Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indonesia memiliki potensi gas bumi yang besar dimana salah satu pemanfaatannya adalah pemenuhan kebutuhan listrik. Berdasarkan rasio elektrifikasinya, Nusa tenggara Timur memiliki nilai terendah se-indonesia, yaitu sebesar 88%. Sementara, Nusa Tenggara Barat memiliki rasio elektrifikasinya sebanyak 99% yang belum mencapai target rasio elektrifikasi 100%. Dalam rangka meningkatkan distribusi listrik ke Nusa Tenggara, pembangkit listrik berbahan bakar gas akan dibangun dimana gas bumi akan dikirim dalam bentuk LNG. Pengembangan LNG skala kecil digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas di Nusa tenggara dimana LNG akan dikirim dari kilang Tangguh atau Donggi-senoro menggunakan skema logistik milk-run ke 10 terminal penerima. Biaya transportasi paling rendah didapatkan dengan skenario logistik yang dibagi kedalam tiga klaster dengan masing-masing klaster dikirim menggunakan kapal 19.500 dari kilang Donggi. Harga jual LNG yang didapatkan adalah 13,6 USD/MMBTU dengan margin sebesar 2 USD/MMBTU. Skema ini juga dinilai layak untuk diinvestasikan dimana IRR, NPV, dan PBP adalah 19,59%, USD 149.459.736, dan 6 tahun.

---

Indonesia has a large natural gas potential where one of the uses is to fulfill electricity needs. Based on its electrification ratio, East Nusa Tenggara has the lowest electrification ratio in Indonesia, which is 88%. Meanwhile, West Nusa Tenggara has an electrification ratio of 99% which has not yet reached the 100% electrification ratio target. In order to increase electricity distribution, gas-fired power plants will be built where natural gas will be delivered in the form of LNG. The development of small-scale LNG will be used to fulfill gas demand in Nusa Tenggara where LNG will be sent from the Tangguh and Donggi refineries using a milk-run logistics scheme and CVRP method. The lowest transportation cost is obtained with a logistics scenario divided into three clusters which each cluster being shipped using a 19,500 vessel. The selling price of LNG obtained is 13.6 USD/MMBTU with a margin of 2 USD/MMBTU. This scheme is also considered feasible for investment where the IRR, NPV and PBP are 19.59%, USD 149,459,736, and 6 years, respectively."

"

Abstrak

 

Nusa Tenggara adalah termasuk wilayah Indonesia bagian tengah dengan dua provinsi yang memiliki rasio elektrifikasi dibawah 90%. Akhir tahun 2017 rasio elektrifikasi daerah Nusa Tenggara Barat, dan Nusa Tenggara Timur adalah 84,11% dan 60,82%. Pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi akan dilakukan oleh pemerintah di wilayah nusa tenggara. Suplai gas bumi yang dibutuhkan oleh pembangkit di Nusa Tenggara akan dilakukan dalam bentuk LNG atau liquefied natural gas. Asumsi yang digunakan adalah suplai diberikan oleh Badak LNG dan Tangguh LNG. Permintaan Listrik yang tidak tinggi sehingga volume LNG yang ditransportasikan relatif kecil, dapat dikategorikan sebagai Small Scale LNG (SSLNG). Penelitian ini akan memberikan analisis keekonomian yang dilakukan dari setiap skema distribusi SSLNG yang direncanakan hingga diperoleh harga jual LNG di tempat penerimaan. Metode distribusi yang diteliti adalah milk run, hub spoke, dan gabungan keduanya akan dibuat kedalam 10 skenario. Metode terbaik yang digunakan adalah metode milk run dengan dua kluster, dengan LNG disupplai dari Badak LNG yang memiliki harga $13,12/MMBTU sebagai plant gate price dengan permintaan 12,010,942.87MMBTU/Tahun.

 

Kata kunci: Distribusi LNG, LNG Skala Kecil, Rantai Suplai LNG, harga jual LNG, Nusa Tenggara.

 

---

Abstract

 

Nusa Tenggara is in the central part of Indonesia with two provinces which have electrification ratio below 90%. Electrification ratio of the West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara regions was 84.11% and 60.82%. Construction of a natural gas power plant will be carried out by the government in Nusa Tenggara region. Supply of natural gas needed by the plant in Nusa Tenggara will be carried out in the form of LNG or liquefied natural gas. assuming the supply is provided by Badak LNG and Tangguh LNG. Because electricity demand is low, so the volume of LNG transported is relatively small and categorized as Small-Scale LNG (SSLNG). This study will provide economic analysis carried out from each SSLNG distribution scheme planned to obtain LNG selling prices at the receiving place (plant gate price). Distribution methods used for study are milk run, hub spoke, and combination of those two methods. uses milk run methodology with two clusters for the Nusa Tenggara region. Based on the feasibility study conducted, demand for Nusa Tenggara overall is 12,010,943 MMBTU/Year. The LNG will be supplied from Badak LNG in Bontang with $13.12/MMBTU as Plant Gate Price.

 

Key word: LNG Distribution, Small Scale LNG, LNG Supply Chain, Plant Gate Price, Nusa Tenggara.

 

"

"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."

"Penelitian kajian optimasi & analisis ekonomi distribusi Liquified Natural Gas (LNG) terhadap penurunan biaya bahan bakar penyediaan tenaga listrik pada pembangkit listrik di Wilayah Nusa Tenggara bertujuan untuk menentukan alokasi & fasilitas yang harus dibangun dalam distribusi LNG, serta mendapatkan kajian analisis keekonomian berdasarkan parameter kelayakan finansial distribusi LNG ke pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Penelitian dilakukan dengan optimasi rute distribusi LNG dengan fungsi tujuan meminimalkan biaya transportasi. Optimasi rute distribusi dilakukan dengan pendekatan greedy algorithm dan integer linear programming. Rute distribusi hasil optimasi digunakan untuk menghitung besarnya Capital Expenditure (Capex) & Operasional Expenditure (Opex) terminal distribusi LNG. Kajian ekonomi distribusi LNG dilakukan dengan menganalisis besarnya nilai internal rate of return (IRR), payback period (PP) dan Net Present Value (NPV). Pembangkit listrik yang dikaji adalah Pusat Listrik Mesin Gas (PLTMG) yang mana mampu menggunakan bahan bakar jenis high speed diesel (HSD) dan gas alam. Terdapat enam PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara antara lain Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. Penelitian ini menggunakan basis data operasional tahun 2020 dimana harga rata-rata HSD di Wilayah Nusa Tenggara sebesar 5.620 Rp/liter dengan nilai kurs tengah Bank Indonesia sebesar 14.105 US$/Rp. Dari analisis dan pembahasan dihasilkan bahwa kebutuhan LNG per tahun untuk enam PLTMG dengan total kapasitas daya mampu netto 346 MW, capacity factor (CF) 44%, dan equivalent availability factor (EAF) 95% di Wilayah Nusa Tenggara adalah 449.497,43 m3/tahun. Optimasi distribusi LNG menghasilkan kombinasi rute Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 7.500 m3 dan Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 2.500 m3 dengan total biaya transportasi 19.666.335 US$/tahun. Diperlukan 6 terminal LNG untuk memenuhi kebutuhan gas yaitu Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, dan Kupang Peaker dengan total biaya Capex 151.941.482,95 US$. Menggunakan skema modal disetor (equity) 40%, pinjaman (debt) Bank 60% dengan bunga 10% cicilan selama 20 tahun, nilai Capex sebesar 151.941.482,95 US$, Opex sebesar 27.263.408,67 US$, maka sekurang-kurangnya diperlukan margin harga penjualan sebesar 5,5 US$/MMBTU sehingga distribusi LNG tersebut layak secara finansial dengan payback period selama 10 tahun, IRR 8,35%, dan nilai NPV postif sebesar 244.712.335,64 US$ pada tahun ke-20. Berdasarkan data tahun 2020, nilai biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara dengan LNG margin harga 5,5 US$/MMBTU adalah 8,42 Cent US$/kWh, lebih rendah 13% dibandingkan dengan BPP dengan HSD sebesar 9,69 Cent US$/kWh.

---

Research on optimization studies & economic analysis of Liquified Natural Gas (LNG) distribution towards reducing fuel costs of energy at power plants in the Nusa Tenggara Region aims to determine the allocation & facilities that must be built in LNG distribution, as well as obtain an economic analysis study based on financial feasibility parameters distribution of LNG to power plants in the Nusa Tenggara region. The research was conducted by optimizing the LNG distribution route with the objective function of minimizing transportation costs. Distribution route optimization is done by using the greedy algorithm approach and integer linear programming. The distribution route of the optimization results is used to calculate the amount of Capital Expenditure (Capex) & Operational Expenditure (Opex) of the LNG distribution terminal. The study of the economics of LNG distribution was carried out by analyzing the internal rate of return (IRR), payback period (PP), and Net Present Value (NPV). The power plant studied is the Gas Engine Power Plants (GEPP) which is capable of using high-speed diesel (HSD) and natural gas fuels. There are six GEPPs in the Nusa Tenggara Region, including Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. This study uses an operational database in 2020 where the average price of HSD in the Nusa Tenggara Region is 5,620 Rp/liter with the Bank Indonesia middle rate of 14,105 US$/Rp. From the analysis and discussion, it is found that the LNG demand per year for six PLTMGs with a total net capacity of 346 MW, capacity factor (CF) 44%, and equivalent availability factor (EAF) 95% in the Nusa Tenggara Region is 449,497.43 m3/year. Optimization of LNG distribution resulted in a combination of routes Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang served by 7,500 m3 ships and Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang served by 2,500 m3 ships with a total transportation cost of 19,666,335 US$/year. 6 LNG terminals are needed to meet gas needs, namely Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, and Kupang Peaker with a total Capex cost of 151,941,482.95 US$. Using a 40% paid-in capital (equity) scheme, 60% Bank loan (debt) with 10% interest in installments for 20 years, Capex value of 151,941,482.95 US$, Opex of 27,263,408.67 US$, then at least a minimum sales price margin of 5.5 US$/MMBTU is required so that the LNG distribution is financially feasible with a payback period of 10 years, an IRR of 8.35%, and a positive NPV value of 244,712,335.64 US$ in the 20th year. Based on 2020 data, the cost of energy (COE) of GEPPs in the Nusa Tenggara Region with an LNG price margin of 5.5 US$/MMBTU is 8.42 Cent US$/kWh, 13% lower than COE with an HSD of 9.69 Cents US$/kWh."

"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."

"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."

"ABSTRAK Berdasarkan Perpres 5 tahun 2006, pemerintah menargetkan penggunaan gas alam menjadi 30% pada tahun 2025. Disisi lain kebutuhan listrik meningkat sehingga peluang Pembangkit Listrik Tenaga Gas/ Gas Uap makin berkembang. Pertumbuhan beban ini tetap mengutamakan visi andal, aman,akrab lingkungan dengan cara melaksanakan inspeksi Sertifikat Laik Operasi (SLO) pembangkit. Pada inspeksi SLO belom pernah ada kajian analisis resiko oleh karena itu dilakukan analisis resiko pada pemeriksaan peralatan utama dan pemeriksaan lingkungan dengan metode HIRADC (Hazard Identification, Risk Assesment Dan Determine Control).Terdapat 21 (dua puluh satu) tabel HIRADC dengan 51 resiko K3 yang penilaian resikonya dikategorikan menjadi 2 kelompok, sedang dan menengah. Resiko terbesar paling banyak ditemukan saat dilakukan inspeksi pada peralatan-peralatan yang bersifat elektrikal yaitu 20 resiko K3 dengan Tingkat Penting = Tinggi. Tindakan penanggulangan resiko dapat dilakukan dengan melakukan Level Pengendalian (LP) di L4 Administrative Control, L5=APD dengan mewajibkan semua aktivitas inspeksi SLO untuk menggunakan APD yang lengkap sesuai dengan kondisi masing-masing. Khusus untuk perbaikan dikarenakan adanya kerusakan maka dibutuhkan LP L3 Enginering change. Setelah dilakukan pengendalian resiko, menunjukkan penurunan Nilai Penting dimasing-masing resiko K3.

---

ABSTRAK Based on Presidential Decree No. 5 of 2006, the government is targeting 30% the use of natural gas in 2025. On the other hand electricity demand increases so chances to Gas /Combine Cycle Gas Turbine Power Plants to growing. This growth is still maintaining the vision of reliable, secure, green environment by carrying out an power plant operational acceptance certificate Inspection or Sertifikat Laik Operasi (SLO). Risk analysis study on SLO inspection at major equipment inspection and examination environment with HIRADC (Hazard Identification, Risk Assessment and Determine Control) methode has not be done.There are 21 HIRADC table with 51 top event risk assessment categorized into two groups, moderate and middle. The biggest risk is most prevalent at the time of inspection electrical devices that are 20 top event risk with Important levels or Tingkat Penting (TP) = High . Risk mitigation actions can be done by performing a level Control or Level Pengendalian (LP) in the L4=Administrative Control, L5 = PPE by requiring all SLO inspection activities to use full PPE in accordance each conditions. Especially due to the damage it takes repairs or LP L3 = Enginering change. After controlling risk, the matrix show the Important Value or Nilai Penting (NP) decreasing in each of top event risk"

"Gas alam merupakan campuran gas yang mudah terbakar dari senyawa hidrokarbon sederhana. Gas alam sudah menjadi sumber energi alternatif yang banyak digunakan banyak kalangan. LNG merupakan salah satu contoh gas alam. Tahapan pendistribusian LNG diawali dengan mengeksplor gas alam, lalu menyaring hingga sesuai dengan spesifikasi yang dikehendaki, setelah itu ada proses liquefaction yang bertujuan untuk mengubah fase gas menjadi fase cair. Setelah gas sudah menjadi cair, LNG akan ditransportasikan dengan kapal tanker khusus. Ketika sampai tujuan, LNG akan dimasukan kedalam tangka penyimpanan (storage). Sebelum didistribusikan, LNG akan diubah lagi fasenya menjadi gas kembali dengan proses regasifikasi. Proses regasifikasi ini melibatkan air laut atau fluida lain dalam proses peningkatan suhu LNG. Dalam prosesnya banyak sekali energi dingin dari proses regasifikasi yang terbuang. Energi dingin yang terbuang ini dapat dimanfaatkan sebagai alat penukar kalor yang ada pada organic rankine cycle. Organic rankine cycle menggunakan fluida propane sebagai fluida kerjanya dikarenakan titik didih lebih rendah daripada air. Perancangan ORC ini dilakukan dengan cara mendesain alat penukar kalor yang ada pada rancangan tersebut. Hasil rancangan alat penukar kalor memiliki batas agar tidak over design dan minimnya pressure drop. Hasil rancangan alat penukar kalor dari siklus ORC ini memiliki effisiensi 75% hingga 99%.

---

Natural gas is a flammable mixtured gas of simple hydrocarbon compounds. Natural gas has become an alternative energy source that is commonly used. LNG is one of natural gas. The LNG distribution stage begins with exploring natural gas, then filtering it according to the desired specifications, then there is a liquefaction process that aims to change the gas phase into a liquid phase. After the gas has become liquefied, the LNG will be transported by special tankers. When it reaches its destination, LNG will be included in the storage tank. Before being distributed, LNG will be converted into gas again by a regasification process. This regasification process involves seawater or other fluids in the process of increasing the temperature of LNG. In regasification process, a lot of cold energy is wasted. This wasted cold energy can be used as a heat exchanger in the organic rankine cycle. Organic rankine cycle uses propane as its working fluid because its boiling point is lower than water. The design of this ORC, started in heat exchanger of ORC. The results of the design of the heat exchanger have a limit so heat exchanger not to get over design and minimalize pressure drop. The design results of the heat exchanger from the ORC cycle have an efficiency of 75% up to 99%."

"Peningkatan kebutuhan energi listrik di Pulau Sulawesi menjadi alasan perlunya penambahan sumber tenaga listrik baru, dengan luas wilayah 193,846 KM2 dan jumlah penduduk mencapai 16 juta jiwa, kebutuhan energi listrik di Pulau ini tumbuh 11% per tahun, dimana kebutuhan energi listrik sebesar 11,672 GWh pada tahun 2015 diperkirakan meningkat menjadi 30,308 GWh pada tahun 2024, sehingga Pulau Sulawesi berpotensi mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Sesuai RUPTL tahun 2016-2025, PT X berencana memanfaatkan LNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik (PLTG/MG) yang sedang dipersiapkan seiring dengan program 35.000 MW. Untuk itu, optimasi penting dilakukan untuk mendapatkan biaya distribusi LNG yang minimum. Metode penelitian yang digunakan menggunakan model optimasi perangkat lunak solver (Microsoft excel) dengan objective function meminimalkan biaya distribusi LNG.Dari hasil optimasi berdasarkan empat skenario distribusi LNG yang dipilih dan dari tiga sumber LNG yang akan di distribusikan ke tujuh lokasi pembangkit listrik berbahan bakar gas di Pulau Sulawesi dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi yang menghasilkan biaya minimum adalah dengan menggunakan skenario Milk Run untuk masing-masing sumber LNG. Biaya transportasi terendah dari setiap sumber LNG didapatkan dari skenario 1 Bontang, yaitu dengan biaya transportasi diperoleh sebesar 0,81 USD/MMBTU sedangkan jumlah kapal yang digunakan pada metode Milk Run untuk seluruh sumber LNG berjumlah satu buah kapal LNG dengan kapasitas 19.500 m3.

---

Increasing the demand of electric energy in Sulawesi Island is the reason for the need for additional new power source, with the area of 193,846 KM2 and the total population reaches 16 million, the need of electric energy in this island grows 11% per year, where the need of electrical energy is 11,672 GWh in year 2015 is expected to increase to 30,308 GWh in 2024, so that Sulawesi Island has potential to deficit electrical energy in some areas. In accordance with RUPTL 2016-2025, PT X plans to utilize LNG as fuel for power plant (PLTG / MG) which is being prepared along with the 35,000 MW program. Therefore, optimization is important to obtain minimum LNG distribution costs. The research method used using software solver optimization model (Microsoft excel) with objective function minimize LNG distribution cost.

From the optimization results based on the four selected LNG distribution scenarios and from the three LNG sources that will be distributed to seven gas-fired power plant sites on Sulawesi Island within the one-year period it is found that the transportation method that generates the minimum cost is to use the Milk Run scenario for each LNG source. The lowest transportation cost of each LNG source is obtained from scenario 1 Bontang, with transportation cost is 0.81 USD / MMBTU while the number of vessels used in Milk Run method for all LNG sources amounts to one LNG vessel with capacity of 19,500 m3."