Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

Berdasarkan RUPTL 2018-2027, pembangkit listrik PLN di Pulau Jawa mengalami defisit pasokan gas mencapai 731 bbtud atau 4,86 mtpa pada tahun 2027. Pasokan gas saat ini dipenuhi dengan mendatangkan LNG dari Terminal LNG Bontang dan Tangguh sehingga fasilitas terminal regasifikasi merupakan komponen utama dalam rangkaian logistik LNG untuk memenuhi pasokan gas ke pembangkit. Pemilihan tipe regasifikasi onshore ataupun offshore merupakan hal penting sebagai dasar untuk mendapatkan biaya regasifikasi terendah pada throughput yang ditetapkan. Dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian, studi komparatif terhadap kedua tipe regasifikasi tersebut dilakukan dan didapatkan bahwa, pada rentang throughput 0,11 – 1,46 mtpa, tipe regasifikasi offshore lebih menguntungkan karena menghasilkan biaya regasifikasi yang lebih rendah dibandingkan dengan tipe regasifikasi onshore sedangkan tipe regasifikasi onshore lebih menguntungkan saat rentang throughput 1,46 – 5,03 mtpa dibandingkan dengan tipe regasifikasi offshore. Biaya regasifikasi terendah untuk tipe regasifikasi onshore adalah 0,50 usd/mmbtu (5,03 mtpa) dan 1,92 usd/mmbtu (0,11 mtpa). Sedangkan untuk tipe regasifikasi offshore adalah 0,54 usd/mmbtu (5,04 mtpa) dan 1,60 (0,11 mtpa).

 

Kata kunci: Terminal Regasifikasi LNG, throughput, onshore, offshore, biaya regasifikasi.

 

---

Based on 2018-2027 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), gas-based power plants in Java will experience natural gas shortage of 731 BBTUD, equivalent to 4.86 MTPA in 2027. Nowadays, natural gas supplies for gas power plants in Java are fulfilled from Bontang LNG and Tangguh LNG plants and it requires regasification terminal as the main infrastructure in LNG supply chain. Regasification type selection becomes critical in order to obtain lowest regasification cost at certain throughput. By considering the technical and economic aspects, comparative analysis on both regasification types shows that on the throughput 0.11 - 1.46 MTPA, offshore LNG regasification terminal gives lowest regasification cost compare to onshore LNG regasification while on throughput 1.46 - 5.03 MTPA it shows the opposite. The lowest regasification cost for the onshore is 0.50 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.92 USD/mmbtu for 0.11 MTPA. For the offshore, it cost 0.56 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.60 USD/mmbtu for 0.11 MTPA.

"

"Pada sebuah LNG complex site, terdapat dua permasalahan, yaitu rendahnya kehandalan di pembangkit listrik existing LNG plant dan adanya beban baru dari new LNG plant. Kemudian dibuatlah beberapa alternatif pemecahan masalah untuk dua permasalahan tersebut. Setelah dianalisis, alternatif pemecahan masalah yang paling mungkin dilakukan adalah pembangunan pembangkit listrik baru untuk memenuhi beban baru dan diinterkoneksi ke pembangkit listrik eksisting untuk meningkatkan kehandalannya. Kesalahan pemilihan pembangkit listrik baru akan menyebabkan inefisiensi dan tidak mampu mengatasi permasalahan rendahnya kehandalan di existing LNG plant. Akan dilakukan penelitian untuk menentukan jenis dan kapasitas serta jumlah unit pembangkit listrik baru yang tepat. Sehingga keseluruhan pembangkit listrik, eksisting maupun baru, dapat menyuplai energi listrik dengan handal dan efisien serta dengan biaya serendah mungkin sesuai dengan prinsip to provide good quality energy at the lowest possible cost. Dari beberapa alternatif pembangkit listrik baru akan dicari alternatif pembangkit listrik yang paling optimal dari sisi kehandalan dan keekonomian pembangkit. Parameter kehandalan pembangkit menggunakan metode LOLP (Loss of Load Probability) sedangkan parameter keekonomian pembangkit menggunakan perhitungan COE (Cost of Electricity) dan LCC (Lifecycle Cost). Kemudian dilakukan analisis kelayakan investasi guna mengetahui apakah investasi pembangkit listrik baru tersebut layak. Berdasar analisis, PLTMG 6x16 MW adalah yang paling optimal secara kehandalan dan keekonomian pembangkit listrik. Minimal terjadinya total black out pada kondisi eksisting adalah 50 hari per tahun, sedangkan LOLP setelah penambahan pembangkit listrik baru ini adalah 2,93 hari per tahun. Investasi pembangkit listrik tersebut dinyatakan layak.

---

There are two problems in an LNG complex site, lack of reliability of the power plant in the existing LNG plant and additional load of new LNG plant. Then defined some alternatives to solve these problems. After these alternatives has been analyzed, the best alternative can be done is create new power plant to cater the new load and to be interconected with the existing power plant to increase the reliability. Miscasting the new power plant will cause an innefficiency and cannot increase the reliability of electricity supply in the LNG complex site.

The purposes of this research are to choose the best type of power plant for the new power plant, how much the capacity and the number of the new power plant. So that the new and existing power plant can supply the electricity to whole LNG complex site with high reliability at the lowest possible cost, suitable with motto ?to provide good quality energy at the lowest possible cost?. From some alternatives of new power plants, will be analyzed which is the most optimal power plant in terms of reliability and economical.

Reliability parameter of power plant using LOLP (Loss of Load Probability) method while economic parameter of power plant using COE (Cost of Electricity) and LCC (Lifecycle Cost). Investment feasibility analysis to determine wheter the investment of new power plant is feasible. The result of the analysis, Gas Engine Power Plant 6x16 MW is the most optimal alternative in term of reliability and economical. Minimum total black out of existing system is 50 days per year, while the LOLP after interconnected with the new power plant become 2,93 days per year. The investment of that power plant is feasible."

"Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20.

---

The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20."

"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."

"Tesis ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan secara teknis maupun komersial dari pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal di Benoa Bali serta untuk mengetahui angka ketidakpastian/uji sensitivitas dari proyek pembangunan fasilitas terminal LNG tersebut. Dari hasil analisa teknik untuk kebutuhan pembangkit listrik kapasitas 200 MW dibutuhkan gas sebesar 35 MMSCFD dengan kapasitas penampungan LNG sebesar 24.000 m3. Tipe terminal yang sesuai dengan kondisi lokasi adalah onshore mini terminal dan barge FSRU. Hasil analisis keekonomian pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan. Untuk tipe onshore NPVsebesar USD 58.748.482, IRR 17,44%, B/C Ratio 1,7 dan PBP selama 9 tahun, 1 Bulan. Sedangkan untuk tipe onshore sebesar USD 9.662.306, IRR sebesar 158%, B/C Ratio 9,9 dan PBP selama 1 tahun, 9 bulan. Hasil uji sensitivitas keekonomian pembangunan LNG receiving and regasification terminal tipe onshore menunjukkan faktor yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan keekonomian adalah ketidakpastian CAPEX sedangkan untuk tipe offshore ialah ketidakpastian volume gas, regasification, dan OPEX.

---

This thesis aims to assess the technical and commercial feasibility of the mini LNG receiving and regasification terminal project in Benoa Bali as well as to determine the numbers of uncertainty/sensitivity testing of the LNG plant facilities project.

From the analysis techniques for the needs of power generation capacity of 200 MW is required by 35 MMSCFD gas with LNG storage capacity of 24,000 m3 . Terminal mode in accordance with the site conditions are mini onshore terminal and barge FSRU.

The results of the economic analysis of the development of mini LNG receiving and regasification terminal indicates that the project is feasible. For the type of onshore NPV is USD 58,748,482, IRR 17.44 %, B/C ratio of 1.7 and PBP for 9 years, 1 month. As for the type of offshore USD 9,662,306, IRR of 158%, B/C ratio of 9.9 and PBP for 1 year, 9 months.

The results of the sensitivity test the economic development of LNG receiving and regasification terminal onshore type indicates the factors that most influence on changes in the economics is the uncertainty CAPEX while for the type of offshore uncertainty is the volume of gas, regasification, and OPEX."

"Penelitian ini bertujuan untuk melakukan optimisasi pada sistem rantai suplai LNG agar didapatkan biaya suplai yang paling murah dari kilang LNG hingga sampai ke FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dan juga jumlah LNG yang seharusnya dipasok oleh setiap kilang dengan menggunakan metode optimasi. Metode optimasi harus menentukan fungsi objektif, variabel keputusan dan juga constrain. Untuk mendapatkan biaya suplai yang murah maka akan menggunakan harga dari ex kilang dan harus mendapatkan biaya transportasi yang murah. Kapasitas kapal yang akan digunakan pada penelitian ini adalah 150.000 m3 dan kecepatan 18 knot. Metode pengiriman yang digunakan pada penelitian ini adalah metode Hub and Spoke. Pada penelitian ini yang akan menjadi sumber yaitu Kilang Tangguh, Masela, Donggi Senoro dan Bontang dengan tujuannya FSRU yang terletak dipulau Jawa dan Sumatera. Yang sangat berpengaruh pada biaya suplai adalah jarak dari setiap kilang LNG menuju FSRU. Dan hasil yang didapatkan kilang Bontang menyuplai LNG ke FSRU Aceh 3,0 MTPA selama 20 tahun dengan biaya suplai tahun ke-1 6,3 $/MMBtu. Kilang Tangguh akan menggunakan 2 kapal untuk memasok LNG 2,1 MTPA ke FSRU Jawa Tengah dengan 35 biaya suplai ditahun ke-1 6,64 $/MMBtu dan 0,9 MTPA untuk FSRU Lampung dengan biaya suplai pada tahun ke-1 6,63 $/MMBtu. Kilang Masela akan menggunakan 3 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Jawa Tengah 0,9 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 9,50 $/MMBtu dan FSRU Jawa Barat 3 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 yaitu 9,58 $/MMBtu. Kilang Donggi Senoro akan menggunakan 1 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Lampung sebanyak 0,6 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-1 yaitu sebesar 6,7 $/MMBtu.

---

This research aims to optimize the LNG supply chain system in order to get the lowest supply cost from the LNG plant to FSRU (Floating Storage Regasification Unit) and also the amount of LNG that is supposed to be supplied by each plant by using optimization methods. Optimization method must determine the objective function, decision variables and constrain. To get a low supply cost, low price of ex plant and transportation cost must be used. Vessels with capacity of 150,000 m3 and a speed of 18 knots will be used.

Shipping method used in this research is Hub and Spoke. In this study, the LNG source is Tangguh, Masela, Donggi Senoro and Bontang plant with the destination are FSRU located in Java and Sumatra. Supply cost is affected by distance of each LNG plant to the FSRU. From the results, it is obtained that Bontang LNG plant supply 3.0 MTPA to the FSRU Aceh for 20 years with supply cost in the first year $ 6.3 / MMBtu. Tangguh plant will use two ships to supply 2.1 MTPA LNG to Central Java FSRU with first year supply costs of $ 6.64 / MMBtu and 0.9 MTPA to Lampung FSRU with first year supply cost of $ 6.63 / MMBtu. Masela plant will use three ships to supply 0.9 MTPA LNG to the Central Java FSRU with the lowest costs in the 4th year of $ 9.50 / MMBtu and 3 MTPA to west Java FSRU 3 with the lowest supply cost in the 4th year of $ 9.58 / MMBtu. Donggi Senoro will use one ship to supply 0.6 MTPA LNG to Lampung FSRU with supply costs in the first year of $ 6.7 / MMBtu."

"Sistem rantai suplai LNG di Indonesia menjadi bagian penting dan krusial dari seluruh bisnis proses LNG. Biaya rantai suplai mencakup sebagian besar dari harga jual LNG. Oleh karena itu, keberhasilan desain sistem rantai suplai akan mengurangi beban pihak pembeli dan pemberi subsidi. Tantangan yang ada saat ini adalah sistem distribusi yang belum merata ke seluruh wilayah di Indonesia, baik dalam bentuk LNG maupun listrik. Pada penelitian ini sistem rantai suplai akan difokuskan pada distribusi LNG ke Kawasan Indonesia bagian Timur, yaitu pada daerah kepulauan Maluku dan Papua. Penelitian dimulai dengan membandingkan demanddan supply dari listrik pada seluruh PLTMG di wilayah Indonesia bagian Timur dengan kondisi serta hasil produksi dari Kilang LNG, yaitu Tangguh dan Donggi-Senoro. Data yang diperlukan seperti kapasitas dan lokasi dari rute distribusi dalam sistem rantai suplai ke setiap pembangkit. Kemudian, peneliti membandingkan beberapa metode rantai suplai yang ada secara teoritis. Metode rantai suplai yang digunakan akan didefinisikan dalam variable optimasi berupa fungsi objektif dan fungsi batasan untuk memperoleh hasil maksimal. Output keluaran dari penelitian ini adalah rute serta biaya rantai suplai yang paling optimal dengan cara mendesain suatu sistem rantai suplai dengan software GAMS. Terakhir, hasil optimasi akan di analisa untuk membandingkan dengan teoritis.

---

LNG Supply Chain system has become one of the crucial parts in Indonesia's LNG business process. The overall costs of LNG products consist of the majority from the supply chain costs. Consequently, the successful of system design will decrease the burden for both first and third parties in the business. The optimal distribution system will provide an equivalent for all regions in Indonesia is the main challenge. This research will focus on the equality of electricity supply in the Eastern Region of Indonesia, Maluku, and Papua islands. Preliminary study begins with demand and supply side management will provide insights to balance between the LNG fields, Tangguh and Donggi-Senoro production allocation with the electricity power plants in Eastern Indonesia. The gap for data in the capacity and field facilities condition should be evaluated to help create the efficiency of supply chain systems. The second step is comparison between theoretical supply chain systems with the optimized system. The supply chain systems optimization output is the routing between regions and minimum costs for overall supply chain systems. In this research, we use the GAMS software to solve the optimization process. The final step is analysis for the optimized system for validation."

"ABSTRAK Rasio elektrifikasi merupakan salah satu indikator tingkat kemajuan suatu negara. Saat ini persentase rasio elektrifikasi Indonesia masih 92 persen, dimana sebagian besar wilayah Indonesia Timur masih menjadi daerah yang memiliki rasio elektrifikasi di bawah 80 persen termasuk Provinsi Nusa Tenggara Timur sebesar 59,2 persen dan Provinsi Nusa Tenggara Barat sebesar 78,45 persen. Dengan segala potensi yang dimiliki wilayahnya maka tingkat penjualan tenaga listrik menjadi tinggi dan diperkirakan akan terjadi kekurangan daya di masa mendatang. Untuk menanggulangi kondisi tersebut, berdasarkan RUPTL PLN tahun 2017 ndash; 2026 direncanakan untuk mengembangkan 7 tujuh pembangkit listrik berbahan bakar gas PLTMG dan MPP yang tersebar di wilayah Nusa Tenggara dengan memanfaatkan LNG/ Mini LNG dengan total kapasitas sebesar 260 MW dan diharapkan dapat terealisasi pada tahun 2020. LNG akan didistribusikan dengan menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang melayani pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari Kilang LNG dengan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang melayani pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Untuk itu, optimasi penting dilakukan untuk mendapatkan biaya distribusi LNG yang minimum. Metode penelitian menggunakan model optimasi perangkat lunak solver Microsoft Excel dengan fungsi tujuan meminimalkan biaya transportasi. Hasil optimasi berdasarkan lima skenario transportasi dari Kilang Bontang dan Tangguh dalam periode satu tahun didapatkan bahwa model transportasi LNG yang menghasilkan biaya transportasi minimum adalah menggunakan skenario Milk Run dengan jumlah kapal yang digunakan adalah satu buah kapal pengangkut LNG kapasitas 19.500 m3 dan rata-rata biaya transportasi diperoleh sebesar 1,53 USD/MMBTU.ABSTRACT Electrification ratio is one indicator of the progress level of a country. Currently, the percentage of electrification ratio in Indonesia is still 92 percent, whereas most of Eastern Indonesia is still a region with electrification ratio below 80 percent including East Nusa Tenggara Province of 59.2 percent and West Nusa Tenggara Province of 78.45 percent. With all the potential of its territory, the level of electricity sales to be high and is expected to occur shortage of power in the future. To overcome this condition, based on RUPTL PLN in 2017 2026 it is planned to develop 7 seven gas fired power plants PLTMG and MPP scattered in Nusa Tenggara region by utilizing LNG Mini LNG with total capacity of 260 MW and expected to be realized in 2020. LNG will be distributed by LNG carrier ship to the receiving terminal serving the power plant in the Nusa Tenggara region. In this research, the design of LNG distribution network from LNG Plant with LNG carrier to the receiving terminal serving the power plant in Nusa Tenggara region. The research method uses the optimization model of Microsoft Excel solver software with objective function to minimize transportation cost. The optimization result based on five transportation scenarios from Bontang and Tangguh Refinery in one year period found that LNG transportation model that produces minimum transportation cost is using Milk Run scenario with the number of vessels used is one LNG carrier vessel capacity 19,500 m3 and average transportation cost is obtained at 1.53 US MMBTU."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Transesterifikasi adalah reaksi kimia yang digunakan untuk mengubah minyak hewani menjadi biodiesel yang dapat digunakan. Pada penelitian ini, bahan bakar biodiesel disintesis dari lemak sapi dalam reaktor menggunakan katalis CaO yang disintesis dari cangkang telur bebek. Katalis CaO berbasis limbah disintesis dari cangkang telur bebek melalui proses kalsinasi pada suhu 900 OC selama 2 jam. Transesterifikasi dilakukan pada suhu 55 OC pada 6 sampel dengan variasi penggunaan jumlah katalis (1.5 wt%, 6.5 wt%, dan 10 wt%) serta variasi katalis CaO komersial dan limbah. Katalis yang disintesis dari cangkang telur itik menghasilkan kadar Kalsium Oksida (CaO) sebesar 93.2%. Hasil pengujian sampel terbaik diperoleh untuk biodiesel dengan katalis 6.5% berbahan dasar limbah dan 10% katalis komersial. Untuk biodiesel dengan katalis berbasis limbah 6.5%, rendemen 90.75%, densitas 855.1 kg/m3, viskositas 5.73 mm2/cst, keasaman 1.69 mg-KOH/g, dan bilangan yodium 30.87 g-I2/100g. Untuk biodiesel dengan katalis berbasis limbah 10%, rendemen 90.81%, densitas 860.5 kg/m3, viskositas 6.52 mm2/cst, keasaman 2.03 mg-KOH/g, dan bilangan yodium 27.51 g-I2/100g. Angka keasaman standar tidak tercapai dimana maksimumnya adalah 0.5 mg-KOH/g.

---

Transesterification is a chemical reaction used to convert animal oils into usable biodiesel. In this study, biodiesel fuel was synthesized from beef tallow in a reactor using a CaO catalyst which also synthesized from duck eggshells. Waste-based CaO catalyst synthesized from duck eggshells through a calcination process at 900 OC for 2 hours. Transesterification carried out at a temperature of 55 OC on 6 samples with variations in the use of the amount of catalyst (1.5 wt%, 6.5 wt%, and 10 wt%) as well as variations of commercial and waste based CaO catalysts. The catalyst synthesized from duck eggshells obtained a yield of 93.2% amount of Calcium Oxide (CaO). The synthesized biodiesel also tested for its chemical and physical properties to fulfill the Indonesian National Standard (SNI). The best sample test results were obtained for biodiesel with 6.5% catalyst from waste-based and 10% catalyst from commercial. For biodiesel with 6.5% waste-based catalyst, 90.75% yield, 855.1 kg/m3 density, 5.73 mm2/cst viscosity, 1.69 mg-KOH/g acidity, and 30.87 g-I2/100g iodine number. For biodiesel with 10% waste-based catalyst, 90.81% yield, 860.5 kg/m3 density, 6.52 mm2/cst viscosity, 2.03 mg-KOH/g acidity, and 27.51 g-I2/100g iodine number. The standard acidity number is not reached where the maximum is 0.5 mg-KOH/g."