Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK LNG skala kecil merupakan salah satu alternatif pasokan gas untuk pembangkit listrik yang lokasinya tersebar di kepulauan seperti Bangka, Belitung dan Pontianak. LNG yang ditransportasikan dari terminal likuifaksi LNG harus dioptimasi pola pendistribusiannya ke masing-masing lokasi pembangkit. Optimasi dilakukan terhadap faktor biaya yang meliputi biaya pembelian gas, biaya penyewaan kapal, biaya pengiriman gas dan biaya operasional terminal penerima dan regasifikasi LNG. Sebuah model matematis dibuat berdasarkan variabel keputusan dan variabel tak terkendali yang didefinisikan dari parameter-paramater yang mempengaruhi hasil pola logistik. Secara garis besar skenario operasi untuk pendistribusian LNG yang digunakan adalah pengiriman tanpa hub (milk run dan point to point) dan pengiriman dengan hub. Hasil perbandingan menunjukan bahwa biaya logistik skema milk run lebih murah dibandingkan dengan skema yang lain yaitu sebesar 0,85 USD/MMBTU untuk pembangkit listrik MPP Belitung, 0,84 USD/MMBTU untuk MPP Bangka, 0,83 USD/MMBTU untuk MPP Kalbar dan 0,83 USD/MMBTU untuk Peaker Pontianak.

---

ABSTRACT Small Scale LNG is an alternative as gas supply to Gas Power Plants that scattered in several islands like Bangka, Belitung and Pontianak. LNG transportation from Liquifaction Terminal to each power plant have to be optimized. Optimation is conducted to achieve cost efficiency. Several Costs that affect the logistic scheme include LNG FOB price, Ship chartered cost, gas transporting cost and operational cost at regasification terminal. A Mathematical model is constructed based decision variable and uncontrollable variable which defined from any parameters that has implication to logistic scheme. Overall operation scenario built on this study are comprised of transporting with hub and transporting without hub (milk run and point to point). The results shown show that logistics costs must run cheaper compared to the others, namely 0.85 USD / MMBTU for MPP Belitung power plant, 0.84 USD / MMBTU for MPP Bangka, 0.83 USD / MMBTU for MPP West Kalimantan and 0 , 83 USD / MMBTU for Pontianak Peakers.

Abstrak :

Berdasarkan RUPTL 2018-2027, pembangkit listrik PLN di Pulau Jawa mengalami defisit pasokan gas mencapai 731 bbtud atau 4,86 mtpa pada tahun 2027. Pasokan gas saat ini dipenuhi dengan mendatangkan LNG dari Terminal LNG Bontang dan Tangguh sehingga fasilitas terminal regasifikasi merupakan komponen utama dalam rangkaian logistik LNG untuk memenuhi pasokan gas ke pembangkit. Pemilihan tipe regasifikasi onshore ataupun offshore merupakan hal penting sebagai dasar untuk mendapatkan biaya regasifikasi terendah pada throughput yang ditetapkan. Dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian, studi komparatif terhadap kedua tipe regasifikasi tersebut dilakukan dan didapatkan bahwa, pada rentang throughput 0,11 – 1,46 mtpa, tipe regasifikasi offshore lebih menguntungkan karena menghasilkan biaya regasifikasi yang lebih rendah dibandingkan dengan tipe regasifikasi onshore sedangkan tipe regasifikasi onshore lebih menguntungkan saat rentang throughput 1,46 – 5,03 mtpa dibandingkan dengan tipe regasifikasi offshore. Biaya regasifikasi terendah untuk tipe regasifikasi onshore adalah 0,50 usd/mmbtu (5,03 mtpa) dan 1,92 usd/mmbtu (0,11 mtpa). Sedangkan untuk tipe regasifikasi offshore adalah 0,54 usd/mmbtu (5,04 mtpa) dan 1,60 (0,11 mtpa).

 

Kata kunci: Terminal Regasifikasi LNG, throughput, onshore, offshore, biaya regasifikasi.

 

---

Based on 2018-2027 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), gas-based power plants in Java will experience natural gas shortage of 731 BBTUD, equivalent to 4.86 MTPA in 2027. Nowadays, natural gas supplies for gas power plants in Java are fulfilled from Bontang LNG and Tangguh LNG plants and it requires regasification terminal as the main infrastructure in LNG supply chain. Regasification type selection becomes critical in order to obtain lowest regasification cost at certain throughput. By considering the technical and economic aspects, comparative analysis on both regasification types shows that on the throughput 0.11 - 1.46 MTPA, offshore LNG regasification terminal gives lowest regasification cost compare to onshore LNG regasification while on throughput 1.46 - 5.03 MTPA it shows the opposite. The lowest regasification cost for the onshore is 0.50 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.92 USD/mmbtu for 0.11 MTPA. For the offshore, it cost 0.56 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.60 USD/mmbtu for 0.11 MTPA.

Abstrak :
Untuk mendapatkan skema terbaik dalam manajemen BOG dan pemanfaatan potensi eksergi LNG di fasilitas terminal regasifikasi Arun sebagai pembangkit energi listrik, maka dilakukan penelitian untuk membandingkan secara teknis dan komersial skema terbaik  pemanfaatan potensi exergi LNG dari proses regasifikasi.  Manajemen pemanfaatan BOG dengan laju  9.8 ton/jam dan pemanfaatan potensi exergi LNG dengan laju 150 ton/jam dengan teknologi Rankine Cycle (RC), Direct Expansion (DE)  atau kombinasi RC+DE untuk  pembangkit listrik diteliti dalam tesis ini.  Energi listrik yang dihasilkan dijual kepada PLN dengan skema jual beli listrik dengan harga maksimal 90% dari BPP sebesar Rp 1,673/kWh untuk Aceh dan Sumatera Utara. Data dari hasil penelitian dan simulasi sistem, didapatkan bahwa pemanfaatan potensi exergi LNG skema DE menghasilkan daya bersih listrik sebesar 2,703 kW, skema RC menghasilkan 3,916 kW, dan  skema DE+ RC menghasilkan 5,849 kW. Pendapatan dari penjualan daya listrik yang dihasilkan akan meningkatkan pendapatan operasional perusahaan. ......To get the best scheme in BOG management and utilization of LNG exergy potential in the Arun LNG regasification facility to generate electricity, this research is conducted to compare the best technical and commercial schemes for utilization of LNG potential exergy from the regasification process. The management system is required to manage  BOG  flow rate 9.8 ton / hour and LNG cold energy utilization with flowrate 150 ton/hour during  regasification process to generate electricity using Direct Expansion (DE), Rankine Cycle (RC) or combined Direct Expansion + Rankine Cycle (DE+RC)  technologies are studied in this thesis. The electricity produced is sold to PLN under a power purchase scheme at a maximum price  90% from the BPP tariff Rp 1,673/kWh for Aceh dan Sumatera Utara.  Data from the results of research and system simulations, it is found that the utilization of the LNG exergy  in the DE scheme produces a net electric power of 2,703 kW, the RC scheme produces 3,916 kW, and the DE + RC scheme produces 5,849 kW.  The income from the sale of the electric power generated will increase Company's income.

Abstrak :
Indonesia merupakan salah satu negara di dunia yang mempunyai potensi minyak dan gas bumi yang cukup besar. Nusa Tenggara Timur (NTT) merupakan salah satu wilayah dengan kebutuhan gas bumi yang cukup besar. Pulau Flores merupakan salah satu pulau di NTT yang memiliki potensi energi khususnya energi terbarukan yang cukup besar. Namun, masih banyak proyek pemanfaatan energi terbarukan yang belum terealisasi. Selain rasio elektrifikasi yang rendah, Pulau Flores memiliki permasalahan lain berupa harga LPG yang masih cukup mahal dikarenakan letak terminal LPG terdekat cukup jauh. Salah satu bentuk pemanfaatan gas bumi yang dapat diaplikasikan pada terminal regasifikasi adalah LPG recovery. Hasil simulasi menggunakan Aspen Hysys v11 menunjukkan bahwa terminal regasifikasi terintegrasi dapat menghasilkan 4,54 MMSCFD gas bumi dan 9,71 ton LPG/hari. Hasil dari analisis profitabilitas mendapatkan skema S-1b sebagai opsi terbaik dari segi ekonomi dengan nilai NPV $ 14.365, IRR 8,61%, dan PBP 9,42 tahun. Harga gas plant gate yang didapat dari perhitungan adalah sebesar $ 7,6/MMBTU dengan biaya regasifikasi sebesar $ 1,7/MMBTU.

---

Indonesia is one of the countries in the world that has considerable oil and gas potential. East Nusa Tenggara (NTT) is one of the regions with considerable natural gas needs. Flores Island is one of the islands in NTT which has considerable energy potential, especially renewable energy. However, there are still many renewable energy utilization projects that have not yet been realized. Besides the low electrification ratio, Flores Island has another problem in the form of LPG prices which are still quite expensive because the location of the nearest LPG terminal is quite far away. One form of natural gas utilization that can be applied to the regasification terminal is LPG recovery. Simulation results using Aspen Hysys v11 show that an integrated regasification terminal can produce 4.54 MMSCFD of natural gas and 9.71 tons of LPG / day. The results of the profitability analysis obtained the S-1b scheme as the best option in terms of economics with a NPV value of $ 14,365, an IRR of 8.61%, and a PBP of 9.42 years. The gate plant gas price obtained from the calculation is $ 7.6 / MMBTU with a regasification fee of $ 1.7 / MMBTU.

Abstrak :
Kebutuhan gas bumi di Indonesia terus meningkat dan salah satu cara efektif untuk mengangkut gas bumi adalah dengan melakukan proses regasifikasi LNG. Untuk optimasi, sistem pengendali terus dipelajari. Namun, masih memungkinkan untuk sistem terpengaruh dengan gangguan yang menurunkan kinerja pengendali. Untuk mengatasi hal tersebut, multi-loop PI menawarkan pengendali yang mampu mengurangi gangguan dengan mengantisipasinya melalui pengembangan model. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi model gangguan berdasarkan first order plus dead time (FOPDT) dan melakukan verifikasi model, serta melakukan de-tuning dengan metode biggest log modulus tuning (BLT) dan menganalisis kinerja pengendali terhadap multivariable model predictive control (MMPC) yang dikembangkan oleh Wahid dan Phenica (2020) pada sistem linier dan nonlinier. Model gangguan berupa suhu dan laju aliran umpan dirancang untuk model set point berdasarkan empat variabel terkontrol, yaitu tekanan tangki storage LNG yang dipertahankan pada 16,5 psia, tekanan keluaran vaporizer pada 444 psia, suhu keluaran vaporizer pada 6˚C, dan suhu gas keluaran heater pada 30˚C. Hasil penelitian menunjukkan bahwa nilai terbaik dari model gangguan FOPDT diperoleh dengan metode Solver. Pengandali muti-loop PI dengan penyetelan BLT memberikan kinerja terbaik dibandingkan dengan multi-loop PI dengan penyetelan Ziegler Nichols ketika diterapkan pada proses regasifikasi LNG linier dan nonlinier. Selain itu, muti-loop PI-BLT pada proses linier menghasilkan kinerja yang lebih baik dibandingkan dengan MMPC pada proses nonlinier. Namun, ketika multi-loop PI-BLT dan MMPC keduanya diterapkan pada proses nonlinier, MMPC masih lebih baik. ...... The demand for natural gas in Indonesia continues to increase over time, and one effective way to transport natural gas is to carry out the LNG regasification process. For optimization, the control system for this process is continuously being studied, yet it is still possible for the system to comply with disturbances that scale down the performance. To overcome this, an approach using multi-loop PI controller offers a control system that reduces disturbance by anticipating it through developing a model. Therefore, this study identifies the disturbance model based on first order plus dead time (FOPDT) and verify the model, as well as performs de-tuning with biggest log modulus tuning (BLT) method and analyzes the performance of the controller against multivariable model predictive control (MMPC) developed by Wahid and Phenica (2020) in linear and nonlinear system. The disturbance model of inlet temperature and feed flow rate is designed for a set point model based on four controlled variables, namely the pressure of the LNG storage tank which is maintained at 16.5 psia, the vaporizer outlet pressure at 444 psia, the vaporizer outlet temperature at 6˚C, and the gas heater outlet temperature at 30˚C. The results showed that the best value of the FOPDT disturbance model was obtained by the Solver method. Muti-loop PI controller with BLT tuning provides the best control performance compared to multi-loop PI with Ziegler Nichols tuning when applied to linear and nonlinear LNG regasification processes. Furthermore, muti-loop PI-BLT in linear process yields better performance compared to MMPC. However, when multi-loop PI-BLT and MMPC are both applied to nonlinear processes, MMPC is still exceptional.

Abstrak :
With the growth of utilizing natural gas all over the world, Liquefied Natural Gas (LNG) has been widely used in the modern era due to its advantages of storage and transportation. When LNG is unloaded in import terminal, in the time of need, the process of returning natural gas into its gaseous form is being done in the regasification unit with different technologies in order to process the gas and then distribute it by pipeline networks to the end users. Choosing the appropriate LNG vaporizer which is both cost effective and suitable to conditions of the location and environment is intended to be evaluated. The framework of this paper is studying of some of the different LNG vaporization methods and comparing their features and properties that each of them has. The goal of this paper is in the first step, comparison of technologies which are Open Rack Vaporizer (ORV), Shell and Tube Vaporizer (STV), and Intermediate Fluid Vaporizer (IFV) and defining the suitable vaporizer to do the simulation as the second step as well as evaluating the economical features of the project. While the Shell and Tube Vaporizer has been chosen, the regasification plant using three different heating medium, propane, steam, and 50/50 mixture of water and glycol has been designed. At the end, the economic evaluation has been done with total capital investment of 62 million dollars in the service life of 10 years. The NPV is calculated 11.33 million dollars and the salvage value is calculated to be 5.2 million dollars. Each heating medium is considered to be effective depending on the locations and conditions.

Abstrak :
Optimalisasi pabrik regasifikasi liqufied natural gas LNG penting dilakukan untuk meminimilasi biaya, khususnya biaya operasional. Oleh karena itu penting untuk memilih desain pabrik regasifikasi LNG dan mendapatkan kondisi operasi yang optimum serta mempertahankan kondisi operasi yang optimum tersebut melalui implementasi model predictive control MPC. Kriteria optimalnya adalah minimumnya jumlah energi yang digunakan dan atau integral of square error ISE. Hasilnya, disain yang optimum adalah menggunakan skema 2 dengan penghematan energi sebesar 40. Sedangkan kondisi operasi yang optimum terjadi jika suhu keluaran vaporizer sebesar 6oC. Untuk mempertahankan kondisi optimum tersebut diperlukan MPC dengan setelan parameter P prediction horizon , M control horizon dan T sampling time sebagai berikut: pengendali tekanan tangki penyimpanan: 90, 2, 1; tekanan produk: 95, 2, 1; suhu vaporizer: 65, 2, 2; dan suhu heater: 35, 6, 5, dengan nilai ISE pada set point tracking masing-masing 0,99, 1792,78, 34,89 dan 7,54, atau peningkatan kinerja pengendalian masing-masing sebesar 4,6 , 63,5 , 3,1 dan 58,2 dibandingkan kinerja pengendali PI. Penghematan energi yang dapat dilakukan pengendali MPC saat terjadi gangguan pada kenaikan suhu air laut 1oC adalah 0,02 MW dan pengendali MPC juga mengurangi error terhadap kualitas produk sebesar 34,25 dibandingkan dengan menggunakan pengendali PI.

---

Optimization of liquified natural gas LNG regasification plant is important to minimize costs, especially operational costs. Therefore, it is important to select the LNG regasification plant design and obtain optimum operating conditions while maintaining the optimum operating conditions through the implementation of model predictive control MPC. The optimal criterion is the minimum amount of energy used and or the integral of square error ISE. As a result, the optimum design is to use scheme 2 with an energy savings of 40 . While the optimum operating conditions occur if the vaporizer output temperature is 6oC. In order to maintain the optimum conditions, MPC is required with parameter setting P prediction horizon, M control horizon and T sampling time as follows tank storage pressure controller 90, 2, 1 product pressure 95, 2, 1 temperature vaporizer 65, 2, 2 and temperature heater 35, 6, 5, with ISE value at set point tracking respectively 0.99, 1792.78, 34.89 and 7.54, or improvement of control performance respectively 4.6, 63.5 , 3.1 and 58.2 compared to PI controller performance. The energy savings that MPC controllers can make when there is a disturbance in sea temperature rise of 1oC is 0.02 MW and MPC controller also reduces error to product quality by 34.25 compared to the PI controller.

Abstrak :
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.