Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tujuan dari tesis ini adalah untuk mengusulkan sebuah kerangka kerja analisis risiko dinamis dengan menggunakan metode FMEA dan sistem dinamis. FMEA digunakan sebagai langkah awal untuk mengidentifikasi sistem/ peralatan kritis dengan melihat nilai RPN (Risk Priority Number) tertinggi, kemudian menggunakan nilai dari O (Occurrence/tingkat frekuensi kejadian) sebagai masukan untuk menyimulasikan sejauh mana efektivitas biaya yang dikeluarkan dalam menanggulangi masalah tersebut dan untuk melihat kemungkinan terjadinya penurunan tingkat kejadian dari kegagalan sistem tersebut dari waktu ke waktu. Simulasi dilakukan menggunakan pendekatan sistem dinamis dengan membangun model struktural dari variabel-variabel non-linear (hubungan sebab-akibat) dan mempertimbangkan batasan dari sistem yang terkait dengan manajemen risiko. Dengan kerangka pemodelan ini diharapkan langkah-langkah mitigasi yang berkaitan dengan strategi dan kebijakan manajemen risiko organisasi dapat disimulasikan dan instrumen-instrumen kebijakan dalam manajemen risiko tersebut dapat dievaluasi dalam rangka menurunkan tingkat frekuensi kejadian (Occurrence) dari sistem dan/atau peralatan kritis tersebut. Dalam tesis ini, pendekatan yang diusulkan akan diterapkan untuk menganalisis aspek yang terkait dengan strategi manajemen risiko yang ditimbulkan dari sistem kritis sistem pasokan berbahan bakar gas pada sebuah kapal berbahan bakar gas LNG.

---

This thesis aims to propose a risk analysis framework using the FMEA method and system dynamics approach. FMEA is used as a first stage to identify critical equipment/system based on the highest RPN, then uses the value of the O (Occurrence) as an input to simulate the extent of the effectiveness of the costs incurred and to see the possibility of a decrease in critical system failure occurrences from time to time. The simulation carried out using a system dynamic approach by constructing a structural model of non-linear variables (cause-effect relationships) and considering the system boundary associated with risk management. With this modelling framework, it is expected that the various mitigation actions expected can be simulated with this modelling framework, and policy instruments related to risk management on the identified critical equipment can be evaluated to reduce the failure occurrences. In this paper, the proposed approach will apply to analyze various scenarios of risk management strategies implemented for the critical equipment of fuel gas supply systems (FGSS) on an LNG fuelled gas vessel."

"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."

"Dengan semakin menipisnya cadangan minyak di Indonesia, sedangkan permintaan energi terus mengalami peningkatan, sehingga diperlukan sumber energi alternatif yang dapat mengurangi ketergantungan terhadap minyak bumi. Sumber Daya Gas Bumi di Indonesia saat ini sangat besar, namun pemanfaatannya belum optimal untuk kebutuhan domestik. Pemerintah telah melaksanakan program Diversifikasi BBM ke BBG, namun belum berjalan efektif. Penelitian ini memproyeksi penyediaan dan permintaan gas bumi hingga tahun 2050, sehingga dapat dipetakan produksi dan konsumsi setiap wilayah dengan adanya substitusi BBG terhadap BBM. Permodelan penyediaan dan permintaan gas bumi menggunakan pendekatan sistem dinamik.

---

With the depletion of oil reserves in Indonesia, while the demand for energy continues to increase, so we need an alternative energy source that can reduce dependence on petroleum. Gas Resources in Indonesia is very large, but not yet optimal utilization for domestic needs. The Government has been implementing fuel gas diversification program, but has not been effective. This research project the supply of and demand for natural gas by 2050, so it can be mapped production and consumption of each region with the substitution of fuel gas instead of fuel oil. Modeling the supply and demand for natural gas using a dynamic systems approach."

"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."

"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).

---

Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.

The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.

Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.

The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."

"Pemanfaatan BBG pada kendaraan bermotor bersiklus Otto sampai saat ini dilakukan dengan menambahkan conversion kit, yang berupa regulator pengatur tekanan dan pengatur suplay bahan bakar serta komponen pencampur gas dan udara (mixer). Berbagai penelitian dan pengujian dilakukan untuk mengoptimalkan penggunaan conversion kit ini. Baik dengan memodifikasi regulator tekanan ataupun dengan memodifikasi mixer.Modifikasi terhadap mixer akan mempengaruhi kualitas campuran dan tipe aliran yang dihasilkan. Dan ini sangat berpengaruh terhadap proses pembakaran yang selanjutnya akan mempengaruhi unjuk kerja kendaraan maupun emisi gas buang hasil pembakaran. Pengamatan terhadap campuran yang dihasilkan mixer ini selain dengan melihat pengaruhnya pada uji prestasi kendaraan juga dilakukan dengan melakukan simulasi di laboratorium untuk dapat memvisualisasikan apa sebenamya yang terjadi di dalam mixer.Visualisasi merupakan metoda untuk melihat karakteristik campuran udara dan bahan bakar. Pencampuran udara dan BBG merupakan proses difusi (pembauran) dimana molekul masing-masing gas akan saling menggantikan kedudukannya. Laju difusi sangat ditentukan oleh kecepatan penetrasi gas ke dalam aliran udara. Terjadinya difusi ini akan memungkinkan molekul-molekul gas terdistribusi seragam untuk kemudian membentuk campuran homogen.Penelitian dilakukan dengan mengadakan simulasi aliran gas pada mixer, dengan menggunakan 4 buah mixer dengan diameter venturi yang berbeda-beda dan telah menjalani uji prestasi dan emisi gas buang pada kendaraan. Penelitian ini terutama hanya difokuskan untuk memvisualkan karakteristik aliran pada tiap mixer. Untuk melihat bagaimana pencampuran antara dua gas yang berbeda terjadi dalam mixer."

"Tesis ini bertujuan untuk mengevaluasi formula harga Bahan Bakar Gas (BBG) untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di sisi hilir dalam rangka program konversi dari BBM ke BBG. Formula harga BBG dievaluasi dengan memperhitungkan kepentingan konsumen dan keekonomian badan usaha. Tesis ini memulai evaluasi dengan menentukan skala konversi yang akan diterapkan guna menghitung volume kebutuhan BBG. Ruang lingkup basis perhitungan dibatasi untuk wilayah DKI Jakarta dan Banten saja. Kemudian, tesis ini merencanakan sistem distribusi alternatif penyaluran BBG dengan menggunakan sumber (feed) gas dalam bentuk LNG. Ada dua sistem distribusi yang diusulkan oleh tesis ini, pertama, Sistem Distribusi LNG Package, dimana feed LNG dikirim dari LNG Plant dengan LNG carrier ship ke LNG Floating Storage Unit (FSU) sebagai receiving and storage terminal LNG. Selanjutnya, LNG ditransportasikan menggunakan truk LNG sampai ke Stasiun Pengisian LNG-LCNG untuk kemudian disalurkan ke konsumen dalam kemasan NGV ataupun LNG. Kedua, Sistem Distribusi CNG Package, dimana LNG dari FSU ditransportasikan ke LNG Regasification Plant untuk divaporasi dan dikompresi menjadi Compressed Natural Gas (CNG). CNG kemudian diangkut dalam tabung-tabung silinder menggunakan truk trailer menuju Wholesaler NGV (CNG). Terakhir, tesis ini menghitung harga jual NGV dan LNG yang merupakan penjumlahan seluruh biaya investasi dan biaya operational & maintenance yang diamortisasi dengan asumsi masa manfaat infrastruktur selama 20 tahun, dan tingkat suku bunga 15% per tahun. Berdasarkan hasil perhitungan didapat harga jual NGV di Wholesaler sebesar Rp 5.485/lsp dan harga jual LNG di SPBG LNGLCNG sebesar Rp 6.142/lsp.

---

This thesis aims to evaluate gas fuel pricing formula of Natural Gas for Vehicle (NGV) and Liquefied Natural Gas (LNG) for transportation at the downstream, in line with the conversion program from oil fuel to gas. Gas price formula is evaluated by taking into account the consumers interests and the economic factor of business entities. This thesis starts the evaluation by determining the scale of conversion to be applied in order to calculate the volume of gas demand. The scope of the calculation is limited within the Area of Jakarta and Banten. Furthermore, this thesis plans alternative gas distribution systems which utilized feed gas in the form of LNG. There are two distribution system proposed by this thesis, first, LNG Distribution System Package, which feed LNG from LNG Plant shipped by LNG carrier to LNG Floating Storage Unit (FSU) as an LNG receiving and storage terminal. Moreover, LNG is transported by LNG trucks to LNG-LCNG Refuling Station then to be distributed to consumers as NGV or LNG. Second, CNG Distribution System Package, where LNG from FSU is transported to LNG regasification plant, then to be vaporized and compressed into Compressed Natural Gas (CNG). Thus, CNG is transported in small cylinder tubes using truck trailers to NGV Wholesaler. Finally, this thesis calculates the price of NGV and LNG, which is the sum of all amortized investment costs and amortized operational & maintenance costs over its lifetime (20 years to be assumed), and an interest rate of 15% per year. Based on the calculation, the price of NGV at wholesaler is Rp 5.485/lge and the price of LNG at LNG-LCNG station is Rp 6.142/lge."

"Kondisi harga bahan bakar minyak dunia saat ini tergolong sangat fruktuatif, dimana bahan bakar minyak adalah konsumsi energi paling besar di masyarakat Indonesia. Hal ini mendorong pemerintah untuk memaksimalkan sumber energi selain minyak bumi yaitu gas bumi yang masih besar cadangannya dan tersebar secara geografis sebagai program konversi energi dari penggunaan BBM ke penggunaan BBG. Penentuan infrastruktur LCNG akan ditinjau dari lokasi FSU yaitu di pelabuhan Cigading, Cilegon, penetuan criteria jetty, pemilihan teknologi LCNG dan juga truk trailer. Apsek keselamatan infrastruktur dilakukan dengan analisa HIRA dengan didapatkan resiko akhir dari analisa tersebut. Dengan konversi sebesar 12 % dari total kendaraan yang tersebar di daerah Banten dan Jakarta, maka diperlukan kapasitas LNG sebesar 1.02 MTPA yang dapat diperoleh dari Bontang. LCNG stasiun yang didirikan terdiri dari satu tangki LNG dengan kapasitas sebesar 37.85 m3 untuk daerah Banten dan 18.92 m3 untuk daerah Jakarta dengan total CNG dispenser untuk daerah Jakarta sebesar 3 unit sedangkan untuk daerah Banten sebesar 2 Unit. Harga gas LNG dan CNG yang layak secara ekonomi sebesar Rp 3,500 /liter untuk LNG dan bahan bakar CNG sebesar Rp 4,000 /liter dengan nilai keekonomian IRR 31.39%, Payback Periode 4 tahun 7 bulan, NPV $ 2,769,587,179.99, dan B/C ratio 2.16.

---

Fuel oil price conditions of the world today is very fluctuation, where fuel oil is the greatest energy consumption in Indonesia. This prompted the Government to maximize energy sources other than petroleum, natural gas is still great up and spread out geographically as energy conversion program from the use of gasoline to gas. Determination of LCNG infrastructure will be reviewed from the FSU in the port of penetuan, Cilegon, Cigading, Jetty, the selection of technology LCNG and also a truck trailer. Safety aspect of infrastructure was reviewed by HIRA which resulted risk report for this project. With the conversion of 12% of the total vehicles scattered in the area of Banten and Jakarta, it needed the capacity of LNG that can be gained 1.02 MTPA from Bontang. LCNG station that was established consisting of one LNG tanks with a capacity of 37.85 m3 for Banten and 18.92 m3 for Jakarta with 3 unit of CNG dispenser for Jakarta, and Banten has 2 units of CNG dispenser. For each station has 1 LNG dispenser to accommodate Bus, Heavy Vehicle and Truck. LNG and CNG price that has economic value are Rp 3,500 /Liter and Rp 4,000 /liter with IRR 31.39%, Payback periode 4 Years 7 month, NPV $ 2,769,587,179.99, and B/C ratio 2.16."

"Pembangunan Terminal LNG Gresik bertujuan untuk memenuhi kebutuhan gas sebesar 109 MMSCFD bagi PLTGU Jawa-3 yang terintegrasi dengan Terminal LNG Gresik dimana sumber gasnya diperoleh dari beberapa kilang LNG di dalam dan luar negeri. Pemodelan sistem logistik LNG untuk Terminal LNG Gresik dibangun untuk menggambarkan rantai pasokan LNG dari kilang LNG ke Terminal LNG Gresik dan akan dibuat beberapa skenario pasokan. Model yang dibangun bersifat linear dan akan dilakukan optimasi terhadap model tersebut dengan menggunakan pemrograman linear untuk mendapatkan biaya suplai gas minimum. Pemrograman linear mencakup penentuan fungsi objektif, variabel keputusan, batasan-batasan dan melibatkan Solver dari perangkat lunak Microsoft Excel untuk mendapatkan solusinya. Hasil menunjukkan biaya pasokan gas minimum diperoleh melalui skenario pasokan langsung dengan sumber gas berasal dari dalam dan luar negeri dengan kombinasi pasokan dari kilang Bontang sebesar 15,79 Bcf 40 pasokan dan dikirim sebanyak 12 kali per tahun, kilang Tangguh sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun dan kilang Bintulu sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun.

---

The construction of LNG Gresik Terminal is aimed to fulfill the 109 MMSCFD gas requirement for PLTGU Java 3 which is integrated with the terminal where the gas source is obtained from several domestic and abroad liquefaction plants. The modeling of the LNG logistics system for LNG Gresik Terminal was built to illustrate the LNG supply chain from the liquefaction plants to the terminal and several supply scenarios will be proposed.

The built model is linear and will be optimized by using linear programming to get the cheapest gas supply cost. Linear programming involves the determination of objective functions, decision variables, constraints and using Solver from Microsoft Excel software to get its solution.

The result shows that the minimum gas supply cost is obtained through direct supply scenario with gas source from domestic and abroad with combination of gas supply Bontang equal to 15.79 Bcf 40 supply with 12 shipments, Tangguh equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments and Bintulu equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments."