Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Excellence in skilled operation is vital for the efficiency of geothermal power plants. Mount Salak geothermal power plant unit 1-2-3 has consistently produced no less than 180 MWe to the Java-Bali grid since its first commercial operation in 1994, with an equivalent availability factor (EAF) average of 96%. Owing to this long operation period, power plant efficiency must be improved for the sustainable production of electricity. In this study, energy and exergy analysis has been undertaken to ascertain the amount of energy that is used in the power plant’s current condition, and to determine the plant’s overall system losses. Research was carried out by collecting data relating to temperature, pressure, and mass flow rate. Data were analyzed using the control volume to assess the thermal and mass balance and ascertain the value of exergy. Analysis was conducted theoretically and compared with results calculated by Engineering Equation Solver (EES) software. The results showed that from 1069.90 MWe in steam energy entering the system, the total amount of exergy was 302.42 MWe. Mount Salak geothermal power plant unit 1-2-3 had an overall first law efficiency of 16.75% and an overall second law efficiency of 59.27%. The greatest losses - 27.84% of the total exergy - were in the condensers. This was caused by the quality of cooling water entering condensers, which was in turn a result of cooling tower performance. Results suggest that turbine unit 1 should be investigated further to determine causes of decreased capacity."

"Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

---

Utilization of LNG Arun refinery plant, which it’s operational contract will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity.

The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change.

The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change."

"Tesis ini membahas tentang kajian analisis risiko berdasarkan NFPA59A-2009 dan kerangka kerja ISO 31000 pada fasilitas LNG Plant Arun untuk menentukan fasilitas mana saja yang dapat digunakan sebagai fasilitas Receiving Terminal dan Regasifikasi LNG serta mitigasi risikountuk mengurangi level risiko yang teridentifikasi dengan menggunakan safeguard. Fasilitas yang dikaji mulai dari proses unloading LNG ship yang berasal dari PT Tangguh, proses penyimpanan LNG, proses regasifikasi dan distibusi ke industri pupuk yang berada di Provinsi Aceh, yaitu PT Pupuk Iskandar Muda dan PT ASEAN Aceh Fertilizer.Dalam kajian analisis risiko pada fasilitas regasifikasi LNG Arun ini, menggunakan standar keselamatan NFPA59A-2009 dan kerangka kerja ISO 31000 dengan kriteria kajian risiko dibagi menjadi dua, yaitu nilai probabilitas dan nilai konsekuensi. Faktor probabilitas mengacu pada pedoman ConocoPhillips OPR-OM-PR-00048 Onshore RBI Methodology, meliputi beberapa hal yaitu, korosi, kondisi operasi, gangguan pihak lain (third party) dan catatan historis kecelakaan. Sedangkan nilai konsekuensi meliputi konsekuensi terhadap safety (keselamatan), environment (lingkungan), financial dan reputation dari perusahaan.Identifikasi, penilaian dan pengendalian risiko merupakan serangkaian proses yang akan diterapkan pada pengkajian tingkat risiko ini. Selain itu juga digunakan risk management tool berupa simulasi monte carlo dan perangkat lunak Random Number Generation Simulator beserta Risk Matrix. Kedua alat tersebut mampu menggambarkan tingkat level risiko dari semua risiko yang telah diidentifikasi.

---

The focus of this study is the risk analysis based on NPFA59A-2009 and ISO 31000 framework at Arun LNG Plant to determine which facility can be utilize as the receiving terminal and regasification facility, and the risk mitigation used to reduce the identified risk level using safeguard. The study covers from the LNG ship unloading process from PT Tangguh, LNG storage process, regasification process to distribution to the fertilizer industry in Aceh, which is PT Pupuk Iskandar Muda and PT ASEAN Aceh Fertilizer.

This risk analysis study on Arun LNG regasification facility uses NFPA 59A-2009 as safety standard and ISO 31000 framework, and the risk study criteria divided by two, probability and consequence value. Probability factors refer to ConocoPhillips OPR-OM-PR-00048 Onshore RBI Methodology, which covers such as corrosion, operating condition, third party interference, and accident historical records, while the consequence value covers consequence to safety, environment, financial, and reputation of the company.

Identification, assesment, and control of risk are series of processes applied on this risk level study. The study also used risk management tool like Monte Carlo simulation and Random Number Generation Simulator software and risk matrix. Those tools can describe the risk level from all of the identified risk."

"ABSTRAKProses regasifikasi di Arun LNG Receiving-Hub and Regasification Terminalmerupakan proses untuk merubah fase LNG dari liquid menjadi gas. Dalamproses tersebut terjadi absorpsi energi panas oleh LNG sehingga terjadi perubahanfasa dari liquid ke gas. Saat ini di Arun, dingin (cold) yang terkandung dalamLNG langsung dibuang dan tidak dimanfaatkan. Padahal dingin dari LNG dapatdimanfaatkan untuk beberapa hal seperti cryogenic air separation andliquefaction, CO2 solidification and liquefaction, cryogenic power generation danthermal storage and food processing. Namun, setelah dilakukan analisapendahuluan, pemanfaatan dingin dari LNG untuk Air Separation Unit (ASU)paling memungkinkan untuk dikaji lebih detail dengan tujuan untuk menambahmanfaat dan nilai tambah secara ekonomi pada Terminal Regasifikasi danPenerimaan-Hub LNG Arun.Kajian detail pemanfaatan dingin LNG Air Separation Unit (ASU) di TerminalRegasifikasi dan Penerimaan-Hub LNG Arun dilakukan melalui beberapa tahapandimulai dari tahapan pengumpulan data, kemudian dilanjutkan ke tahapanperancangan skema proses Air Separation Unit dan yang terakhir tahapanperhitungan keekonomian rancangan atau desain proses Air Separation Unit.Perancangan pemanfaatan dingin untuk Air Separation Unit mengacu pada skemaproses Air Separation Unit eksisting milik pabrik A. Dari desain diperoleh produkberupa Nitrogen cair sejumlah 278,4 Nm3/jam, Oksigen cair sejumlah13,71 Nm3/jam dengan kebutuhan energi sebesar 700.816 kCal/Jam atau setaradengan 814,34 kW. Dari segi kelayakan ekonomi diketahui bahwa ASU memilikiIRR = 21,89%, NPV = Rp 8.550.335.957,03, PBP = 9,92 tahun, dan PI = 1,64

---

ABSTRACTRegasification process at the Arun LNG Receiving and Regasification Terminal-Hub is a process for the phase change from liquid to gas LNG. In the processoccurs in the absorption of heat energy by LNG, causing a phase change fromliquid to gas. Currently in Arun, (cold) is contained in the LNG immediatelydiscarded and not used. Though the cold of LNG can be used for several thingssuch as cryogenic air separation and liquefaction, CO2 solidification andliquefaction, cryogenic thermal power generation and storage and foodprocessing. However, after a preliminary analysis, the use of LNG cold for AirSeparation Unit (ASU) most likely to be studied more in detail with the aim toincrease the benefits and economic value added in Regasification Terminal andAcceptance-Hub Arun LNG. Studies detail the use of cold LNG Air SeparationUnit (ASU) in the Regasification Terminal and Acceptance-Hub Arun donethrough several stages starting from the stage of data collection, then proceed tothe design stage process scheme Air Separation Unit and the last stage of thecalculation of the economics of design or design process Air Separation Unit. Thedesign of the cold utilization for Air Separation Unit refers to the process schemeof the existing Air Separation Unit factory belonging to A. From the design of theproduct obtained in the form of a liquid nitrogen 278,4 Nm3/hours, liquid oxygenamount of 1,71 Nm3/hours with the energy needs of 700 816 kCal /hours,equivalent to 814,34 kW. In terms of economic feasibility in mind that ASU hasIRR = 21,89%, NPV = Rp 8.550.335.957,03, PBP = 9,92 years, and PI = 1,64"

"Kebutuhan gas bumi di pulau Jawa pada tahun 2015 diperkirakan akan melebihi kemampuan suplai gas bumi di Pulau Jawa. Pembangunan LNG receiving terminal di Jawa Timur dapat membantu menangani masalah ini. LNG receiving terminal merupakan tempat regasifikasi dimana fungsinya adalah menerima gas alam cair dari kapal LNG, menyimpan LNG tersebut ke dalam tangki, menguapkan LNG, dan selanjutnya mengalirkan gas alam ke jaringan perpipaan. Perancangan ini bertujuan membuat model tiga dimensi LNG receiving terminal khususnya untuk fasilitas regasifikasi LNG (Vaporizer) dan boil-off gas compressor. Selain itu, perkiraan biaya investasi yang dibutuhkan juga diperhitungkan. Dari hasil perancangan ini didapat bahwa lahan yang dibutuhkan untuk dua unit tersebut sebesar 43,042 m2, dan total biaya investasi yang dibutuhkan sebesar $73,477,475.

---

The demand of natural gas in the year 2015 is predicted to exceed the supply of natural gas in Java Island. The establishment of LNG receiving terminal in East Java can help solve this problem. LNG receiving terminal is a place for regasification which have a function of receiving liquid natural gas from LNG tanker, storage those LNG on a storage tank, vaporize the LNG, and then distribute the natural gas to distribution pipeline.

This design have an objective of designing three-dimensional model of LNG receiving terminal especially for regasification facility (vaporizer) and boil-off gas compressor. On top of that, estimation of capital investment was also carried out. From this design we find that the needed area for those two units is 43,042 m2, and the capital investment is $73,477,475."

"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."

"Penelitian ini mengkaji kelayakan pemanfaatan energi dingin LNG pada terminal penerima dan regasifikasi LNG di Pulau Bangka yang dapat dimanfaatkan untuk sektor perikanan sebagai cold storage. Energi dingin dengan suhu sekitar -161˚C (-260˚F) yang terkandung dalam LNG tersebut sebelum digasifikasikan ke unit vaporizer terlebih terlebih dahulu diintegrasikan kepada unit heat exchanger yang dilakukan untuk memanfaatkan energi dingin LNG untuk mencairkan karbon dioksida yang menjadi refrigerant pada sistem pendingin ikan tersebut. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian tekno-ekonomi proyek dengan jangka waktu operasi selama 20 tahun yang meliputi kajian desain peralatan fasilitas regasifikasi untuk mensupport kebutuhan pembangkit listrik 100 MW load follower dan juga fasilitas cold storage, kajian biaya Capex dan Opex, kajian keekonomian, kajian sensitivitas dengan menggunakan software crystal ball serta kajian penghematan yang diperoleh dengan pemanfaatan gas hasil regasifikasi LNG ini dengan perbandingan terhadap jenis bahan bakar lain yakni HSD. Hasil kajian keekonomian mennjukkan bahwa proyek ini layak untuk dijalankan dengan kapasitas regasifikasi LNG sebesar 11.07 MMSCFD, diperlukan biaya investasi sebesar USD 48 Juta dengan biaya operasi dan pemeliharaaan tahunan sebesar USD 9.1 Juta. Parameter yang menunjukkan kelayakan proyek ini adalah IRR sebesar 14%, NPV sebesar USD 79 Juta dan Payback Period selama 7.7 tahun.

---

This study examines the feasibility of LNG cold energy utilization at the receiving terminal and regasification of LNG in Bangka Island which can be utilized for the fisheries sector as a cold storage. Cold energy with temperatures around -161˚C (- 260˚F) contained in the LNG before to be gasified to vaporizer unit, firstly LNG can utilized to the heat exchanger to utilize LNG cold energy to liquefy the carbon dioxide that can used as a refrigerant in the cooling system the cold storage system.

To determine the feasibility of this project, carried out the study of techno-economic of the project with the duration of the operation for 20 years which includes the study design equipment regasification facility to support the needs of the power plant of 100 MW load follower and cold storage facilities, study costs Capex and Opex, the study of economics, sensitivity studies using software crystal ball and assessments savings gained with the use of gas LNG regasification results with comparisons against other fuel types like High Speed Diesel (HSD).

The results of the economic study shows that the project is feasible to run with LNG regasification capacity of 11:07 MMSCFD, required an investment cost of USD 48 million with an annual operating cost and maintainability of USD 9.1 million. Parameters that indicate the feasibility of this project is an IRR of 14%, NPV of USD 79 Million and Payback Period for 7.7 years."

"Teknologi 5G telah membuka era baru dalam dunia telekomunikasi dengan menawarkan kecepatan dan kapasitas yang belum pernah ada sebelumnya. Keunggulan ini sangat penting, terutama di area dengan lalu lintas tinggi seperti bandara. Studi ini berfokus pada implementasi jaringan 5G di Terminal 3 Bandara Internasional Soekarno-Hatta, yang merupakan bandara terbesar di Indonesia. Penelitian ini mengasumsikan penyediaan layanan internet oleh satu operator menggunakan teknologi frekuensi tinggi 5G pada 26 GHz/28 GHz dengan Bandwidth 400 MHz. Dalam penelitian ini, kami mengevaluasi kebutuhan infrastruktur dan investasi yang diperlukan untuk implementasi teknologi ini, agar pengguna terminal 3 bandara soekarno hatta bisa merasakan akses teknologi 5G dengan gratis. Untuk menjangkau area terminal seluas 0,331 kilometer persegi, dengan kepadatan pengguna 424 pengguna per kilometer persegi dan total kebutuhan data 6,3 Gbps per kilometer persegi, diperkirakan dibutuhkan 255 gNodeB. Perkiraan Pengeluaran Modal (Capex) adalah $2.014.000, dan Pengeluaran Operasional (OPEX) adalah $565.000. Penelitian ini juga merekomendasikan penyedia layanan internet untuk dapat memperoleh pemasukan dari penjualan ruang iklan di halaman log-in pengguna bandara. Berdasarkan asumsi nilai Cost Per Mille (CPM) $18,71, Cost Per Click (CPC) $1,03, dan Click Through Rate (CTR) 1.8%, diperoleh Nett Present Value (NPV) sebesar $257.795 dan Internal Rate of Return (IRR) sebesar 13%, menunjukkan bahwa proyek ini layak secara ekonomi.

---

The advent of 5G technology has ushered in a new era in telecommunications, offering unprecedented speeds and capacities. This advantage is particularly crucial in high-traffic areas such as airports. This study focuses on the implementation of 5G networks at Terminal 3 of Soekarno-Hatta International Airport, the largest airport in Indonesia. This research assumes the provision of internet services by a single operator using high-frequency 5G technology at 26 GHz/28 GHz with a bandwidth of 400 MHz. In this study, we evaluate the infrastructure and investment requirements for the implementation of this technology, so that Terminal 3 users at Soekarno-Hatta Airport can experience free access to 5G technology. To cover an area of 0.331 square kilometers of the terminal, with a user density of 424 users per square kilometer and a total data requirement of 6.3 Gbps per square kilometer, an estimated 255 gNodeBs are needed. The estimated Capital Expenditure (Capex) is $2.014.000, and the Operational Expenditure (OPEX) is $565.000. This research also recommends internet service providers to be able to earn income from selling advertising space on the airport user log-in page. Based on the assumption of a Cost Per Mille (CPM) value of $18.71, Cost Per Click (CPC) of $1.03, and a Click Through Rate (CTR) of 1.8%, a Net Present Value (NPV) of $257,795 is obtained and the Internal Rate of Return (IRR) by 13%, indicating that the project is economically feasible."

"ABSTRAKSuhu dingin (cryogenic) LNG yang dilepaskan selama proses regasifikasi, yang selama ini dibiarkan terbuang ke air laut, dapat dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik menggunakan fluida kerja organic melalui siklus rankine organik (ORC) dua tahap, untuk meminimalkan kehilangan energy. Siklus rankine organic dua tahap terdiri dari evaporator, 2 tubin, 2 kondensor 2 pompa fluida kerja. Proses perpindahan panas terjadi antara LNG dan fluida kerja organik. Kriogenik dari LNG akan mendinginkan fluida kerja organik, yang akan digunakan untuk menggerakkan turbin untuk menghasilkan listrik pada generator. Pada penelitian ini dilakukan simulasi terhadap fluida kerja R1150 (ethylene), R170 (ethane) dan R290 (propane) melalui optimasi siklus ORC dua tahap di plant regasifikasi LNG dengan kapasitas 50 MMSCFD. Hasil simulasi memperlihatkan bahwa fluida kerj R170 (etana) mampu menghasilkan daya listrik mencapai 1209 kWh pada tekanan maksimum 2000 psi dan efisiensi 14,7% tertinggi dibandingkan dengan kedua fluida kerja lainnya. Parameter keekonomian yang dihasilkan adalah IRR 15,87%, NPV US$ 3.173.209 (positif) dan Pay Back Period 9,45 tahun (lebih rendah dari masa pengembalian hutang), menunjukkan bahwa penggunaan fluida kerja etana pada siklus ORC dua tahap masih memenuhi kelayakan proyek.

---

ABSTRACTThe cryogenic coldness of LNG released during the regasification process, which has been left wasted in seawater, can be used to produce electrical energy using organic working fluids through a two-stage organic rankine (ORC) cycle, to minimize energy loss. The two-stage rankine organic cycle consists of an evaporator, 2 tubins, 2 condensers 2 working fluid pumps. The process of heat transfer occurs between LNG and organic working fluid. Cryogenic from LNG will cool the organic working fluid, which will be used to drive turbines to produce electricity at the generator. In this study a simulation of the working fluid R1150 (ethylene), R170 (ethane) and R290 (propane) is carried out through optimization of the two-stage ORC cycle at the LNG regasification plant with a capacity of 50 MMSCFD. The simulation results show that the R170 (ethane) working fluid is capable of producing electrical power reaching 1209 kWh at a maximum pressure of 2000 kPa and the highest 14.7% efficiency compared to the others. The economic parameters produced were IRR 15.87%, NPV of US$ 3,173,209 (positive) and Pay Back Period of 9.45 years (lower than the debt repayment period), indicating that the use of ethane working fluid in the two-satge ORC cycle still met project eligibility."