dan AUC 0.916 untuk model dengan algoritma random forest. Berdasrkan hasil uji performa kita dapat menyimpulkan bahwa machine learning adalah metode yang efektif untuk memprediksi kegagalan pipa. Berdasarkan model yang dilatih pada dataset nyata pipa transmisi gas, hasil prediksi pada studi kasus dapat menghindari 29% dari kegagalan pipa pada 2025, 53% kegagalan pipa pada tahun 2030, dan 64% pada tahun 2035.

---

Transmission pipe is the safest and most effective way to transport large amounts of natural gas over long distances. Although transportation using pipelines is the safest, transmission pipeline failures can cause damage, financial losses, and injuries. Pipeline failures need to be predicted to determine the priority of pipeline maintenance as one of the strategies to create a schedule of maintenance targets that is right on target and efficient so that the pipeline can be rehabilitated before a failure occur. The method offered in this study is machine learning, where the method is part of the digital transformation initiative (Hajisadeh, 2019). The model was developed based on historical failure data from the onshore gas transmission pipeline around 2010-2020 released by the US Department of Transportation with unstructured and complex data characteristics. The machine learning process can be divided into several steps: data pre-processing, model training, model testing, performance measurement, and failure prediction. The development of the model in this study was carried out using two algorithms namely logistic regression and random forest. The correaltion of the factors that most influence the failure of an onshore gas transmission pipeline is the age and length of the pipe segment has a positive correlation with pipe failure. Depth of cover, thickness, and diameter of pipes have a negative correlation with pipe failures. Pipe failures most often occur in pipes with class location 1 and class location 4, undersoil, and pipes with coal tar coating types. The results of the development of the model using machine learning showed the results of the model performance prediction accuracy is 0.949 and AUC is 0.950 for models with logistic regression algorithms. Whereas the accuracy of prediction is 0.913 and AUC is 0.916 for models using the random forest algorithm. Based on the results of performance tests we can conclude that machine learning is an effective method for predicting pipe failures. Based on the model trained on a real dataset of gas transmission pipelines, the prediction results in case studies can avoid 29% of pipe failures in 2025, 53% of pipe failures in 2030, and 64% in 2035. "

"ABSTRACTJalur pipa solar onshore Balongan ? Jakarta merupakan jalur distribusi solar dari terminal BBM Balongan ke terminal Plumpang. Kondisi jalur pipa memerlukan analisa risiko karena terletak di daerah yang padat penduduk dan umur pipa yang sudah tua. Analisa risiko dilakukan untuk mengetahui tingkat risiko pada setiap segmen pipa dan melakukan inspeksi berdasarkan hasil risiko. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode Muhlbauer dengan pendekatan penilaian parameter Probability of Failure (PoF) dan Consequence of Failure (CoF). Hasil analisa risiko diperoleh 12,38% berada pada kategori medium risk dan 87,62% berada pada kategori low risk. Terdapat 9 langkah inspeksi pemeliharaan untuk mengurangi terjadinya kegagalan pipa diantaranya adalah cleaning pigging, intelligent pigging, memeriksa Transformator Recifier, perbaikan coating, patroli, pengecekan test point, corrosion coupon, dan perbaikan fasilitas. Analisa biaya yang dilakukan menyatakan bahwa biaya saat terjadi kegagalan jauh lebih besar dibandingkan biaya pemeliharaan pipa

---

ABSTRACTBalongan ? Jakarta solar onshore pipeline is solar distribution channels from Balongan fuel terminal to Plumpang terminal. During operational period, there was a history of pipe failure which caused damage and cessation of solar distribution process to Jakarta. The condition of pipeline which located at densely populated area and the old age of pipe are also becoming reasons to conduct risk evaluation of Balongan ? Jakarta onshore pipe immediately. Risk analysis was done to investigate level of risk on each pipe segment and to conduct inspection based on risk result. The method used in this research is Muhlbauer method with parameter assessment approach Probability of Failure (PoF) and Consequence of Failure (CoF). The result of risk analysis showed that 12,38% was in medium risk category and 87,62% was in low risk category. There are 9 steps of maintenance inspection to reduce the occurrence of pipe failure that is: cleaning pigging, intelligent pigging, check transformator rectifier, coating improvement, patrol, check test point, corrosion coupon, facilities improvement. Cost analysis stated that current cost suffers more failure compared to pipe maintenance cost."

"Operation of gas pipelines by PT X, built in 1998 along 14.4 km of which has a danger of gas leaks and fires. Risk analysis is conducted to anticipate the risks that would arise in the gas distribution activities whose results are expected to provide input for the company. This relative risk analysis using semiquantitative methods Risk Rating Index with the approach where the risk of possible dangers (Sum Index) and consequences (Leak Impact Factor). The results showed that the pipelines are in high risk areas (Intolerable) and most of the factors that play a role in contributing to the failure of the operation of the pipeline is the design factor."

"PT. X merupakan salah satu perusahan yang bergerak bidang Eksplorasi danProduksi minyak dan gas yang beroperasi di Gresik, Jawa Timur mengalirkan gaskering dari fasilitas pengolahan darat ke Pembangkit Jawa Bali PJB . Berdasarkancatatan internal PT.X dari tahun 2007 sampai tahun 2016, terdapat 1 satu kalikejadian kebocoran pipa penyalur gas pada bulan Agustus tahun 2015 disebabkanoleh faktor ekternal. Selain terjadinya kecelakaan tersebut, beberapa kegiatanmasyarakat yang dekat dan bersinggungan dengan jalur pipa penyalur PT. Xterpantau semakin meningkat seiring dengan perkembangan kegiatan industri danpemukiman padat penduduk di daerah Gresik.Berdasarkan kondisi ini maka diperlukan kajian risiko untuk mendapatkangambaran profil serta tingkat risiko pipa apabila terjadi kebakaran dan ledakanterutama di daerah padat penduduk. Hasil penelitian dengan menggunakan kajianrisiko semi kuantitatif menunjukkan bahwa terdapat beberapa segmen jalur pipapenyalur yang mempunyai nilai Relative Risk RR yang rendah dengan nilai 0.7dan 1.8 dari nilai rata rata RR sebesar 2.4 serta dengan nilai probability of surviveberkisar antara 66.9 sampai 69.4 yang menunjukan risiko terjadinya kecelakandan adanya konsekuensi terhadap lingkungan paling besar dibanding segmen jalurpipa yang lain.Kajian risiko secara kuantitatif dilakukan terhadap beberapa segmen pipa tersebutdan hasilnya menunjukkan bahwa segmen pipa tersebut masih dalam tingkat risikoyang ACCEPTABLE dan TOLERABLE. Berbagai upaya pencegahan dan mitigasiharus dilakukan oleh PT. X untuk mempertahankan dan menurunkan tingkat risikopipa penyalur gas sampai tingkat ACCEPTABLE.

---

PT. X is one of the oil and gas exploration and production companies operating inGresik, East Java, transporting dry gas from Onshore Processing Facilities OPF to the Java Bali Plant PJB through pipeline. Based on internal records of PT.Xfrom 2007 to 2016, there was 1 one time occurrence of pipeline failure in August2015 caused by external factor. In addition to the occurrence of the accident, someactivities close to and intersect with the pipeline channel PT. X is observed toincrease in line with the development of industrial activities and densely populatedin the Gresik area.Based on this condition, an assesment is required in order to obtain a descriptionof the risk profile and the risk level of the pipeline in case of fire and explosion,especially in dense populated areas.

From the results of research by using semi quantitative risk analysis showed thatthere are several segments of the pipelines that have low Relative Risk RR withthe value of 0.7 and 1.8 of the average RR value of 2.4 and with probability ofsurvive value ranges from 66.9 to 69.4. It shows that the risk of accidents andthe impact of environmental consequences is greater than the other pipelinesegment.Quantitative risk assessments were conducted to the pipeline segments and theresults show that the pipeline segment is still at risk level ACCEPTABLE andTOLERABLE. Various mitigation and prevention efforts must be performed byPT. X to maintain and lower the risk level of gas transmission pipeline to ACCEPTABLE levels."

"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara. Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif. Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

---

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.

Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.

The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.

The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF."