Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Prospek pengembangan laut dalam yang terletak di cekungan Kutai, yang berpotensi menghasilkan gas sebesar 115 MMSCFD dan kondensat sebesar 4000 SBCPD. Gas dan kondensat yang dihasilkan sumur E akan dikirim ke existing FPU (Floating Production Unit) melalui pipeline 9.5? untuk diproses yang kemudian diteruskan juga melalui existing pipeline dari FPU tersebut ke terminal Z yang diharapkan dapat berproduksi pada pertengahan tahun 2016. Penambahan peralatan untuk produksi gas alam dari sumur E ini adalah penambahan Slug Catcher, Pig Receiver, Inlet Heater, Condensate Cooler, Production Separator, Coalescer Separator, pemipaan juga peralatan Instrumentation dan Electrical yang termasuk MCC dan battery room. Sementara FPU X akan menyediakan sebagian fasilitasnya untuk produksi gas alam sumur E yang berupa gas compression system dan gas dehydration system.Pada karya tulis ini, untuk memodifikasi FPU X dambil empat langkah utama yaitu pertama dengan mensimulasikan gas masukan dengan mempertimbangkan lima skenario yang mungkin terjadi dan memprediksi nilai ICP (Indonesian Crude Price), kemudian menentukan desainnya berdasarkan kondisi terburuknya, kemudian mengevaluasi jumlah keluaran produksi gas dan kondensat dan terakhir menganalisa nilai keekonomian proyek ini.Berdasarkan hasil analisa didapatkan data design condition untuk peralatannya berupa tekanan operasi, temperatur operasi dan heat duty dimana sumur ini akan memproduksi gas sebanyak 206.584,5 MMSCF dan kondensat 6.117.339,8 barel selama tujuh tahun beroperasi. Sementara CAPEX maksimum yang layak dikeluarkan adalah sebesar 571.190.717 USD.

---

The prospect of developing deep water located in Kutai basin, which have potensial to produce 115 MMSCFD of gas and 4000 SBCPD of condensate. The gas and condensate which produced by this E well will go to the existing FPU (Floating Production Unit) first via 9.5? of subsea pipeline to be proceeded then transferred to the Z terminal also via existing pipeline. This E well is expected to start operating in the middle of 2016. The additional equipment for this E gas processing are additional Slug Catcher, Pig Receiver, Inlet Heater, Condensate Cooler, Production Separator, Coalescer Separator, piping and also instrumentation and electrical including MCC and battery room. Thus the existing X FPU will provide some of its facilitity for E gas processing such as gas compression system and gas dehydration system.In this thesis, to modify this FPU X, there are four main steps first by simulating the gas procesing considering five scenarios which might happen and by predicting the price of Indonesia crude oil, then deciding the design condition based on the worst scenario, after that by evaluating the gas and condensate output, last but not least by evaluating the economical value for this project development.Based on the analysis done, there are inputs of the design condition such as the operating pressure, operating temperature and the heat duty while this well will produce as much as 206.584,5 MMSCF of gas and 6.117.339,8 barel of condensate for seven years of operation. While the maksimum CAPEX that worth to be expended is 571.190.717 USD."

"Pembangunan jaringan distribusi gas untuk rumah tangga merupakan salah satu program prioritas nasional yang bertujuan untuk konversi energi dari LPG ke Gas alam, pengurangan subsidi serta penyediaan energi bersih dan murah. Saat ini upaya peningkatan pemanfaatan bahan bakar gas bumi hanya difokuskan untuk rumah tangga saja sehingga kurang diminati oleh pihak swasta karena kurang menguntungkan dan jangka waktu pengembalian investasi yang terlalu lama. Dengan adanya pengguna gas selain rumah tangga seperti pelanggan kecil tentu akan meningkatkan nilai keekonomian dari proyek ini dan mempercepat pengembalian investasi. Tesis ini bertujuan untuk menghitung berapa harga jual gas yang ekonomis bagi pelanggan khususnya apabila konsumennya merupakan gabungan dari pelanggan rumah tangga dan pelanggan kecil, serta membandingkan keekonomian dari pemanfaatan gas alam untuk rumah tangga jika dibandingkan dengan menggunakan LPG. Berdasarkan hasil perhitungan, diketahui bahwa skenario 1 menghasilkan harga gas Rp.11.560,00/m3 sampai Rp.17.620,00/m3, skenario 2 menghasilkan harga gas Rp.10.915,00/m3 sampai Rp.15.115,00/m3, skenario 3 menghasilkan harga gas Rp.8.865,00/m3, dan skenario 4 menghasilkan harga gas Rp.2.980,00/m3 sampai Rp.3.811,00/m3. Skenario terbaik adalah skenario 4 yang pelanggannya terdiri atas gabungan pelanggan rumah tangga dan pelanggan kecil yang memaksimalkan alokasi gas sebesar 2 MMSCFD. Dengan harga gas sebesar itu maka penghematan yang didapat dibandingkan dengan penggunaan LPG adalah sebesar Rp.64.780,00/m3 sampai dengan Rp.81.400/m3 per bulan untuk masing-masing rumah tangga.

---

Construction of gas distribution networks to households is one of the national priority programs aimed at energy conversion from LPG to natural gas, reduction in subsidies and the provision of clean and cheap energy. Nowadays, efforts to increase fuel utilization of natural gas only focused for households and it less attractive to the private sector because it is less profitable and the investment payback period is too long. With the addition to household gas users such as small customers will certainly increase the economic value of this project and will accelerate the return on investment. This thesis aims to calculate how much gas price economical for customers, especially when the consumer is a combination of household customers and small customers, and comparing the economics of natural gas for households when compared with LPG. Based from the calculation, it is known that the first scenario gas prices is Rp.11.560,00/m3 to Rp.17.620,00/m3, scenario 2 gas prices is Rp.10.915,00/m3 to Rp.15.115,00/m3, scenario 3 gas prices is Rp.8.865,00/m3, and scenario 4 gas prices is Rp.2.980,00/m3 to Rp.3.811,00/m3. The best scenario is scenario 4 that its customers consist of a combined household customers and small customers that maximize the allocation of gas by 2 MMSCFD. Savings with the price of it compared to using LPG amounted Rp.64.780,00/m3 up to Rp.81.400/m3 per month for each household."

"Pada pertengahan tahun 2015, Pemerintah Indonesia resmi meluncurkan program Pembangunan Pembangkit 35.000 MW, hal ini bertujuan untuk memenuhi pertumbuhan beban, dan pada wilayah tertentu diutamakan untuk memenuhi kekurangan pasokan tenaga listrik. Indonesia juga merupakan salah satu negara pemilik cadangan gas alam yang cukup besar, yaitu diperkirakan 150,4 TCF (Trilliun standard Cubic Feet) yang tersebar di berbagai pulau. Adapun Indonesia Wilayah Tengah yang terdiri dari 3 pulau besar yaitu Kalimantan, Sulawesi, dan Nusa Tenggara, ketiganya memiliki banyak kepulauan kecil dan dikelilingi oleh lautan luas. Oleh karena itu untuk mempermudah penyaluran suplai LNG bagi pembangkit listrik tenaga gas di wilayah tersebut, maka digunakan small scale LNG carrier untuk penyalurannya. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) yang dikombinasikan dengan linier programming serta Algoritma Greedy dengan fungsi objektif yaitu untuk memaksimalkan kapasitas muatan kapal. Selain itu juga dilakukan analisis keekonomian berdasarkan kelayakan finansial serta analisis terkait harga gas dunia. Hasil dari penelitian ini diperoleh 3 kluster rute yang akan di pasok menggunakan dua kapal untuk masing-masing kluster dengan rincian sebagai berikut, Kluster 1 Sulawesi menggunakan kapal ukuran 14000 cbm dan 7500 cbm dengan kecepatan rata-rata 13 knot, Kluster 2 Kalimantan menggunakan kapal ukuran 5000 cbm dan 10000 cbm dengan kecepatan rata-rata 15 knot, serta Kluster 3 Nusa Tenggara menggunakan kapal ukuran 7500 cbm dan 3587 cbm dengan kecepatan rata-rata 13 knot. Berdasarkan rute optimum yang didapat, maka sisa muatan untuk Kluster 1 Sulawesi adalah sebesar 1447,62 cbm atau 6,73% dari kapasitas total kapal, sisa muatan untuk Kluster 2 Kalimantan sebesar 697,86 cbm atau 4,65% dari kapasitas total kapal, dan sisa muatan untuk Kluster 3 Nusa Tenggara adalah sebesar 369,85 cbm atau 3,34% dari kapasitas total kapal. Dari analisa keekonomian menunjukan bahwa dengan total CAPEX sebesar US$ 1.087.439.857,67. Dan didapatkan margin harga penjualan LNG sekurang kurangnya sebesar US$ 2/MMBTU untuk kluster 1 dengan payback period dalam kurun waktu 7 tahun, US$ 2/MMBTU untuk kluster 2 dengan payback period dalam kurun waktu 10 tahun, serta US$ 5/MMBTU untuk kluster 3 dengan payback period dalam kurun waktu 9 tahun.

---

In mid-2015, the Government of Indonesia officially launched the 35,000 MW Power Generation Program, this aims to meet load growth, and in certain areas, it is prioritized to meet the shortage of electricity supply. Indonesia is also one of the countries with large natural gas reserves, which are estimated at 150.4 TCF (Trillion standard Cubic Feet) spread over various islands. As for the Central Region of Indonesia, consists of 3 large islands, namely Kalimantan, Sulawesi, and Nusa Tenggara, all three of them have many small islands and are surrounded by vast oceans. Therefore, a small-scale LNG carrier is used for distribution to facilitate the distribution of LNG supply for gas-fired power plants in the area. The method used in this research is the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) combined with linear programming and the Greedy Algorithm with the objective function of maximizing the ship's cargo capacity. In addition, an economic analysis based on financial feasibility as well as analysis related to world gas prices was also carried out. The results of this study obtained 3 cluster routes that will be supplied using two ships for each cluster with the following details, Sulawesi Cluster 1 uses 14000 cbm and 7500 cbm ships with an average speed of 13 knots, Cluster 2 Kalimantan uses ships of 5000 cbm and 10000 cbm with an average speed of 15 knots, as well as Cluster 3 Nusa Tenggara using ships of 7500 cbm and 3587 cbm with an average speed of 13 knots. Based on the optimum route obtained, the remaining cargo for Cluster 1 Sulawesi is 1447.62 cbm or 6.73% of the total vessel capacity, the remaining cargo for Cluster 2 Kalimantan is 697.86 cbm or 4.65% of the total vessel capacity, and the remaining cargo for Nusa Tenggara Cluster 3 is 369.85 cbm or 3.34% of the total capacity of the ship. The economic analysis shows that with a total CAPEX of US$ 1,087,439,857.67. And the LNG sales price margin is at least US$ 2/MMBTU for cluster 1 with a payback period of 7 years, US$ 2/MMBTU for cluster 2 with a payback period of 10 years, and US$ 5/MMBTU for cluster 3 with a payback period of 9 years."

"Terdapat pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Mulut Tambang yang memiliki kapasitas sebesar 2x18MW di suatu perusahaan pertambangan, tetapi daya yang disalurkan ke konsumen internal hanya sebesar 3.6MW atau sekitar 10% dari total kapasitas pembangkit (20% dari kapasitas satu unit pembangkit). Agar PLTU dapat beroperasi sesuai dengan spesifikasinya maka pembebanan dinaikkan dengan mengoperasikan loadbank. Beban internal yang rendah dan penggunaan loadbank menyebabkan biaya pokok pembangkitan menjadi tinggi. Kelebihan kapasitas pembangkit dapat dijual kepada konsumen eksternal diluar area pertambangan sehingga diperlukan pembangunan jaringan transmisi saluran udara 150kV sepanjang 45.38km. Pembangunan transmisi saluran udara 150kV ke gardu induk konsumen eksternal dapat meningkatkan penjualan energi listrik dan dapat menggantikan fungsi loadbank. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi kelayakan teknis dan aspek keekonomian pembangunan transmisi saluran udara 150kV dari PLTU Mulut Tambang ke gardu induk konsumen eksternal. Metode penelitian menggunakan indikator finansial Internal Rate of Return dan Net Present Value. Secara keseluruhan, pembangunan transmisi saluran udara 150kV dapat meningkatkan penjualan energi listrik dan menggantikan fungsi penggunaan loadbank. Nilai NPV adalah Rp. 2,433,752,926 dengan IRR sebesar 11.046%.

---

There is a Mine Mouth Steam Power Plant (PLTU) which has a capacity of 2x18MW in a mining company, but the power that supplied to internal consumers is only 3.6MW or around 10% of the total generating capacity (20% of the capacity of one generating unit). To operate according to its specifications, the load is increased by operating the load bank. The low internal load and the use of the loadbank causes the cost of generation to be high. Excess generating capacity can be sold to external consumers outside the mining area, so it is necessary to build one circuit overhead transmission line 150kV as long 45.38km. The construction of overhead transmission line 150kV to the external consumer substation can increase sales of electricity and can replace the loadbank function. This study aims to evaluate the technical feasibility and economic aspects of the construction overhead transmission line 150kV from the PLTU to an external consumer substation. The research method uses financial indicators Internal Rate of Return and Net Present Value. Overall, the construction of one circuit overhead transmission line 150kV can increase sales of electricity and replace the function of load bank. The NPV value is Rp. 2,433,752,926 with an IRR of 11.046%."