Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Inspeksi ketebalan dinding aktual menggunakan ultrasonic testing (UT) gauge dan inspeksi potensial katodik menggunakan cathodic protection (CP) gun merupakan contoh metode inspeksi yang umum digunakan dalam menilai kelayakan operasi pipa bawah laut. Namun hasil keluaran metode ini sering kali memiliki keterbatasan (Okyere, 2019; Langenberg, Marklein, & Mayer, 2012) sehingga diperlukan metode lain untuk mensimulasikan kelayakan operasi pipa bawah laut. Penelitian ini akan mengusulkan metode yang lebih sistematis dalam mensimulasikan kelayakan operasi pipa bawah laut milik KKKS. Variabel yang menentukan kelayakan pipa berdasarkan ketebalan dinding dalam penelitian ini adalah persentase kehilangan dinding, ketebalan dinding kebutuhan, dan umur sisa pipa, sedangkan variabel yang menentukan kelayakan sistem CP adalah potensial katodik pada pipa. Hasil penelitian menunjukan bahwa kedua pipa terseut masih dinilai aman untuk digunakan karena tebal dinding aktual masih berada diatas ketebalan dinding kebutuhan. Sistem proteksi katodik kedua pipa tersebut juga masih layak dikarenakan rentang potensial katodik yang dimiliki pipa utara dan selatan berada dalam rentang batas aman yakni 0,80 V hingga 1,10 V. Diharapkan hasil penelitian ini dapat mengantisipasi kegagalan pada jalur pipa bawah laut yang dapat mengakibatkan kerugian.

---

Inspection of actual wall thickness using ultrasonic testing gauges (UT) and potential cathodic inspection using cathodic protection (CP) gun are examples of common inspection methods used in assessing the feasibility of underwater pipeline operation. However, the outputs of this method often have limitations (Okyere, 2019; Langenberg, Marklein, & Mayer, 2012), so other methods are needed to simulate the feasibility of underwater pipeline operations. This research will discuss more comprehensive methods in simulating the underwater pipeline operation which owned by KKKS. The variables that being used in determining the feasibility of the actual wall thickness of subsea pipe in this study are wall loss, wall thickness requirements, and the remaining life of the pipe, while the variable that determines the feasibility of the CP system is the cathodic potential of the pipe. The results showed that the two pipes were still safe to use because wall thickness was still needed. The cathodic protection system of the two pipes is also still worth considering based on the cathodic potential of the north and south pipelines within the safe limit range of -0.80 V to -1.10 V. It is expected that the results of this study can anticipate the failure of subsea pipeline."

"Di industri minyak dan gas bumi, pengelolaan integritas peralatan produksi sangat penting untuk menjaga keberlanjutan produksi. Kegagalan integritas peralatan produksi dapat menyebabkan kerugian bagi perusahaan. Pengelolaan peralatan produksi yang mendekati umur desainnya memiliki tantangan meningkatnya biaya Inspection, Maintenance, dan Repair (IMR). Oleh karena itu diperlukan strategi untuk IMR yang lebih efisien. Pengelolaan IMR terbaru menggunakan RBI yang bersifat prediktif yang dinilai lebih efisien dibandingkan dengan metode Time Based Inspection. Pada penilaian RBI pada pipa penyalur gas jual bawah laut yang telah berusia 28 tahun, penentuan tingkat risiko menggunakan perhitungan kuantitatif standar API 581 dengan data inspeksi In-Line Inspection (ILI).  Pipa penyalur gas dibagi menjadi 12 segmen untuk menggambarkan PoF dan CoF secara lebih spesifik. Interval inspeksi ditentukan dengan menentukan target ketebalan minimum sebelum terjadinya kebocoran. Hasil perhitungan risiko menunjukkan 12 segmen pipa penyalur berada pada tingkat medium (3 segmen 1D dan 1E, dan 2C). Sedangkan 9 segmen lainnya berada pada level risiko rendah (1C). Nilai PoF tertinggi 1,04E-4 kegagalan/tahun pada segmen 9 karena terdapat nilai penipisan paling tinggi. Sedangkan CoF paling tinggi berada pada tingkat E pada segmen 1 karena lokasi kebocoran dekat dengan anjungan tengah laut dengan nilai CoF USD 105.628.767. Perhitungan interval inspeksi menunjukkan inspeksi berikutnya 20 tahun dari inspeksi terakhir. Metode lainnya dengan pendekatan batas ketebalan Estimated Repair Factor (ERF) mendapatkan hasil yang sama, sedangkan perhitungan sesuai dengan rekomendasi di dalam ASME B31.8S menunjukkan interval inspeksi yang lebih pendek 10 tahun dengan metode inspeksi menggunakan ILI.

---

In the oil and gas industry, the integrity of equipment is important to maintain the sustainability of production. The company shall have strategy to maintain production equipment that has approaching to its design life, because the IMR cost tend to increase while the production rate decreased. Current IMR strategy uses RBI, which is considered more efficient than the time-based inspection. In the RBI assessment of the 28-year-old sales gas sub-sea pipeline, the risk was determined by API 581 quantitative calculations with In-Line Inspection (ILI) data. The pipelines was devided into 12 segments to elaborate PoF and CoF. The inspection interval is determined by minimum thickness target before its leakage. Risk calculation show 3 pipeline segments at the medium level (1 segments 1E, 1 segment 2C, and 1 segment 1D). Other segment in in low risk (1C). The highest PoF value is 1.04E-4 failures/year in segment 9 because there is the highest corrosion rate. Meanwhile, the highest CoF is at level E in segment 1 because the location of the leak is close to the production platform with a CoF value of USD 105.628.767. Inspection interval calculation show that the next inspection is 20 years. Another method with the Estimated Repair Factor (ERF) thickness limit obtains the same results, while the calculation according to the recommendations in ASME B31.8S shows inspection interval of 10 years with ILI inspection method."

"Lapangan Lima yang merupakan bagian dari Laut Jawa berupaya untuk terus mempertahankan produksi minyak salah satunya dengan cara memperbaiki fasilitas pipa penyalur. Pipa penyalur yang saat ini terpasang kondisinya sudah pernah bocor dan telah dipasang clamp untuk menutup sementara titik yang bocor. Sebagai solusi permanen akan dipasang pipa penyalur baru yang menghubungkan anjungan LLB menuju anjungan LPRO (Lima Process). Ada beberapa pilihan jalur yang bisa dipilih untuk memasang pipa penyalur.Naskah tesis ini membahas analisis pemilihan jalur pipa penyalur dengan pertimbangan hidrolik, efek penurunan permukaan, dan keekonomian. Parameter yang digunakan adalah nilai tekanan pengiriman, total penurunan, laju penurunan, IRR, NPV, dan payback period. Dari hasil penelitian, pipa penyalur dengan jalur LLB-LPRO mempunyai tekanan pengiriman paling rendah sebesar 51 psig, dengan parameter ekonomi yang memenuhi kelayakan yaitu NPV 72,67, IRR 115,7%, dan payback period 2,55 tahun. Dari total penurunan dan laju penurunan untuk anjungan LPRO juga masih masih aman untuk dilewati pipeline baru, karena total penurunan saat ini sampai dengan 10 tahun ke depan belum mencapai 56,48%.

---

Lima field as part of Offshore North West Java strives to continue to maintain oil production by improving pipeline facilities. Pipeline that is currently installed has been leaked and has been being installed clamp to cover the temporary leak point. As a permanent solution will be installed a new pipeline connecting the LLB platform to LPRO (Lima Process). There are several choices of route to choose from to install the pipeline.This thesis discusses the proposed analysis of pipeline route selection with hydraulic considerations, subsidence effect, and economic analysis. The parameter used is the value of back pressure, subsidence value, subsidence rate, IRR, NPV, and payback period. The riset shown that pipeline with route LLB-LPRO have the lowest back pressure, with economic parameters that meet the feasibility : NPV 72.67, IRR 115.7%, dan payback period 2.55 years. Subsidence value and subsidence rate of LPRO platform shown that this platform still safe to be passed new pipeline, because the current subsidence up to the next 10 years has not reached 56.48%."

"Kebocoran adalah salah satu masalah besar yang sering terjadi dalam sebuah sistem perpipaan, baik itu untuk membawa cairan multi-fasa atau fasa-tunggal. Salah satu industri minyak dan gas Indonesia mengalami masalah kebocoran pada ketiga sistem pipa waterflood di salah satu lokasi lepas pantai mereka. Untuk mengatasi masalah ini, mereka berencana untuk menjalankan salah satu proyek mereka, yaitu PRRP (Pipeline Repair and Replacement Project). Proyek ini perlu beberapa studi pendahuluan untuk dilaksanakan, dan salah satu studinya adalah mengenai fenomena water hammer. Penelitian ini mengusulkan studi tentang pengaruh fenomena water hammer pada dua jenis pipa, rigid dan flexible. Secara total, empat variasi pipa akan digunakan, API 5L X52 untuk pipa rigid, dan tiga variasi RTP untuk pipa flexible. Metode untuk penelitian ini menggunakan perangkat lunak aliran multi-fase dinamis, OLGA v.2017.2.0, untuk mendapatkan profil tekanan transien fenomena water hammer. Variabel utama dari penelitian ini adalah modulus elastisitas Young dan parameter operasi. Modulus elastisitas Young divariasikan berdasarkan komposisi material setiap pipa. Parameter operasi yang divariasikan adalah laju aliran volumetrik dengan masing-masing nilai 10.000, 15.000, dan 20.000 STB/d, dan waktu penutupan katup dengan masing-masing nilai 1, 3, dan 9 detik. Hasil menunjukkan perubahan tekanan yang tinggi dan durasi transien yang lama untuk pipa API 5L X52. Untuk RTP, perubahan tekanan dan durasi transien tergantung pada rasio reinforcement-nya. Untuk RTP dengan rasio reinforcement 11,84%, menghasilkan perubahan tekanan yang lebih tinggi daripada API 5L X52 karena dimensi yang berbeda, tetapi tetap memiliki durasi transien yang lebih cepat. Untuk dua variasi rasio lainnya, 2,96% dan 5,92%, secara signifikan perubaha tekanan yang terjadi lebih rendah dan durasi transien juga yang lebih cepat. Semua variasi parameter operasi menunjukkan pengaruh yang signifikan pada semua jenis pipa dan sesuai dengan teori dasar. Untuk kebutuhan keamanan, semua jenis pipa masih aman digunakan karena tidak ada perubahan tekanan yang melebihi set point PSH.

---

Leaking is one of the major problems that isoften to occur in pipeline systems, whether it is for carrying a multi-phase or a single-phase liquid. In 2015 and 2017, one of Indonesias major oil and gas industry has suffered a leaking problem on all three waterflood pipeline systems in one of their offshore sites. To overcome this problem, they are planning to execute one of their projects, PRRP (Pipeline Repair and Replacement Project). This certain project needs several preliminary studies to be executed, and one of the studies is about the water hammer phenomenon. This research proposes a study on the effect of water hammer phenomenonon two kinds of pipe, rigid and flexible. In total, four pipes are used, API 5L X52 for rigid pipe, and three varietiesof RTP for the flexible pipe. The methodology uses a dynamic multi-phase flow software, OLGA v.2017.2.0, to obtain the transient pressure profile of the water hammer phenomenon. Main variables of this research are the Youngs modulus of elasticity and operating parameters. The Youngs modulus is variated based on the material composition of each pipe. The operating parameters variedare the volumetric flow rate with each value of 10.000, 15.000, and 20.000 STB/dan the valve closure time with each value of1, 3, and 9 seconds. The results show high pressure change and long transient duration for API 5L X52 pipe. For RTP, pressure change and transient duration depend on the reinforcement ratio. For RTP with 11,84% reinforcement ratio, higher pressure change occurs than API 5L X52 because of the dimension differences, but still faster transient duration. For the other two ratio number, 2,96% and 5,92%, significantly lower pressure changes and faster transient duration occur. All the results from operating parameters variations show a significant effect on all pipes and correspondto the basic theory. For safety requirements, all kinds of pipe are still safe to use because theres no pressure change that exceeds the PSH set point."

"Pipa riser di anjungan lepas pantai yang telah berumur 28 tahun memiliki risiko kegagalan yang tinggi. Untuk memastikan produk dapat terdistribusi dengan baik, maka perlu menjaga integritas pipa tersebut. Melakukan penilaian risiko dan penentuan interval inspeksi dari data hasil inspeksi dapat mencegah kegagalan yang akan terjadi. Salah satu metode yang dapat digunakan ialah Risk-Based Inspection (RBI).Pipa riser gas jual yang menjadi objek penelitian ini berukuran 26 inci. Data hasil In-Line Inspection (ILI) digunakan dalam penilain risk-based inspection (RBI) dengan pendekatan kuantitatif berdasarkan standar API 581. Pipa riser disegmentasi menjadi tiga, yaitu atas air, zona percikan dan bawah air. Nilai dari probability of failure (PoF) dan consequence of failure (CoF) dihitung untuk mengetahui peringkat risiko dari pipa riser. Interval inspeksi ditentukan dari target risiko yaitu ketebalan minimum pipa riser.Penelitian yang dilakukan terhadap analisis data hasil inspeksi untuk risk-based inspection (RBI), menghasilkan pengaruh yang signifikan terhadap nilai PoF tiap segmentasi pipa riser, dimana atas dan bawah air sebesar 3,06E-06 kegagalan/tahun sedangkan zona percikan sebesar 0,1376 kegagalan/tahun. Nilai PoF dan CoF mempengaruhi tingkat risiko, dimana segmen atas air dengan nilai CoF $100.658.373 dan bawah air dengan nilai CoF $100.907.400 menghasilkan tingkat risiko sedang 1E sedangkan zona percikan dengan nilai CoF $100.907.400 di tingkat risiko tinggi 5E. Interval inspeksi ditetapkan dari tingkat risiko tertinggi dari segmentasi pipa riser, yaitu zona percikan. Karena target risiko telah terlampaui dalam hal ini ialah ketebalan minimum, maka interval inspeksi ditetapkan sesuai dengan jadwal penilain RBI yaitu Januari 2022.

---

Riser pipes on offshore platforms more than 28 years old are prone to failure. It is critical to maintaining the pipe's integrity to ensure proper product distribution. Conducting risk assessments and establishing inspection intervals based on inspection data can help avoid failures. Risk-based inspection (RBI) is one method that can be used.

The sales gas riser pipe, on which this research is based, measures 26 inches in length. In-Line Inspection (ILI) data is used in a quantitative approach to risk-based inspection (RBI) assessment based on the API 581 standard. The riser pipe is divided into three sections designated as above water, splash zone, and below water. The probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF) values are calculated to determine the riser pipe's risk rating. The risk target determines the inspection interval, precisely the minimum riser pipe thickness.

Research conducted on the analysis of inspection data for risk-based inspection (RBI) resulted in a significant effect on the PoF value of each riser pipe segmentation, where above and below water were 3.06E-06 failures/year while the splash zone was 0.1376. failure/year. PoF and CoF values affect the risk level, where the above water segment with a CoF value of $100,658,373 and below water with a CoF value of $100,907,400 produces a medium risk level of 1E while the splash zone with a CoF value of $100,907,400 at a high-risk level of 5E. The inspection interval is determined from the highest risk level of the riser pipe segmentation, namely the splash zone. Since the risk target exceeded the minimum thickness in this case, the inspection interval is set according to the RBI assessment schedule, namely January 2022."

"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."

"Kadar gula merupakan salah satu karakter kualitas buah pisang yang memengaruhi rasa. Berdasarkan kesamaan karakteristik spektral pada varietas pisang ambon, pisang mas, dan pisang cavendish, yang didapat dari hasil akuisisi citra menggunakan kamera hiperspektral VNIR (400 - 1000 nm), telah berhasil dirancang sebuah universal prediction model yang tidak memerlukan perlakuan destruktif untuk memprediksi nilai kadar gula pada 3 varietas pisang Musa acuminata: pisang ambon, pisang mas, dan pisang cavendish. Filter Savitzky - Golay mengurangi noise pada hasil spektral dan juga memperkuat sinyal yang berisi informasi penting. Pada model regresi Random Forest dengan fitur panjang gelombang optimal berjumlah 20 menghasilkan nilai RMSE pelatihan (train) dan RMSE pengujian (test) yang kecil dengan masing-masing sebesar 0,67 dan 1,08 serta nilai koefisien korelasi pelatihan (R2 Train) dan koefisien korelasi pelatihan (R2 Test) yang besar masing-masing sebesar 0,98, dan 0,94. Hal menunjukan penggunaan algoritma Random Forest untuk pembuatan universal prediction model memiliki hasil yang baik.

---

Sugar content is one of the quality attribute that affects the taste of bananas. A non-destructive universal prediction model has been successfully designed based on the similarity of the spectral characteristics of the Ambon bananas, Mas bananas and Cavendish bananas, which were obtained from the results of image acquisition using a VNIR hyperspectral camera (400 - 1000 nm) to predict the value of sugar content on 3 banana Musa acuminata varieties: Ambon bananas, Mas bananas and Cavendish bananas. The Savitzky - Golay filter reduces noises in the spectral results and also amplifies the signal that contains some important information. Random Forest regression model with 20 features give a small error value with RMSE Train value is 0.67 and RMSE Test value is 1.08, also give a large correlation coefficient value with R2 Train value is 0.98 and R2 Test value is 0.94, it shows that the use of the Random Forest algorithm for designing the universal prediction model has good results."

"Pengukuran dan pengolahan data, di dalam dunia elektronika merupakan suatu hal yang penting. Pengukuran tersebut biasanya dilakukan untuk mengetahui sejauh mana kinerja ataupun efisiensi dari sistem terpasang. Namun seringkali waktu yang tersedia tidak mencukupi untuk melakukan pengukuran secara langsung, disebabkan karena tempat yang jauh. Skripsi ini bertujuan untuk merancang suatu sistem pengumpul data yang dapat diakses melalui halaman website. Dengan ini diharapkan dapat mengefisiensikan waktu yang terpakai untuk pengukuran dan juga mempercepat proses analisis kinerja dari suatu alat/sistem. Parameter yang akan diujikan di dalam sistem ini mencakup kehandalan sistem dalam menyalurkan informasi, dan juga ketelitian pembacaan data-data yang diukur oleh sistem. Berdasarkan hasil pengujian sistem, komunikasi antara PC dengan master dapat mencapai kecepatan 115200 bps tanpa mengalami error. Database dapat melakukan query dari data-data yang dipilih dengan waktu query 0.0021 detik."

"Pada skripsi ini dilakukan rancang bangun sistem embedded simulator surya yang dapat menguji kinerja sel surya berupa tegangan rangkaian terbuka (Voc), arus hubung singkat (Isc), fill factor (FF), karakteristik kurva I-V, daya keluaran (Pout) dan efisiensi. Sistem ini memiliki modul pengukur tegangan, arus, intensitas cahaya, dan temperatur yang dibangun dengan memanfaatkan komponen yang ekonomis. Sistem ini memiliki resolusi pengukuran Voc, Isc, intensitas cahaya, dan temperatur berturut-turut sebesar 0,244 mV, 1,21 µA, 1 lux, dan 0,1 °C. Sistem ini dilengkapi dengan perangkat lunak untuk pengendali simulator surya dan sebagai datalogger.

---

This thesis presents a design and construction of the embedded system of solar simulator to test the performance of solar cell such as open circuit voltage (Voc), short-circuit current (Isc), fill factor (FF), I-V curve characteristic, output power (Pout) and efficiency. This system has a measurement module of voltage, current, light intensity, and temperature built with cost effective materials. This system has a measurement resolution of 0,244 mV, 1,21 µA, 1 lux, and 0,1 °C for Voc, Isc, light intensity, and temperature, respectively. This embedded system has an included software for controlling solar simulator and datalogging."

"Energi panas bumi memiliki peran penting dalam transisi penyediaan energi yang rendah karbon serta aman terhadap lingkungan. Energi panas bumi adalah sumber energi terbarukan yang dapat menjadi solusi untuk memenuhi kebutuhan pasokan energi dalam negeri. Tetapi beberapa Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi PLTP juga memiliki berbagai tantangan kehandalan berupa risiko kegagalan pada peralatannya, yang secara khusus disebabkan oleh kandungan fluida pada reservoir panas bumi. Berbagai metode untuk menghilangkan atau mengurangi risiko kegagalan mulai dipertimbangkan sebagai upaya membangun suatu program inspeksi. Inspeksi Berbasis Risiko memberikan hubungan antara mekanisme kerusakan dengan program inspeksi yang digunakan untuk menurunkan risiko. Penelitian ini, memanfaatkan program Inspeksi Berbasis Risiko sebagai teknik yang mudah digunakan untuk mengevaluasi tingkat probabilitas dan konsekuensu kegagalan sebagai upaya untuk membangun program inspeksi. Untuk menjaga tingkat akurasi dalam analisa penelitian, standar API 581 digunakan sebagai pedoman dalam penelitian kali ini agar dihasilakn kesesuaian antara level risiko dan program inspeksi yang di kembangkan untuk meningkatkan kehandalan.

---

Geothermal energy has an important role in the transition toward a low carbon energy and environmentally safe. Geothermal energy is a renewable energy source that can be a solution to meet domestic energy supply. But, some Geothermal Power Plant GPPs also have various reliability challenges of failure of the equipment, which is specifically caused by the fluid content. Various methods for eliminating or reducing the risk of failure are consideration as an effort to build an inspection program. Risk Based Inspection provides a link between the damage mechanism and the inspection program used to reduce the risk.

In this study, by utilizing the Risk Based Inspection program as an easy technique to use for evaluating probability levels and consequence of failure as an effort to build the inspection program. To maintain accuracy in this research analysis, standard of API 581 are used as guidance in this research to produced suitability between risk levels and inspection programs developed to improve reliability."