Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPada kondisi saat ini, jika beban puncak dibandingkan dengan daya mampupembangkit pada sistem kelistrikan wilayah Sumatera dengan menerapkan kriteriacadangan 35%, maka diperkirakan terjadi kekurangan sekitar 2.000 MW. Sumbergas bumi di wilayah Jambi dapat dipertimbangkan karena tersedia cadangan gasdan dapat digunakan sebagai energi untuk memenuhi kebutuhan listrik. Gas tidakmudah untuk disimpan dibandingkan dengan Bahan Bakar Minyak (BBM) yangbanyak digunakan sebagai bahan bakar pemenuhan beban puncak saat ini.Compressed Natural Gas (CNG) dapat menjadi salah satu alternatif metodepenyimpanan gas. Kajian CNG Plant meliputi kajian keekonomian berupa NPV,IRR dan Payback Period serta analisis sensitivitas yang menggambarkansensitivitas proyek terhadap faktor-faktor yang berpengaruh. Analisis teknik dariCNG Plant juga dikaji untuk mendapatkan tekanan optimum pada CNG Plantserta analisis perbandingan keekonomian antara CNG dan BBM jenis HSD. Darihasil perhitungan keekonomian didapatkan harga jual gas dari CNG Plant sebesarUS$ 10,4/MMBTU dengan tekanan optimum CNG sebesar 3215 psia.Berdasarkan perhitungan didapatkan biaya pembangkit listrik tenaga gas dariCNG plant yaitu sebesar Rp. 1.735,34/kWh, sedangkan biaya pembangkit listriktenaga diesel sebesar Rp. 2.765,55/kWh sehingga ada penghematan sebesar Rp.1.030/kWh apabila digunakan gas CNG pada beban puncak. Potensi penghematandari sisi PLN apabila menggunakan gas CNG pada saat beban puncak adalahsebesar Rp. 530 Juta/hari

---

ABSTRACTIn the current conditions, when compared the peak load with capable powergenerator in Sumatera area electricity system, when applying the 35% reservedcriteria, it is predicted that there is a shortage of around 2,000 MW. Sources ofnatural gas in Jambi region can be considered as available gas reserves and can beutilized as energy to meet the electricity needs. Gas is not easy to be storedcompared with fuel oil which is widely used as fuel for the fulfillment of the peakload now. Compressed Natural Gas (CNG) can be an alternative method of gasstorage. Study of CNG Plant was included the study of economics in the form ofNPV, IRR and Payback Period as well as a sensitivity analysis that illustrates thesensitivity of the project on the factors that influence. Technical Analysis of CNGalso examined to obtain optimum pressure on the CNG Plant as well as theeconomics of comparative analysis between CNG and fuel oil types HSD. Fromthe calculation results obtained economical gas price of CNG Plant amounted toUS $ 10.4/MMBTU with CNG optimum pressure of 3215 psia. Based on thecalculation, the cost of gas power plant of CNG plant is Rp. 1735.34/kWh, whilethe cost of diesel power plant is Rp. 2765.55/kWh so that there is a savings of Rp.1.030/kWh when used CNG gas at peak loads. Potential savings of PLN sidewhen using CNG gas during peak load is Rp. 530 Million/day"

"Kebutuhan masyarakat Indonesia saat ini akan energi sangat tinggi. Jumlah cadangan energi primer yang semakin menurun serta terbatasnya sumber daya terbarukan mengharuskan adanya solusi untuk masalah tersebut. Jam Bumi merupakan salah satu kegiatan penghematan energi yang bertujuan untuk menghemat sumber energi non-renewable seperti batubara dan minyak bumi. Salah satu bentuk energi yang mudah untuk diamati pengaruh dari Jam Bumi adalah energi listrik. Besar penghematan yang diperoleh dari Jam Bumi dapat dilihat dari besar penurunan nilai beban puncak, beban puncak siang, beban rata-rata tahunan dan beban rata-rata per jam dalam satu tahun.Pada skripsi ini, dilakukan analisis terhadap penurunan konsumsi energi listrik yang dihasilkan oleh Jam Bumi. Penurunan konsumsi energi listrik yang terjadi berkisar dari 500-2000 MW dari pelaksanaan tahun 2009-2014 dengan durasi waktu sekitar dua jam.

---

Indonesian people's need for energy nowadays is very high. The decreasing number of primary energy back-up and limited renewable energy require a solution for these problems. Earth Hour is one way for energy saving which aims to save non-renewable energy sources, such as coal and oil. An energy form which is easy to be observed in Earth Hour is electric power. The amount of energy saved from Earth Hour can be seen from the decreasing rate of peak load, daylight peak load, annual average load, and average load per hour in one year.In this paper, an analysis of electric power decrease by Earth Hour is conducted. From Earth Hour events which were held for about two hours during 2009 ? 2014, the electric power consumption decrease was about 500?2000 MW."

"Salah satu upaya mengatasi permasalahan pola pemakaian listrik yang besar pada waktu beban puncak adalah menyimpan gas ke dalam bejana berupa Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji kelayakan teknis dan keekonomian dari pemanfaatan CNG untuk kebutuhan beban puncak yang mulai dan akan terus digunakan di Indonesia. Tahapan kajian meliputi simulasi, desain teknis, serta perhitungan keekonomian terhadap kapasitas pembangkit 50, 100, dan 200 MW. CNG skid yang dibutuhkan untuk menyimpan gas pada kapasitas tersebut berturut-turut sejumlah 17, 31, dan 61 skid dengan biaya kompresi minimal sebesar $3,95, $3,44, $3,05 per MMBtu. Korelasi antara kapasitas dengan investasi CNG plant adalah CostB=CostA(CapB/CapA)0,80.

---

To overcome enormous electrical power consumption pattern at peak hours, natural gas is saved in storage as Compressed Natural Gas (CNG). This study examines technical and economical feasibility of CNG peaker which has began and will continue to be developed in Indonesia. Stages include simulation, technical design, and economic calculation for 50, 100, and 200 MW capacity. CNG skid required to store gas in capacity order is 17, 31, and 61 skid with minimum compression fee $ 3.95, $ 3.44, $ 3.05 per MMBtu. Plant capacity and capital investment comply with CostB=CostA(CapB/CapA)0,80 correlation."

"Wilayah Jawa Barat merupakan salah satu wilayah yang mempunyai potensi sumber gas yang besar sehingga dapat dimanfaatkan sebagai bahan bakar khususnya untuk kendaraan bermotor dan juga terdapat beberapa kilang untuk pengolahan gas. Tesis ini bertujuan untuk menganalisis pemanfataan penggunaan LPG dan CNG sebagai bahan bakar kendaraan bermotor serta analisis resiko di wilayah Jawa Barat. Analisis pemanfaatan tersebut dibagi dalam tiga sisi yaitu konsumen, produsen dan pemerintah. Pertama, Konsumen akan memperoleh penghematan bahan bakar sebesar Rp 3.400 jika menggunakan bahan bakar CNG dan Rp 2.900 jika menggunakan LGV, sedangkan biaya konversi yang dikeluarkan konsumen untuk peralatan konverter kit akan memperoleh pengembalian modal selama 2 tahun dengan menggunakan bahan bakar CNG atau LGV dengan asumsi biaya konversi sebesar Rp 12.000.000. Kedua, produsen yang berinvestasi dalam pembangunan SPBG akan memperoleh pengembalian modal selama 5 tahun jika membangun 1 unit SPBG CNG, 3 tahun lebih cepat jika membangun 1 unit SPB LGV. Ketiga, pemerintah akan memperoleh penghematan subsidi pertahun sebesar Rp 0.55 trilyun jika menggunakan bahan bakar LGV saja dan Rp 0.66 trilyun jika menggunakan CNG saja dengan asumsi keberhasilan konversi 10%. Untuk analisis resiko pada aspek konsumen memperoleh nilai total resiko keseluruhan sebesar 8.42, Produsen 8.56 sedangkan pemerintah 9.80 dengan arti bahwa tingkat resiko mencapai zona Accaptable.

---

The West Java is one of the areas which have a great potential source of gas, that can be used as fuel especially for vehicles and also there are several refineries for processing gas. This thesis intend to analyze of LPG and CNG usage as an automotive fuel as well as the risk of analysis in West Java. The analysis of fuel Usage is divided into three sides, that is the consumers, manufacturers and governments. First, the Consumers are will be obtain fuel savings of Rp 3.400 when use CNG and Rp 2.900 by using LGV. The spent of conversion costs for converter kit, the consumers will receive payback for 2 years by using CNG or LGV fuel costs with the conversion assumption of Rp 12,000,000. Second, the manufacturers are invest on the development of gas stations will have a payback of 5 years if the build one unit of the CNG station and 3 years sooner if build one unit of the LGV station. Third, the government will obtain annual subsidy savings of Rp 0.55 trillion if using LGV only and Rp 0.66 trillion only by using CNG with the assumption 10% conversion of success. The risk analysis on the consumer aspects of the obtaining a total value overall risk of 8.42, while the government's are 8.56 the Manufacturer are 9.80, with the meaning of that reaches the level of risk accaptable zone."

"57 pasokan gas Indonesia dialokasikan untuk dalam negeri. Namun peningkatan alokasi dalam negeri terkendala ketidaksiapan infrastruktur di sektor hilir. Sehingga diperlukan pengembangan infrastruktur pengangkutan gas bumi, salah satunya dengan pemanfaatan bersama terhadap pipa dan fasilitas gas bumi eksisting. Tujuan penelitian ini adalah menerapkan pemanfaatan bersama terhadap pipa gas bumi dedicated hilir eksisting dan memperoleh skenario pemanfaatan infrastruktur gas bumi yang dapat mendukung optimisasi dan efisiensi sesuai dengan kebutuhan dan pasokan mendatang. Metodologi penelitian yakni analisis kebutuhan dan pasokan, penentuan jalur pipa gas bumi eksisting yang akan dianalisis, analisis teknis dan optimisasi jaringan, analisis keekonomian dan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi. Dari penelitian diperoleh jalur pipa yang layak diterapkan pemanfaatan bersama adalah pipa PT E yang memiliki panjang 71 km. Dengan optimisasi menggunakan algoritma genetik, panjang jaringan tersebut menjadi 101 km berdasarkan angka kebutuhan gas bumi Kabupaten Gresik sekitar 225 MMscfd pada tahun 2030. Sedangkan tarif pengangkutan untuk jaringan tersebut adalah sebesar 0,099 US /Mscf dan IRR 8.22 dengan menggunakan pendanaan 51 equity dan 49 debt.

---

57 of Indonesia rsquo s natural gas supply was allocated for domestics demand. However, the increase of gas allocation for domestic needs was still constrained by the lack of infrastructure in the downstream sector. So that gas transportation infrastructure development needed to be optimize, one of solution is applying open access on existing pipelines. The research rsquo s objective is to implement open access on existing dedicated pipeline and to obtain an optimal and efficient scenario of infrastructure utilization. The methodology that used are analysis of supply and demand, determination of existing natural gas pipeline, network optimization and technical analysis, and calculation of natural gas transportation tariff. The result obtained in this research shows that the most efficient pipeline to implement open access belongs to PT E, based on length, range and maximum capacity of the network. With optimization using genetic algorithms, the present length of the network becomes 101 km from 71 km, based on gas demand location of Gresik District on 2030. And the network should implemented transportation tariff as 0.099 US Mscf with IRR 8.22 . The result of tariff calculation based on 51 equity and 49 debt."

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"It has been studied the forecasting of electric power peak load in the Indonesian electric system byusing Artificial Neural Network (ANAU) Back Propagation method with the study period is 2000 - 2025.The long-range forecasting of electric peak load is influenced by economic factors. in this study, it?sselected the economic data which is estimated very influence to forecasting, which in this case becomeinput ofAN1\L i. e.: Gross of Domestic Product (GDP) per-capita, Population, Amount of Households,Electrification Ratio, Amount of CO, Pollution, Crude Oil Price, Coal Price, Usage of Final Energy,Usage Qf Final Energy on Industrial Sector; and Average Electric Charges. Data used for study areactual data, start year 1990 up to 2000. Result of the peak load forecasting in the end of study (2025) byusing ANN is 85,504 MHC meanwhile the load forecasting in the National Electricity General lan(NEGP) is 79,920 MW (the difference of both is about 6. 6%). Based on ANN approach is obtained resultsthat the peak load forecasting in Indonesia in the year 2005, 2010, 2015, 2020 and 2025 are 16,516 MHC24,402 MHC 36, 15 7 MIK 56,060 MW and85,584 MW respectively."

"Speech coder is one of the most important part of communication systems. Speech signal can be represented as a combination of many sinusoidal signals....."

"Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR.

---

This thesis discusses an analysis to determine the treatment for LNG Boil-Off Gas (BOG) generated from LNG regasification facilities. Two units will be included, such as Train 1 for Floating Storage Unit (FSU) and Floating Regasification Unit (FRU) which has been operated and produced pipeline gas for a power plant, and then Train 2 for the future facility on shore including LNG regasification facility completed with CNG filling station.  Four options will be analysed for BOG treatment, such as Option-1A to transfer BOG to the existing BOG pipe in Train 1, Option-1B to transfer half of BOG rate to the existing BOG pipe in Train 1 and half of the rest is used as gas fuel for compressor, Option-2A to transfer BOG to the downstream of vaporizer in Train 2 and Option-2B to transfer half of BOG rate to the downstream of vaporizer in Train 2 and half of the rest is used as gas fuel for CNG compressor. Technical calculation shows that BOG rate estimation is 3.7 MMSCFD with different economic value for each option. Technical and economic analysis shows that Option-1A is the most desired alternative with the lowest investment cost (CAPEX) which is US $ 66,980,107 and gives the highest Net Present Value (NPV) which is US $ 33,578,764. Option-1A gives the highest internal rate of return (IRR) 31.34% with payback period for 2.55 years. Overall, the alteration of gas sales price and operating cost (OPEX) is the most significant component which will impact NPV and IRR."

"Penggunaan bahanbakar alrematif adalah merupakan saluh satu cara untuk lebih meng-efisiensikam penggunaan bahan bakar diantaranya dengan menggunakan bahan bakar CNG, pada Wlit pencampur CNG dengan udara yang disebut mixer, dilakukan modifiasi. Penelitian ini bertujuan untuk mangetahui apakah dengan memodifika mixer A (original) menjadi mi