Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKUnit boiler adalah salah satu unit utilitas yang penting pada Pertamina RU-VIBalongan. Steam yang dihasilkan digunakan sebagai media pembangkitan listrik dan mediabantu proses produksi. Pada saat ini, unit boiler pada kilang Pertamina RU-VI Balonganmemiliki tingkat pengoperasian per boiler untuk produksi steam rata-rata sebesar 82 Ton / Jamdari kapasitas maksimum 115 Ton/ Jam, dimana tingkat produksi tersebut hanya berada di titik71% dari beban, pengoperasian tersebut masih berada di bawah standar pengoperasian boileruntuk produksi steam pada titik pengoperasian efisiennya yaitu 75-80%. Advanced ProcessControl adalah alternatif untuk peningkatan efisiensi pada Unit Boiler di Kilang Balongan,tanpa menimbulkan potensi kilang untuk berhenti beroperasi. Penelitian sebelumnyamenunjukan bahwa APC dapat meningkatkan revenue dari peningkatan produk berhargaproses produksi. Tujuan penelitian ini adalah mengalisis implementasi APC dari manfaat teknismaupun dari sisi keekonomian pada unit boiler yang akan digunakan pengambil keputusanpada tingkat studi kelayakan pada industri refinery. Dengan implementasi APC, produksisteam dapat ditingkatkan dari 82,211 Ton / Jam menjadi 87, 101 Ton/ Jam. Implementasi APCini dapat menghemat biaya bahan bakar gas sebesar $ 780,620 / Tahun. Dari sisi keekonomianimplementasi ini mempunyai Net Present Value sebesar $ 2,839,000 Internal Rate of Returnsebesar 34% dengan periode pengembalian (Payback Period) 4,6 Tahun

---

ABSTRACTBoiler units are one of the most important part of utility unit in Pertamina RU-VIBalongan, the steam that it produces, used for electric generation and part of productionprocess. With the operational level of steam production per boiler sit on 82 Ton / Hour, withmaximum capacity of 115 Ton / Hour, the operation level is only at 71%, under the range ofefficient boiler operation point at 75- 80%. Advanced Process Control implementation is a oneof the alternatives to increasing the efficiency of the boiler units without potentially shuttingdown the refinery process. The previous research shown that APC could maximizing therevenue, by optimizing the production of valuable products. This study has a purpose to analyzethe implementation of APC in terms of technical benefit and economical benefit, in terms ofoptimizing boiler production level and potentially reducing the refinery fuel cost of boiler. Tobe used by a decision maker in the level of feasibility studies in a company that moves inRefining Process Industry. With APC implementation, the steam production could be increasedfrom 82,211 Ton/Hour to 87,101 Ton/Hour. The implementation of APC also could save thefuel up to $ 780,620 / Year. In terms of economical study, APC implementation has a NPV of$ 2,839,000 USD, and Internal Rate of Return of 34% with payback period of 4,6 Year"

"Pada sebuah LNG complex site, terdapat dua permasalahan, yaitu rendahnya kehandalan di pembangkit listrik existing LNG plant dan adanya beban baru dari new LNG plant. Kemudian dibuatlah beberapa alternatif pemecahan masalah untuk dua permasalahan tersebut. Setelah dianalisis, alternatif pemecahan masalah yang paling mungkin dilakukan adalah pembangunan pembangkit listrik baru untuk memenuhi beban baru dan diinterkoneksi ke pembangkit listrik eksisting untuk meningkatkan kehandalannya. Kesalahan pemilihan pembangkit listrik baru akan menyebabkan inefisiensi dan tidak mampu mengatasi permasalahan rendahnya kehandalan di existing LNG plant. Akan dilakukan penelitian untuk menentukan jenis dan kapasitas serta jumlah unit pembangkit listrik baru yang tepat. Sehingga keseluruhan pembangkit listrik, eksisting maupun baru, dapat menyuplai energi listrik dengan handal dan efisien serta dengan biaya serendah mungkin sesuai dengan prinsip to provide good quality energy at the lowest possible cost. Dari beberapa alternatif pembangkit listrik baru akan dicari alternatif pembangkit listrik yang paling optimal dari sisi kehandalan dan keekonomian pembangkit. Parameter kehandalan pembangkit menggunakan metode LOLP (Loss of Load Probability) sedangkan parameter keekonomian pembangkit menggunakan perhitungan COE (Cost of Electricity) dan LCC (Lifecycle Cost). Kemudian dilakukan analisis kelayakan investasi guna mengetahui apakah investasi pembangkit listrik baru tersebut layak. Berdasar analisis, PLTMG 6x16 MW adalah yang paling optimal secara kehandalan dan keekonomian pembangkit listrik. Minimal terjadinya total black out pada kondisi eksisting adalah 50 hari per tahun, sedangkan LOLP setelah penambahan pembangkit listrik baru ini adalah 2,93 hari per tahun. Investasi pembangkit listrik tersebut dinyatakan layak.

---

There are two problems in an LNG complex site, lack of reliability of the power plant in the existing LNG plant and additional load of new LNG plant. Then defined some alternatives to solve these problems. After these alternatives has been analyzed, the best alternative can be done is create new power plant to cater the new load and to be interconected with the existing power plant to increase the reliability. Miscasting the new power plant will cause an innefficiency and cannot increase the reliability of electricity supply in the LNG complex site.

The purposes of this research are to choose the best type of power plant for the new power plant, how much the capacity and the number of the new power plant. So that the new and existing power plant can supply the electricity to whole LNG complex site with high reliability at the lowest possible cost, suitable with motto ?to provide good quality energy at the lowest possible cost. From some alternatives of new power plants, will be analyzed which is the most optimal power plant in terms of reliability and economical.

Reliability parameter of power plant using LOLP (Loss of Load Probability) method while economic parameter of power plant using COE (Cost of Electricity) and LCC (Lifecycle Cost). Investment feasibility analysis to determine wheter the investment of new power plant is feasible. The result of the analysis, Gas Engine Power Plant 6x16 MW is the most optimal alternative in term of reliability and economical. Minimum total black out of existing system is 50 days per year, while the LOLP after interconnected with the new power plant become 2,93 days per year. The investment of that power plant is feasible."

"ABSTRAKKeselamatan dari bahaya arc flash telah menjadi persyaratan dalam pengoperasiansuatu instalasi listrik di lapangan migas lepas pantai. Kejadian arc flash tidak hanyamengancam keselamatan pekerja dan fasilitas tersebut tetapi juga bisa mengakibatkankegagalan produksi yang sangat mahal. Salah satu cara untuk mengurangi bahaya arc flashini ialah menurunkan trip setting alat proteksi sehingga alat proteksi bisa berkerja secepatmungkin untuk menghilangkan kejadian arc flash. Namun penurunan trip setting alat proteksiini harus optimal sehingga tetap bisa menjamin kehandalan alat proteksi terhadap ganguan,selain juga bisa mengurangi energi arc flash. Pada penelitian ini dilakukan analisispengurangan energi arc flash dengan mengoptimasi koordinasi alat proteksi pada instalasilistrik di lapangan ABC, sebuah lapangan migas lepas pantai di Laut Natuna. Hasil analisismemperlihatkan energi arc flash system bisa dikurangi sampai batas yang diperbolehkantanpa mengorbankan kehandalan alat proteksi terhadap gangguan. Pada bagian akhirdipaparkan analisis ekonomi yang memperlihatkan pengurangan energi arc flash denganoptimasi koordinasi alat proteksi di lapangan migas ABC dapat diterima secara bisnis karenamemberikan keuntungan yaitu mengurangi biaya tidak tetap akibat kejadian arc flash denganNPV (Net Present Value) sebesar USD 675.932.

---

ABSTRACTElectrical safety from arc flash hazard has become requirement for operation of anoffshore oil platform. During it?s operation, arc flash is always become potential hazard thatnot only threaten personal and facility safety, but also can cause very expensive productionloss. One solution to reduce arc flash hazard is reducing protection device trip setting tomake it working faster to isolate fault. But reducing protection devices shall be optimum thatit shall be able to maintain reliability from inadvertant trip as well as reducing arc flashenergy. In this research, analysis of arc flash reduction by optimizing protection devicecoordination will be conducted at electrical instalation in field ABC, offshore oil platform inLaut Natuna. Study result shows optimizing protection device setting can reduce arc flashincident energy till meet allowable limit without sacrifice realiability of power supply. At theend, economical analysis is also carried out that shows above investment can be accepted dueto give benefit for preventing loss due to arc flash equivalent with cost NPV (Net PresentValue) USD 675.932."

"Transformator tenaga merupakan salah satu bagian penting dalam sistem tenaga listrik dan memiliki rugi-rugi yang merupakan bagian dari biaya energi listrik. Pengadaan transformator yang hanya mempertimbangkan biaya pembelian awal saja menjadi tidak ekonomis dalam siklus hidupnya. Dalam pengadaan transformator tenaga total biaya kepemilikan sangat penting untuk dihitung dan dianalisis sebagai dasar pembuatan spesifikasi dan rancangannya agar mendapatkan biaya yang paling optimum. Dalam proses pengadaan dan desain transformator, paramater optimum tidak hanya ditentukan oleh parameter desain dan biaya paling rendah, namun dipengaruhi oleh biaya material, rugi-rugi dan pengoperasiannya. Optimasi desain dan perhitungan total biaya kepemilikan dari transformator sangat penting, agar tercapai produk yang ekonomis dan handal.Tujuan penelitian ini adalah untuk studi dan analisis optimasi rancangan dan total biaya kepemilikan dari transformator tenaga 60MVA 150/20kV dan 90 MVA 132/33kV sebagai dasar untuk penentuan spesifikasi dan rancangan yang digunakan dalam proses pembelian transformator tenaga. Studi dilakukan dengan tinjauan rancangan, fabrikasi dan struktur biaya transformator tenaga, melakukan optimasi rancangan dan perhitungan total biaya kepemilikan.Hasil penelitian menunjukan bahwa dengan optimasi menggunakan kapitalisasi rugi-rugi sebagai parameter input memberikan total biaya kepemilikan yang paling optimum, yaitu menurunkan total biaya kepemilikan sebesar 3 untuk transformator tenaga 60MVA dan 9 untuk 90 MVA. Faktor-faktor kapitalisasi rugi-rugi dan total biaya kepemilikan dipengaruhi oleh suku bunga, umur ekonomis, biaya pokok penyediaan energi, faktor beban dan rugi-rugi transformator. Hal-hal tersebut sangat penting sebagai dasar untuk menentukan spesifikasi dan evaluasi dalam menentukan rancangan dan operasi transformator tenaga yang paling optimum. Implikasi praktis dari penelitian ini adalah pemilik dan pabrikan transformator dapat mengembangkan spesifikasi, rancangan yang tepat dan membantu proses pembelian transformator yang sesuai dengan operasinya.

---

Power transformer is one of the most important part in electrical power system and has losses as a part of cost electricity. Purchasing of transformer that only considers the initial become uneconomical for its entire life cycle. In transformer purchasing process, total cost of ownership is very important to be calculated and analyzed and basis for specification development and its design to get the optimum cost. In transformer purchasing and design process, the optimum parameter is not only determined by the design and the lowest cost, but also influenced by material cost, losses and its operation. Design optimization and calculation transformer total cost of ownership is very important to get reliable and economical product.

The purpose is to study and analysis design optimization and of power transformer 60 MVA 150 20kV dan 90 MVA 132 33 kV as a basis of specification development and design that used in purchasing process. The study is done by reviewing current design, fabrication and power transformer cost structure, design optimization and total cost ownership calculation.

The results of study show optimization using losses capitalization as input give the most optimum results, which reduce total ownership cost 3 for 60 MVA transformer and 9 for 90 MVA. The factors of losses capitalization and total cost of ownership is affected by interest rate, economic life, cost of electricity, load factor and transformer losses. Those factors are very important as a basis to determine the optimum specification, design evaluation and operation. The practical implication of this study is the owner and manufacturer of transformer can develop the right specifications and design to support purchasing process of transformer according to its operation."

"ABSTRAKHarmonisa memberikan dampak buruk bagi komponen elektronik. Salah satu upaya mitigasi yaitu dengan pemasangan filter pasif. Saat ini software-software yang digunakan dalam studi kelayakan filter pasif, hanya mampu mensimulasikan harmonisa berdasarkan komponen-komponen dalam library-nya bukan berdasarkan data pengukuran lapangan. Simulasi harmonisa dengan menggunakan program komputer diantaranya dengan aplikasi Matlab/Simulink, LabView, OpenDSS dan HI_Wave, memiliki kelemahan yaitu data harmonisa yang dihasilkan masih berdasar plug-in library. Pada penelitian ini akan dilakukan rancang bangun program aplikasi HFCalc Harmonic Filter Calculation berdasarkan data pengukuran lapangan. Langkah yang digunakan yaitu dengan menentukan parameter filter, melakukan pemodelan impedansi filter pasif, dan mengimplementasikan pemodelan dan penentuan filter dalam bahasa pemrograman Java. Hasil program aplikasi HFCalc yang telah dirancang mampu menghitung parameter 4 jenis filter. Program aplikasi HFCalc dibandingkan simulasi dengan PSIM memiliki nilai kesalahan rata-rata sebesar 10.95 , dengan rincian Single Tuned Filter 10.89 , Double Tuned Filter Parallel Inductor 15.97 , Damped Tuned Filter 11.26 , dan C-Type Filter 5.7 . Perbedaan hasil ini dikarenakan pada program aplikasi HFCalc harmonisa tegangan diasumsikan mendekati nol, tidak ada perbedaan fasa pada arus harmonisa, dan tidak ada tegangan awal kapasitor dan induktor. Sehingga program aplikasi HFCalc dapat digunakan untuk proses studi penentuan filter pasif harmonisa berdasarkan data pengukuran lapangan.

---

ABSTRACTHarmonics are give negative impacts to electronic components. One of the mitigation tenique is by using a passive filter. Currently, the software that used in the feasibility study of a passive filter, only able to simulate the harmonics based on the components in the software library, it is not based on the data from field measurements. Simulation of harmonics by using a computer program such as by application of Matlab Simulink, LabView, OpenDSS and HI Wave, has the disadvantage of harmonics generated data is still based on the plug in library. This research will be conducted to design HFCalc Harmonic Filter Calculation application program based on field measurements data rsquo s. The moethod is determine the parameters of filters, passive filter impedance modeling, modeling and determination of the filter implemented in the Java programming language. The HFCalc application program has been designed is able to calculate the parameters of four types of filters. The HFCalc application program compared with PSIM simulation has an error value by an average of 10.95 , with Single Tuned Filter 10.89 , Double Parallel Tuned Filter Inductor 15.97 , damped Tuned Filter 11.26 , and the C Type Filter 5.7 . The difference because HFCalc application program assume that harmonic voltage is approach zero, there are no phase difference in harmonic currents, and no initial voltage of the capacitors and the inductors. So, HFCalc application program can be used to study the process of determining passive harmonic filter based on field measurements data rsquo s."

"Batubara merupakan salah satu bahan baku utama untuk pembangkit listrik di Indonesia. Sampai saat ini, proses pembakaran batubara pada pembangkitan tenaga listrik di Indonesia masih dilakukan di atas permukaan bumi. Polutan yang juga dihasilkan dalam pemanfaatan batubara secara konvensional ini menimbulkan isu lingkungan. Teknologi gasifikasi batubara bawah tanah merupakan salah satu pendekatan untuk produksi energi yang bersih. Tesis ini melakukan studi pemanfaatan gasifikasi batubara bawah tanah sebagai alternatif pembangkitan energi listrik di Indonesia. Pembahasan dalam tesis meliputi perhitungan cadangan batubara di Indonesia yang berpotensi untuk dimanfaatkan oleh pembangkit listrik berbasis teknologi gasifikasi batubara bawah tanah. Diperoleh bahwa dari sumberdaya hipotetik batubara jenis lignit dan subbituminus pada kedalaman 250-500 m di Indonesia, berpotensi untuk dimanfaatkan melalui proses gasifikasi batubara bawah tanah sebesar 636.966.213.000 ton sumberdaya batubara. Volume gas sebesar 67.483 tscf berpotensi akan dihasilkan di Indonesia dari pemanfaatan teknologi UCG, dan apabila dimanfaatkan untuk pembangkitan energi listrik dapat berpotensi menghasilkan total kapasitas daya pembangkit listrik sebesar 255,8 GW. Dan dalam studi ini, teknologi UCG yang cocok untuk Indonesia adalah dengan konfigurasi CRIP.

---

Coal is one of the main feedstock for generating power in Indonesia. To date, combustion process at coal fired power plants in Indonesia are still located at the surface of Earth. Pollutants yielded during this conventional method are associated with a number of environmental issues. Underground coal gasification UCG , the combustion of coal while it is still in situ, is one approach to energy production that could, potentially, provide a solution. This paper gives an account of interdisciplinary studies on the potential assessment and utilization of UCG for power generation. This theses paper investigate Indonesia rsquo s potential coal resources for electrical power generation through UCG. From low rank coal lignite and subbituminous resources at depth 250 500 m, potentially 636,966,213,000 tonnes of Indonesia coal resources can be utilized for UCG, which gas volumes of 67,483 tscf can be obtained, and if utilize for power generation can result in 255.8 GW total power capacity. In the current study, Controlled Retracting Injection Point CRIP is the type of UCG technology that will be suitable for Indonesia."

"ABSTRAKPenentuan prioritas pembangunan berorientasi ketahanan energi di seluruh Indonesia mengharuskan pengambil kebijakan mengetahui seberapa baik tingkat ketahanan energi dalam lingkup kewilayahan. Persoalannya, saat ini belum banyak alat bantu untuk melakukan perhitungan ketahanan energi secara praktis di level regional atau daerah. Di samping itu, selama ini pembangunan terkonsentrasi di Jawa, jika dilakukan pemetaan ketahanan energi dalam konteks wilayah lima pulau utama, maka akan dapat ditentukan wilayah mana yang seharusnya mendapat prioritas agar pembangunan lebih merata. Kajian pada thesis ini mengusulkan indikator-indikator yang dapat digunakan secara praktis dalam mengukur ketahanan energi dalam konteks kewilayahan di Indonesia serta model indeks komposit untuk mengkuantifikasi ketahanan energi lima pulau besar di Indonesia, yaitu Sumatera, Jawa, Kalimantan, Sulawesi, dan Papua. Metode studi kepustakaan dilakukan untuk memilih indikator ketahanan energi yang sesuai serta membangun model indeks komposit untuk memetakan ketahanan energi lima pulau besar di Indonesia. Model indeks komposit dikonstruksi melalui tahapan normalisasi minimum-maksimum, pembobotan setara dan rank order centroid, dan agregasi jumlah bobot. Hasilnya, indeks ketahanan energi yang mengunakan teknik pembobotan setara IKE alt. 1 yaitu Sumatera 0,612, Jawa 0,620, Kalimantan 0,677, Sulawesi 0,662, dan Papua 0,481. Untuk indeks ketahanan energi yang menggunakan bobot rank order centroid IKE alt. 2 , diperoleh skor Sumatera 0,623, Jawa 0,796, Kalimantan 0,657, Sulawesi 0,527, dan Papua dengan 0,248. Perbedaan indeks ketahanan energi yang diperoleh dipengaruhi oleh dua hal, yaitu nilai absolut indikator dan tingkat prioritas indikator yang ditetapkan pada penelitian.

---

ABSTRACTPrioritization of energy security oriented development throughout Indonesia requires the policy makers to know how well the level of energy security in the regional scope. The problem is, currently there are limited tools for calculating energy security at regional or local level. In addition, nowadays the national development is concentrated in Java, so if we can map the energy security in the context of five main islands region, it will ease the policy makers to determine which region should be given priority for development more evenly. This study proposes indicators that can be used practically in measuring energy security within the regional context in Indonesia, as well as the composite index model to quantify the energy security of five major islands in Indonesia namely Sumatra, Java, Kalimantan, Sulawesi, and Papua. Literature study conducted to select the appropriate indicators of energy security and build a composite index model to map the energy security of five major islands in Indonesia. The composite index model is constructed through the stages of min ndash max normalization, rank order centroid and equal weighting, as well as weighted sum aggregation. As the result, energy security index through equal weighting technique IKE alt. 1 scores Sumatera 0.612, Jawa 0.620, Kalimantan 0.677, Sulawesi 0.662, and Papua 0.481. Then, the energy security index through rank order centroid weighting technique IKE alt. 2 scores Sumatera 0.623, Jawa 0.796, Kalimantan 0.657, Sulawesi 0.527, and Papua 0.248. The differences in the energy security index scores was influenced by two factors, namely absolute value of indicator and, priority rank of indicator that has been set in the research."