Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penyediaan infrastruktur gas bumi di IKN Nusantara menjadi tantangan tersendiri karena terbatasnya infrastruktur gas bumi terpasang di sekitar Kalimantan Timur dan jumlah kebutuhan/permintaan gas bumi di IKN Nusantara yang tidak besar. Kedua hal tersebut secara langsung mempengaruhi keekonomian proyek agar dapat memenuhi indikator kelayakan. Oleh karena itu diperlukan asesmen terhadap alternatif penyediaan infrastruktur yang mampu memberikan benefit optimal. Penelitian dalam tesis ini mengkaji alternatif penyediaan infrastruktur gas bumi di IKN Nusantara dapat mencapai kelayakan secara tekno ekonomi dengan tiga kelompok utama opsi moda transportasi gas bumi, yaitu (1) moda pipa penyalur (pipeline), (2) moda beyond pipeline, dan (3) kombinasi kedua moda tersebut. Berdasarkan perhitungan dan analisis teknikal, opsi kombinasi: pipeline dan LNG adalah yang paling aplikatif, terbaik, dan layak sebagai solusi penyediaan gas bumi di IKN Nusantara untuk pelanggan rumah tangga, kecil dan komersial dengan biaya investasi (CAPEX) sebesar Rp 6 triliun hingga tahun 2045. Agar proyek penyediaan gas bumi di IKN Nusantara dapat layak dan memberikan manfaat bagi badan usaha yang akan ditunjuk oleh pemerintah, maka harga jual gas bumi kepada pelanggan rumah tangga, kecil, dan komersial adalah sebesar Rp 13.250,- sehingga memberikan nilai NPV sebesar Rp 1,4 triliun, IRR sebesar 10,961%, dan PBP pada tahun ke-14,48. Variabel yang paling berpengaruh pada kelayakan ekonomi proyek adalah CAPEX dan harga jual gas bumi, sehingga diperlukan peran pemerintah berupa kompensasi seperti subsidi atau penetapan harga jual gas bumi yang sesuai agar proyek penyediaan gas bumi di IKN Nusantara dapat menarik bagi badan usaha untuk berinvestasi di IKN Nusantara.

---

The provision of natural gas infrastructure in IKN Nusantara is a challenge due to the limited natural gas infrastructure installed around East Kalimantan and the amount of natural gas demand in IKN Nusantara which is not large. Both directly affect the economics of the project to meet the feasibility indicators. Therefore, it is necessary to assess the options for infrastructure provision that may provide optimal benefits. This study assesses how feasible it is for a natural gas infrastructure project in IKN Nusantara to achieve techno-economic viability under three main groups of natural gas distribution options, i.e., (1) pipeline mode, (2) beyond-pipeline, and (3) the combination of both mode options. Based on the calculations and technical analysis, the combination option: LNG and pipeline is the most applicable, best, and feasible option as a natural gas supply solution in IKN Nusantara for household, small and commercial customers with an investment cost (CAPEX) of Rp 6 trillion until 2045. For the natural gas supply project in IKN Nusantara to be feasible and provide benefits for the business entity later appointed by the government, the selling price of natural gas to household customers, small, and commercial customers is at Rp 13,250, - thus providing an NPV value of Rp 1.4 trillion, IRR of 10.961%, and PBP in year 14.48. The variables that play the most role in influencing project feasibility are CAPEX and natural gas selling price, so that the government's role is needed in the form of subsidies or setting appropriate selling prices so that natural gas supply projects may attract business entities to invest in IKN Nusantara."

"Kegagalan pada sistem transportasi saluran pipa gas bawah laut dapat mengakibatkanbeberapa risiko yang dapat membahayakan bagi manusia dan lingkungan di sekitarsaluran pipa apabila terjadi kebocoran atau bahkan ledakan. Kegagalan tersebut dapatdisebabkan beberapa faktor, antara lain terjadinya kebocoran leaking karena risikokorosi. Berbagai penelitian dan laporan kasus membuktikan tingkat kecelakaan ataukebakaran dan kebocoran pipa gas bawah laut masih terus terjadi. Analisis safetybarriers risiko korosi pipa gas bawah laut dilakukan untuk mengetahui tingkatperforma pipeline safety barriers risiko korosi dengan studi kasus pada jaringan pipagas bawah laut sumur A di PT. XYZ. Penelitian ini dilakukan dengan desaindeskriptif analitik melalui data sekunder yang ada di perusahaan. Penelitian inimenggambarkan performa pipeline safety barriers risiko korosi, merujuk kepadapipeline risk level, dan pada akhirnya akan diperoleh pipeline safety level sebagaiacuan dalam operasional jaringan pipa gas bawah laut.

---

Failure on the offshore gas pipelines can cause some risks that can be harmful tohumans and the environment around the pipeline in case of leakage or even anexplosion. The failure may be due to several factors, including leaking to the liningof pipelines due corrosion risks. Various studies and case reports indicate the level ofaccidents or fires and leaking offshore gas pipeline is still going on. Analysis ofsafety barriers corrosion risks offshore gas pipeline conducted to determine theperformance levels of pipeline safety barriers with a case study on an offshore gaspipeline A wells, PT. XYZ. This research was conducted with descriptive analyticdesign using secondary data that has available in the company. This study illustratesthe performance of the pipeline safety barriers, refers to the pipeline level of risk, andultimately will be obtained a pipeline safety level as reference in the operation. "

"Kegiatan transportasi batu bara memiliki potensi bahaya dan risiko terjadinya kecelakaan. Faktor manusia seperti kelelahan (fatigue) dan mengantuk (sleepiness) telah menjadi perhatian utama sebagai penyebab terjadinya kecelakaan. Hal ini terlihat dari tingginya kasus kecelakaan di jalur hauling akibat mengantuk dan/atau kelelahan pada pengemudi dump truck PT. X Distrik KCMB tahun 2007-2011. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui hubungan faktor internal (usia, kuantitas tidur, masa kerja) dan eksternal (shift kerja, pola kerja, durasi mengemudi) dengan tingkat kantuk (sleepiness) dan kelelahan (fatigue) pada pengemudi dump truck PT. X Distrik KCMB tahun 2012. Penelitian ini dilakukan pada bulan April-Mei 2012 di jalur hauling PT. X Distrik KCMB, Kalimantan Selatan. Jumlah responden dalam penelitian ini adalah 60 orang. Penelitian ini bersifat kuantitatif observasional dan menggunakan desain studi cross sectional. Tingkat kantuk (sleepiness) diukur secara subjektif dengan menggunakan kuesioner The Epworth Sleepiness Scale (ESS) dan hasilnya menunjukkan bahwa 6,7% responden diindikasikan memiliki tingkat kantuk berlebih (excessive daytime somnolence). Sedangkan tingkat kelelahan (fatigue) diukur secara subjektif dengan menggunakan kuesioner The Fatigue Severity Scale (FSS) dan hasilnya menunjukkan bahwa 31,7% responden memiliki tingkat keparahan kelelahan yang signifikan. Rata-rata tingkat kantuk tertinggi yang diukur dengan menggunakan kuesioner The Wits SleepWake Skale terjadi pada periode Pukul 04.01-05.00 WITA. Sedangkan gejala kelelahan paling banyak dirasakan pada akhir shift yang diukur dengan menggunakan kuesioner RCIF Fatigue Scale adalah letih pada kaki. Hasil uji statistik menujukkan hasil bahwa hanya durasi mengemudi yang memiliki hubungan signifikan dengan tingkat kantuk (sleepiness) dan hanya pola kerja yang memiliki hubungan signifikan dengan tingkat kelelahan (fatigue). Durasi mengemudi >9 jam mempunyai peluang 12,3 kali diindikasikan memiliki tingkat kantuk berlebih jika dibandingkan dengan pengemudi dengan durasi mengemudi ≤9 jam. Pola kerja 13 hari kerja 1 hari off adalah variabel yang paling dominan berhubungan dengan tingkat keparahan kelelahan jika dibandingkan dengan pola kerja yang lain. Pola kerja 13 hari kerja 1 hari off mempunyai peluang 0,2 kali untuk mengalami tingkat keparahan kelelahan yang signifikan dibandingkan dengan pola kerja 6 hari kerja 1 hari off.

---

AbstractCoal transportation activities has potential dangers and risks of accidents. Human factors such as tiredness (fatigue) and somnolence (sleepiness) has become a major concern as the cause of the accident. It is seen from the high incidence of accidents due to sleepiness hauling lines and / or dump truck driver fatigue on PT. District X KCMB years 2007-2011. This study aims to determine the relationship of internal factors (age, quantity of sleep, period of employment) and external (shift work, work patterns, duration of driving) to the level of sleepiness (sleepiness) and tiredness (fatigue) on the dump truck driver PT. X District KCMB 2012. The research was conducted in April-May 2012 in line hauling PT. X KCMB District, South Kalimantan. Number of respondents in this study is 60 people. This study uses quantitative observational and cross sectional study design. The level of sleepiness (sleepiness) was measured subjectively using the Epworth Sleepiness Scale The questionnaire (ESS) and the results showed that 6.7% of respondents indicated having excess levels of sleepiness (excessive daytime somnolence). While the level of fatigue (fatigue) was measured subjectively using the Fatigue Severity Scale questionnaire (FSS) and the results showed that 31.7% of respondents have a significant level of fatigue severity. Average of the highest level of sleepiness as measured using the questionnaire The Wits SleepWake Skale occurred in the period 04:01 to 05:00 o'clock pm. While the most widely perceived symptoms of fatigue at the end of shift is measured using a questionnaire RCIF Fatigue Scale was tired in the legs. The results of the statistical test results showed that only duration of driving which have significant relationship with the level of sleepiness (sleepiness) and only the work patterns that have a significant relationship with levels of fatigue (fatigue). Driving duration> 9 hours had 12.3 times the odds have indicated excessive levels of sleepiness when compared with drivers with a duration of ≤ 9 hours driving. Work pattern 13 days working a day off is the most dominant variables associated with the severity of fatigue when compared with other working patterns. Work pattern 13 days working a day off to have 0.2 times the chance to experience significant fatigue severity compared with the pattern of six days of work a day off."

"Pipa transmisi Dumai-Sei Mangkei dibangun sepanjang 421 km dengan tujuan untuk mengalirkan gas alam mencapai 300 MMSCFD baik ke arah Sumatra Selatan dan juga Pulau Jawa, maupun ke arah Sumatra Utara untuk menambahkan pasokan gas alam yang dialirkan pipa transmisi ruas Arun-Belawan. Dalam kajian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pipa tersebut berdasarkan evaluasi teknis dan ekonomi. Desain teknis meliputi desain sistem pipa transmisi. Perhitungan dari simulasi memberikan hasil desain pipa baja API 5L X42 dengan diameter 28 inci. Desain peralatan meliputi kompresor yang terletak di Dumai dan Sei-Mangkei, berupa kompresor dua tahap dengan masing-masing tahap berkekuatan 7537 hp dan 7353 hp, desain slug catcher yaitu diameter 2,24 meter dan panjang 4,88 meter, desain knock-out drum yaitu diameter 2,07 meter dan tinggi 4,88 meter, serta desain scrubber yaitu diameter 1,1 meter dan tinggi 3,3 meter. Hasil perhitungan nilai parameter keekonomian yang didapatkan adalah NPV sebesar USD 121.878.245, IRR 10,08%, dan PBP setelah 9,75 tahun dengan toll fee sebesar USD 8,37/MMBTU

---

The Dumai-Sei Mangkei transmission pipeline is built for 421 km to transport 300 MMSCFD of natural gas both ways towards South Sumatra and Java Island, and towards North Sumatra as an additional supply to the Arun-Belawan section pipeline. This study is made to determine the feasibility of the pipe based on its technical and economical evaluations. Technical evaluations include the design of the transmission pipeline system. Based on the calculations of a simulation, the pipe is designed with steel API 5L X42 as its material with a diameter of 28 inches. Equipment designs include compressors which are in both Dumai and Sei-Mangkei, each with two stages, and each stage has a power of 7537 hp and 7353 hp respectively, the design of a slug catcher with a diameter of 2,11 meter and length of 6,33 meter, the design of a knock-out drum with a diameter of 2,18 meter and height of 6,55 meter, and a scrubber with a diameter of 1,1 meter and height of 3,3 meter. The results of economic parameter calculations is a NPV of USD 121.878.245, IRR 10,08%, and PBP after 9,75 years with a toll fee of USD 8,37/MMBTU."

"Operation of gas pipelines by PT X, built in 1998 along 14.4 km of which has a danger of gas leaks and fires. Risk analysis is conducted to anticipate the risks that would arise in the gas distribution activities whose results are expected to provide input for the company. This relative risk analysis using semiquantitative methods Risk Rating Index with the approach where the risk of possible dangers (Sum Index) and consequences (Leak Impact Factor). The results showed that the pipelines are in high risk areas (Intolerable) and most of the factors that play a role in contributing to the failure of the operation of the pipeline is the design factor."

"Salah satu tugas BPH Migas (Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi) meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan pengusahaan transmisi dan distribusi Gas Bumi melalui pipa. Dalam melakukan pengawasan kegiatan usaha pengangkutan dan niaga gas bumi, BPH Migas melakukan pengawasan on desk melalui verifikasi volume atas kesesuaian data dukung, dan pengawasan on site (lapangan) dengan melakukan pengecekan lapangan berdasarkan data dukung yang dilaporkan oleh Badan Usaha. Permasalahan yang terjadi di lapangan diantaranya terdapat temuan di mana selisih pada Neraca Gas Badan Usaha yang disebabkan oleh beberapa perbedaan seperti jenis alat ukur gas bumi, atau losses. Studi ini bertujuan untuk mendapatkan pedoman teknis pengukuran volume gas bumi, Mendapatkan metode untuk menentukan kandungan energi gas bumi yang terdapat di dalam pipa gas, dan mendapatkan pedoman teknis verifikasi volume gas bumi. Hasil studi telah berhasil mendapatkan Pedoman teknis pengukuran volume gas bumi di titik terima dan di titik serah dan dapat digunakan untuk verifikasi penyaluran gas bumi di lapangan. Selain itu telah juga dibuat kalkulator untuk perhitungan energi linepack dapat digunakan dilapangan dan telah divalidasi oleh simulator proses kimia dengan perbedaan hanya sekitar 1,1%.

---

One of the tasks of BPH Migas (Oil and Gas Downstream Regulatory Agency) includes regulating, determining, and supervising natural gas transmission and distribution operations through pipelines. In handling natural gas transportation and trading business activities, BPH Migas conducts on-desk supervision through volume verification of the suitability of the supporting data and on-site (field) supervision by conducting field checks based on the supporting data reported by the Business Entity. Problems in the field include findings where several factors, such as the type of natural gas measuring instrument or losses, cause the difference in the Gas Balance of Business Entities. This study aims to obtain technical guidelines for measuring the volume of natural gas, obtaining methods for determining the energy content of natural gas contained in gas pipes, and obtaining technical procedures for verifying natural gas volume. The results of the study have succeeded in getting technical guidelines for measuring the volume of natural gas at the receiving point and the delivery point and can be used to verify the distribution of natural gas in the field. Apart from that, a calculator for linepack energy calculations has also been made, which can be used in the field and has been validated by a chemical process simulator with a difference of only about 1.1%."

"Penilaian Risiko Keselamatan pada Sistem Perpipaan Gas Onshore di PT. X Sumatera Tahun 2013 dilakukan mengingat perlunya mengetahui tingkat risiko keselamatan pada proses pembangunan sistem perpipaan gas onshore ini dan daerah bertanah gambut yang banyak pepohonan dan sangat rentan terhadap kebakaran hutan yang akan mengancam keselamatan masyarakat di sekitar jalur pipa. Penelitian ini bersifat deskriptif analitik menggunakan metode analisis semi kuantitatif dengan tujuan untuk mendapatkan nilai dan tingkat risiko yang ada. Penilaian dilakukan menggunakan sistem skoring berdasarkan Model Studi Zulkifli Djunaidi. Hasil penilaian menunjukkan bahwa nilai probabilitas dari sistem perpipa gas onshore yang diteliti adalah 36,21 pts dengan nilai konsekuensi sebesar 1,56 pts. Nilai risiko relatif didapatkan sebesar 26,62 pts yang termasuk kategori low risk berdasarkan Tabel Kriteria ALARP. Oleh sebab itu, tindakan perbaikan tidak perlu dilakukan namun disarankan untuk memelihara kualitas pengendalian yang sudah dilakukan untuk meminimalisasi risiko.

---

Safety Risk Assessment for Onshore Gas Pipeline System at PT. X Sumatera 2013 done because it is important to know the level of risk of this gas pipeline system which still under construction and the land has a peat soil with many trees and susceptive to fire. This can be really harmful to the society. This research is an analytical descriptive that uses semi-quantitative analytical method to get the score and level of this pipeline risk. This assessment uses scoring system based on Zulkifli Djunaidi’s Study Model.

The result shows that the probability’s score is 36,21 pts with consequences 1,56 pts. Based on ALARP Criteria Table, the level of risk is low with the score of relative risk is 1,56. Therefore, immediate control is not needed but need to maintain the quality of exising control in order to minimize the risk."

"Kebutuhan gas sebagai bahan bakar di kilang minyak adalah sebesar 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) pada tahun pertama sampai dengan tahun ketiga, kemudian bertambah menjadi 120 MMSCFD pada tahun ketiga sampai dengan tahun kesepuluh dan bertambah kembali menjadi 157 MMSCFD pada tahun kesepuluh sampai dengan tahun keduapuluh. Dikarenakan kebutuhan gas yang berkembang tersebut, maka perlu dilakukan perancangan desain yang optimal untuk memenuhi kebutuhan gas di kilang tersebut.Tujuan dari penelitian ini adalah mendapatkan desain pipa transmisi gas yang optimal dan mengetahui kelayakan keekonomian dari pembangunan pipa transmisi tersebut. Berdasarkan kajian tersebut, maka desain yang digunakan adalah penggunaan pipa ukuran 18 inchi dengan tebal 0,5 inchi dan pipa ukuran 16 inchi dengan tebal 0.406 inchi.Biaya investasi pembangunan pipa transmisi tersebut adalah sebesar USD 24.600.000,-. Nilai toll fee sebesar 0,271 USD/MSCF jika Internal Rate Return (IRR) ditetapkan sebesar 15%. Nilai Net Present Value (NPV) sebesar USD 7.537.206,- dan nilai Pay Back Period sebesar 11 tahun 8 bulan sehingga dapat disimpulkan proyek tersebut layak secara keekonomian.

---

Gas demand in the oil refinery amounted to 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) in the first year until the third year, later raised to 120 MMSCFD in the third year until the tenth year and then increased to 157 MMSCFD in the tenth to the twentieth year. Due to growing gas needs, it is necessary to design the optimal design in addressing the needs of gas at the refinery.

The purpose of this research is to design an optimal gas transmission pipeline and determine the economic feasibility of the pipeline project. Based on these studies, the design is using of pipe 18 inches with 0,5 inches pipe wall thickness and 16 inches with 0,406 inches pipe wall thickness.

The investment cost of pipeline are USD 24.600.000,-. The toll fee is $ 0.37 / MSCF if the Internal Rate of Return (IRR) is set at 15%. Net Present Value (NPV) is USD 7.537.206,- and the value of Pay Back Period is 11 years and 8 months so it can be concluded that the project viable economical."

"Penelitian ini menggunakan integrasi Earned Value Management dan Risk Management dalam melakukan rancangan mitigasi risiko keterlambatan proyek pipa gas alam. Dengan melakukan komparasi terhadap nilai Planned Value, Earned Value dan Actual Cost pada data historis dan hasil simulasi monte carlo (perangkat lunak Crystal Ball) diperoleh hasil bahwa dari 3 (tiga) skenario simulasi biaya dan waktu, skenario terbaik adalah skenario ke-2 di masing masing proyek. Pada minggu ke-21 di proyek 1, nilai Cost Performance Index (CPI) dan Schedule Performance Index (SPI) adalah 1; minggu ke-20 di proyek 2, nilai CPI dan SPI adalah 1; dan minggu ke-7 di proyek 3, nilai CPI dan SPI adalah 1.Mitigasi risiko dilakukan pada aktifitas-aktifitas dalam jalur kritis ketiga proyek, sebanyak 14 (empat belas) aktifitas pada 9 (Sembilan) jalur kritis di proyek 1; 16 (enam belas) aktifitas pada 4 (empat) jalur kritis di proyek 2; dan 22 (dua puluh dua) aktifitas pada 2 (dua) jalur kritis di proyek 3. Nilai SPI pada awal proyek 1 dan 2 diatas angka '2', mengindikasikan aktifitas pengadaan material yang tidak dapat dipenuhi akibat proses produksi, transportasi, dan distribusi material yang tidak terencana. Langkah yang dapat dilakukan adalah memisahkan pengadaan material dari kegiatan konstruksi proyek.

---

The study used integration of Earned Value Management and Risk Management for conducting risk delays mitigation plan the natural gas pipeline project. By performing a comparison of Planned Value, Earned Value and Actual Cost on historical data and the results of a monte carlo simulation (Crystal Ball) that the results obtained from the 3 (three) cost and time simulation scenario, the best case scenario is the 2nd scenario in each project. At week 21 (twenty one) in the project no. 1, the Cost Performance Index (CPI) and Schedule Performance Index (SPI) value is 1; week 20 (twenty) in the project no. 2, the CPI and SPI value is 1; and the week 7 (seven) in the project no. 3, CPI and SPI values are 1.

Project risk had mitigated on the activities in the critical path of the three projects, a total of 14 (fourteen) activities in the 9 (nine) critical path in the project 1; 16 (sixteen) activity in 4 (four) critical path in the project 2; and 22 (twenty two) activity in 2 (two) critical path in the project 3. SPI value at the beginning of the project 1 and 2 above figures '2', indicated that the material procurement activities can not be met due to the process of production, transportation, and distribution of materials unplanned. The best actions to do is to separate the material procurement from construction activities."

"Kebocoran atau kegagalan operasi pipa penyalur akan menimbulkan bahaya bagi manusia dan lingkungan sekitarnya. Kegagalan ini seringkali terjadi dibawah umur teknis yang direncanakan. Analisa sisa umur pakai pipa penyalur yang tepat akan membantu pengguna dalam membuat perencanaan inspeksi berikutnya. Pada penelitian ini, sisa umur pakai dianalisa dengan melakukan pengujian laboratorium dan pengkajian data lapangan. Sampel uji yang digunakan adalah material spesifikasi API 5L gr. B baru standar pabrik dan material pipa unknown spec, dengan pengaruh laju korosi pada lingkungan atmosfer dan air tanah. Hasil pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa sisa umur pakai terendah berturut-turut adalah 1,5 tahun dan 8,7 tahun. Berdasarkan regresi linier antara sisa umur pakai dan laju korosi pada pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa keduanya memiliki hubungan dengan koefisien korelasi (r) berturut-turut sebesar 0,93 dan 0,97.

---

Leakage or failure of the operation of the pipeline would pose a danger to humans and the surrounding environment. This failure often occurs under the thickness designed. A proper remaining life analysis of the pipeline will assist users in planning the next inspection. In this study, the remaining life analyzed by laboratory testing and assessment of field data. The sample used is a new API 5L gr. B material specification and unknown spec pipe material, with the effect of the corrosion rate in atmospheric environment and groundwater.

The test results and assessment of field data showed that the remaining life of the lowest row is 1.5 years and 8.7 years. Based on linear regression, remaining life and corrosion rate between lab testing and assessment of the field data show that both have a relationship with a correlation coefficient (r) respectively of 0.93 and 0.97."