Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Peningkatan produksi minyak bumi di Indonesia menjadi hal mendesak mengingat target produksi 1 juta barrel perhari pada tahun 2030 di tengah penurunan produksi. Permasalahan tersebut memberikan insentif untuk menelusuri metode EOR non-konvensional, biopolymer flooding. Xanthan Gum merupakan biopolimer dengan ketahanan salting effect yang sangat baik sehingga memberikan potensi digunakan bersama air laut sebagai campuran driving fluid dalam metode injeksi kontinuous. Selain itu, HCPV injeksi meningkatkan performa pemulihan jika flooding berhasil . Maka dari itu, penelitian ini menganalisis pengaruh penggunaan air laut sebagai fluida pendorong dan HCPV injeksi terhadap displacement sweep efficiency, recovery factor, serta harga minyak dan gas untuk IRR 15% mengikuti skema bisnis gross split. Penelitian dengan permodelan reservoir sintetik sandstone heterogen, dilanjutkan dengan permodelan EOR dengan membandingkan berbagai strategi injeksi EOR biopolymer flooding terhadap waterflooding, dan analisis ekonomi cashflow mengikuti skema bisnis gross split. Peningkatan HCPV injeksi dapat meningkatkan recovery factor hingga 22.26% dan displacement sweep efficiency 21.27%. Penggunaaan air laut sebagai campuran fluida pendorong mengurangi recovery factor hingga 0.55% dan displacement sweep efficiency 0.54%. Harga minyak minimum proyek dapat mencapai 45.75$ per barrel dengan cost of EOR sebesar 4.52$ per barrel. 

---

Increasing Indonesian oil production is an urgent issue due fulfilling Indonesian production target of one million barrels per day in 2030 amidst production decline. This problem gives an incentive to explore non-conventional EOR method, biopolymer flooding. Xanthan gum biopolymer is resistant toward salting effect which has the potential to be used alongside brine as driving fluid mixture in a continuous injection. Moreover, HCPV injection increases oil field’s recovery rate only if the flooding succeeds. Therefore, this research’s purpose is to analyze the usage of brine as driving fluid and HCPV Injection toward partially depleted sandstone reservoir’s displacement sweep efficiency, recovery factor and oil and gas price in reaching IRR 15% following Indonesian gross split scheme. Research methodology includes modelling of synthetic partially depleted heterogenous sandstone reservoir, continued with EOR modelling comparing different biopolymer flooding injection strategy with waterflooding, and cashflow economic analysis following gross split scheme. The increase of HCPV injection could increase recovery factor up to 22.26% dan displacement sweep efficiency up to 21.27%. The usage of sea water as mixture in driving fluid could decrease recovery factor up to 0.55% and displacement sweep efficiency 0.54%. The minimum project oil price reaches 45.75$ per barrel with the cost of EOR 4.52$ per barrel."

"Pertumbuhan jumlah penduduk di Indonesia tentunya diiringi dengan meningkatnya kebutuhan akan energi, terutama bahan bakar. Salah satu bahan bakar yang sangat berpotensi untuk dikembangkan adalah bioetanol. Etanol umumnya dihasilkan melalui proses fermentasi, namun produk etanol yang dihasilkan kemurniannya sangat rendah dan tidak memenuhi grade untuk dijadikan bahan bakar, yaitu sebesar 95% v/v. Oleh karena itu, saat ini dikembangkan proses pemurnian etanol melalui adosrpsi yang lebih efektif dan ekonomis. Pada penelitian ini, dilakukan pengembangan pemodelan empiris yang telah dimodifikasi untuk adsorpsi etanol-air pada kolom unggun tetap dengan adosrben zeolit. Model yang digunakan untuk mengetahui sifat adsorpsi yang terjadi adalah Model Thomas dan Model Yoon-Nelson. Performa dari suatu proses adsorpsi dapat dijelaskan oleh Model tersebut dengan melihat karakteristik model berdasarkan kurva breakthrough yang diprediksikan model serta nilai parameter pada model tersebut. Pada percobaan terdahulu, telah dilakukan modifikasi pada Model Thomas dan Model Yoon-Nelson dengan menambahkan parameter “K” pada masing-masing persamaan model dikarenakan koefisien determinasi (R2) yang diperoleh dengan persamaan model original kurang dari 0.9 dan setelah dilakukan modifikasi pada kedua model, diperoleh nilai koefisien determinasinya (R2) > 0.9. Nilai parameter yang diperoleh untuk Model Yoon-Nelson dan Thomas Modifikasi berturut-turut adalah sebagai berikut; Zeolite 3A 50% v/v (kTh = 0.0001, qo= 0.199, KT = 0.432 kYN = 0.0018, τ= 300, KY= 1.9097), Zeolite 3A 10% v/v (kTh= 0.00009, qo= 0.199, KT= 0.487 kYN = 0.0024, τ= 255, KY= 1.974), Zeolite 4A 50% v/v (kTh= 0.00001, qo= 0.189, KT = 0.341 kYN = 0.0016, τ = 270, KY = 1.891), Zeolite 4A 10% v/v ((kTh = 0.00009, qo = 0.189, KT = 0.385 kYN = 0.002, τ = 240, KY = 1.945). Berdasarkan hasil pemodelan, diketahui bahwa Model Empiris Thomas & Yoon Nelson Modifikasi tidak cukup akurat untuk memodelkan kurva breakthrough, sehingga dilakukan pengembangan model empiris untuk adsorpsi etanol-air pada kolom unggun tetap. Model yang dikembangkan merupakan adopsi persamaan Model Thomas dengan persamaan polynomial derajat 3 dengan lima nilai parmeter, yaitu K, a, b, c, dan d.

---

Indonesia’s population growth nowadays accompanied by increasing energy needs, especially fuel. Bioethanol was one of renewable fuel that has big potential to be developed. In general, bioethanol was produced through fermentation process, but the final product was low in purity and does not meet the standard to be used as fuel, which is 95% v/v. Hence, ethanol purification using adsorption methods are being developed because it is more effective and economical. In this research, modified empirical model for ethanol-water adsorption in fixed bed column using zeolite adsorbent will be developed. The model that is used to determine the properties of adsorption that occurs is Thomas Model and Yoon-Nelson Model. Those Models can explain the performance of an adsorption by looking at the characteristics of the model based on the predicted breakthrough curve and the parameter values of the model. In the earlier research, modification of Thomas Model and Yoon-Nelson Model have been done by adding “K” parameter on each equation because the results of coefficient of determination (R2) is less than 0.9, and after recalculated using the modified Models, the coefficient determination obtained is above 0.9. Evaluation on these modified models will be conducted in this research to know whether these modified models can be applied for other experimental data or not. Obtained parameter values for Modified Thomas and Yoon-Nelson Model for 50% v/v and 10% v/v on Zeolite 3A and 4A respectively as follows; Zeolite 3A 50% v/v (kTh= 0.0001, qo= 0.199, KT= 0.432 kYN = 0.0018, τ = 300, KY = 1.9097), Zeolite 3A 10% v/v (kTh = 0.00009, qo= 0.199, KT = 0.487 kYN = 0.0024, τ= 255, KY= 1.974), Zeolite 4A 50% v/v (kTh = 0.00001, qo= 0.189, KT= 0.341 kYN = 0.0016, τ= 270, KY= 1.891), Zeolite 4A 10% v/v ((kTh= 0.00009, qo= 0.189, KT = 0.385 kYN = 0.002, τ = 240, KY = 1.945). Based on the results, Modified Thomas & Yoon-Nelson empirical model is not quite accurate for modelling breakthrough curve. Hence, further research is conducted to develop new empirical model for ethanol-water adsorption in a fixed bed column. The empirical model developed by adopting Thomas Model Equation and Polynomial equation that has five parameters which is K, a, b, c, and d."

"Coalbed Methane (CBM) merupakan gas alam dengan kandungan utama gas metana yang tersimpan atau terabsorbsi ke dalam pori-pori permukaan pada matriks lapisan batubara. Coalbed Methane(CBM) merupakan salah satu sumber potensial untuk digunakan sebagai energi alternatif. Indonesia memiliki cadangan CBM cukup besar sekitar 453 TCF yaitu sekitar 6% dari total cadangan CBM dunia. Oleh karena itu, CBM dapat menjadi solusi bagi Indonesia untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional. Namun, masih sedikitnya informasi mengenai kapasitas adsorpsi metana pada batubara Indonesia menghambat pengembangan CBM di Indonesia. Prediksi kapasitas adsorpsi gas metana pada batubara Indonesia pada penelitian ini menggunakan pemodelan Generalized Ono-Kondo. Pemodelan Generalized Ono-Kondo merupakan salah satu pemodelan adsorpsi yang dapat digunakan untuk memprediksi kapasitas adsorpsi khususnya adsorpsi gas tekanan tinggi. Penggunaan pemodelan pada penelitian ini meliputi perhitungan dua parameter, yaitu nilai energi interaksi antara adsorben dengan adsorbat ( ) dan kapasitas maksimum adsorpsi pada adsorben (C). Pada penelitian ini, jenis batubara Indonesia yang akan digunakan adalah Barito dan Ombilin dengan tekanan tinggi diatas suhu kritis. Berdasarkan hasil simulasi pemodelan Ono-Kondo, batubara barito kering memiliki kapasitas adsorpsi maksimum yang lebih besar dibandingkan dengan batubara ombilin. Kapasitas adsorpsi terbesar untuk batubara barito adalah 0,1879 mmol/g dan untuk batubara ombilin adalah 0,16944 mmol/g. Kapasitas adsorpsi terbesar untuk batubara Indonesia terdapat pada batubara barito kering suhu 30 ⸰C dengan kapasitas 0,1879 mmol/g. Batubara yang bukan berasal dari Indonesia yaitu jenis Pocahontas dan fruitland memiliki kapasitas adsorpsi yang lebih besar dibandingkan batubara Indonesia. Batubara Pocahontas memiliki kapasitas 0,6479 mmol/g dan untuk batubara fruitland adalah 0,5828 mmol/g. Berdasarkan hasil simulasi, pemodelan Ono-Kondo dapat merepsentasikan adsorpsi metana pada batubara Indonesia dan batubara yang bukan berasal dari Indonesia dengan akurat karena memiliki nilai AAPD dibawah 1%.

 

---

Coalbed Methane (CBM) is natural gas with the main content of methane gas that is stored or absorbed into the surface pores of the coal seam matrix. Coalbed Methane (CBM) is one of the potential sources to be used as an alternative energy. Indonesia has quite large CBM reserves of around 453 TCF, which is about 6% of the world's total CBM reserves. Therefore, CBM can be a solution for Indonesia to fulfill national energy needs. However, there are still little information about the adsorption capacity of methane in Indonesian coal, which hampers the development of CBM in Indonesia. Prediction of methane gas adsorption capacity in Indonesian coal in this study using Generalized Ono-Kondo modeling. Generalized Ono-Kondo modeling is one of the adsorption modeling that can be used to predict adsorption capacity, especially for high pressure gas adsorption. The use of modeling in this study includes the calculation of two parameters, namely the value of the interaction energy between the adsorbent and the adsorbate ( ) and the maximum adsorption capacity of the adsorbent (C). In this study, the types of Indonesian coal that will be used are Barito and Ombilin with high pressure above the critical temperature. Based on the simulation results of Ono-Kondo modeling, dry barito coal has a higher maximum adsorption capacity than ombilin coal. The largest adsorption capacity for barito coal is 0.1879 mmol/g and for ombilin coal is 0.16944 mmol/g. The largest adsorption capacity was found in dry barito coal at 30 C with a capacity of 0.1879 mmol/g. The Coal that is not come from Indonesia, namely the Pocahontas and fruitland types, has a higher adsorption capacity than Indonesian coal. Pocahontas coal has a capacity of 0.6479 mmol/g and for fruitland coal is 0.5828 mmol/g. Based on the simulation results, Ono-Kondo modeling can represent methane adsorption on Indonesian coal and coal that is not from Indonesia accurately because it has an AAPD value below 1%."

"Coalbed methane (CBM) adalah gas alam dengan kandungan utama gas metana (CH4) yang terkandung di dalam pori-pori permukaan pada matriks lapisan batubara. Indonesia saat ini memiliki cadangan CBM sebesar 453 Tcf (6% cadangan CBM dunia) yang tersebar pada 11 coal basin dan merupakan sumber energi alternatif yang besar. Sumber energi ini dapat dimanfaatkan bagi Indonesia sebagai salah satu solusi untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional. Maka dari itu informasi mengenai kapasitas adsorpsi batubara Indonesia, terutama adsorpsi gas metana sangat diperlukan untuk memprediksi kandungan gas pada reservoir tersebut. Prediksi adsorpsi metana pada batubara Indonesia ini dilakukan menggunakan metode Simplified Local Density-Peng Robinson yang mana memiliki kapabilitas untuk memprediksi adsorpsi metana tekanan tinggi pada fasa superkritis yang ditemukan pada Coalbed methane. Pengembangan model yang dilakukan meliputi dua parameter yang di optimasi yakni, densitas adsorben dan volume pori adsorben (V). Penelitian ini, jenis batubara Indonesia yang akan digunakan adalah Barito dan Ombilin dengan tekanan tinggi diatas suhu kritis yakni pada rentang 30oC-60oC dan pada tekanan 0,79-6,27 Mpa. Berdasarkan hasil simulasi, didapat rentang volume pori adsorben Barito dan Ombilin diantara 0,0126 – 0,0205 ml/g dan batubara Barito pada suhu 30oC tekanan 5,9 MPa memiliki kapasitas adsorpsi metana tertinggi pada batubara Indonesia yang diuji dengan kapasitas 4,8601 mg/g. Pemodelan Simplified Local Density-Peng Robinson dapat merepresentasikan adsorpsi metana pada batubara Indonesia dan batubara yang bukan berasal dari Indonesia dengan akurat dengan nilai %AAPD sebesar 1,2386%.

---

Coalbed methane (CBM) is a natural gas with the main content of methane gas (CH4) contained in the surface pores of the coal seam matrix. Indonesia currently has CBM reserves of 453 Tcf (6% of world CBM reserves) spread over 11 coal basins and is a large alternative energy source. This energy source can be utilized for Indonesia as a solution to fulfill national energy needs. Therefore, information about the adsorption capacity of Indonesian coal, especially methane gas adsorption is needed to predict the gas content in the reservoir. Prediction of methane adsorption in Indonesian coal was carried out using the Simplified Local Density-Peng Robinson method which has the capability to predict high pressure methane adsorption in the supercritical phase found in Coalbed methane. The model development carried out includes two optimization parameters, namely, adsorbent density and adsorbent pore volume (V). In this study, the types of Indonesian coal that will be used are Barito and Ombilin with high pressure above the critical temperature in the range of 30oC-60oC and at a pressure of 0.79-6.27 MPa. Based on the simulation results, the range of the pore volume of the Barito and Ombilin adsorbents is between 0.0126 - 0.0205 ml/g and Barito coal at a temperature of 30oC and pressure of 5.9 MPa had the highest methane adsorption capacity in the tested Indonesian coal with the capacity of 4.8601 mg/g. Simplified Local Density-Peng Robinson modeling can accurately represent methane adsorption on Indonesian coal and coal that is not from Indonesia with the percentage of error (%AAPD) of 1.2386%."

"Mitigasi emisi CO2 dari lingkungan menjadi salah satu cara untuk mengurangi emisi CO2 secara signifikan, teknologi direct air capture menjadi salah satu pilihan dalam mengurangi emisi CO2. Pada penelitian ini model direct air capture CO2 disimulasikan dengan software Aspen HYSYS dengan properti udara 79% N2, 21%O2. Didalam simulasi proses direct air capture terdiri dari fan yang terdiri dari compressor yang dimana diperuntukan untuk menyedot CO2 dari lingkungan, kontak antar solven-udara pada kolom absorpsi lalu diumpankan kedalam kolom stripper. Output dari penelitian ini diperoleh kemurnian CO2 97%, recovery CO2 12% dan energi yang dihasilkan dihasilkan 51.328 GJ/tonne CO2.

---

Mitigating CO2 emissions from the environment is a significant way to reduce overall CO2 emissions. Direct air capture technology is one option for reducing CO2 emissions. In this study, a direct air capture CO2 model was simulated using Aspen HYSYS software with air properties of 79% N2 and 21% O2. In the simulation, the direct air capture process consists of a fan with a compressor designed to extract CO2 from the environment, solvent-air contact in the absorption column, and feeding into the stripper column. The output of this study showed CO2 purity of 97% from the direct air capture process, CO2 recovery of 12% from the product feed inlet ratio, and energy generated was 51.328 GJ/tonne CO2."

"Produksi amonia hijau dengan green hydrogen—elektrolisis air—dapat mempercepat penurunan emisi karbon sampai dengan 41% dari total produksi amonia global pada 2050. Namun, perbedaan penurunan nilai emisi berbagai skema sistem produksi dan rendahnya biaya produksi amonia hijau terhadap fossil-based ammonia mendorong penelitian aspek teknis sistem produksi amonia hijau dilakukan sebagai dasar analisis aspek lingkungan dan ekonomi dari variasi penggunaan sumber energi sistem produksi amonia hijau. Variasi sistem ditinjau dari tiga jenis sumber energi terbarukan, yaitu photovoltaic (PV)-baterai, pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP), dan pembangkit listrik tenaga air (PLTA), sedangkan sistem secara keseluruhan terdiri atas unit elektrolisis air dengan teknologi alkaline electrolyser (AEL), unit separasi udara dengan metode distilasi kriogenik, dan unit sintesis amonia hijau dengan metode Haber-Bosch. Analisis aspek teknis dilakukan dengan simulasi proses ASPEN Plus, aspek lingkungan dengan metode life cycle assessment (LCA) serta ruang lingkup cradle-to-gate, dan aspek ekonomi dengan metode levelized cost untuk mendapatkan efisiensi energi sistem, nilai emisi CO2eq, dan levelized cost of ammonia (LCOA). Hasil penelitian menunjukkan bahwa efisiensi energi sistem pada konfigurasi sistem PLTA-AEL sebesar 39,16%, lebih tinggi secara signifikan dibandingkan PLTP-AEL (8,45%) dan PV-AEL (6,71%). Tinjauan aspek lingkungan menunjukkan bahwa PLTA-AEL dinilai paling menguntungkan dengan nilai emisi 0,84 kg CO2eq/kg NH3, diikuti oleh PLTP-AEL dan PV-AEL sebesar 0,87 kg CO2eq/kg NH3 dan 1,14 kg CO2eq/kg NH3 secara berurutan. Di sisi lain, PLTP-AEL menempati posisi teratas dari tinjauan aspek ekonomi dengan nilai LCOA 1.130 USD/ton NH3, diikuti oleh PLTP-AEL sebesar 1.179 USD/ton NH3 dan PV-AEL sebesar 1.356 USD/ton NH3. Aspek ekonomi pada ketiga konfigurasi sistem tersebut, yang belum mampu bersaing dengan grey ammonia, menjadi trade off atas keunggulan aspek lingkungan yang ditawarkan.

---

The production of green ammonia with green hydrogen—from water electrolysis— has the potential to accelerate the reduction of carbon emissions by up to 41% of the total global ammonia production by 2050. However, the differences in emission reduction values from various production system schemes and lower green ammonia production cost compared to fossil-based ammonia drive the research of technical aspects of green ammonia production systems. This serves as the basis for analyzing the environmental and economic aspects of the variations in energy sources used in green ammonia production systems. The variations in the system involve three types of renewable energy sources, namely photovoltaic (PV)-battery, geothermal power plant, and hydropower plant, while the overall system consists of an electrolysis unit using alkaline electrolyser technology (AEL), an air separation unit using cryogenic distillation methods, and a green ammonia synthesis unit using the Haber-Bosch method. Technical aspects are analyzed through process simulations using ASPEN Plus, environmental aspects through life cycle assessment (LCA) method with a cradle to gate scope, and economic aspects through the levelized cost method so the system energy efficiency, CO2eq emission values, and the levelized cost of ammonia (LCOA) can be obtained. The research results indicate that the overall system energy efficiency of the PLTA-AEL system configuration is 39.16%, significantly higher compared to PLTP-AEL (8.45%) and PV-AEL (6.71%). From an environmental point of view, PLTA-AEL is considered the most advantageous with an emission value of 0.84 kg CO2eq/kg NH3, followed by PLTP-AEL and PV-AEL with 0.87 kg CO2eq/kg NH3 and 1.14 kg CO2eq/kg NH3, respectively. On the other hand, PLTPAEL ranks highest from an economic point of view with an LCOA value of 1,130 USD/ton NH3, followed by PLTP-AEL at 1,179 USD/ton NH3 and PV-AEL at 1,356 USD/ton NH3. The economic aspects of the three system configurations, which are not yet able to compete with grey ammonia, become a trade-off against the environmental advantages they offer."

"Penggunaan energi yang berlebihan selama beberapa dekade terakhir telah menimbulkan kekhawatiran atas kerusakan lingkungan yang disebabkan oleh emisi gas rumah kaca dan keberlanjutan bahan bakar konvensional. Oleh karena itu, makalah ini bertujuan untuk mengurangi CO2 yang dikeluarkan oleh proses industri sambil memanfaatkannya sebagai bahan baku untuk bahan bakar alternatif yang layak secara komersial. Pemanfaatan Carbon Capture adalah upaya yang menjanjikan untuk mengurangi penipisan bahan bakar fosil dan perubahan iklim dengan mengumpulkan CO2 dari atmosfer dan berbagai proses industri dan mengubahnya menjadi produk komersial, termasuk metanol dan dimetil eter yang dapat berfungsi sebagai sumber bahan bakar alternatif. Makalah ini mengembangkan pendekatan suprastruktur dalam desain proses konversi CO2 dengan menciptakan alternatif proses yang berbeda untuk membawa solusi perubahan iklim serta energi terbarukan. Alternatif keputusan ini pertama kali dirumuskan dalam bentuk suprastruktur. Optimalisasi multi-tujuan diselesaikan melalui program integer linier (ILP) menggunakan Microsoft Excel dengan pemecah LP Simplex untuk menentukan trade-off antara dampak lingkungan dan potensi ekonomi. Pertukaran untuk optimasi biaya menghasilkan MeOH dengan biaya $601,63/ton dengan emisi CO2e sebesar -273,086 tCO2e/tahun dibandingkan dengan kasus dasar dengan biaya saat ini sebesar $873,97/ton dan emisi -211,976 tCO2e/tahun.

---

The excessive usage of energy during the past few decades has raised concerns over environmental damage caused by greenhouse gas emissions and the sustainability of conventional fuels. For that reason, this paper aims to reduce the CO2 emitted by industrial processes while utilizing it as a feedstock for commercially viable alternative fuels. Carbon Capture Utilization is a promising effort to mitigate fossil fuel depletion and climate change by collecting CO2 from the atmosphere and different industrial processes and converting it into commercial products, including methanol and dimethyl ether that can serve as alternative sources of fuel. This paper develops a superstructure approach in CO2 conversion process design by creating different process alternatives in order to bring a solution to climate change as well as renewable energy. These decision alternatives are first formulated in the form of a superstructure. The multi-objective optimization is solved through integer linear programming (ILP) using Microsoft Excel with Simplex LP solver in order to determine the trade-off between environmental impact and economic potential. The trade-off for cost optimization produced MeOH at the cost of $601.63/ton with a CO2e emission of -273,086 tCO2e/yr compared to the base case with the current cost of $873.97/ton and -211,976 tCO2e/yr emission."

"Penyediaan akses listrik bagi masyarakat yang tinggal di desa terisolir yang tergolong dalam kategori daerah 3T mengalami hambatan karena tantangan infrastruktur. Padahal, akses energi menjadi salah satu penggerak utama untuk mengembangkan peluang ekonomi dan meningkatkan produktivitas masyarakat. Salah satu desa yang berada di daerah 3T adalah Desa Mahaleta di Kabupaten Maluku Barat Daya. Hanya 9,4% masyarakatnya dapat menikmati fasilitas listrik yang terbatas. Tujuan penelitian ini adalah untuk memperoleh sistem energi terbarukan hybrid terintegrasi (IHRES) berbasis energi surya dan angin yang layak secara ekonomi serta dapat memenuhi kebutuhan listrik sektor residensial, komersial, dan pengembangan sektor produktif berupa penyimpanan dingin dan pengeringan untuk hasil laut. Metode analisis menggunakan pendekatan tekno-ekonomi. Perancangan sistem energi hybrid terbarukan dengan optimisasi menggunakan perangkat lunak HOMER Pro dan perhitungan desain sistem kegiatan produktif menggunakan Microsoft Excel. Analisis keekonomian dilakukan dengan metode cash flow. Didapatkan hasil desain sistem energi berupa 271,62 kW panel surya, 80 kW turbin angin, dan 132 baterai. Skema pendanaan sistem energi hybrid layak jika mendapatkan hibah yang signifikan dan insentif fiskal dengan tarif listrik Rp 1.172/kWh. Skema pendanaan kegiatan produktif seluruhnya layak secara ekonomi dengan tarif penyimpanan dingin Rp 507/kg dan tarif pengeringan Rp 1.182/kg. Integrasi sistem energi dengan sistem kegiatan produktif dapat meningkatkan kelayakan ekonomi sistem.

---

The provision of electricity access for citizens living in isolated villages in 3T regions is experiencing obstacles due to infrastructure challenges. In fact, access to energy is one of the main drivers for developing economic opportunities and increasing community productivity. One of the villages located in the 3T region is Mahaleta Village in Southwest Maluku Regency. Only 9.4% of the people have access to limited electricity. The purpose of this research is to obtain an integrated hybrid renewable energy system (IHRES) based on solar and wind energy that is economically feasible and able to meet the electricity demand of the residential, commercial and productive sectors in the form of cold storage and drying for marine commodities. The analysis uses a techno-economic approach method. The renewable hybrid energy system is designed by optimization using HOMER Pro software, and productive activity system design calculations are done in Microsoft Excel. The cash flow method is used for economic analysis. System energy design results in 271.62 kW solar PV, 80 kW wind turbines, and 132 batteries. Financing schemes for hybrid energy system are feasible when given a significant grant and fiscal incentives with electricity tariff of Rp 1,172/kWh. Schemes for productive activities are all economically feasible with Rp 507/kg cold storage cost and Rp 1,182/kg drying cost. Integrating the energy system with productive activity systems may improve the economic feasibility of the system."

"Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) memiliki potensi besar dalam mengurangi emisi karbon dari atmosfer hingga dapat mencapai emisi negatif. Teknologi ini dapat diintegrasikan pada sistem poligenerasi pembangkit listrik biomassa dan green chemicals seperti metanol. Penelitian ini bertujuan untuk memperoleh efisiensi energi sistem secara keseluruhan, biaya produksi dan CO2 avoidance cost (CAC), serta nilai emisi CO2eq dari integrasi BECCS pada sistem poligenerasi. Aspen Plus v.11 digunakan untuk simulasi proses sistem poligenerasi, sedangkan unit CCS disimulasikan dengan Aspen HYSYS v.11. Dengan memvariasikan kapasitas produksi listrik, tandan kosong kelapa sawit (TKKS) digunakan sebagai bahan bakar pembangkit listrik biomass integrated gasification combined cycle (BIGCC) sehingga dihasilkan gas buang mengandung CO2 yang ditangkap untuk sintesis metanol dan CCS. Hidrogen untuk sintesis green methanol diproduksi melalui elektrolisis PEM dengan variasi dua sumber energi listrik terbarukan, yaitu energi surya (PV-PEM) dan energi geotermal (GEO-PEM). Analisis lingkungan dilakukan dengan metode life cycle assessment (LCA) dengan lingkup cradle-to-gate dan analisis keekonomian dilakukan dengan metode levelized cost. Hasil penelitian menunjukkan bahwa efisiensi sistem keseluruhan lebih tinggi pada skema PV-PEM (11,33%) daripada GEO-PEM (7,05%). Sistem BECCS yang diintegrasikan pada pembangkit listrik BIGCC menunjukkan emisi negatif (-1,00 sampai -0,76 kg CO2eq/kWh). Untuk sintesis metanol, nilai emisi dengan skema PV-PEM (-1,14 sampai -1,28 kg CO2eq/kg MeOH) lebih tinggi daripada skema GEO-PEM (-1,52 sampai -1,65 kg CO2eq/kg MeOH). Pembangkit dengan kapasitas 30,87 MW memiliki biaya produksi dan nilai CAC (0,181 USD/kWh dan 67,66 USD/ton CO2) yang lebih besar daripada kapasitas 50 MW (0,139 USD/kWh dan 56,06 USD/ton CO2). Skema PV-PEM menghasilkan biaya produksi metanol (1.011-1.049 USD/ton) yang lebih besar daripada skema GEO-PEM (967-1.005 USD/ton).

---

Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) has enormous potential to reduce carbon emissions from the atmosphere that may reach net-negative emissions. This technology may be integrated within the polygeneration system of biomass power plant and green chemicals, such as methanol. This research aims to obtain the system’s overall energy efficiency, the production and CO2 avoidance cost, as well as the emission factor of integrating BECCS in the polygeneration system. The processes of polygeneration system are simulated in Aspen Plus v.11; meanwhile, the CCS unit processes are simulated in Aspen HYSYS v.11. By varying the electricity production capacities, oil palm empty fruit bunches (OPEFB) are used as fuel for biomass integrated gasification combined cycle (BIGCC) power plant to produce exhaust gas containing CO2, which is captured for the methanol synthesis and CCS. Hydrogen for green methanol synthesis is produced through PEM electrolysis powered by two different renewable energy sources, i.e., solar (PV-PEM) and geothermal energy (GEO-PEM). The environmental aspects are assessed with the life cycle assessment (LCA) with a cradle-to-gate scope, and the economic aspects are analyzed with the levelized cost method. The research shows that the overall system efficiency is higher in the PV-PEM scheme (11.33%) than in the GEO-PEM scheme (7.05%). The BECCS system integrated into the polygeneration system exhibits negative emissions (-1.00 to -0.76 kg CO2eq/kWh). The emission value for the methanol synthesis with the PV-PEM scheme (-1.14 to -1.28 kg CO2eq/kg MeOH) is higher than that with the GEO-PEM (-1.52 to -1.65 kg CO2eq/kg MeOH). The 30,87 MW-capacity BIGCC has a higher production cost and CAC value (0.181 USD/kWh and 67.66 USD/ton CO2) than the 50-MW capacity (0.139 USD/kWh and 56.06 USD/ton CO2). The PV-PEM scheme results in higher methanol production costs (1,011-1,049 USD/ton) than of the GEO-PEM scheme (967-1,005 USD/ton)."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji secara teknis dan ekonomi kegiatan penangkapan, transportasi, dan penyimpanan CO2 di Sumatera Selatan. Sumber CO2 ditangkap berasal dari hasil pembakaran bahan bakar dari PLTU, pabrik semen, dan kilang minyak, sedangkan pada pabrik amonia dan lapangan pengolahan gas bumi dari regenerasi pelarut dalam unit pemisahan CO2. Penangkapan CO2 akan dilakukan menggunakan pelarut MDEA/PZ, dehidrasi CO2 dengan TEG, dan transportasi CO2 dengan pipa disimulasikan dengan perangkat lunak Aspen HYSYS V11. Hasil simulasi penangkapan 98% CO2 menunjukkan bahwa beban reboiler untuk kilang minyak, pabrik semen, dan PLTU berturut-turut 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2 dan 7.047 kWh/ton CO2, sedangkan beban reboiler pada unit dehidrasi seluruh sektor adalah 4.100 kWh/ton H2O. Sumber CO2 kemudian dikelompokkan menjadi klaster 1 dari pabrik semen, PLTU, dan lapangan pengolahan gas bumi dan klaster 2 dari pabrik amonia dan kilang minyak, yang mana CO2 ditransportasikan pada fasa superkritis. Kebutuhan energi pompa booster pada klaster 1 dan 2 berturut-turut 220,17 kW dan 984,82 kW. Injeksi CO2 ke dalam depleted oil reservoir dilakukan dengan perangkat lunak IPM Prosper dan Reveal dengan memvariasikan tekanan, laju injeksi, dan jumlah sumur. Dari tiga skenario, injeksi melalui dua sumur pada tekanan maksimum 72,4 bar pada periode injeksi 1 dan laju 45 MMscf pada periode injeksi 2 berhasil menyimpan 50,12 MtCO2 yang telah ditangkap dan ditransportasikan ke dalam depleted oil reservoir. Keekonomian CCS dievaluasi menggunakan metode biaya levelized untuk biaya pokok dan arus kas untuk tarif SPC dengan model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Biaya pokok CCS yang diperoleh berturut-turut sebesar $100/tCO2 dan $31/tCO2 berturut-turut untuk model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Tarif SPC per tCO2 yang diperoleh dari model bisnis CCS operator untuk pabrik amonia, pabrik pengolahan gas, pabrik semen, PLTU, dan kilang minyak berturut-turut sebesar $2, $7, $17, $47, dan $77, sedangkan harga surat izin emisi per ton CO2 yang diperoleh dari model bisnis integrasi vertikal adalah $58.

---

This study aims to assess the technical and economic aspects of CO2 capture, transportation, and storage in South Sumatra. Sources of CO2 include steam power plant, cement plant, and oil refinery, while in the ammonia plant and natural gas processing field, CO2 will be captured from AGRU. CO2 capture will be carried out using MDEA/PZ, CO2 dehydration with TEG, and CO2 transport with pipeline are simulated with Aspen HYSYS V11 software. The simulation results of 98% CO2 show that the reboiler duty for oil refinery, cement plant, and steam power plant are 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2, and 7.047 kWh/ton CO2, respectively, while the reboiler duty at the dehydration unit for each sector is 4,100 kWh/ton H2O. CO2 sources are then grouped into cluster 1 from cement plant, steam power plant, and natural gas processing field and 2 from ammonia plant and oil refinery, where CO2 is transported in supercritical phase. The energy requirement for booster pumps in clusters 1 and 2 are 220.17 kW and 984.82 kW, respectively. CO2 injection into the depleted oil reservoir is carried out using IPM Prosper and Reveal software by varying the pressure, injection rate, and number of wells. From three scenarios, injection through two wells at a maximum pressure of 72.4 bar in the 1st injection period and a rate of 45 MMscf in the 2nd injection period succeeded in storing 50.12 MtCO2 which had been captured and transported into the depleted reservoir. CCS economics is evaluated using levelized cost for the base price and cash flow method for the SPC tariff under the CCS operator and vertical integration business model. Base price of CCS obtained is $100/tCO2 dan $31/tCO2 for CCS operator and vertical integration business model, respectively. The SPC tariff per tCO2 obtained from the CCS operator business model for ammonia plant, gas processing plant, cement plant, steam power plant, and oil refinery are $2, $7, $17, $47, and $77, respectively, while the emission permit price per tCO2 obtained from the vertical integration business model is $58."