Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pulau Pagerungan Besar terletak di utara Laut Bali dengan potensi gas bumi yang dikelola oleh perusahaan KE. Pulau ini tidak terhubung dengan jaringan. Sebanyak 2312 rumah tangga bergantung pada program penerangan desa perusahaan gas KE dari mesin gas perusahaan KE sebesar 148 kW per jam, namun kebutuhan elektrifikasi di sektor rumah tangga masih belum terpenuhi. Simulasi menggunakan perangkat lunak HOMER dilakukan untuk mendapatkan optimasi penggunaan pembangkit eksisting PLTMG dengan penetrasi PLTS-BESS sehingga beban di sektor rumah tangga dapat terpenuhi. Hasil simulasi didapatkan bahwa sistem hibrid PLTMG-PLTS memiliki harga listrik sebesar $0.0791 dengan kapasitas PLTMG sebesar 148 kW, PLTS sebesar 247 kW, BESS 1.086 kW, dan Converter 141 kW dengan mode operasi cycle charging dan biaya kapital sebesar $637.426. Sistem ini dapat memenuhi 99,99% kebutuhan beban dalam satu tahun dengan kontribusi produksi listrik dari PLTS sebesar 35,9% dan dari PLTMG sebesar 64,1%. Dikaji dari sisi ekonomi, sistem ini memiliki nilai NPV sebesar $1.682.018,88, IRR 10,780% dan Payback Period selama 11 tahun. Penggunaan sistem hibrid PLTMG-PLTS selain dapat memenuhi kebutuhan beban sektor rumah tangga namun juga dapat mereduksi emisi karbon sebesar -41,90% dari program penerangan 148 kW PLTMG dan -54,27% apabila keseluruhan beban rumah tangga ditanggung oleh PLTMG milik perusahaan akibat dari pengurangan penggunaan bahan bakar gas. Studi ini juga membahas terkait arus kas rancangan sistem hibrid PLTMG-PLTS juga perbandingan harga listrik dengan sistem yang ada berdasarkan pengaruh kenaikan LCOE PLTMG dan kenaikkan beban tahunan.

---

Pagerungan Besar Island, located in the north of the Bali Sea with natural gas potential managed by KE company. This island is not connected to PLN grid. The 2312 households depend on the KE gas company's village lighting program from the KE company gas engine of 148 kW per hour, but the need for electrification in household sector are still unfulfilled. Simulations using the HOMER software were carried out to optimize the existing gas engine generator with solar PV-BESS so that the load on the household sector can be fulfilled. The simulation results show that the gas engine-solar PV hybrid system has LCOE of $0.0791 with a 148-kW Gas Engine capacity, 247 kW solar PV capacity, 1.086 kW BESS, and 141 kW converter with $637,426 capital cost. This system can meet 99.99% of the load requirement in one year with a 35.9% of electricity production from solar PV and 64.1% from gas engine. From an economic point of view, this system has an NPV of $1,682,018.88, an IRR of 10.780% and a payback period of 11 years. The use of the gas engine-solar PV hybrid system can also reduce carbon emissions by -41.90% from the 148-kW lighting program and -54.27% if the entire household burden is borne by the company's gas engine. This study also discusses the project cash flow of the hybrid system as well as a comparison of electricity prices with the existing system based on the effect of increases in gas engine LCOE and yearly load increment."

"Perencanaan dan pengadaan fasilitas pembangkit listrik berikut fasilitas terminal LNG masih dilakukan terpisah. Dari sudut pandang teori, integrasi sistem pembangkit listrik dengan sistem regasifikasi pada terminal LNG masih belum optimal karena masih terdapat potensi pemanfaatan energi terbuang baik energi panas maupun energi dingin yang merupakan peluang perbaikan untuk meningkatkan efisiensi sistem keseluruhan. Integrasi sistem dapat dilakukan dengan memanfaatkan energi panas pada air pendingin mesin dan pada gas buang dari proses pembangkitan energi listrik, sekaligus memanfaatkan energi dingin dari proses regasifikasi LNG untuk mendinginkan air pendingin mesin. Melalui metode analisis teknis, simulasi rancangan dengan pemanfaatan energi panas dari mesin pembangkit dapat dilakukan pada LNG Vaporizer tipe shell and tube. Dari hasil simulasi teknis dapat diketahui dengan flow rate LNG sebesar 4 MMSCFD akan menghasilkan daya sebesar 17230 kW dengan efisiensi 35,2%, dimana efisiensi tersebut lebih tinggi apabila dibandingkan dengan efisiensi sistem yang tidak terintegrasi. Dalam analisis ekonomi pada pola pembebanan mesin pembangkit dengan faktor kapasitas 80% dan asumsi harga listrik yang digunakan sebesar cent US$ 12 /kWh, diperoleh nilai IRR 19,7% dimana nilai IRR tersebut lebih besar dari nilai WACC (7,49%) sehingga pengembangan disain integrasi sistem layak untuk dilakukan.

---

Planning and procurement process of electricity generation facilities and LNG terminal facilities are still carried out separately. From a theoretical point of view, the integration of the power plant system with the regasification system at the LNG terminal is not optimal because there is still potential utilization of wasted energy both heat and cold energy which is an opportunity to improve overall system efficiency. System integration can be done by utilizing heat energy in engine cooling water and exhaust gas from the electricity generation process, while utilizing the cold energy from the LNG regasification process to decrease temperature of engine cooling water. Through a technical analysis method, design simulation with the utilization of heat energy from the gas engine can be carried out on the shell and tube type LNG Vaporizer.

The results of the technical simulation can be seen that the LNG flow rate of 4 MMSCFD will produce power of 17230 kW with an efficiency of 35.2%, where the efficiency is higher compared to the efficiency of a standalone system. In the economic analysis, base on loading profile of gas engine with a capacity factor of 80% and the assumption of the electricity price at cent US $ 12 / kWh, an IRR value of 19.7% was obtained where the IRR value was greater than the WACC value (7.49%), the result shows that development of system integration design is feasible."

"Sejalan dengan upaya dekarbonisasi global menuju net zero emission, pemerintah mencanangkan arah pengembangan kelistrikan menuju energi hijau melalui program pengalihan bahan bakar diesel pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) menjadi bahan bakar ramah lingkungan atau yang dikenal dengan nama program dedieselisasi. Di antara bahan bakar yang dicanangkan adalah gas bumi. Pulau Nias menjadi salah satu perhatian pemerintah dalam program pemerataan akses listrik dan percepatan dedieselisasi PLTD melalui Keputusan Menteri ESDM No. 13K/13/MEM/2020 untuk melaksanakan penyediaan infrastruktur gas bumi ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Nias. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan skema logistik distribusi gas bumi dalam wujud Liquefied Natural Gas (LNG) dan Compressed Natural Gas (CNG) melalui jalur laut dari wilayah Hub Arun LNG untuk mendapatkan biaya pengangkutan yang paling rendah. Skema logistik LNG meliputi LNG Carrier-Onshore Terminal, Mini Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) dan LNG ISO Tank, sedangkan skema logistik CNG mencakup CNG Tube-Skid dan CNG Marine. Hasil penelitian menunjukkan biaya pengangkutan paling rendah diperoleh melalui moda LNG dengan skema LNG Carrier-Onshore Terminal, yaitu sebesar $5,18/MMBtu. Dari analisis sensitivitas diperoleh harga Indonesian Crude Price (ICP) dan volume pengangkutan merupakan faktor yang sangat berpengaruh terhadap daya saing gas bumi dibandingkan bahan bakar diesel.

---

The Indonesian government has set policies of green energy in power generation to support global decarbonization issue towards net zero emissions. One of the policies is fuel-switching program of diesel fuel into natural gas (de-dieselization). Nias Island becomes one of the government's concerns for equitable access to electricity and accelerating the de-dieselization program through government’s decree to provide natural gas infrastructure for the Nias Gas Engine Power Plant (PLTMG). This research performed analysis of natural gas distribution logistics scheme by sea lane in the form of LNG and CNG from the Arun LNG Hub to look for the lowest transportation cost. The LNG logistics scheme includes LNG Carrier-onshore terminal, Mini FSRU and LNG ISO Tank, while the CNG logistics scheme includes CNG Tube-Skid and Marine CNG. The result of calculation shows that the lowest transportation cost is $5.18/MMBtu by using LNG Carrier-onshore terminal logistic scheme. The result of sensitivity analysis indicates that crude oil price and gas volume transported are important factors which determine natural gas competitiveness compared to diesel fuel."

"Industri minyak dan gas bumi sangat berperan penting dalam perekonomian Indonesia sehingga pengelolaanya harus dapat secara maksimal memberikan kemakmuran dan kesejahteraan rakyat. Supaya kebutuhan akan gas bumi selalu terpenuhi, maka persediaan akan gas seharusnya dapat terpenuhi secara merata di seluruh daerah, bukan hanya memprioritaskan pada sektor perkotaan. PT.Perusahaan Gas Negara Tbk atau PT.PGN Tbk disinyalir melakukan monopoli yang bertentangan dengan undang-undang praktek monopoli dan persaingan usaha tidak sehat, seperti yang dilaporkan Lembaga Integral Demokrasi Indonesia (LIDI) pada Bulan November tahun 2013. Dimana kegiatan usaha yang dilakukan oleh PT.PGN Tbk, yaitu usaha pengangkutan dan usaha niaga seharusnya dipisah dan infrastruktur berupa pipa gas yang ada dapat digunakan oleh badan usaha lainnya. Melalui penelitian ini dilakukan analisa terhadap dugaan monopoli tersebut dihubungkan dengan Undang-Undang No.5 Tahun 1999.

---

Oil and gas industry plays an important role in the Indonesian economy and it has to be optimally provided prosperity and well-being of the people. In order for natural gas demand, then the gas supply should be evenly distributed throughout the region, not only prioritize the urban sector. However, in November 2013 Lembaga Integral Demokrasi Indonesia (LIDI) found indications that PT. Perusahaan Gas Negara Tbk or PT. PGN Tbk held a monopoly contrary to the laws of monopolistic practices and unfair business competition. The business activities conducted by PT. PGN Tbk such as, transportation business and commercial ventures, moreover the infrastructure should be separated in the form of an existing gas pipeline can be used by other entities. The purpose of this research is to analyze the indication monopoly linked to Law No. 5 of 1999."

"Proses pembakaran dengan menggunakan sistem difusi banyak diterapkan dalam kegiatan industri seperti ruang bakar boiler pada sistem pembangkit listrik, ruang bakar peleburan baja, maupun ruang bakar pada pabrik-pabrik kimia lainnya. Pembakaran dimana temperatur bahan bakar gas yang rendah menyebabkan pengkonsumsian bahan bakar yang lebih besar atau kurang efisien. Dengan menigkatkan temperatur un-burn (Tu) dari dari bahan bakar maka akan didapatkan laju reaksi yang lebih tinggi, kecepatan pembakaran yang lebih cepat dan energi minimum (Em) yang lebih rendah. Pada penelitian tugas akhir ini, akan diteliti pengaruh variari temperatur bahan bakar sebelum pembakaran terhadap karakteristik nyala api difusinya dimana bahan bakar yang digunakan adalah gas LPG Campuran. Pemanasan yang dilakukan pada penelitian ini menggunakan medium air. Dan pembakaran dilakukan pada temperatur gas LPG Campuran tanpa pemanasan dan dengan pemanasan temperatur medium 50°C, 60°C, 70°C, dan 80°C. Karakteristik nyala api yang diteliti antara lain: tinggi lifted flame, panjang nyala api, tinggi nyala api, ketebalan preheat zone, dan lain-lain. Dari analisa penelitian, diperoleh tinggi lifted flame yang lebih besar pada temperatur un-burn yang lebih tinggi, sedangkan panjang nyala-api-nya memendek dengan temperatur un-burn yang lebih tinggi. Sementara, ketebalan preheat zone menipis seiring dengan meningkatnya temperatur un-burn tersebut.

---

Combustion process with diffusion system had been used in many industrial process, for example: boiler in power plant, melted steel, and other chemistry. Combustion whit low fuel temperature causes high consumption of fuel or can be said the combustion is not efficient. With increase the un-burn temperature of fuel causes increase the rate of reaction, high burning velocity, and low minimum energy (Em).

In this research, the influence of temperature variation of gaseous fuel to it's flame characteristics will be researched where the gaseous fuel used is LPG Mix. The preheating media used in this research is water. And combustion is done at LPG Mix fuel temperature in without preheating and with preheating temperature: 50°C, 60°C, 70°C, and 80°C. The charactheristics that being watched is distance of lifted flame, length of flame (flame length), height of flame (flame height), preheat zone thickness, and others.

From research analysis, the distance of lifted flame is increase with increase the un-burn temperature, yet the length of flame is reduce with this high un-burn temperature. While, preheat zone thickness is diminish along with increase this un-burn temperature."

"Sejalan dengan upaya pemerintah untuk meningkatkan penggunaan energi alternatif di sektor industri, maka kebutuhan terhadap energi gas bumi akan terus meningkat. Hal ini karena gas bumi merupakan energi alternatif yang harganya relatif murah dan ramah lingkungan. Dengan meningkatnya kebutuhan terhadap gas bumi, permasalahan yang dihadapi adalah jumlah permintaan yang tidak sebanding dengan jumlah pasokan. Akibatnya, permintaan gas bumi oleh perusahaan di sektor industri tidak dapat terpenuhi secara maksimal. Penelitian ini dilakukan untuk mengidentifikasi faktor-faktor yang mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di sektor industri pengolahan pada periode tahun 2007-2011. Selain itu juga untuk memberikan masukan kebijakan terkait upaya yang dapat dilakukan dalam rangka memenuhi permintaan gas bumi yang semakin meningkat ke depannya. Analisa dilakukan terhadap data Statistik Industri Besar dan Sedang pada tahun 2007-2011 yang dikeluarkan oleh Badan Pusat Statistik Indonesia dengan menggunakan metode estimasi Ordinary Least Square. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor-faktor yang signifikan mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di industri pengolahan adalah harga gas, harga solar, harga LPG, harga/upah tenaga kerja, status penanaman modal, orientasi pasar, wilayah/kawasan, waktu/tahun, dan jenis industri.

---

In line with the government's efforts to increase the use of alternative energy in the industrial sector, the demand for natural gas energy will continue to increase. This is because natural gas is an alternative energy that is relatively cheap and environmentally friendly. With the increasing demand for natural gas, the problem faced is the amount of demand that are not proportional to the amount of supply. As a result, demand for natural gas by companies in the industrial sector cannot be met to the fullest.

This study was conducted to identify factors that affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing sector in the period 2007-2011. In addition, to provide policy advice related efforts to do in order to meet the growing demand for natural gas increases in the future. We analyzed the data of Large and Medium Industrial Statistics in the year 2007-2011 issued by the Indonesian Central Bureau of Statistics estimated using Ordinary Least Square method.

The analysis showed that the factors that significantly affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing industry is the price of gas, the price of diesel, LPG prices, the price/wage labor, the status of capital investment, market orientation, area/region, time/year, and type of industry."

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."

"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."