All for Joomla All for Webmasters
Your address will show here +12 34 56 78

Changes in ambient temperature have an impact on fullload power and heat rate of a gas turbine, but also on part-load performance and optimum power turbine speed. Manufacturers typically provide performance maps that describe these relationships for ISO conditions.
The excerpts are taken from a paper “Gas turbine performance” presented by Rainer Kurz of Solar Turbines and Klaus Brun of Southwest Research Institute at the 2015 Middle East Turbomachinery Symposium.
The performance curves are the result of the interaction between the various rotating components and the control system. This is particularly true for DLN engines. If the ambient temperature changes, the engine is subject to the following effects:
The air density changes. Increased ambient temperature lowers the density of the inlet air, thus reducing the mass flow through the turbine, and therefore reduces the power output (which is proportional to the mass flow) even further. At constant speed, where the volume flow remains approximately constant, the mass flow will increase with decreasing temperature and will decrease with increasing temperature.
The pressure ratio of the compressor at constant speed gets smaller with increasing temperature. This can be determined from a Mollier diagram, showing that the higher the inlet temperature is, the more work (or head)is required to achieve a certain pressure rise. The increased work has to be provided by the gas generator turbine, and is thus lost for the power turbine, as can be seen in the enthalpy-entropy diagram. At the same time NGgcorr (ie the machine Mach number) at constant speed is reduced at higher ambient temperature. As explained previously, the inlet Mach number of the engine compressor will increase for a given speed, if the ambient temperature is reduced. The gas generator Mach number will increase for reduced firing temperature at constant gas generator speed.
The Enthalpy-Entropy Diagram describes the Brayton cycle for a two-shaft gas turbine. Because the head produced by the compressor is proportional to the speed squared, it will not change if the speed remains the same. However, the pressure ratio produced, and thus the discharge pressure, will be lower than before. Looking at the combustion process, with a higher compressor discharge temperature and considering that the firing temperature is limited, we see that less heat input is possible, ie., less fuel will be consumed .The expansion process has less pressure ratio available or a larger part of the available expansion work is being used up in the gas generator turbine, leaving less work available for the power turbine.
On two-shaft engines, a reduction in gas generator speed occurs at high ambient temperatures. This is due to the fact that the equilibrium condition between the power requirement of the compressor (which increases at high ambient temperatures if the pressure ratio must be maintained) and the power production by the gas generator turbine (which is not directly influenced by the ambient temperature as long as compressor discharge pressure and firing temperature remain) will be satisfied at a lower speed. The lower speed often leads to a reduction of turbine efficiency: The inlet volumetric flow into the gas generator turbine is determined by the first stage turbine nozzle, and the Q3/NGG ratio (i.e., the operating point of the gas generator turbine) therefore moves away from the optimum.
Variable compressor guide vanes allow keeping the gas generator speed constant at higher ambient temperatures, thus avoiding efficiency penalties. In a single-shaft, constant speed gas turbine one would see a constant head (because the head stays roughly constant for a constant compressor speed), and thus a reduced pressure ratio. Because the flow capacity of the turbine section determines the pressure-flow-firing temperature relationship, equilibrium will be found at a lower flow, and a lower pressure ratio, thus a reduced power output.
The compressor discharge temperature at constant speed increases with increasing temperature. Thus, the amount of heat that can be added to the gas at a given maximum firing temperature is reduced.
The relevant Reynolds number changes: At full load, single-shaft engines will run a temperature topping at all ambient temperatures, while two-shaft engines will run either at temperature topping (at ambient temperatures higher than the match temperature) or at speed topping (at ambient temperatures lower than the match temperature). At speed topping, the engine will not reach its full firing temperature, while at temperature topping, the engine will not reach its maximum speed. The net effect of higher ambient temperatures is an increase in heat rate and a reduction in power. The impact of ambient temperature is usually less pronounced for the heat rate than for the power output, because changes in the ambient temperature impact less the component efficiencies than the overall cycle output.

Source :

JAKARTA – PT Pertamina Internasional Eksploration & Production, the upstream subsidiary of PT Pertamina (Persero), which manages oil and gas assets overseas, successfully undertake the tender offer for Maurel & Prom stocks at the first phase.

The results of the tender offer  has been announced by Autorité des Marchés financiers (AMF) of France on January 25th, 2017 local time. Starting from February 1st, 2017, PIEP will control as many as 125.924.574 stocks and the voting rights of Maurel & Prom, which is equivalent to 64.46% of the stocks and 63.35% of the voting rights of Maurel & Prom.

In addition, PIEP also controls many as 6,845,626 ORNANE (Obligation remboursable en numéraire et en actions nouvelles et existantes / Obligations Remboursable for cash and shares) of 2019, equivalent to 46.70% of the outstanding ORNANE of 2019 . PIEP will also hold  3.848.620 ORNANE of 2021, which is equivalent to 36, 88% of the outstanding ORNANE of 2021.

Payments to the owners of ORNANE will be conducted on transaction completion and at once handing over the ORNANE to companies with a value of 17.28 euros per ORNANE of 2019 (i.e. the nominal value plus interest by 0.03 euros), and 11.05 euro per ORNANE of 2021 (i.e. nominal value plus interest by 0.03 euro).

In accordance with article 232-4 from AMF General Regulations, the tender offer will be automatically re-open for 10 working days period. The tender offer schedule will be published soon by AMF.

President Director of Pertamina Dwi Soetjipto says the success of the first phase of tender offer is a good momentum for Pertamina to be more aggressively expand abroad amid the improving global crude oil prices. According to him, after Pertamina become the controlling stockholder (minimum of 51% stockholding), it can further consolidate the Maurel and Prom’s production to PIEP’s production.

“It certainly will improve the performance of Pertamina’s upstream. In addition, ISC is currently also reviewing and preparing  the possibility to make oil production which not only increase Pertamina’s production value, but also strengthen the supply to Indonesia, “said Dwi.

Director of Upstream of Pertamina Syamsu Alam added that the prospect of Maurel and Prom oil and gas assets is very potential to be developed by Pertamina through PIEP, where at the end of 2015 the oil and gas reserves listed has reached 205 million barrels of oil equivalent. With assets spread across Europe, America, Africa and Asia, it can become prove the company’s capabilities in the upstream business on a global scale. “Pertamina is more optimistic to be able to develop its upstream business faster,” said Syamsu Alam.

Meanwhile, Vice President Corporate Communication of Pertamina Wianda Pusponegoro says, “With the success of the first phase of this tender offer, we hope and optimistic that the next stage of the tender offer will run properly and the results will be optimum for PIEP and Pertamina.”

Source From :

In a fully enclosed gas turbine installation, the enclosure sides and roof include panels and access doors supported on a heavy-duty frame. The side and roof panels are easily removed individually for complete access to the major components for inspection and maintenance and for component removal by forklift and overhead crane. The panels are treated with fiberglass material for noise attenuation and thermal insulation, and weather stripping is installed between all panels for sealing and sound attenuation.
This article contains excerpts from the paper, “Gas turbine packaging options and features” presented at the Second Middle East Turbomachinery Symposium by Klaus Brun of SouthWest Research Institute, Rainer Kurz of Solar Turbines and Marybeth G Nored of Apache, Inc.
Fully enclosed gas turbine installation

The enclosure is constructed to support adequate roof load (usually 50 lb/sqft) and to withstand a wind load of 120 mph (or more, if specified). The following standard features are usually included in a basic enclosure:
  • Inlet and exhaust ventilation silencers: The enclosure ventilation openings are equipped with vent silencers with weather louvers.
  • Single fan ventilation system: Enclosure ventilation is provided by a single motor-driven fan. This motor is typically 3-phase AC, high efficiency, with Class F insulation. The fan is sized to provide the airflow required to ensure that the internal air temperature arounGasd the enclosed equipment remains within acceptable limits. Sometimes, for additional ventilation or certification requirements, a dual fan ventilation system may be required.
  • Pressurization system: The enclosure is positive pressurized to prevent the ingress of external hazardous atmospheres through the enclosure seams. A differential pressure transmitter is provided for enclosure low pressure alarm and shutdown.
  • AC lighting: 110-VAC or 220-VAC lights are provided to illuminate the enclosure interior, with on/off switches located at the interface panel.
  • Trolleys: Internal movable trolley rails located over the turbine for turbine maintenance and removal are included.
  • Door Hardware: All enclosure doors are equipped with a heavy duty stainless steel door locking mechanism, including handles, hinges, latching mechanism, internal lock override release, restraining device, and attaching hardware. The enclosure doors are equipped with door position switches to initiate an alarm whenever any of the enclosure doors are not securely closed.
Computational Fluid Dynamic (CFD) tools are used in both on- and off-shore applications to validate design criteria. Previously, this data was only occasionally requested for offshore applications. Now, however, it is becoming more of a requirement. We will focus on the application of this tool for the acoustic enclosures. The CFD tool is used to apply the surface temperature to the turbine, understand the temperature distribution within the enclosure, and determine the required flow distribution and proper size of the ventilation fans and motors. Understanding the flow distribution within the enclosure allows the optimization of the package design to minimize stagnant volumes where gas, if present, could be trapped, as well as position package components away from identified hot areas so the component temperature limits are not exceeded.
The test rig is used to match the analysis with actual test data to validate the accuracy of the CFD tool. The colored streamlines represent airflow velocity throughout the enclosure with dark blue representing the lowest velocity flow and the light blue, green, and yellow representing progressively higher velocities. This CFD model represents a full size package with all of the major components. The dashed lines represent the flow direction. Again, the dark blue color being the lower velocity air; while green, yellow, and red represent increasing velocities.
Beyond the above described features, manufacturers often provide the following options for the enclosure:
Sound Attenuation
The sound-attenuated enclosure is intended for use with suitable turbine air inlet and exhaust silencing systems in environments where low noise levels are a requirement. Ventilation openings are equipped with suitable silencers to achieve maximum sound attenuation. Sound levels at a specific site will depend on existing walls, barriers, equipment in close proximity, multiple units, and other installation considerations.
Enclosure Barrier Filter
The enclosure ventilation inlet is equipped with a singlestage, disposable, barrier-type filter unit equipped with a deltaP alarm switch. The ventilation exhaust opening is equipped with back-draft dampers to prevent ingress of dust when the unit is not running.
Fire and Gas Detection and Monitoring System
Usually, an automatic, electronically controlled fire and combustible gas detection and monitoring system is installed in the enclosure. A typical system description is provided below: The primary fire detection system uses multi-spectrum infrared (MIR) detectors. The system includes an automatic optical integrity feature to provide a continuous check of the optical surfaces, detector sensitivity and electronic circuitry of the detector-controller system, and automatic fault identification with digital display of system status in numerical code.
The secondary fire detection system consists of rate compensated thermal detectors. The two detection methods act independently in detecting and reporting a fire. The fire and gas system control panel provides system supervision (for open circuit, ground fault, or loss of integrity), initiates alarm, release of fire suppression agent, and visual display of system status. The suppression system agent release is activated automatically with release solenoids located on the fire suppression skid. The suppression system can also be activated by an electrical push button on the turbine enclosure or manually at the suppression skid. If a fire is detected, the detectors transmit an electrical signal to the fire and gas system control panel to activate the fire alarm and suppression system. The enclosure is equipped with two gas detectors: one at the turbine enclosure ventilation air inlet and one at the ventilation exhaust to provide continuous monitoring for combustible gases at the enclosure ventilation inlet and outlet.
The detectors are diffusion-based, point-type infrared devices that provide continuous monitoring of combustible hydrocarbon gas concentrations. The turbine start signal is interlocked with the fire and gas monitoring system to ensure the atmosphere is safe prior to initiating turbine engine start.
Most commonly, the enclosure is equipped with a CO2 fire suppression system consisting of a primary total flooding distribution system and a secondary metered distribution system. In the United States, the system is designed in accordance with the U.S. National Fire Protection Association Code 12. On detection of fire, the detectors transmit an electrical signal via the fire control panel to activate the fire suppression system release solenoids located on the fire suppression skid. On receipt of this signal, the solenoid actuated control heads activate the discharge valves on the primary and extended extinguishing cylinders, releasing the extinguishing agent into the enclosure.
CO2 pressure actuates the pressure trip operated dampers that close all vent openings. CO2 release control heads are also provided with manual release levers.
Additionally, a weatherproof fire suppressant cylinder cabinet is sized to house the CO2 extinguishant cylinders and is equipped with doors for servicing. The manual pull levers are routed, by cable, to break glass pull stations on the exterior wall of the cabinet. CO2 cylinders are mounted on a weight scale with a preset alarm.
Another frequently used fire suppression system uses water mist.
Equipment Handling System
An equipment handling system is provided, consisting of external trolley beams and movable chain-fall hoists for removal of major equipment from the package. A trolley beam extension allows turbine removal through the side of the enclosure. One end of the beam extension attaches to the inside trolley rails; the other end is a floor-standing A-frame. The gas turbine or other heavy equipment is then removed through the enclosure side and placed on a truck bed or cart.

Source from :

Gas turbine corrosion is a common phenomenon experienced by operators. It can be traced to contaminants through the air inlet system, water systems (from evaporative cooler carryover, compressor wash solutions, NOx control injection water, and dual fuel injector purging), and fuel (gaseous and liquid).
Below are excerpts from a paper “Gas turbine durability in harsher environments” by Zaher Mutasim of Solar Turbines Incorporated at the first Middle East Turbomachinery Symposium held in Qatar.
Ingested contaminants can result in corrosion to the compressor, combustion, and turbine sections of gas turbine engines if proper product design and mitigation solutions are not applied. In most applications, corrosion of compressor components is unlikely during engine operation because the compressor is dry. However, during shutdowns where cold surfaces condense water, chemical species such as hydrochloric acid and sulfur trioxide can be absorbed in the water producing an acidic, corrosive liquid. This liquid phase can result in aqueous corrosion of compressor components through a variety of mechanisms, e.g., generalized, pitting, and crevice corrosion, and stress corrosion cracking. In cases where hydrochloric acid and sulfur trioxide are present and the relative humidity is high, the high velocity of the air at the compressor inlet causes the temperature of the air to drop due to conversion of internal energy to kinetic energy. The temperature drop can result in the formation of a liquid phase in the forward stages of the compressor during operation.
Liquid Fuel Flow Divider Aqueous Corrosion
Corrosion in some instances has resulted in the binding of variable stator vanes and subsequent high cycle fatigue failure of compressor airfoils. Combustion Section Two main types of corrosion are known to affect components within the combustion section. Aqueous / acidic corrosion of fuel delivery system components such as fuel manifolds and fuel flow dividers, and fuel injector braze joints can occur in much the same way as the aqueous corrosion of compressor components, except that the contaminants can also be fuel borne. Corrosion to these components can result in fuel leaks and fires, and malfunction of fuel injectors.
Fuel Injector Tip Sulfidation
Sulfidation, which is the reaction between a metal and a sulfur/oxygen-containing atmosphere to form sulfides and/or oxides, can affect fuel injector tips. In essence, sulfidation attack is a form of accelerated oxidation resulting in rapid degradation of the substrate material due to loss of corrosion protection. Whereas during oxidation protective oxide scales can form, the metallic sulfides formed are not protective. This accounts for the rapid rate of degradation produced by sulfidation attack.
Type I Hot Corrosion Attack to Turbine Blade
Airfoils and Tips
Turbine section hot corrosion is the most serious form of corrosion experienced by the turbine section components. To better understand hot corrosion, it is useful to first discuss oxidation. Oxidation is the chemical reaction at high temperatures between a component and the oxygen in its surrounding gaseous environment. Oxidation of turbine section components is relatively easy to predict and measures can be taken to control it since it primarily involves relatively simple metal/oxygen reactions. The oxidation rate increases with temperature. Metal loss due to oxidation can be reduced by the formation of protective oxide scales. Chromium, aluminum, and silicon are the only chemical elements known to form protective oxide scales at the temperatures encountered in gas turbine engine hot sections. The presence of these elements in turbine engine alloys and coatings results in improved oxidation resistance.
Type II Hot Corrosion Attack to Turbine Blade Shank
Hot corrosion is a form of accelerated oxidation that is produced by the chemical reaction between a component and molten salts deposited on its surface. Hot corrosion comprises a complex series of chemical reactions, making corrosion rates very difficult to predict. Sodium sulfate is usually the primary component of the deposit and degradation becomes more severe with increasing concentration levels of contaminants such as sodium, potassium, vanadium, sulfur, chlorine, fluorine, and lead. The rate and mechanism of hot corrosion attack is influenced by temperature.
There are two types of hot corrosion. Type I or high temperature hot corrosion, occurs at a temperature range of 730 to 950°C. Type II or low temperature hot corrosion occurs at a temperature range of 550 to 730°C. These types of hot corrosion attack feature distinct mechanisms and exhibit unique features. Both types can occur in the turbine section. Because of the varying service temperatures experienced by turbine section components, both corrosion types can occur on the same component. For example, Type I hot corrosion may occur on first and second stage turbine blade airfoils and tips, whereas Type II hot corrosion may occur under the platform of first and second stage turbine blades.
To achieve higher power density, gas turbines must run at higher firing temperatures. This can be achieved with advanced alloys that can withstand the higher operating temperatures. To achieve the alloy’s desired high temperature mechanical properties, alloy compositions must be altered. For example, refractory elements are added to alloys to increase their mechanical strength, but at the expense of other elements such as chromium, which is essential for hot corrosion resistance.


PLN meraih dua penghargaan dari Indonesia Human Capital Study (IHCS) 2016, yaitu dalam kategori Best Reward Management Initiative dan Best Employee Engagement. Keberhasilan PLN meraih kedua penghargaan tersebut dilandasi kinerja berkualitas yang ditunjukkan PLN dalam pengelolaan human capital atau Sumber Daya Manusia (SDM). Penghargaan tersebut diterima oleh Direktur Human Capital Management PLN Muhamad Ali dalam kegiatan bertajuk Indonesian Human Capital Study 2016 yang berlangsung di Balai Kartini, Kamis (8/9). Ali mengatakan, penghargaan ini merupakan hasil penilaian dari pihak lain yang menganggap PLN sudah memiliki kinerja baik dalam mengelola dan mengembangkan SDM. “Kami menyampaikan terima kasih (kepada pihak penyelenggara), karena apa yang sudah dilakukan selama ini ternyata dinilai bagus oleh pihak lain. Semoga hal ini dapat menjadi sebuah momentum dan dapat di-sharing ke yang lain. Diharapkan masing-masing perusahaan bisa menggunakan contoh ini, sehingga akan menjadi lebih baik nantinya,” ungkap Ali. Dalam kesempatan yang sama, Ali juga sekaligus tampil sebagai pembicara dalam sesi “Sharing of Human Capital Initiatives”. Dalam paparannya, Ali menegaskan bahwa PLN telah melaksanakan proses pengelolaan human capital sejak perekrutan karyawan baru. Hal tersebut diimplementasikan dengan menggunakan tes adaptif, sehingga dapat memperoleh calon karyawan yang benar-benar sesuai kebutuhan PLN. Terdapat tiga hal, jelas Ali, yang menjadikan pengelolaan human capital  PLN telah mumpuni, yaitu inisiatif, reward dan engagement. Sejak seseorang diterima menjadi karyawan baru PLN, dia akan diberi pendidikan melalui knowledge management. Seluruh pegawai PLN dapat berdiskusi langsung dengan para expert di PLN untuk bertanya hal-hal yang belum diketahuinya. Hal ini tentunya dapat meningkatkan inisiatif mereka dalam bekerja. Setelah mempunyai ilmu yang cukup banyak, para pegawai PLN harus berani berinovasi dalam pekerjaannya, sehingga dapat mengikuti perlombaan Karya Inovasi atau yang disebut juga Science & Technology Olympiad (STO) yang diadakan setahun sekali. Di sisi lain, pegawai PLN juga tidak hanya bekerja dan berinovasi saja, melainkan juga berinteraksi dengan kehidupan sosial di sekitarnya lewat program CSR. “Untuk employee engagement, yang kita utamakan adalah dalam bidang inovasi, jadi teman-teman di PLN merasa bangga menjadi pegawai di PLN, karena di sana ada satu forum yang memberikan wadah untuk selalu berinovasi di pekerjaannya masing-masing. Perlu diingat, salah satu cara memperbaiki kinerja perusahaan adalah melalui inovasi,” papar Ali. Mengenai reward terhadap pegawainya, PLN menerjemahkannya melalui  kesempatan bagi seluruh pegawai PLN untuk berkembang melalui tiga jalur karir yakni struktural, fungsional dan expert. Disisi lain, penghasilan yang diberikan di PLN sudah disesuaikan berdasarkan jalur karir tersebut. Ajang IHCS pada tahun 2016 ini merupakan yang ketujuh kalinya digelar. Ajang tersebut merupakan studi human capital paling komperehensif di Indonesia yang diselenggarakan oleh Dunamis Human Capital dan Majalah Business News Indonesia. IHCS melakukan studi terhadap Human Capital Management System (HCMS) untuk mengukur tingkat keselarasan dan keefektifan hal tersebut di dalam sebuah perusahaan. Proses studi dan sharing dalam IHCS 2016 telah dilangsungkan selama lima bulan, sejak April hingga Agustus 2016. Ajang ini sangat penting bagi perusahaan dalam menghadapi tantangan bisnis ke depan, terutama untuk mempersiapkan human capital yang berdaya saing global menuju era transformasi digital.  

sumber :

PT PLN (Persero) kembali menunjukkan prestasinya dalam mengelola perusahaan yang bersahabat dengan lingkungan melalui acara Social Business Innovation Award dan Green CEO Award 2016, Kamis (25/8). green ceo award 2016Acara yang digelar di Pullman Hotel Jakarta tersebut menempatkan PLN menerima penghargaan Social Business Inovation Award 2016 untuk kategori pembangkit listrik dengan program Penghematan Energi. Tak hanya itu, prestasi PLN semakin lengkap ketika Direktur Utama Sofyan Basir juga berhasil mendapatkan penghargaan Green CEO Award 2016. Acara tersebut dihadiri oleh Dirjen Lingkungan Hidup, Ketua Komisi 7 DPR sekaligus pendiri Warta Ekonomi Fadil Muhammad, dan Menteri Perindustrian, Erlangga Harnanto. Penghargaan tersebut diterima oleh Bambang Dwiyanto selaku perwakilan PLN yang juga menjabat Sekretaris Perusahaan. “Di sini saya sebagai perwakilan PLN ikut bangga dengan apa yang telah diraih PLN. Itu berarti program yang dijalankan PLN mendapat perhatian dari masyarakat luas hingga mendapatkan apresiasi seperti sekarang ini,” tutur Bambang. Bambang juga berharap jika penghargaan seperti ini bisa didapatkan PLN. Karena mempertahankan sesuatu hal lebih sulit daripada merebutnya. Semoga kedepan PLN bisa menghadirkan program-program yang bisa bermanfaat untuk lingkungan serta masyarakat. Tak hanya itu, prestasi juga diraih oleh PT PJB dan Indonesia Power yang mendapatkan penghargaan dengan program efisiensi energi, serta teknologi ramah lingkungan.
  Sumber :

PLTU Batang – Jawa Tengah 2 x 1.000 MW siap memasuki tahap konstruksi pembangkit. Hal ini ditandai melalui peresmian Financial Close PLTU Batang – Jawa Tengah yang berlangsung di Istana Negara, Kamis (9/6). Peresmian disaksikan oleh Presiden RI Joko Widodo yang didampingi oleh Menteri Koordinator Bidang Perekonomian (Menko Ekon) Darmin Nasution selaku Ketua Komite Percepatan Pembangunan Infrastruktur Prioritas (KPPIP). Acara ini juga dihadiri oleh jajaran Menteri, di antaranya Menteri Badan Perencanaan Pembangunan Nasional (Bappenas), Menteri Keuangan, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), dan Menteri Badan Usaha Milik Negara (BUMN). Peresmian dilakukan dengan penyerahan Certificate of Loan Agreement dari Japan Bank International Cooperation (JBIC) kepada Bimasena Power Indonesia (BPI), penyerahan Certificate of CP Completion Financing Date Certificate dari PLN kepada BPI, dan penyerahan Pernyataan Efektif Penjaminan Pemerintah dari Kementrian Keuangan dan Penjamin Infrastruktur Indonesia (PII) kepada BPI. “Ini adalah proyek besar yang bisa memberikan pesan bahwa untuk kebutuhan dan keperluan rakyat, pemerintah akan ikut menyelesaikan masalah yang ada. Karena kita tahu, kalau proyek ini tidak dimulai, saya sudah membayangkan 2019 itu byarpet-nya akan tambah meluas. Ini karena kebutuhan listrik setiap tahun bertambah, bertambah dan bertambah,” ungkap Jokowi. Dalam sambutannya, Jokowi juga menegaskan agar investor dapat menjalankan proyek ini dengan sebaik mungkin dan selesai pada 2019. PLTU Jawa Tengah yang juga dikenal dengan sebutan PLTU Batang merupakan proyek yang dibangun dengan pola Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS/PPP) dengan jaminan yang disediakan oleh PII/IIGF. Proyek KPS PLTU Jawa Tengah ini merupakan proyek KPS skala besar pertama dengan total nilai investasi USD 4,2 miliar, sekaligus proyek KPS pertama yang dilaksanakan berdasarkan Peraturan Presiden No. 67 Tahun 2005 tentang Kerjasama Pemerintah Dengan Badan Usaha Dalam Penyediaan Infrastruktur. Proyek yang berlokasi di Desa Ujungnegoro Kecamatan Kandeman dan Desa Ponowareng Kecamatan Tulis, Kabupaten Batang ini digarap oleh BPI yang merupakan konsorsium perusahaan asing dan lokal yaitu PT Adaro Power dengan porsi saham 34 persen, Electric Power Development Co. Ltd sebesar 34 persen dan Itochu Corporation 32 persen. Sebelumnya, pada Senin (6/6), Direktur Utama PLN Sofyan Basir bersama Direktur BPI Mohammad Effendi menandatangani Jointly Certificate di Kantor PLN Pusat. Penandatanganan ini menandai telah tercapainya Financial Close Date Proyek PLTU Jawa Tengah. Hal ini berarti konstruksi fisik proyek secara kontrak telah dimulai hari itu juga. Konstruksi pembangkit juga siap dilakukan karena BPI telah melakukan berbagai persiapan di lokasi proyek, seperti pemasangan pagar proyek, pembuatan jalan konstruksi sementara dan drainasi, pembuatan saluran air hujan, penyediaan lahan pengganti beserta saluran irigasinya, dan pembuatan sistem terasering pada bukit yang tidak dipotong. Dengan begitu, pembangkit sudah benar-benar siap dibangun. Penandatanganan perjanjian kesepakatan pembiayaan proyek (financing agreement) sendiri telah ditandatangani BPI dengan para kreditur pada Jumat (3/6). Pendanaan senilai USD 3,421 miliar ini berasal dari JBIC dan sindikasi bank yang terdiri dari 9 bank komersial, yakni SMBC, BTMU, Mizuho, DBS, OCBC, Sumitomo Trust, Mitsubishi Trust, Shinsei dan Norinchukin. Proyek ini menerapkan skema Build, Own, Operate, Transfer (BOOT) dengan masa konsesi selama 25 tahun. Proyek ini menjadi bagian dari Master Plan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia yang akan menjadi lokomotif dalam perkembangan ekonomi Jawa. Tambahan Pasokan 2.000 MVA akan Dorong Sektor Industri Jawa Tengah PLTU Batang merupakan proyek hulu, untuk dirasakan dampaknya hingga hilir. Rencananya akan dibangun GITET Batang (Pemalang) 500 kV dengan 2 Inter Bus Transformer (IBT) 500/150 kV masing-masing 500 MVA. Selain itu juga akan dibangun GITET 500 kV Tuntang (Ampel) dengan kapasitas yang sama dengan GITET Batang, sehingga total tambahan pasokan ke sistem 150 kV Jawa Tengah menjadi 2.000 MVA. Tambahan pasokan ke sistem Jawa Tengah hingga 2.000 MVA memberikan peluang yang sangat besar bagi pelanggan industri, seperti pelanggan di Kawasan Industri Kendal (KIK) dan Kawasan Industri Rembang. Tambahan pasokan ini juga akan mendukung rencana pengembangan industri besar di Solo dan Yogyakarta. Jika asumsi beban Industri besar rata-rata 50 MVA, maka dapat menampung sekitar 40 Industri skala besar. Dengan berkembangnya sektor industri di Jawa Tengah, otomatis akan membuka peluang kerja yang lebih banyak bagi masyarakat setempat. Selain sektor industri, kehadiran PLTU Batang pun akan memberikan peluang yang besar bagi pelanggan rumah tangga. Jika asumsi beban rumah tangga 1.300 VA maka dapat menyambung sekitar 1.500 pelanggan rumah tangga baru. PLTU Jawa Tengah dibangun dengan menggunakan teknologi terkini, yakni Ultra Super Critical, yang lebih ramah lingkungan dan efisien. PLTU ini nantinya akan memanfaatkan pasokan batubara nasional. Hal ini akan membantu PLN menurunkan biaya pokok produksi (BPP) dan menurunkan subsidi pemerintah kepada PLN. Selain itu, proyek ini akan membuka peluang lapangan kerja kepada minimum 5.000 penduduk setempat dan memberi peluang partisipasi komponen lokal dalam proses produksinya, dan selanjutnya hal ini akan mendorong bergulirnya roda ekonomi nasional. Kehadiran PLTU Batang diharapkan dapat memperbaiki cadangan pembangkit serta meningkatkan keandalan sistem Jawa Bali, sehingga kondisi siaga atau kritis akibat kekurangan pembangkit tidak terjadi. Saat ini kapasitas terpasang sistem Jawa-Bali sebesar 33.863 MW dengan daya mampu 31.614 MW dan beban puncak 24.589 MW. “Saat ini kapasitas di sistem interkoneksi Jawa-Bali memang masih surplus. Namun dengan perkiraan pertumbuhan ekonomi 6-7 persen per tahun dan target rasio elektrifikasi sebesar 98 persen pada 2019, maka PLN perlu menambah kapasitas infrastruktur ketenagalistrikan agar mampu mendukung pertumbuhan ekonomi,” jelas Direktur Utama PLN Sofyan Basir.

Dalam upaya untuk meningkatkan pemanfaatan Energi Baru Terbarukan (EBT), meningkatkan rasio elektrifikasi, serta mempercepat program melistriki desa yang belum berlistrik, pada hari Senin, 30 Mei 2016, PT PLN (Persero) melaksanakan penandatanganan Power Purchase Agreement (PPA) dan kontrak pembelian excess power dengan Pengembang Pembangkit EBT tersebar di Regional Sumatera dengan total kapasitas 115,6 MW dan penandatanganan MOU pengembangan pembangkit EBT sebesar 14,7 MW. Adapun rincian lokasi- lokasi pembangkit EBT dan excess power yang PPA nya di tandatangani tersebut antara lain: • Provinsi Sumatera Utara : Pembangkit Mini Hidro dengan pengembang PT. Bakara Energi Lestari sebesar 10 MW terletak di desa Siunong-Unong Humbang Hasundutan. Selain itu Pembangkit Listrik tenaga Biogass sebesar 1 MW dengan pengembang PT Siringo-ringo terletak di Desa Sidomulyo, Labuhan Batu. • Provinsi Riau : Pembangkit Biomass sebesar 15 MW dengan pengembang PT. Riau Prima Energi berlokasi di Pangkalan Kerinci. Pembangkit berbahan bakar Biogas sebesar 1 MW juga akan dibangun di Pasir oleh pengembang PT. Permata Hijau Sawit. Selain itu ada juga PLTMG (excess power) sebesar 25 MW di Pelalawan dengan pengembang PT. Langgam Power. • Provinsi Sumatera Barat : PLTM 13,4 MW akan dibangun di Desa Pelangai Gadang, Pesisir Selatan oleh pengembang PT. Dempo Sumber Energi. • Provinsi Sumatera Selatan dan Bengkulu : PLTMH dengan total daya sebesar 21,2 MW akan dibangun tersebar di Kota Agung Lahat, Banding Agung-OKU Selatan, Muara Kisam-OKU Selatan, Padang Guci Hulu-Seluma, Kepahiang, Rejang Lebong dan Bengkulu Utara yang akan dibangun oleh pengembang PT. Green Lahat, PT. Nusantara Indah Energindo, PT. Midigio, PT. Sahung Brantas Energy, PT. Malaka Guna Energi, PT. Tropisindo Sumber Energi dan PT. Klaai Dendan Lestari. • Provinsi Bangka Belitung : Pembangkit Biomass dan Biogas dengan total daya sebesar 14 MW akan tersebar di desa Cengkong Abang sebesar 2 MW yang dikembangkan oleh PT. Bangka Biogas Sinergy, di Desa Mempaya Bangka sebesar 7 MW dikembangkan oleh Belitung Energy dan di Desa Tempilang Belitung sebesar 5 MW dikembangkan oleh Listrindo Kencana. • Provinsi Lampung : PLTM yang dikembangkan oleh PT. Uway Energy Perdana sebesar 7 MW akan dibangun di Desa Kemu, Kab Way Kanan. Selain itu Pembangkit Biomass juga akan dibangun sebesar 3 MW di desa Gunung Batin Lampung Tengah oleh PT. Gunung Madu Plantations. Excess Power PLTU sebesar 17 MW dari PLTU Pelabuhan Tarahan sebesar 10 MW dan PLTU PT. Budi Starch & Sweetener Tbk sebesar 7 MW juga akan menambah daya di Lampung. Sementara di Pulau Simuleu Aceh akan dikembangkan pembangkit dengan bahan bakar CPO sebesar 5 MW. Perwakilan pengembang yang diwakili oleh Sutjipto, Direktur PT Sahung Brantas Energy menyampaikan bahwa kerjasama ini merupakan kerjasama jangka panjang dan harus dijaga untuk tidak terjadi hal-hal yang tidak diinginkan. “Ini menjadi motivasi bagi kami untuk mengembangkan potensi-potensi yang lain untuk memenuhi daerah yang belum berlistrik,” ungkapnya. Sementara itu Direktur Bisnis Regional Sumatera Amir Rosidin menyampaikan bahwa energi ini sangat dibutuhkan untuk melistriki Sumatera. “Saat ini beban di Sumatera sekitar 5.250 MW. Kami berharap dalam 2 tahun sudah berjalan dan dirasakan manfaatnya bagi masyarakat,” tambahnya. Sampai dengan Mei 2016, Pembangkit Listrik Mini Hidro (kapasitas <10 MW) yang sudah beroperasi di wilayah Sumatera sebesar 115 MW yang tersebar di 31 lokasi, sementara 130 MW pada yang tersebar pada 18 lokasi memasuki fase konstruksi. Sementara komposisi energi mix pada sistem kelistrikan Sumatera, Gas 35,7 %, Batubara 32,6 %, PLTA 16 %, Panas Bumi 2,7 % dan BBM 13%. Dengan ditandatanganinya PPA dan kontrak pembelian excess power hari ini, makin menunjukkan komitmen PLN untuk terus mendorong pemanfaatan Energi Baru Terbarukan dalam upaya meningkatkan rasio elektrifikasi dan melistriki desa yang belum berlistrik sehingga target Rasio Elektrifikasi sebesar 98 % pada tahun 2019 dan target porsi EBT 25 % pada tahun 2025 dapat tercapai.

Sebagai wujud brand awareness atas produk Pertamina di dunia Industri Aviasi, Pertamina melalui fungsi Petrochemical Trading turut serta dalam ajang Aviation Maintenance Repair and Overhaul In­do­nesia (AMROI) 2016 yang di­selenggarakan pada 20-21 April 2016 di hotel Grand Mercure Jakarta.  Perhelatan diikuti 11 exhibitor dan le­bih dari 100 peserta dari ber­bagai perusahaan dalam dan luar negeri
Acara diresmikan oleh Men­teri Perindustrian, Mu­hammad Saleh Husein yang memberikan apresiasi terhadap perusahaan-peru­sahaan Maintenance Repair and Overhaul, baik domestik maupun internasional yang telah hadir dan berpartisipasi dalam acara tersebut.
Saleh Husein me­nyam­paikan industri dir­gantara di Indonesia meng­alami perkembangan yang cukup pesat seiring dengan per­kembangan teknologi saat ini. Ditambah dengan keberhasilan PT Dirgantara Indonesia selaku produsen pesawat dalam negeri dalam mengembangkan pesawat type Turboprop N219 yang laris manis di pasaran.
Pertamina turut ber­partisi­pasi dalam AMROI 2016 sebagai upaya un­tuk memperkenalkan dan memasarkan produk ung­gulan SOLPHY-2 secara luas, baik kepada perusahaan MRO maupun airlines domes­tik dan international.
Kemajuan yang te­lah dicapai dalam industri dir­gantara tentu harus didukung dengan kemampuan unit pen­dukung, yaitu peme­liharaan dan perawatan alat transportasi udara atau yang biasa disebut MRO (Maintenance, Repair, and Overhaul), baik untuk pesawat  terbang maupun helikopter.
Produk SOLPHY-2 me­ru­pakan produk cleaning solvent hasil kerja sama riset dan pengembangan yang dilakukan bersama PT GMF Aero Asia sebagai perusahaan MRO terbesar di Indonesia yang telah banyak dipercaya menangani berbagai jenis perawatan dan pemeliharaan pesawat terbang, baik dari domestik maupun in­ternasional.
SOLPHY-2 merupakan produk yang memiliki ke­mam­puan cleaning sesuai standar MIL PRF 680 Type I dan telah disertifikasi oleh ba­­dan independen serta approval dari engineering PT GMF Aero Asia sejak 2006. Sampai saat ini sudah digunakan secara luas di lingkup kerja maintenance PT GMF Aero Asia

Sumber :


Jakarta – PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk (PGN) terus memperluas jaringan pipa gas bumi di Indonesia. Dalam setahun terakhir, Badan Usaha Milik Negara (BUMN) ini telah membangun pipa gas sepanjang 825 kilometer (km). Pipa gas yang dibangun adalah pipa transmisi open access dan pipa distribusi gas bumi. Pada akhir 2014, total panjang pipa gas bumi PGN mencapai 6.161 km. Hingga saat ini, pipa PGN bertambah menjadi 6.986 km. Pipa gas bumi PGN ini merepresentasikan 76% pipa gas bumi nasional. “PGN terus berkomitmen untuk menggenjot pembangunan infrastruktur pipa gas untuk memperluas pemanfaatan produksi gas bumi nasional,” kata Direktur Utama PGN, Hendi Prio Santoso, Senin (14/3/2016). Hendi mengungkapkan, beberapa infrastruktur gas bumi yang dibangun sepanjang 2015 adalah perluasan jaringan gas bumi di DKI Jakarta, Bekasi, Cirebon, Pasuruan, Surabaya, Sidoarjo, Semarang, Medan, Batam dan daerah lainnya sepanjang lebih dari 500 km. Pipa gas tersebut dibangun antara lain untuk mendukung penyaluran gas bumi untuk rumah tangga. “PGN memiliki Program Sayang Ibu, program ini bertujuan memperbanyak rumah menggunakan energi baik gas bumi. Mulai tahun ini hingga 2019 mendatang kami akan menambah 110.000 sambungan gas rumah tangga,” ujar Hendi. Selain itu, PGN juga menyelesaikan pembangunan pipa transmisi gas bumi open access Kalimantan – Jawa (Kalija) I sepanjang lebih dari 200 km. Pipa gas Kalija I ini menghubungkan sumber gas Lapangan Kepodang di Laut Utara Jawa Tengah ke pembangkit listrik PLN Tambak Lorok. Mulai 2016-2019, PGN juga akan menambah jaringan pipa gas baik transmisi maupun distribusinya sepanjang lebih dari 1.650 Km. “PGN juga merencanakan pembangunan infrastruktur gas untuk peningkatan pemanfaatan gas domestik. Penambahan panjang pipa gas yang akan dibangun oleh PGN mulai tahun ini sampai 2019 lebih dari 1.680 km,” ungkapnya. Infrastruktur pipa gas bumi yang dibangun sepanjang lebih dari 1.680 km tersebut di antaranya adalah proyek pipa transmisi open access Duri-Dumai-Medan, pipa transmisi open access Muara Bekasi-Semarang, pipa Distribusi Batam (Nagoya) WNTS-Pemping dan pipa distribusi gas bumi di wilayah eksisting dan daerah baru lainnya. Dengan tambahan pipa gas sepanjang lebih dari 1.680 km tersebut, akan membuat jumlah pipa gas bumi PGN yang saat ini sebanyak 6.986 km, pada 2019 nanti menjadi lebih dari 8.660 km. Jumlah ini akan meningkatkan kemampuan penyaluran gas PGN mencapai 1.902 MMscfd.  

Sumber :,.PGN.Bangun.Pipa.Gas.Bumi.825.Km