Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Skripsi ini membahahas studi analisis kinerja dari mesin propulsi kapal LNG Tanker menggunakan Combined cycle yang komponennya terdiri dari Turbin gas, Turbin uap, dan Heat recovery steam generator HRSG . Langkah pertama adalah menentukan hambatan tipikal dari kapal LNG Tanker 125.000 m3 menggunakan software ldquo;Maxsurf Resistance 20 rdquo; kemudian dirancang sistem propulsi untuk memenuhi kebutuhan daya dari hambatan tersebut menggunakan software ldquo;Cycle Tempo 5.0 rdquo; dari hasil simulasi didapatkan daya maksimum sistem sebesar 28122.23 kW dengan konsumsi bahan bakar 1.173 Kg/s dan effisiensi sistem sebesar 48.49 pada kondisi muat, kapal dapat mencapai kecepatan 20.67 knot.

---

This study explains about performance analysis of a propulsion system engine of an LNG Tanker Ship using Combined Cycle which the components are Gas Turbine, Steam Turbine and Heat Recovery Steam Generator. The first step is to determine the general resistance of an LNG Tanker Ship 125.000 m3 by using Maxsurf Resistance 20 then designing the propulsion system to fulfill the necessary power from the resistance by using Cycle Tempo 5.0 software. The simulation results can indicate the maximum power of system about 28122.23 kW with the fuel consumption about 1.173 Kg s and the system efficiency about 48.49 in full loaded condition, the ship speed can reach up to 20.67 knot."

"Suatu Opsi untuk meningkatkan efisiensi bahan bakar pada power plant adalahdengan merecovery panas sisa yang keluar dari siklus turbin gas yang dimanfaatkan untukmemproduksi uap. Uap yang diproduksi digunakan untuk meningkatkan daya pada siklusdiatas. Sebagian kecil expansi terjadi pada tingkat pertama turbin diperlukan untuk diextractuntuk meningkatkan air pengisi. Semakin tinggi temperatur air pengisi, semakin kecil heatboiler area. Penambahan daya yang dibangkitkan pada siklus kombinasi pada power plant,sebagai hasil dari recovery panas buang adalah : 27,5 MW dan peningkatan efisiensi thermalsebesar 30% hingga 41 %."

"Dengan kompleksitas tinggi dan kebutuhan dana investasi yang cukup besar maka penentuan asumsi - asumsi menjadi penting pada proyek pembangkit tenaga listrik. Penentuan asumsi ini akan mempengaruhi hasil dari analisis kelayakan financial yang dilakukan untuk menentukan diterima atau ditolaknya proyek. Selain itu analisis sensitivitas terhadap asumsi - asumsi utama perlu dilakukan untuk mengetahui pengaruhnya terhadap kelayakan financial proyek pembangkit PLTGU combined cycle 660 MW. Proyek ini juga menghadapi ketidakpastian akan harga bahan bakar dan tarif energi. Untuk itu perlu dilakukan analisis keputusan manajemen terhadap indikator - indikator kelayakan financial sebelum diambil keputusan terhadap proyek.Metode discounted cash flow digunakan dalam melakukan analisis kelayakan financial proyek PLTGU combined cycle 660 MW untuk mendapatkan indikator NPV dan IRR berdasarkan pendekatan koefisien beta PT ABC. Pendekatan koefisien beta ini penting karena PT ABC belum listing dipasar modal, sehingga hasil analisis diharapakan mendekati kondisi risiko pasar yang sesungguhnya. Asumsi - asumsi yang ditetapkan menjadi input dan economic model yang dibangun untuk melakukan analisis sensitivitas dan kelayakan financial dengan simulasi terhadap skenario pesimis, normal dan optimis untuk loan interest dan discount rate, harga bahan bakar serta capacity factor pembangkit.Analisis sensitivitas memperlihatkan bahwa proyek pembangkit memiliki sensitivitas tinggi terhadap harga bahan bakar gas dan capacity factor pembangkit. Tingkat pengembalian proyek memenuhi target yaitu lebib besar dart discount rate proyek pada harga bahan bakar USD 2,7 - 3 IMMBTU dengan fleksibilitas tinggi pada capacity factor pembangkit. Sedangkan pada harga pasar, USD 5 IMMBTU tingkat pengembalian proyek memenuhi target pads capacity factor 60% keatas dengan soft loan, sedangkan dengan commercial loan target tingkat pengembalian proyek tidak terpenuhi. Soft loan umumnya diperoleh dari pinjaman luar negeri Pcmerintah Republik Indonesia kepada lembaga - lembaga keuangan Intemasioanl seperti ADB dan JBIC yang diteruskan kepada PT ABC. Penerusan pinjaman ini digunakan untuk membiayai proyek - proyek Perusahaan dan tidak diikat jaminan.Dari hasil simulasi terhadap tiga skenario yang ditetapkan memperlihatkan bahwa indikator kelayakan financial proyek PLTGU combined cycle 660 MW memiliki NPV positif pada harga bahan bakar natural gas USD 2,7 - 3,0 IMMBTU dengan dana investasi soft loan dan commercial loan. Untuk harga bahan bakar USD 5 IMMBTU proyek memiliki NPV negatif pada commercial loan, sedangkan dengan soft loan proyek memiliki NPV positif pada capacity factor diatas 60%. atau proyek berada dalam kondisi option zone. Kondisi option zone ini perlu dikaji lebih lanjut sebelum manajemen memutuskan menerima proyek tersebut.Sebagai kesimpulan dari analisis ini adalah penentuan koefisien beta dart PT ABC, perusahaan yang belum listing, menjadi penting agar penilaian proyek PLTGU combined cycle 660 MW mendekati kondisi resiko pasar yang sesungguhnya. Hasil perhitungan, koefisien beta PT ABC adalah 0,74. Analisis keputusan manajemen terhadap indikator kelayakan financial, memperlihatkan bahwa proyek PLTGU combined cycle memiliki tingkat resiko rendah dan layak diterima pada skenario normal dengan loan interest 3,75% dan harga bahan bakar USD 3 MMBTU.

---

Power Plant Project is always complicated and involving huge investment therefore selecting proper 'assumptions' on the Financial Analysis is important. Those assumptions will be having direct impact the result of Financial Analysis in order to justify whether the project is feasible of not. On the development of Combined Cycle Power Plant 660MW, the sensitivity analysis on the primary assumptions has to be done to observe its influence toward financial feasibility. Though the project is having high uncertainty on fuel price and energy tariff. It is necessary to analyze the management decisions toward financial feasibility indicators before taking the decision of this project.The discounted cash flow method is used in this Feasibility Study in order to find out the NPV and IRR indicators. It is base on beta coefficient approach of PT ABC. The approach has to be done due to PT ABC is not Public Company yet. This approach will be resulting close to the actual market risk. The assumptions taken, is used for the input data of Economic Mode' established to run the sensitivity analysis and financial feasibility with simulation toward pessimist, normal and optimist scenarios for loan interest, discount rate, fuel price and plant capacity factor.The sensitivity analysis shows that the power plant project has high sensitivity toward natural gas fuel price and plant capacity factor. Internal rate of return of this project is feasible i.e greater than discount rare, at fuel price of USD 2, 7 - 3 per MMBTU with high flexibility of plant capacity factor. Meanwhile at the gas fuel market price USD 5 per MMBTU and soft loan basis, the internal rate of return of this project is feasible on the 60% at plant capacity factor and its not feasible by using Commercial loan. Generally, soft loan come from government loan (government to government) to international financial institution like ADB and JBIC with two stages loan scheme, this loan will be used by PT ABC in financing the entire company project with government guarantee.Refer to the simulation on the three scenarios shows that financial feasibility indicators for 660 MW combined cycle power plant project have positive NPV at natural gas fuel price for 2,7 - 3,0 per MMBTU for both soft loan and commercial loan. At USD 5 per MMBTU of fuel price, the project shows negative NPV at commercial loan and positive NPV at 60% plant capacity factor or more by soft loan. It is mean the project is in the Option Zone. In this Zone, it is necessary to conduct further evaluation before management decides to precede the project.As a conclusion, the determination of PT ABC beta coefficient is important considering they are not Pubic Listed Company. It will make the analysis of 660 MW combined cycle power pant project close to actual market risk condition. The beta coefficient calculation result for PT ABC is 0, 74. An analysis of management decision toward financial feasibility indicators showing that 660 MW combined cycle power plant project is feasible and lower risk by 3,75 % of loan interest and fuel price at USD 3 per MMBTU scenario."

"ABSTRAKDewasa ini, listrik berperan besar terhadap kehidupan manusia. Seakan dengan pertumbuhan penggunaan listrik yang kian bertambah tiap tahunnya, perlu dipertimbangkan mengenai system pembangkitan listrik yang efisien agar setiap energi yang dihasilkan dapat dimanfaatkan sedemikian rupa sehingga jumlah energy yang terbuang (waste energy) dapat ditekan sesedikit mungkin. Penggabungan antara siklus Brayton dengan siklus Rankine dapat menjadi salah satu alternatif untuk meningkatkan efisiensi total mengingat gas buang dari siklus Brayton yang memiliki suhu cukup panas dimanfaatkan untuk memanaskan boiler pada sistem Rankine. Siklus gabungan pun banyak digunakan karena keunggulannya dan salah satunya terpasang di Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap Muara Karang Blok 1 500 MW. Tujuan dari penulisan karya ilmiah ini adalah untuk menghitung nilai efisiensi thermal total serta factor exergy destruction yang mempengaruhi penggunaan energi pada siklus gabungan sebuah pembangkit listirk. Berdasarkan hasil perhitungan dalam keadaan ideal, PLTU MK Blok 1 500MW memiliki efisiensi thermal total sebesar 46.9%, jauh lebih besar jika hanya dijalankan dalam satu siklus yang independen.

---

ABSTRACT

Nowadays, electricity plays a major role in human life. As if the growth of electricity usage is increasing every year, it is necessary to consider an efficient electricity generation system so that every energy produced can be utilized in such a way that the amount of wasted energy can be reduced as little as possible. Combining the Brayton cycle with the Rankine cycle can be an alternative to increase total efficiency considering the exhaust gas from the Brayton cycle that has a hot enough temperature is used to heat the boiler in the Rankine system. The combined cycle was widely used because of its superiority and one of them was installed in the Muara Karang Blok 1 500 MW Steam Gas Power Plant. The purpose of writing this scientific paper is to calculate the value of total thermal efficiency and exergy destruction factors that affect the use of energy in the combined cycle of a power plant. Based on the results of calculations in ideal circumstances, MK Sector 1 500MW PLTU has a total thermal efficiency of 46.9%, far greater if it is only run in one independent cycle.

"

"Seiring dengan meningkatnya kebutuhan manusia akan energi, ketersediaan cadangan bahan bakar fossil di Indonesia terus berkurang akan terus berkurang. Di sisi lain, Indonesia memiliki cadangan energi lain yang berpotensi untuk di kembangkan. Energi itu adalah gas bumi dengan total cadangan 150.70 TSCF. Salah satu cadangan terbesar terletak di Natuna, namun cadangan gas di Natuna memiliki komposisi gas alam dengan CO₂ yang sangat tinggi. Untuk memanfaatkan gas kaya akan CO­₂ menjadi energi listrik, diperlukan teknologi khusus dalam pembakaran gasnya. Teknologi yang sesuai dengan kondisi ini adalah pembangkit listrik dengan aeroderivative gas turbin sebagai pembakar gas utama. Pada penelitian ini, beberapa skema pembangkit listrik dengan teknologi yang sesuai dianalisis keekonomiannya. Skema yang dianalisis termasuk Simple Cycle, Combined Cycle Single Shaft, dan Combined Cycle Multi Shaft dengan faktor kapasitas yang berbeda-beda. Analisis dilakukan dengan melihat cashflow serta melakukan analisis monte-carlo untuk risiko dan investasi. Dari hasil yang didapat pada analisis diketahui bahwa pembangkit listrik Combined Cycle Multi Shaft dengan faktor kapasitas sebesar 87% memiliki hasil yang paling baik dari segi keekonomian serta investasi.

---

Along with the increasing of human needs of energy, availability of fossil fuel in Indonesia will keep decreasing. On the other side, Indonesia has a huge energy reserve potential to be developed. This energy is the natural gas with total reserve of 150.70 TSCF. One of the biggest reserves is in Natuna, but this reserve contains a huge CO₂ in its natural gas composition.  To utilize the high CO₂ content natural gas to electricity, special technology is needed to burn the gas. The right technology for this is aeroderivative gas turbine as the main gas burner to produce electricity. In this research, a few cheme of power plant with the right technologies is economically analized. The scheme is including simple cycle, combined cycle single shaft, and combined cycle multi shaft with various capacity factor. Analysis will be done by looking at the cashflow and doing montecarlo analysis for risk and investation. The analysis show that Combined Cycle Power Plant with Multi Shaft Configuration on 87% capacity factor has the best result in ecomonical, risk and investation factor."

"Natuna Timur memiliki potensi gas alam sebesar 210 TCF. Akan tetapi, kandungan CO2 yang tinggi (71%) di dalamnya dapat mengakibatkan peningkatan suhu global. Teknologi Carbon Sequestration dapat menyelesaikan permasalahan tersebut. Gas CO2 ditangkap dan disimpan pada reservoir untuk dimanfaatkan salah satunya sebagai Enhancement Oil Recovery. Pada penelitian ini, dilakukan integrasi teknologi CS-EOR pada pembangkit listrik siklus kombinasi dengan metode penangkapan oxy-combustion dan dianalisis secara tekno ekonomi. Analisis teknis dilakukan dengan mensimulasikan model pengembangan menggunakan UniSim Design. Analisis ekonomi dilakukan dengan menghitung parameter kelayakan ekonomi melalui arus kas. Dari hasil simulasi, diperoleh efisiensi pembangkit pada pembangkit listrik 25 MW adalah 38,8% dengan emisi spesifik 0,026 ton/MWh. Selain itu, dihasilkan pula peningkatan komposisi CO2 mengakibatkan penurunan efisiensi pembangkit, tetapi meningkatkan efisiensi penangkapan emisi karbon. Demikian juga, diperoleh tambahan energi dari EOR sebesar 7870 MWh. Rencana pengembangan ini layak dilaksanakan secara ekonomi dengan IRR 15,24%, NPV 1,5 milyar US$, dan PP 3,3 tahun.

---

East Natuna has 210 TCF natural gas potential. However, high CO2 content (71%) can cause global warming. Carbon Sequestration Technology is believed to solve this problem. CO2 is captured and stored into reservoir in order to utilize one of which is Enhancement Oil Recovery. In this paper, technology integration is made between CS-EOR and Natural Gas Combined Cycle to be analysed techno-economically. Technical analysis is done by simulating development model using UniSim Design, while economic analysis is done by calculating economic feasibility parameter from cashflow.

Simulation done shows NGCC with 25 MW capacity has 38,8% electricity efficiency and 0,026 ton/MWh specific emission. Then, by increasing CO2 content in feed will affect to decreasing of electricity efficiency, but increasing capture efficiency. Moreover, it also gets additional energy from EOR for about 7870 MWh. This plan is economically feasible with IRR 15,2%. NPV US$ 1,5 billion,and PP 3,3 years."

"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."