Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"PLN Muara Tawar akan melakukan penggantian kebutuhan dari Bahan Bakar Minyak menjadi gas sebagai salah satu bentuk penghematan dan konservasi energi. Namun karena belum adanya infrastruktur pipa yang mensuplai gas alam dari jaringan pipa transmisi utama Sumatera Selatan - Jawa Barat langsung menuju PT. PLN pembangkit Muara Tawar. Karena itu diperlukan pembangunan infrastruktur perpipaan gas untuk mendorong pemanfaatan gas alam sebagai bahan bakar utama PT. PLN pembangkit Muara Tawar. Tujuan penyusunan skripsi ini adalah untuk menghasilkan suatu rancangan system perpipaan transmisi gas dari titik suplai gas dari tapping point Muara bekasi ke PT. PLN Pembangkit Muara Tawar. Perancangan sistem perpipaan transmisi gas ini dimulai dengan pengumpulan data teknis dan data suplai-permintaan gas PT. PLN Pembangkit Muara Tawar, dilanjutkan dengan analisis data, pembuatan rute, simulasi dengan piranti lunak, perhitungan keekonomian serta analisis dampak sosial dan lingkungan. Standar desain yang digunakan dalam perancangan system perpipaan transmisi gas ini adalah ASME B31.8-1995. Kondisi optimal dari rancangan dicari dengan melakukan simulasi menggunakan piranti lunak Piping System FLUID FLOW versi 2.1. Kebutuhan gas PT. PLN Pembangkit Muara Tawar adalah 400 MMSCFD. Dari data sekunder, diperoleh panjang total rute alternatif 7,2 km. Diameter pipa Carbon Steel yang digunakan memiliki diameter nominal 26 inch. Tekanan suplai gas adalah 350 psig dengan tekanan di titik demand ditetapkan sebesar 500 psig dan kecepatan gas maksimum sebesar 30,48 m/s. Pada alternatif sistem perpipaan yang dirancang, diperoleh tekanan di titik sebelum kompresor adalah 296 psig dengan kecepatan gas 22,4 m/s. Pembangunan sistem perpipaan dilakukan 2 tahap (2007-2009) dengan masa operasi selama 15 tahun (2007-2022). Daya kompresor yang digunakan adalah 5963 HP untuk tahap I dan 6072 HP untuk tahap II dengan efisiensi 0,75 dan rasio Pout/Pin sebesar 1,6. Total biaya investasi yang telah ditambahkan dengan bunga mencapai 39,17 juta US$ untuk tahap I dan 16,84 Juta US$ untuk tahap II. Pada kasus dasar dimana Toll Fee harga jual gas ditetapkan sebesar 0,20 $/MMBtu, didapat NPV pada tahun 2022 sebesar 121,72 juta US$ dengan IRR 32,61%, payback period 4,2 tahun dan B/C ratio 4,50.

---

PLN Muara Tawar will substitute the need of oil fuel to gas as form of economizing and energy conservation. However, due to no pipeline infrastructure which supplying natural gas from main network pipe transmission South Sumatra-West Java direct ti PT. PLN Pembangkit Muara Tawar. Therefore development of gas pipeline infrastructure is needed to enhance natural gas usage as main fuel of PT. PLN Pembangkit Muara Tawar. The purpose of this paper is to create a system of gas transmission pipeline from gas supply point at Muara Bekasi to PT. PLN Pembangkit Muara Tawar. Design of gas transmission pipeline is started with technical data collection and supplydemand analyzing, continued with data analysis, rute construction, simulation, economic feasibility study, and social-environmental effect analysis. The standard design which had been used in gas transmission pipeline system is ASME B31.8 1995. Optimum condition of design is made by using software simulation of pipping system FLUID FLOW 2.1. Gas demand in PT. PLN Pembangkit Muara Tawar is 400 MMSCFD. From seconder data had been obtained total length of alternative route 7,2 km. Carbon Steel pipe diemeter which had been used 26 inch nominal diameter. Gas supply pressure is 350 psig with pressure of demand point is setted on 500 psig and maximum gas velocity is 30,48 m/s. On designed of pipeline system alternative, obtained the pressure at the point before compressor is 296 psig with gas velocity 22,4 m/s. The piping system construction done in 3 years (2007 ? 2009) and piping system operating time is assumed as long as 15 years (2007 ? 2022). Compressor power which be used is 5963 HP for step I and 6072 for step II with efficiency 0,75 and ratio Pout/Pin is 1,6. Total of investment cost which had been added with interest reach US$ 39,17 millions for step I and US$ 16,84 millions for step II. The basic case where Toll Fee of gas selling price is setted on 0,20 $/MMBtu, NPV on year 2022 is US$ 121,72 millions with IRR 32,61%, payback period 4,2 years and B/C ratio 4,50."

"Natural gas industries in indonesia is a good industries to be invested. It is due to Indonesia hasmany natural gas resources, the raising of BBM subsidies, and good promising market. From marketanalysis, the capacity for this industry is about l53,257.238 MMSCF/year, and this industry will beoperated for about 19 years. This plant will be built in Kecamatan Batui, Kabupaten Banggai, CentralSulawesi. The natural gas will be processed in two main process which are sweetening process andfraksionasi process. The operation mode of this plant is using continuous mode. Good processperformance of this plant is shown by energy efficiency of 82.61% (sweetening process) and 98.57%(Faltsionasi process). Economic analysis calculated that the total investment to build this plant is aboutUSS l60 million with manufacturing cost of USS 57. 7 million. NPV for this project calculated at USS 94million, 25% JRR, with payback periods in 6 years. The most sensitive for this project is productioncapacity , which is no less than 76,l36.884 MMSCF/year or 49. 68% from basic production capacity ofthis plant. Risk analysis of this plant using Monte Carlo 's method considering that the value of IRR ismore than the disconto level (11%), it can be summarized that the certainly of feasibility level of thisplant for city gas distribution using pipeline method is 82.l5%, whilst using CNG is 79. 78%. Based oneconomic analysis mentioned above, this plant is considered being feasible for a commercialcommencement."

"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara. Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif. Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

---

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.

Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.

The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.

The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF."