Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKGas metana batubara coal bed methane, CBM adalah salah satu sumberenergi alternatif baru yang termasuk sebagai unconventional gas bersama denganshale gas. Indonesia memiliki potensi cadangan potential resources CBM yangdiperkirakan sebesar 453,3 trillion cubic feet 453,3 TCF , mayoritas terkandungpada empat basin terbesar, yaitu Sumatra Selatan 183 TCF , Barito 101,6 TCF ,Kutei 80,4 TCF , dan Sumatra Tengah 52,5 TCF . Meskipun dengan potentialresources sebesar ini, perkembangan produksi CBM di Indonesia masih sangatlambat, dengan tingkat produksi di tahun 2014 kurang lebih baru sekitar 1MMSCFD. Salah satu penyebab hal ini adalah masih minimnya skemapengembangan CBM yang terintegrasi mulai dari unit proses hulu sampai rantaidistribusi yang dilakukan oleh satu entitas, untuk meningkatkan nilai tambah daripengembangan CBM tersebut. Pada basin Sumatra Selatan, pengembangan produksi CBM yangmengintegrasikan penjualan gas sebagai gas perpipaan, pemanfaatan gas untukpembangkit listrik own-use dan komersial, serta pengolahan air terproduksidengan reverse osmosis untuk dijual sebagai air minum/air bersih dapatmenghasilkan NPV sebesar US 33.143.660,00, IRR sebesar 8,99 , dan PBPselama 16,76 tahun dari total 30 tahun waktu proyek. Sedangkan, pada basinBarito, pengembangan produksi CBM dengan metode pencairan gas menjadiLNG, pemanfaatan gas untuk pembangkit lisrik own-use dan komersial, sertapengolahan air terproduksi dengan reverse osmosis untuk dijual sebagai airminum/air bersih dapat menghasilkan NPV sebesar US 63.338.060,00, IRRsebesar 9,64 , dan PBP selama 16,71 tahun dari total 30 tahun waktu proyek.

---

ABSTRACTCoal bed methane, or CBM, is one of the new alternative energy source which is classified as unconventional gas, along with the shale gas. Indonesia has potential resources of CBM which is estimated at 453,3 trillion cubic feet 453,3TCF , where the majority of the resources are contained within four biggestbasins, South Sumatra 183 TCF , Barito 101,6 TCF , Kutei 80,4 TCF , andCentral Sumatra 52,5 TCF . In contrary with this high number of potentialresources, the development of CBM production in Indonesia is still very low, withthe production rate of CBM in 2014 is approximately 1 MMSCFD, more or less.One of the primary cause is currently there is still no proven integrateddevelopment plan scheme of CBM which combines upstream and midstreamactivities done by one single entity to increase the added values of the CBMdevelopment.On South Sumatra basin, CBM production development with integrationof direct to pipeline gas selling, utilization of gas for own use and commercialpower generation, and produced water treatment with Reverse Osmosis forpotable water selling can achieve NPV of US 33.143.660,00, IRR of 8,99 , andpayback period of 16,76 years out of 30 years of project rsquo s lifetime. Meanwhie, onBarito basin, CBM production development with integration of gas liquefactioninto LNG, utilization of gas for own use and commercial power generation, andproduced water treatment with Reverse Osmosis for potable water selling canachieve NPV of US 63.338.060,00, IRR of 9,64 , and payback period of 16,71years out of 30 years of project rsquo s lifetime."

"Potensi gas CBM di Kalimantan Tengah dapat digunakan sebagai pasokanbahan bakar pembangkit PLTGU namun belum adanya standarisasi harga jual gasCBM menyebabkan nilai keekonomian dari pembangkit berbahan bakar CBMperlu dikaji khususnya untuk harga produksi listrik yang cukup sensitif terhadapharga bahan bakar.Dalam perencanaan pengembangan pembangkit di Pulang PisauKalimantan Tengah akan dibangun pembangkit berkapasitas 2 x 60 MW, denganmemperhatikan produk pabrikan yang ada maka pembangkit yang dipilih adalahpembangkit berkapasitas 2 x 64 MW dengan total kapasitas 130,7 MW.Evaluasi pembangunan pembangkit PLTGU 130,7 MW dilakukan untukmenentukan harga produksi listrik dari kegiatan pembangkitan menggunakancadangan CBM yang ada. Evaluasi akan dilakukan dengan analisa sensitifitasharga listrik terhadap perubahan harga gas CBM dan nilai IRR. Harga listrik akandibandingkan dengan pembangkit PLTD, PLTU dan PLTGU Konvensional.Berdasarkan perhitungan dalam model finansial didapatkan kenaikan harga gas 1US$/Mmbtu, harga listrik akan naik 0,007 US$/KWh. Untuk harga gas CBM7US$/Mmbtu pada base case IRR sebesar 14% Interest Rate 10% didapatkanharga listrik PLTGU sebesar 0,083 US$/KWh.Pada kondisi base case harga listrik PLTGU dengan CBM mampubersaing dengan PLTD. Meskipun lebih rendah, harga listrik PLTU akan jauhmeningkat jika eksternalitas dimasukan dalam komponen biaya. Dan keterbatasanbahan bakar gas yang menyebabkan harga listrik PLTGU tinggi dapat ditekandengan memanfaatkan gas CBM sebagai bahan bakar alternatif.

---

CBM gas potential in Central Kalimantan can be used as a combined cycle

power plant fuel supply, but the lack of standardization of CBM gas price led to

the economic value of the CBM-fired plants need to be studied in particular for

the production of electricity prices is quite sensitive to fuel prices.

In planning the development of plants at Home Knives Central Kalimantan

plant will be built with a capacity of 2 x 60 MW, taking into account the

manufacturer's product then selected plants are plants with a capacity of 2 x 64

MW with a total capacity of 130.7 MW.

Evaluation of 130,7 MW Combined Cycle Power Plant construction is

done to determine the price of electricity production from generation activities

using existing CBM reserves. Evaluation will be conducted with sensitivity

analysis to changes in electricity prices CBM gas prices and the value of IRR.

Electricity prices will be compared with diesel generators, combined cycle power

plant and Conventional. Based on the calculation of the financial model obtained

gas price increase 1 U.S. $ / MMBTU, electricity prices will go up 0.007 U.S. $ /

kWh. For CBM gas price 7US $ / MMBtu in the base case IRR of 14% Interest

Rate 10% Combined Cycle Power Plant electricity prices obtained for 0.083 U.S.

$ / kWh.

In the base case conditions with CBM CCGT electricity prices competitive

with diesel. Although lower, the price at the plant will be much improved if

externalities are included in the cost components. And limitations of the fuel gas

combined cycle causing high electricity prices could be reduced by utilizing the

CBM gas as an alternative fuel."

"Penelitian ini dilatarbelakangi oleh kenyataaan bahwa angka pemanfaatan tempat tidur (TT) di wilayah Kabupaten Subang pada tahun 2000 sebesar 73,7%, angka ini mengalami peningkatan bila dibandingkan dengan tahun 1999 sebesar 49,7%. Dalam pengembangan rumah sakit (RS) diperlukan studi kelayakan, sederhana atau kompleksnya tergantung dari kemampuan biaya. Secara umum aspek-aspek yang akan dikaji dalam studi kelayakan meliputi : aspek hukum, sosial-ekonomi dan budaya, aspek pasar dan pemasaran, aspek teknis dan teknologi, aspek manajemen dan aspek keuangan. RSUD Subang adalah RS Tipe C, terletak di daerah Ciereng tepatnya di JI. Brigjen Katamso No. 37. Pada penelitian ini, peneliti ingin mengetahui apakah dengan adanya rencana pengembangan jumlah TT ruang perawatan kelas dan diperkirakan dibutuhkan dana untuk investasi yang cukup besar, maka perlu dikaji apakah rencana pengembangan jumlah TT ruang perawatan kelas ini layak untuk direalisasikan ?Tujuan penelitian ini adalah ingin mendapatkan gambaran mengenai kelayakan dari rencana pengembangan jumlah TT di ruang perawatan kelas dengan melakukan penilaian dari segi ekonomis dengan cara menghitung Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) dan Benefit Cost Ratio (BCR).Jenis penelitian ini merupakan penelitian operasional (operational research) untuk studi kelayakan berupa studi kasus, dengan menggunakan data sekunder 4 tahun terakhir (trend analysis). Kemudian melakukan analisis faktor internal dan eksternal di lingkungan RSUD Subang.Merujuk hasil analisis faktor internal di wilayah cakupan RSUD Subang, terlihat bahwa kebutuhan akan layanan kesehatan pada saat ini masih belum terlayani, baik dari segi kualitas maupun kuantitas.Mengacu kepada data demografi dan angka kunjungan pasien ke RS di Kabupaten Subang maka didapatkan jumlah TT untuk kebutuhan RS di Kabupaten Subang sebanyak 2145 TT (belum dikurangi dengan TT di RSUD sebanyak 150 TT), untuk ruang perawatan kelas sebanyak 243 IT. Namun disesuaikan dengan luas lahan yang tersedia dan standar ruang dari Dir Jen Yan Med DepKes RI maka didapatkan sebanyak 40 TT, dengan perincian 10 TT di VIP, 14 TT di Utama I dan 16 TT di Utama II, dengan menggunakan rata-rata LOS selama 3 hari.Dengan perkembangan agribisnis dan agroindustri di daerah Subang menjadikan peluang besar bagi RSUD dalam rencana pengembangan jumlah TT ruang perawatan kelas. Perkembangan pola morbiditas di RSUD Subang merupakan potensi pasar yang tidak mungkin diabaikan. Melihat pola penyakit yang ada, pengembangan layanan RSUD Subang pada tahap awal dipusatkan pada layanan rawat inap. Selanjutnya mulai diselenggarakan kegiatan yang mengikuti perkembangan RS itu sendiri dan kegiatan manajemen administrasi pendukungnya.Selanjutnya melakukan perhitungan/proyeksi keuangan untuk mengetahui kelayakan dari sisi ekonomis. Dari perhitungan ini didapatkan skema biaya investasi dan pendanaan sebesar Rp 1.994.762.000,00. Nilai NPV selama periode 15 tahun sebesar Rp 2.021.249,00. Nilai NPV pada perhitungan ini lebih besar dari 0, maka rencana investasi ini dapat diterima. Benefit Cost Ratio yang didapat adalah 2,01, Hasil perhitungan IRR (internal Rate Of Return) kegiatan RS ini adalah 27,92%. Dengan nilai IRR lebih besar dari nilai bunga kredit investasi sebesar 17,90% maka dari hasil perhitungan ini dapat dinilai layak dan RS dapat melanjutkan proyek ini.Untuk merealisasikan rencana pengembangan jumlah TT ruang perawatan kelas, maka disarankan agar pihak manajemen RSUD Subang segera mencari investor untuk melakukan kerjasama dalam hal investasi untuk peralatan medik atau penunjang dengan konsep bagi hasil antara pemilik / penyandang dana dengan pihak RS supaya masyarakat segera mendapatkan fasilitas pelayanan sesuai dengan yang diinginkan.Dengan adanya kerjasama ini sudah dapat dipastikan akan menurunkan biaya investasi, tetapi dari pendapatan yang dihasilkan tidak mengganggu terhadap arus kas. Disamping biaya operasional, juga dapat ditekan yang pada akhirnya akan mampu memberikan cost benefit ratio yang menguntungkan bagi organisasi RSUD Subang.

---

Feasibility Analysis of the Inpatient Bed Quantity Development at RSUD Subang, 2002The background of this study was based on the fact of bed occupancy rate in the District of Subang increased out of 49,7% in 1999 to 73,7% in 2000. Hospital development needs feasibility study, how simple and complex the hospital depends on its cost capability. In general, the aspects that would be reviewed in the feasibility study are as follows: legal, social-economy and culture, market and marketing, technique and technology, management, and financial.

In this study, the researcher would like to know whether the plan of inpatient bed development is feasible to be done or not due to this project would need lavish money to be invested. So, the aim of this study was to obtain the description about the feasibility of inpatient bed development in RSUD Subang by using economical assessment i.e. Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and Benefit Cost Ratio (BCR).

The study was an operational research for feasibility study that was conducted in RSUD Subang (a Type C-Hospital). The study used secondary data in the last 4 years (trend analysis) and analyzed the internal and external factors in the environment of RSUD Subang.

Based on the result of internal factors analysis in coverage area of RSUD Subang, was shown that health care need was inadequate not only the quantity but also the quality. Referring to demography data and patient visit rate in the District of Subang was obtained the need of bed quantity for hospital in the district of Subang were 2145 beds (including the number of beds in RSUD Subang as much as 150 beds), and the need of bed quantity fOr inpatient class were 243 beds. However, based on the available land and room standard from MOH was obtained 40 beds, in details distributed as follows: 10 beds in the VIP room, 14 beds in the Main 1 room, and 16 beds in the Main II room by using average length of stay: 3 days.

The agribusiness and agro industry development in the District of Subang becomes a big opportunity for RSUD Subang in developing its inpatient beds quantity. The morbidity pattern in RSUD Subang was also a market potential that could not be ignored. So, the preliminary step of health care development in RSUD Subang was focused on inpatient service. Furthermore, it would be held the activities that follow the hospital development itself and supporting administration management activities.

Based on the financial projection was obtained the scheme of investment cost and financing as much as Rpl.994.762.000,00. Besides, NPV for 15 year-period was Rp2.021.249,00. NPV was obtained from this calculation showed more than 0 (zero). It means that the investment plan is feasible. Benefit cost ratio that obtained was 2,01. Internal rate of return that obtained was 27,92%. The IRR was higher than investment interest rate: 17,90%, it means that the project is feasible.

In order to the realization of inpatient bed development plan could work out, it is recommended to the management of RSUD Subang to look for investors to conduct the collaboration in medical equipment investment by using profit sharing concept between the owner and the hospital management side. Such collaboration will decrease the investment cost and the revenue that gained will not disturb the cash flow. Suppressing operational cost will give cost benefit ratio for the hospital."

"Formasi Sajau berada di Cekungan Berau, dimana formasi ini merupakan lapisan pembawa gas metan dalam batubara. Batuan yang menyusun Formasi Sajau terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara; dimana batupasir konglomeratan berkembang di bagian atas dari sikuen batuan Formasi Sajau. Dalam penelitian ini, penulis menggunakan data seismik 2D post-stack time migration dan data sumur untuk identifikasi reservoar coal bed methane pada Formasi Sajau menggunakan metode inversi seismik. Inversi yang digunakan adalah model-based inversion dengan teknik soft constraint. Penulis juga membandingkan hasil inversi tersebut dengan hasil sparse spike inversion. Nilai error pada model based inversion yaitu 2271,1. Hasil inversi impedansi menunjukkan reservoar coal bed methane ditemukan pada zona batubara 1 dan 2 di Formasi Sajau. Kedua zona batubara di Formasi Sajau memiliki impedansi akustik berkisar 6600 - 8219 gr / cc * ft / s. Zona batubara 1 memiliki kandungan gas in-place sebesar 118,15 BCF. Zona batubara 2 memiliki kandungan gas in-place sebesar 163,98 BCF. Hasil model-based inversion menunjukkan persebaran reservoar coal bed methane di Formasi Sajau. Perhitungan GIP dari reservoar coal bed methane di Formasi Sajau yaitu 282,13 BCF.

---

The Sajau Formation is located at Berau Basin, which contains bearing formation coal bed methane. The Sajau Formation consists of interbedded of sandstone, claystone and coal; which is conglomeratic sandstone in upper part of the formation. In this study, we have performed 2D post-stack time migration and well data to identify coal bed methane in Sajau Formation using seismic inversion method. The inversion is carried out by model-based inversion with respect to soft constraint technique. We have also compared to the result with sparse spike method. The error of model-based inversion calculated 2217,1. The result of inversion show coal bed methane is found on two coal zones at the Sajau Formation. In the Sajau Formation, two coal zones have acoustic impedance range 6600 - 8219 g / cc * ft / s. Zone 1 has a gas in-place at 118.15 BCF. Zone 2 has a gas in-place at 163.98 BCF. Model-based inversion result shows the distribution of reservoir coal bed methane at the Sajau Formation. The calculated of gas in-place from reservoir coal bed methane at the Sajau Formation is 282,13 BCF."

"Daerah penelitian terletak di Tambang Air Laya Barat, Kabupaten Muara Enim yang termasuk ke dalam Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan penelitian adalah menentukan geometri lapisan batu bara, mengestimasi sumber daya batu bara, menentukan kualitas batu bara, dan menentukan potensi Gas Metana Batu Bara (GMB). Hasil penelitian menggunakan perangkat lunak minescape terdapat enam seam batu bara dengan arah strike barat – timur dan arah dip ke utara. Hasil seluruh estimasi sumber daya batu bara menggunakan metode circular USGS untuk sumber daya tereka 2305472 ton, sumber daya tertunjuk 15314260 ton, dan sumber daya terukur 29361800 ton. Total keseluruhan adalah 46981532 ton. Peringkat seluruh seam batu bara menggunakan klasifikasi ASTM D 388 – 1999 adalah High Volatile B Bituminous. Kualitas baik untuk seam A1, A2, B1, dan B2 berada di sekitar utara, sedangkan seam B dan C di sekitar tengah. Potensi GMB ditentukan dari metode persamaan modifikasi Kim oleh Sobarin, hasil rata-rata kandungan gas adalah 73.61 scf/ton berpotensi sedang. Hasil kalkulasi Gas In Place (GIP) menggunakan persamaan Mavor dan Nelson menunjukkan rata-rata seam C lebih besar yaitu 850.35 BcF daripada seam lainnya. Area yang berpotensi GIP berada di utara daripada selatan dan di sekitar titik bor NUR_062.

---

The research area is located in Tambang Air Laya Barat field, Muara Enim District which is part of South Sumatera Basin. The objectives of research are determine geometry of coal seams, estimate coal resources, determine coal qualities, and determine potential of Coal Bed Methane (CBM). The result using software minescape, contained six coal seams with strike direction are west – east and dip direction are north. The result total coal resources estimation using circular USGS method for inferred resource is 2305472 tonnes, indicated resources are 15314260 tonnes, and measured resources are 29361800 tonnes. The total estimation are 46981532 tonnes. The rank of all coal seams using ASTM D 388 – 1999 are High Volatile B Bituminous. Good coal quality for seam A1, A2, B1, and B2 are around north, while seam B and C are around middle. The potential of CBM determined by modified Kim’s method by Sobarin, the result have average gas content is 73.61 scf/ton which is moderate. The result of calculation Gas In Place (GIP) using Mavor and Nelson equation show the average seam C is greater than other seams which is 850.35 BcF. The potential area of GIP is at north than south and located around drillhole NUR_062"

"Carbon nanotube (CNT) adalah bentuk baru dari karbon murni yang memiliki banyak kegunaan. Perengkahan metana adalah salah satu proses untuk sintesis hidrogen dan CNT yang memiliki kelebihan tidak menghasilkan karbon monoksida dan karbon dioksida. Sebelum memproduksi CNT dan hidrogen berbasis reaksi dekomposisi katalitik metana dengan skala pabrik, diperlukan simulasi dan pemodelan dari hasil eksperimen reaktor lab. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan model matematika tak berdimensi reaktor unggun tetap yang valid dan menganalisis pengaruh dari variasi kondisi operasi terhadap konversi metana. Metode untuk penelitian adalah mengembangkan model persamaan-persamaan matematika berdasarkan neraca massa, momentum, dan energi. Persamaan-persamaan tersebut kemudian di-running pada perangkat lunak COMSOL Multiphysics® versi 4.4. Konversi metana pada waktu reaksi 315 menit adalah 97,1% dan yield karbon yang didapatkan setelah 315 menit adalah 1,12 g karbon/g katalis. Kenaikan pada tekanan umpan, laju alir umpan, dan fraksi mol hidrogen akan memperkecil konversi metana. Kenaikan temperatur dinding reaktor dan panjang reaktor akan memperbesar konversi metana.

---

Carbon Nanotube (CNT) is a new form of pure carbon that have a lot of usefulness. Methane cracking is one of process for the synthesis of hydrogen and CNT which have advantage to not produce carbon monoxide and carbon dioxide. Before producing CNT and hydrogen base on the reaction of methane catalytic decomposition in plant scale, it is needed to done simulation and modelling from result of lab reactor experiment.

Purpose of this research is to get valid dimensionless model of fixed bed reactor and to analyze the variation effect of operation condition to methane conversion. Method for this research is develop model of mathematic equations based on mass, momentum, and energy balance. Software COMSOL Multiphysics® version 4.4 then used to running the equations.

Methane conversion at 315 minutes reaction time is 97.1% and carbon yield obtained after 315 minutes reaction time is 1.12 g carbon/g catalyst. Increasing feed pressure, velocity, and hydrogen mole fraction will decrease methane conversion. Increase of reactor wall temperature and reactor length will increase methane conversion."

"ABSTRAKSalah satu inovasi menciptakan sumber energi alternatif baru (unconventional gas) secara bersih dan mengurangi emisi CO2 dengan menginjeksi CO2 ke dalam coalbed. Keuntungan yang akan diperoleh yaitu mengurangi emisi CO2 dan meningkatkan produksi metana (CH4) ke dalam coalbed. Coalbed methane (CBM) merupakan unconventional gas yang dikembangkan di Indonesia khususnya pada kategori high prospective basins yaitu Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF). Penelitian ini mengkaji potensi kelayakan ekonomi CO2 sequestration secara overall. Nilai probabilitas yang diperoleh berdasarkan potensi market, produksi, CO2 storage, supply CO2 dan biaya infrastruktur pada Sumatera Selatan 88,11%, Sumatera Tengah 78,66%, Kutei 78,2% dan Barito 73,94%. Dengan merancang model optimum untuk perhitungan CAPEX dan OPEX, perhitungan analisis ekonomi Sumatera Selatan basin menghasilkan nilai net present value (NPV) $ 523 juta, rate of return (IRR) 22,86% dan Payback period (PB) 8,38 tahun. Sedangkan Sumatera Tengah basin menghasilkan NPV $ 247 juta, IRR 18,08% dan PB 10,77 tahun. Barito basin menghasilkan NPV $ 318 juta, IRR 19,24 % dan PB 9,77 tahun dan Kutei basin menghasilkan NPV $ 2.012 juta, IRR 46,51 % dan PB 5,77 tahun. Model ini didisain dengan harga gas $ 2,57/MMBtu, regulasi Product Sharing Contract (PSC) pengembangan CBM yang berlaku di Indonesia dan life project 24 tahun.

---

Abstract

One of the innovations to create new alternative clean energy sources (unconventional gas) and to reduce CO2 emissions is injecting CO2 into coalbed. The advantage will be obtained by reducing CO2 emissions and by increasing the production of methane (CH4) into coalbed. Coalbed methane (CBM) is an unconventional gas and it is developed in Indonesia. Particularly high prospective basins are : South Sumatra (183 TCF), Barito (101.6 TCF), Kutei (89.4 TCF) and the Central Sumatra (52.5 TCF) . This study assesses the overall potential and the economic feasibility of CO2 sequestration. The probability to develop the basins is influenced by the following indicators: market potential, production potential, storage of CO2, CO2 supply and infrastructure costs, amounts to 88.11% in South Sumatra, to 78.66% in Central Sumatra, to 78.2% in Kutei and to 73.94% in Barito. By designing an optimum model to substantiate CAPEX and OPEX calculation, economic analysis demonstrates that an NPV of $ 523 million, which is equal to an IRR of 22.86% and a PB of 8.38 years, is obtained for the Sumatra Selatan basin. Whilst an analysis for Sumatra Tengah basin resulted in an NPV of $ 247 million, equal to an IRR of 18.08% and a PB 10.77 years. The Barito basin generates an NPV of $ 318 million, an IRR of 19.24 % and a PB of 9.77 years and for the Kutei basin an NPV $ 2.012 million, equal to an IRR 46.51 % and a PB 5.77 years is obtained. This model is designed based on a gas price of $ 2.57 /MMBtu, compliant with a regulation of the Product Sharing Contract (PSC) about CBM development policies in Indonesia. The project life considered in the model amounts to 24 years."

"Gasifikasi merupakan proses termokimia untuk mengkonversi bahan bakar padat seperti batubara, kayu dan biomassa lain menjadi bahan bakar gas yang terdiri dari komponen CO, H₂, CH₄, CO₂ dan N₂. Teknologi gasifikasi ini semakin diminati disebabkan harga bahan bakar minyak yang semakin mahal. Pemanfaatan batubara dengan teknologi gasifikasi diharapkan menjadi sumber energi baru dan dapat menggantikan peran bahan bakar minyak ke depannya.Tujuan penelitian adalah mempelajari karakteristik gasifikasi batu bara subbituminous dengan menggunakan reaktor gasifikasi jenis Downdraft Fixed Bed Gasifier. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan profil temperatur di gasifier selama beroperasi, laju aliran (flowrate), nilai kalori (Heating Value), kandungan gas produser, Equivalence Ratio(ER) , konversi karbon, Spesific gasification Rate (SGR), Spesific Gas Production Rate (SGPR) serta efisiensi gasifikasi. Tujuan penelitian tersebut diatas dilakukan dengan memvariasikan laju udara gasifikasi (suplai udara ke reaktor).Tahap pengujian gasifikasi menggunakan batubara dengan LHV 5668 Kkal/kg sebanyak 18 kg dengan diameter penampang reaktor 0.15 m, luas penampang reactor 0.018 m², menggunakan varian laju udara 112,81-365,78 lpm, Equivalance ratio 0,102- 0,172. Efisiensi terbaik dari penelitian ini mendapatkan nilai 42% dengan rentang gasifikasi (waktu flame burner menyala ) 85 menit, laju gas produser 293,57 lpm, SGR 719,73 kg/h.m2, SGPR 1616,49 m3/h.m2. LHV gas produser yang didapat 1070,49 kkal/m³.Untuk menunjang hasil gas produser lebih baik maka dilakukan pengembangan feeding door dan aplikasi gas holding tank setelah siklon.

---

Gasification is a thermochemistry process for converting solid fuel such as coal, wood, and biomass into another gas fuel which contains CO, H₂, CH₄, CO₂ and N₂. Gasification technology rapidly concern because of high rise of oil fuel price. Coal utilization with gasification method hopefully will become a new energy resource and can transform oil fuel in soon.

This purpose of this research is for to studyin sub-bituminous gasification characteristics with using Downdraft Fixed Bed Gasifier. Also for obtaining temperature profile at gasifier during the operation, flowrate, heating value, and producer gascontain, equivalence ratio (ER), carbon convertion, Spesific gasification Rate (SGR),Spesific Gas Production Rate (SGPR) and gasification efficiency. All of matter above are done by varying the flowrate gasification (air into reactor supply).

Gasification trial phase using coal LHV 5668 Kkal/kg with amount 18 kg, reactor wide 0,15 m, diameter of reactor 0,15 m, also using flowrate variants 112,81- 365,78 liter/min. Equivalance ratio 0,102-0,172. Best efficiency obtained 42% with gasification time (time for flame burner ignited) 85 minutes, flowrate producer gas 293,57 liter/min, SGR 679,41Kg/h.m², SGPR 1259,40 m3/h.m2. Producer gasLHV obtained 1070,49 Kkal/m³.

In order to get the best result of gas producer, some development in feeding door and gas holding tank after cyclone has installed."

"Tujuan utama dari penelitian ini ialah untuk mengungkapkan Pengaruh yang ditimbulkan oleh produksi batubara terhadap pertumbuhan ekonomi di Indonesia. Penelitian ini juga membandingkan pertumbuhan ekonomi antara provinsi yang memproduksi batubara dengan provinsi lainnya yang tidak memproduksi batubara dan mencoba melihat provinsi mana yang memiliki pertumbuhan ekonomi yang lebih baik. Hasil dari penelitian ini menunjukkan bahwa pengaruh yang dihasilkan oleh produksi batubara terhadap pertumbuhan ekonomi sangat kecil, khususnya hubungan antara produksi batubara dengan jumlah orang yang bekerja. Penelitian ini juga menemukan bahwa ekonomi yang berbasis batubara secara relatif memiliki kinerja pertumbuhan ekonomi yang mirip dengan perekonomian berbasis migas.

---

The main objective of this study is trying to reveal the impact of coal production on economic growth in Indonesia. This study will also provide the comparison of economic growth between coal producer's provinces with other provinces and try to find which one have more sustained growth.

The result of the study shows that the impact of coal production on economic growth is relatively small, especially in the relation between coal production and employment. This study also find that coal-based economy relatively have similar growth performance with the economy that mainly depend on oil and gas."

"Penemuan lapangan gas besar di Indonesia saat ini semakin sulit sehingga jumlah cadangan gas akan semakin menurun. Cadangan gas yang tersisa adalah cadangan yang belum termonetisasi karena marjinal untuk dikembangkan. Produksi gas nasional dapat ditingkatkan dengan monetisasi cadangan gas baru atau yang sudah ditemukan terutama pada lapangan gas marjinal yang jumlahnya sangat banyak. Lapangan gas marjinal dapat disebabkan oleh keterbatasan jumlah cadangan, lokasi yang jauh dari fasilitas produksi ataupun kandungan impuritis hidrokarbon yang tinggi (H2S, CO2). Lapangan gas marjinal SS merupakan lapangan gas yang berada di lepas pantai pulau Kalimantan dan berjarak 30 km dari fasilitas produksi terdekat dengan perkiraan jumlah cadangan gas 765 Bcf. Metode yang dilakukan untuk dapat mengembangkan lapangan gas marjinal SS agar menguntungkan adalah dengan melakukan perhitungan multi skenario pengembangan lapangan menggunakan simulasi produksi terintegrasi untuk mendapatkan perkiraan produksi dan menggunakan cost estimation software untuk menghitung biaya yang dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Multi skenario pengembangan lapangan dibuat berdasarkan faktor teknis yang sangat mempengaruhi pada lapangan gas marjinal SS yaitu pemilihan penggunaan sumur vertikal atau horizontal, pemilihan laju produksi gas mulai dari 90 MMSCFD hingga 140 MMSCFD dan pemilihan ukuran diameter pipeline dari 16 inci hingga 30 inci. Setelah itu dilakukan perhitungan perkiraan produksi dan perhitungan biaya pengembangan lapangan gas marjinal SS sebagai dasar untuk perhitungan keekonomian dan melakukan analisis sensitivitas. Hasil dari multi skenario pengembangan lapangan gas marjinal SS adalah skenario pengembangan lapangan yang memberikan keuntungan terbesar yaitu menggunakan jenis sumur horizontal dengan jumlah sumur 8, laju produksi gas 140 MMSCFD, ukuran diameter pipeline 18 inci dan komulatif produksi 574.62 Bcf dengan total biaya pengembangan lapangan adalah USD 432 Million. Hasil perhitungan keekonomian skenario ini dapat memberikan keuntungan net present value (NPV) USD 75.14 Million dan internal rate of return (IRR) 15.88% sehingga lapangan gas SS dapat dikembangkan secara menguntungkan. Adapun faktor yang paling mempengaruhi keekonomian dari analisis sensitivitas adalah perubahan harga gas.

---

The discovery of large gas fields in Indonesia is currently increasingly difficult, so that the amount of gas reserves will decrease. The remaining gas reserves are reserves that have not been monetized because they are marginal to develop. National gas production can be increased by monetizing new or discovered gas reserves, especially in the large number of marginal gas fields. Marginal gas fields can be caused by limited reserves, remote locations from production facilities or high levels of hydrocarbon impurities (H2S, CO2). The SS marginal gas field is a gas field located off the coast of the island of Kalimantan and is 30 km from the nearest production facility with an estimated total gas reserve of 765 Bcf. The method used to make the SS marginal gas field profitable is to calculate multi-scenario field developments using integrated production simulations to obtain production estimates and use cost estimation software to calculate the costs required for field development. Multi-scenario field development is made based on technical factors that greatly affect the SS marginal gas field, namely selecting the use of vertical or horizontal wells, selecting gas production rates from 90 MMSCFD to 140 MMSCFD and selecting pipeline diameter sizes from 16 inches to 30 inches. After that, the calculation of production estimates and the calculation of the cost of developing the SS marginal gas field is carried out as a basis for economic calculations and conducting a sensitivity analysis. The results of the multi-scenario development of the SS marginal gas field are the scenarios that provide the greatest profit, namely using a horizontal well type with a total of 8 wells, a gas production rate of 140 MMSCFD, a pipeline diameter of 18 inches and a cumulative production of 574.62 Bcf with a total field development cost of USD 432 Million. The results of the economic calculation of this scenario can provide a net present value (NPV) profit of USD 75.14 Million and an internal rate of return (IRR) of 15.88% so that the SS gas field can be developed profitably. The factor that most influences the economics of the sensitivity analysis is the change in gas prices."