Makalah Seminar Kerja Praktek
ANALISA DAN PERKIRAAN KEBUTUHAN DAYA MENGGUNAKAN KOMBINASI PENDEKATAN JUMLAH FLUIDA DAN PENAMBAHAN FASILITAS PADA HEAVY OIL OPERATION UNIT
Rismanto Arif Nugroho (21060110120028)
Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Diponegoro Jl. Prof. Soedharto, Tembalang, Semarang
Email : rismanto.arif@yahoo.com ABSTRAK
Minyak adalah salah satu sumber energi yang belum tergantikan sampai saat ini. Bahkan di saat cadangan minyak di dalam bumi semakin menepis, ketergantungan terhadap sumber daya fosil ini justru meningkat. Untuk itu PT Chevron Pacific Indonesia sebagai perusahaan penyuplai minyak terbesar di Indonesia selalu berusaha untuk mengoptimalkan produksi minyak demi terjaganya ketahanan energi di Indonesia pada khusunya.
Untuk itu dilakukan strategi kebijakan dengan melibatkan berbagai department sehingga terciptanya Energy Management yang handal, yaitu terciptanya koordinasi pengadaan, konversi, distribusi dan penggunaan energi yang proaktif, terorganisir dan sistematis . Dalam rangka perwujudan Energy Management yang ada, Heavy Oil Operation Unit sebagai unit produksi minyak mentah terbesar di Sumatera Operation perlu untuk mengkoordinasikan penggunaan energy dalam proses produksinya. Salah satunya adalah Energi listrik
Bentuk Energi Management di bidang kelistrikan adalah dengan menganalisa dan memperkirakan kebutuhan daya ke depan sehingga akan terjadi keselarasan antara Power Demand dengan Power Supply. Salah satu pendekatan yang dapat dilakukan adalah dengan menghitung kebutuhan daya di setiap fasilitas pada Heavy Oil Operation Unit serta jumlah fluida sebagai beban motor listrik yang digunakan.Pada makalah ini akan dipaparkan mengenai analisa kebutuhan listrik yang sudah ada serta melakukan metode pendekatan yang nantinya dapat dijadikan referensi untuk penentuan besar daya listrik yang disalurkan ke Heavy Oil Operation Unit untuk beberapa tahun ke depan.
Kata Kunci : Energy Management, Heavy Oil Operation Unit, Analisa dan Perkiraan Kebutuhan Daya 1. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Kebutuhan sumber daya fosil berupa minyak semakin hari semakin meningkat. Di sisi lain cadangan minyak di perut bumi semakin menepis. Untuk itu PT Chevron Pacific Indonesia sebagai salah satu perusahaan pertambangan minyak terbesar di Indonesia terus mengupayakan agar produksi minyak ini tetap terjaga khusunya pada Heavy Oil
Operation Unit yang merupakan penyumbang
minyak berat terbesar di Sumatera Operation, PT Chevron Pacific Indonesia.
Dengan demikian perlu dilakukan tindakan-tindakan strategis seperti pembukaan lahan baru sehingga produksi minyak tetap terjaga. Progam-progam tersebut tentu melibatkan banyak aspek salah satunya adalah mengenai pasokan listrik yang ada.
Power Supply harus sesuai dengan Power Demand
sehingga terciptalah Energy Management yang baik. Melihat pentingnya kebutuhan listrik dalam proses produksi maka perlu dilakukan analisa dan perkiraan kebutuhan daya ke depan dengan melihat faktor-faktor yang mempengaruhinya.
Setidaknya ada dua faktor yang sangat mempengaruhi besar konsumsi daya pada Heavy Oil
Operation Unit, yaitu banyaknya fluida yang
diproduksi dan banyaknya fasilitas yang digunakan. Untuk itu dibuatlah sebuah analisa dan perkiraan kebutuhan daya berdasarkan pendekatan jumlah fluida dan penambahan fasilitas pada Heavy Oil
Operation Unit, Sumatera Operation, PT Chevron
Pacific Indonesia.
1.2 Tujuan
Tujuan dari Kerja Praktek di PT Chevron Pacific Indonesia adalah :
a. Mengetahui proses produksi minyak mentah pada Heavy Oil Operation
Unit.
b. Mengetahui besar kebutuhan daya listrik hingga Agustus 2021 pada
Heavy Oil Operation Unit.
1.3 Pembatasan Masalah
Adapun batasan masalah dalam laporan ini yaitu sebagai berikut:
a. Ruang lingkup pembahasan hanya meliputi Heavy Oil Operation Unit.
b. Hanya menganalisa dan
memperkirakan kebutuhan daya listrik ke depan tanpa menganalisa tindakan yang dilakukan setelah adanya ramalan kebutuhan daya.
c. Perkiraan Daya listrik dilakukan dari Januari 2009 sampai Agustus 2021. 2. HEAVY OIL OPERATION UNIT 2.1 Proses Produksi Heavy Oil
Heavy Oil Operation Unit merupakan
keseluruhan system pada Heavy Oil mulai dari proses produksi hingga didapatkan minyak mentah yang disalurkan ke Dumai serta pengolahan air yang nantinya kembali di-inject kembali ke tanah dalam bentuk uap.
Proses produksi diawali dengan pengaturan heat management dimana Heat
yang akan dialirkan ke dalam reservoir untuk mengoptimalisasi panas yang dibutuhkan oleh proses produksi.
Berikut skema kerja pada Heavy Oil Operation Unit
Gambar 1 Skema Heavy Oil Operation Unit Minyak mentah untuk pertama kali diangkat adalah sebagai fluida. Dimana minyak mentah bercampur dengan komponen fluida yang lain yaitu gas, air dan pasir. Kemudian gas akan dipisahkan dan terbentuklah liquid dengan komponen penyusun minyak mentah, air dan pasir.
Liquid kembali akan diproses sehingga dapat
dipisahkan antara minyak mentah, air dan pasir. Minyak mentah akan langsung dikirim ke Dumai sementara air akan diubah ke bentuk uap dan diinjek lagi ke tanah serta pasir akan dikumpulkan pada
Plant bernama Sand Removal Plant.
2.2 Fasilitas pada Heavy Oil Operation Unit Dalam keseluruhan prosos Heavy Oil Operation Unit dibutuhkan fasilitas atau perangkat yang lebih kompleks dan terbagi ke dalam satuan kerja masing-masing. Setiap Plant memiliki fungsi khusus dimulai dengan sumur produksi sebagai proses pengangkatan fluida hingga Steam Station sebagai penghasil uap yang nantinya akan di-injectkan ke tanah.
2.2.1 Producer Unit
Secara garis besar, minyak mentah yang mengandung air, gas dan pasir diangkat dari sumur produksi menggunakan pompa seperti pumping unit
dan dibantu oleh injeksi uap yang bertujuan mengurangi viskositas minyak sehingga menjadi lebih encer dan mudah diangkat. Setelah diangkat minyak disalurkan melalui pipa produksi menuju
Well Test Station untuk di tes atau langsung
disalurkan ke stasiun pengumpul yang disebut dengan Central Gathering Station (CGS).
Pumping unit merupakan elemen utama dalam
unit producer dimana digunakan berbagai jenis
pumping unit, seperti Sucker-Rod Pump (Pompa
angguk) dan Submersible Pump. Pada Sucker-Rod Pump digunakan pula berbagai jenis motor berdasarkan tipe maupun kapasitas dayanya.
Gambar 2 Pumping Unit
2.2.2 Well Test Station
Well Test station merupakan station antara
sumur produksi dengan CGS di mana pengetesan sumur produksi dilakukan. Tujuan dari pengetesan ini untuk mengevaluasi kuantitas fluida dan performance dari sumur secara berkelanjutan sejak sumur berproduksi. Selain itu, Well Test juga berfungsi untuk mengecek produksi individual tiap sumur, sehingga semua fasilitas lain seperti CVC, CGS, dll dapat mengetahui sebab saat terjadinya penurunan produksi.
Ada 2 macam pengetesan sumur yang dilakukan di Duri, yaitu Manual Well Test dan Automatic Well Test.
2.2.2 Casing Vapor Collection (CVC)
CVC merupakan suatu unit produksi yang umumnya terletak di test station yang berfungsi mengumpulkan fluida yang tersalurkan melalui casing line sumur produksi dengan jalur pipa sendiri. Di mana dalam CVC ini dilakukan proses pemisahan antara uap cairan gas dan pasir. Semua fluida yang terproduksi dari casing line dialirkan ke dalam
Casing Vapor Collection separator untuk
diproses.
2.2.3 Central Gathering Station (CGS) CGS adalah stasiun pengumpul fluida dari sumur produksi yang akan bergabung untuk dipisahkan minyak dan airnya. Fluida yang diproduksi dari sumur melalui pipa produksi dan pipa CVC akan bergabung menuju ke CGS
(Central Gathering Station). Di CGS fluida
tersebut akan di proses sebelum disalurkan ke Dumai untuk dijual.
Proses-proses yang terjadi di CGS meliputi Pengolahan minyak (Oil Treatment Process/OTP).
1. Pengolahan Air (Water Treatment Process/WTP).
2. Slop Oil Plant dan Foul Fluid Production.
3. Condensate Treatment Facilities.
2.2.3 Steam Station
Metode peningkatan produksi minyak yang dilakukan di lapangan Duri menggunakan penginjeksian uap (steam flooding). Steam flooding
adalah suatu metode untuk mengurangi viskositas minyak berat. Panas dari injeksi uap mengurangi viskositas minyak saat uap mendorong minyak dari sumur injektor ke sumur produksi. Steam flooding
adalah suatu metode peningkatan perolehan (tertiary
recovery).
Untuk memenuhi kebutuhan akan uap panas (steam) ini, diperlukan suatu sistem pembangkit uap (steam generator). Steam generator menghasilkan uap panas yang dibutuhkan untuk proses produksi. Uap panas yang dihasilkan akan diinjeksikan ke dalam sumur injeksi (well injector).
2.3 Produksi Fluida
Produksi fluida sangat dipengaruhi oleh ketersediaan minyak pada recervoir. Kecenderungannya pun semakin hari minyak pada recervoir akan semakin menipis.
Jumlah fluida tidak selamanya berbanding lurus dengan jumlah produksi minyak yang didapatkan. Terkadang kandungan air pada fluida sangatlah besar. Sehingga ketika diproses lebih lanjut hasil minyak yang didapatkan tidak begitu signifikan.
Berikut prediksi cadangan minyak berupa fluida pada Heavy Oil Operation Unit hingga Agustus 2021.
Gambar 3 Produksi Fluida(Januari 2009-Agustus 2021)
3. ANALISA DAN PERKIRAAN KEBUTUHAN DAYA PADA HEAVY OIL OPERATION UNIT 3.1Penggunaan Daya saat ini
Berdasarkan data penggunaan daya aktual di
Heavy Oil pada periode bulan Januari 2009 -
Agustus 2013, didapatkan nilainya rata-rata konsumsi daya per bulannya sangat fluktuatif.
Hal ini terjadi karena konsumsi daya pada bagian produksi di Duri Field maupun Kulin juga naik turun. Adapun penyebab naik turunnya kebutuhan daya ini
antara lain karena adanya sumur yang dimatikan karena sudah tidak memproduksi lagi, ataupun penambahan fasilitas tiap tahunnya sebagai pelaksanaan dari Well
Program di Operating Engineering.
Berdasarkan data produksi di Duri Field
dan Kulin, dapat disajikan grafik konsumsi daya di Heavy Oil pada setiap bulannya, yakni:
Gambar 4 Grafik Kebutuhan Daya Aktual (KW) periode Januari 2009 – Agustus 2013
3.2 Metode Forecast
Pada forecast berdasarkan Fluid dan
Facilities ini, perkiraan kebutuhan daya
diperoleh dengan memperhitungkan aspek fluida dan fasilitas, dimana hal ini menjadi suatu faktor yang digunakan sebagai basis dalam metode forecast ini. Berikut tahapan dari proses forecast ini :
a.Menentukan besarnya fluida yang diangkat di tiap well.
Pada metode forecast ini, kita menghitung beban rata-rata yang ditanggung tiap well. Nilai tersebut diperoleh dari membagi jumlah fluida dengan jumlah well
yang ada pada bulan tersebut. Contoh:
Pada bulan Januari 2009, Fluida = 1.237.632,86 Barrel Jumlah Sumur = 3.781
Maka didapat nilai fluida yang ditanggung tiap well adalah
F/W = Fluid / Well
= 1.237.632,86 / 3.781 = 327,35 Barrel
b.Menentukan klasifikasi arus per motor. Arus motor didapat dari perhitungan berdasarkan rumus orde dua yang diperoleh dari pendekatan hasil pengukuran lapangan 0 200,000 400,000 600,000 800,000 1,000,000 1,200,000 1,400,000 1,600,000 Ja n -09 Ju n -09 Nov -09 A p r-10 Se p -10 Fe b -11 Ju l-11 D ec -11 M ay -12 O ct -12 M ar -13 A u g-13 Ja n -14 Ju n -14 Nov -14 A p r-15 Se p -15 Fe b -16 Ju l-16 D ec -16 M ay -17 O ct -17 M ar -18 A u g-18 Ja n -19 Ju n -19 Nov -19 A p r-20 Se p -20 Fe b -21 Ju l-21 Ba rr e l Bulan Jumlah Fluida 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 Ja n -09 A pr -09 Ju l-09 Oc t-09 Ja n -10 A pr -10 Ju l-10 Oc t-10 Ja n -11 A pr -11 Ju l-11 Oc t-11 Ja n -12 A pr -12 Ju l-12 Oc t-12 Ja n -13 A pr -13 Ju l-13 Pow e r (K W) Month
POWER CONSUMPTION ACTUAL (KW) in Jan 2009-Aug 2013
pada 10 sumur yang diukur secara acak di area 4, Duri Field.
Berikut ini adalah data pengukuran lapangan: Untuk motor 30 HP:
Tabel 4.9 Hasil Pengukuran Lapangan untuk Motor 30 HP
No. Location Fluid (Barrel)
Current Draw (A)
1 4P-76B 25.2 14.6 2 4P-75A 82.8 21.2 3 4P-44B 184.8 22.3 4 4P-72A 240 20.5 5 4N-73D 424.8 19.6 6 4P-36A 1888.8 30.2
Dari tabel diatas, dapat dibuat grafik dan dapat dilakukan pendekatan untuk menentukan persamaan arus yang digunakan sebagai dasar klasifikasi, yakni:
Gambar 5 Grafik Pengukuran Motor 30 HP
Dari grafik tersebut, terlihat nilainya sangat tidak linier. Sehingga sulit untuk dilihat bagaimana hubungan antara fluida dan arus tarikan motor. Oleh karena itu dilakukan pendekatan secara polynomial, sehingga dihasilkan garis yang lurus naik dengan persamaannya yaitu:
𝒚 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟏𝒙𝟐+ 𝟎, 𝟎𝟎𝟖𝟕𝒙 + 𝟏𝟖, 𝟎𝟒𝟖
Dimana x adalah nilai fluid/well.
Maka, bila kita masukkan nilai
fluid/well pada
bulan Januari 2009 (x = 327,35 barrel) diperoleh
hasil sebagai berikut:
y = 0,000001x2 + 0,0087x + 18,048
= 0,000001(327,35)2 + 0,0087(327,35) + 18,048
= 19,82 Ampere
Untuk motor 20 HP:
Tabel 4.10 Hasil Pengukuran Lapangan untuk Motor 20 HP
No. Location Fluid (Barrel)
Current Draw (A)
1 4P-76A 244.8 13.6
2 4P-76C 752.4 18.6
Dari tabel diatas, dapat dibuat grafik dan dapat dilakukan pendekatan untuk menentukan persamaan arus yang digunakan sebagai dasar klasifikasi, yakni:
Gambar 6 Grafik Pengukuran Motor 20 HP
Dari grafik tersebut, terlihat nilainya linier. Dari data tersebut kita bisa menarik rumus persamaan untuk menentukan arus pada motor 20 HP, yakni:
𝒚 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟗𝟗𝒙 + 𝟏𝟏, 𝟏𝟖𝟗 Dimana x adalah nilai fluid/well.
Maka, bila kita masukkan nilai fluid/well
pada bulan Januari 2009 (x = 327,35 barrel) diperoleh hasil sebagai berikut:
y = 0,0099x + 11,189 = 0,0099(327,35)+ 11,189 = 14,13 Ampere
c.Menghitung penggunaan daya di tiap well dan konsumsi daya total pada producer. Setelah didapat nilai arus, kita bisa menghitung daya di tiap motor pada sumur produksi, dengan asumsi bahwa 50% sumur produksi menggunakan motor 20 HP dan 50% menggunakan motor 30 HP. Asumsi tersebut dapat dijabarkan dalam perhitungan sebagai berikut:
y = -1E-06x
2+ 0.0087x + 18.048
0 5 10 15 20 25 30 35 0 500 1000 1500 2000 C u rr e n t D raw ( A ) Fluid (barrel)y = 0.009x + 11.18
0 5 10 15 20 0 200 400 600 800 C ur re nt D raw (A ) Fluid (Barrel)𝑷𝒖𝒔𝒂𝒈𝒆
= (𝟎, 𝟓 . 𝟑 . 𝑽 . 𝑰𝟐𝟎 𝑯𝑷 . 𝐜𝐨𝐬ɸ . 𝒆𝒇𝒇)
+ (𝟎, 𝟓 . 𝟑 . 𝑽 . 𝑰𝟑𝟎 𝑯𝑷 . 𝐜𝐨𝐬ɸ . 𝒆𝒇𝒇)
Dimana, Pusage = Daya per well
V = Tegangan input (V) I20HP = Arus 20 HP (A)
I30HP = Arus 30 HP (A)
cos ɸ = Faktor daya eff = Efisiensi Contoh perhitungan: Pada bulan Januari 2009,
Pusage = (0,5 . 3 . V . I20HP . cos ɸ . eff) +
(0,5 . 3 . V . I30HP . cos ɸ . eff)
= (0,5 . 3 . 460 . 14,13 . 0,89 . 0,85) + (0,5 . 3 . 460 . 19,82 . 0,89 . 0,85) = 10.231,31 W
= 10,23 KW
Maka untuk daya total producer pada bulan Januari didapat dengan mengalikan nilai Pusage
dengan jumlah sumur pada bulan tersebut, yakni: Pproducer = Pusage . WellCount
= 10,23 . 3781 = 38.682 KW d.Menghitung Total Power Consumption.
Nilai Total Power Consumption diperoleh dengan menjumlahkan semua daya pada fasilitas yang menggunakan listrik, seperti Producer, AWT-MWT, CVC, CGS, dan Steam Station. Berdasarkan data bulan Januari 2009, maka diperoleh nilai Total
Power Consumption adalah sebagai berikut:
P
total= P
Producer+ P
AWT-MWT+ P
CVC+ P
CGS+
P
Steam Station= 38.682 + 3118,46 + 19.885,26 + 18.992,93 + 17.053,74
= 97.732,41 KW e.Menentukan faktor pengali.
Nilai faktor pengali digunakan untuk mendapatkan nilai daya forecast. Faktor pengali diperoleh dari perbandingan antara daya aktual dengan Total Power Consumption, atau dapat diekspresikan dengan rumus:
𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑎𝑙𝑖 = 𝑃𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
Sebagai contoh, pada bulan Januari 2009: faktor pengali = Pactual / Ptotal
= 58.277,89 / 97.732,41 = 0,60
Dengan cara yang sama hingga bulan Agustus 2013, maka kita bisa mendapatkan faktor pengali rata-rata dari bulan Januari 2009 hingga bulan Agustus 2013 adalah 0,54. Faktor inilah yang digunakan untuk mendapatkan nilai daya forecast
berdasarkan fluida dan fasilitas.
f.Menghitung nilai daya forecast.
Faktor pengali yang sudah didapat digunakan untuk menghitung daya forecast
berdasarkan faktor fluida dan fasilitas, dan dapat diekspresikan dengan rumus sebagai berikut:
𝑃𝑓𝑜𝑟𝑒𝑐𝑎𝑠𝑡
= 𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑎𝑙𝑖 𝑟𝑎𝑡𝑎 𝑟𝑎𝑡𝑎 . 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
Contoh perhitungan pada bulan Januari 2009:
Pforecast = faktor pengali rata-rata . Ptotal
= 0,54 . 97.732,41 = 52.931,54 KW 3.3 Hasil Forecast
Dari pendekatan yang dilakukan, didapatkan ramalan kebutuhan daya pada
Heavy Oil Operation Unit sebagai berikut :
Gambar 7 Forecast kebutuhan daya Heavy Oil Operation Unit (Jan 09-Aug 21)
Grafik di atas menunjukkan kecenderungan peningkatan kebutuhan daya dari Januari 2009 hingga Maret 2017 dan akan cenderung stabil hingga Agustus 2021.
Meskipun fasilitas terus ditambah, namun fluida yang diangkat pada unit producer semakin sedikit. Sehingga bila kedua factor digabungkan maka akan mendapatkan nilai konsumsi daya yang relative stabil.
Penurunan nilai pada tengah tahun 2017 dan tengah tahun 2018 adalah imbas dari proyek konsolidasi dimana dilakukan pengurangan jumlah fasilitas yang berakibat turunnya konsumsi daya pada Heavy Oil Operation
Unit.
Berdasarkan jumlah konsumsi daya dari Januari 2009 hingga saat ini (Agustus 2013) dapat dibandingkan antara forecast dengan
power actual yang ada sesuai grafik berikut :
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 Jan -09 Au g-09 M ar -10 Ok t-10 M ei -11 D es -11 Ju l-12 Feb -13 Sep -13 Ap r-14 Nov -14 Ju n -15 Jan -16 Au g-16 M ar -17 Oct -17 M ay -18 D ec -18 Ju l-19 Feb -20 Sep -20 Ap r-21 P O WE R (KW ) MONTH
POWER CONSUMPTION FORECAST BASED ON FLUID AND FACILITIES HEAVY OIL OPERATION UNIT (JAN 2009 - AUG 2021)
Gambar 7 Perbandingan Forecast dengan power actual
Power actual sulit dipakai sebagai acuan karena nilainya yang cenderung fluktutif. Namun, jika dilihat sebagai sebuah trendline maka kecenderungan power actual adalah naik. Hal ini juga terlihat pada power forecast dimana kebutuhan daya akan naik dari tiap tahunnya.
VI.PENUTUP 4.1 Kesimpulan
1. Manajemen energi adalah proses perencanaan serta operasi dari unit produksi yang mengkonsumsi energi dengan tujuan untuk konservasi sumber daya perlindungan iklim dan penghematan biaya produksi.
2. Heavy Oil Operation Unit merupakan
keseluruhan system pada Heavy Oil mulai dari proses produksi hingga didapatkan minyak mentah yang disalurkan ke Dumai serta pengolahan air yang nantinya kembali di-inject kembali ke tanah dalam bentuk uap. 3. Skema kerja dari Heavy Oil Operation Unit meliputi Producer Unit, AWT&MWT, CVC, CGS, SS.
4. Forecast kebutuhan daya pada Heavy Oil
Operation PT. Chevron Pacific Indonesia adalah
salah satu bentuk manajemen energi dimana koordinasi energi listrik dapat disinergikan antara Power Demand dengan Power Supply.
5. Forecast kebutuhan daya Heavy Oil Operation
dapat dilakukan dengan menggabungkan antara pendekatan jumlah fluida dan juga penambahan fasilitas.
6. Berdasarkan hasil forecast, kebutuhan daya pada Heavy Oil Oeration Unit akan cenderung naik pada peride Januari 2009 – Agustus 2021.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Karrasik, J. Igor and Roy Carter. 1960.
Centrifugal Pumps, Selection, Operation, and
Maintenance. New York : McGraw-Hill.
[2] Mustaqim, Hanif. 2012. Condition Monitoring Turbin Gas di Central Gas Turbin – Power Generation & Trannsmission Duri.
Duri : PT CPI
[3] Ngawir, Wendy. 2011. Critical Surface Facility Monitoring“Test Station 6 Ne” Di Pt.
Chevron Pacific Indonesia. Duri : PT. CPI
[4] Team O&TC-Human Resources. 2004. Dasar-dasar Keselamatan & Operasi. Duri : PT. Caltex Pacific Indonesia.
[5] Wildi, Theodore. 2002. Electrical
Machines, Drives, and Power Systes. Ohio :
Prentice Hall.
[6] http://www.chevron.com/
[7] http://www.yaskawa.com/site/Home.
nsf/home/home.html
BIODATA
Rismanto Arif Nugroho
21060110120028
Dilahirkan di Kabupaten Semarang, pada tanggal 11 Februari 1992. Riwayat pendidikan: SD Negeri Kleppu 04, SMP N 1 Ungaran, SMA N 1 Salatiga. Penulis melanjutkan studi di Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro Semarang, Konsentrasi Ketenagaan dan sampai saat ini masih menempuh pendidikan Strata-1 (S-1).
Mengetahui, Dosen Pembimbing
Agung Nugroho, Ir. Mkom NIP. NIP. 195901051987031002 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 Jan -09 Au g-… M ar -… Ok t-10 M ei -… D es -… Ju l-12 Feb -13 Sep -13 Ap r-14 Nov -… Ju n -15 Jan -16 Au g-… M ar -… Oct -17 M ay -… D ec -… Ju l-19 Feb -20 Sep -20 Ap r-21 P O WE R (KW ) MONTH
POWER CONSUMPTION FORECAST BASED ON FLUID AND FACILITIES HEAVY OIL OPERATION UNIT (JAN 2009 - AUG 2021)
