Here is a Video Profile of Engineering Physics, Institut Teknologi Bandung, Indonesia ,
that i made in collaboration with Ray Pandhudita (DKV00), GaneshaTV ITB and fellows in HMFT ITB.
Producing Periode was between middle of odd semester 2003 until early of even semester 2004.
Sekedar ikut mempopulerkan Open Source Software CFD simulation OpenFOAM
Software ini pertama kali di kembangkan sekitar akhir 1980 di Imperial College London, UK. Awalnya menggunakan bahasa pemrograman FORTRAN dan kemudian beralih ke C++ sampai saat ini.
Kencangnya penggunaan dan pengembangan OpenFOAM dapat ditandai oleh diajarkannya penggunaan software ini di beberapa universitas terkenal, seperti :
Imperial College London
Chalmers University of Technology
Massachusetts Institute of Technology
Mulanya, OpenFOAM dikembangkan berbasis UNIX operating system, menyusul tersedia untuk digunakan dalam LINUX dan kemudian menjadi populer perkembangannya di atas operating system ini.
Kecenderungan permintaan user2 baru yang tidak familiar dengan LINUX, mendorong beberapa programmer OpenFOAM memodifikasi software sehingga dapat digunakan di atas Windows dan MacOSX (masih dengan kemampuan terbatas).
Beberapa fitur yang telah dimiliki adalah sebagai berikut :
SOLVERS
Creating solvers
Standard solvers:
’Basic’ CFD
Incompressible flows
Compressible flows
Multiphase flows
DNS and LES
Combustion
Heat transfer
Electromagnetics
Solid dynamics
Finance
UTILITIES
Pre-processing
The FoamX case manager
Other pre-processing utilities
Post-processing
The paraFoam post-processor
Third-party post-processing
Other post-processing utilities
Mesh processing
Mesh generation
Mesh converters
Mesh manipulation
LIBRARIES
Model libraries
Turbulence
Large-eddy simulation (LES)
Transport models
Thermophysical models
Lagrangian particle tracking
Chemical kinetics
Other features
Linear system solvers
ODE system solvers
Parallel computing
Mesh motion
Numerical method
Ada baiknya Indonesia turut meramaikan penggunaan dan pengembangan software ini di lembaga-lembaga penelitian ataupun Universitas, selain karena termasuk unik juga karena gratis jika dibandingkan dengan memakai software CFD komersial dengan biaya license nya mencapai $10.000 pertahun bahkan lebih.
Berikut beberapa link tambahan yang berguna untuk mendownload dan mengawali penggunaaan OpenFOAM :
Wikipedia : http://en.wikipedia.org/wiki/OpenFOAM
Former Official Website : http://foamcfd.org/
Download Software : http://www.opencfd.co.uk/openfoam/download.html
Forum Diskusi : http://www.cfd-online.com/Forums/openfoam/
PhD CFD Course : http://www.tfd.chalmers.se/~hani/kurser/OS_CFD_2007/
http://www.tfd.chalmers.se/~hani/kurser/OS_CFD_2008/
Running on Windows Platform by using VMware : http://www.aaue. dk/~rogn/ OpenFOAM- ERFA/software. php
User Guide 1.5 : http://foam.sourceforge.net/doc/Guides-a4/UserGuide.pdf
Programmer Guide 1.5 : http://foam.sourceforge.net/doc/Guides-a4/ProgrammersGuide.pdf
OpenSource CAD-CAE : http://www.salome-platform.org/home/presentation/overview/
Jika kesulitan dalam menginstall, silakan memberikan komentar di bawah, untuk di pandu.
Selamat mencoba 
Calon mitra Pertamina sisakan 4 perusahaan
Cetak
DENHAAG, Belanda: Indonesia ingin Shell tidak hanya bertindak selaku participating interest dalam pengelolaan blok migas Natuna D-Alpha, tetapi juga masuk bisnis pengolahan dengan memindahkan fasilitas refinery-nya dari Singapura ke Batam.
Wapres Jusuf Kalla mengatakan Perdana Menteri Belanda Jan Peter Balkenende menyampaikan concern dan mendukung Royal Dutch Shell Plc, perusahaan Belanda, dalam keterlibatan terhadap proyek gas di Natuna itu.
“[PM mengatakan] Shell punya keahlian. Oke, saya bilang Pertamina sendiri sudah melakukan pertemuan-pertemuan, dan [PM mengatakan] mereka siap,” ujar Kalla Sabtu.
Wapres mengungkapkan hal itu selepas pertemuan dengan Balkenende di Catshuis, kediaman resmi perdana menteri Belanda.
Selain bertemu dengan PM Belanda, Kalla juga menghadiri jamuan makan malam dengan Menteri Ekonomi Maria van Hoeven dan sejumlah CEO perusahaan Belanda.
Blok Natuna D-Alpha, yang semula kontraknya dipegang oleh ExxonMobil Corp., kaya cadangan gas, yang diperkirakan memiliki kandungan hingga 46 triliun kaki kubik. Kandungan gas ini merupakan yang terbesar di kawasan Asia saat ini.
Menurut Kalla, saat ini-selain ExxonMobil-Shell dan dua perusahaan minyak lainnya masuk daftar pendek yang mungkin akan dipilih mendampingi Pertamina dalam pengelolaan blok itu.
Pemerintah, menurut Kalla, minta agar pengelolaan Natuna dilakukan secara terpadu, mulai dari proses eksplorasi di hulu, pengolahan (refinery), dan distribusi. Indonesia berkeinginan agar pengelolaan Natuna berbeda, sehingga Pertamina menjadi perusahaan kelas dunia. “Pertamina harus [dengan share] paling besar.”
Permintaan Wapres itu mendapat respons positif dari CEO Royal Dutch Shell Van der Ver. “Kami siap masuk ke refinery itu.”
Kalla menambahkan Shell akan mempelajari undangan Indonesia untuk masuk ke bisnis kilang migas. “Perusahaan itu sudah memiliki pengalaman di hilir, distribusi BBM,” katanya setelah mengunjungi pelabuhan Rotterdam, kemarin.
Pertamina baru-baru ini ditetapkan sebagai pengendali atau kontraktor tunggal blok itu setelah perusahaan Amerika Serikat, ExxonMobil Corp., gagal melaksanakan kontrak sebelumnya.
BUMN itu dapat menandatangani kontrak Natuna dengan pemerintah dan setelah itu memilih mitra yang sesuai. Selain Shell, sejumlah perusahaan multinasional berminat menjadi mitra Pertamina, antara lain StatOil, PetroChina, dan Exxon selaku pemegang kontrak lama.
Terobosan & nilai tambah
Kepala BKPM M. Lutfi, yang mendampingi Wapres dalam pertemuan dengan PM Balkenende, menyampaikan keinginan Jakarta agar Shell memberikan nilai tambah dan terobosan baru di Natuna.
“Kalau cuma partisipasi [di Natuna], tidak ada sesuatu yang baru [bagi Shell] dibandingkan dengan Exxon, dan perusahaan yang masuk shortlisted lainnya.”
Lutfi, atas izin Wapres, mengatakan kepada PM bahwa bagi Indonesia akan lebih menarik jika Shell mau memindahkan fasilitas refinery minyaknya di Singapura ke Indonesia, sebagai bagian dari kemitraan tersebut.
“Saya kemukakan bahwa kita punya kawasan ekonomi khusus, dan jaraknya hanya 20 kilometer dari Singapura,” katanya merujuk Batam.
PM Balkenende, menurut Lutfi, berjanji akan menyampaikan permintaan Indonesia itu kepada Shell. “Ini bagian dari komitmen kita, menjual tidak hanya barang [minyak] mentah, tetapi juga setengah jadi. Kalau Shell mau, ini terobosan baru,” tutur Lutfi.
Dia memberikan ilustrasi, untuk fasilitas refinery yang dapat menghasilkan minyak olahan sekitar 330 juta barel per hari saja, akan menciptakan sekitar 930.000 lapangan kerja, dengan investasi sekitar US$5 miliar.
Pengelolaan proyek Natuna D-Alpha diperkirakan menelan biaya US$30 miliar, karena membutuhkan teknologi canggih. Pertamina memerlukan mitra yang menguasai teknologi pemisahan CO2 dari gas di Natuna D-Alpha, yang mengandung kadar karbon dioksida hingga 70%.
Kalla melanjutkan pemerintah tidak ingin sumber daya alam Indonesia hanya berada dalam satu keranjang. Oleh karena itu, Indonesia seharusnya tidak hanya bermitra dengan mitra tertentu supaya dapat memperoleh manfaat lebih besar dan punya perbandingan dalam hal teknologi.
Oleh karena itu, katanya, Indonesia menginginkan pengelolaan Natuna D-Alpha bisa menggandeng mitra dari Eropa.
Menurut Ketua Kadin Indonesia Komite Amerika Serikat Sofjan Wanandi, saat bertemu Wapres di Washington pada 5 Februari lalu, eksekutif Exxon sama sekali tidak menyinggung soal Natuna D-Alpha.
Bagi Exxon, kontraknya di Blok Natuna D-Alpha sebenarnya masih menyisakan persoalan karena perpanjangan kontrak baru berakhir 2009.
Pemerintah sendiri berkukuh tidak pernah memberikan perpanjangan kontrak terhadap perusahaan migas asal AS itu setelah berakhir pada 2005.
Ketika itu, kata Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Purnomo Yusgiantoro dalam berbagai kesempatan, bahkan telah memberikan kesempatan kepada Exxon mengembangkan blok itu.
Sofjan menjelaskan Exxon ingin meningkatkan kapasitas produksi di Blok Cepu menjadi 30.000 barel per hari dari 10.000 barel per hari. “Exxon minta izin meningkatkan kapasitas storage pada off shore di Cepu [Banyu Urip],” ujarnya. (arief.budisusilo@ bisnis.co.id)
LOS ANGELES, Jan. 26 — The cost of a proposed floating LNG plant in Indonesia’s Timor Sea would be around $10 billion-about half an earlier government estimate-due to lower infrastructure costs, according to Inpex Holdings Inc., the project’s developer. “We expect [a figure of] around $10 billion,” said Shunichiro Sugaya, Inpex senior general manager of the Masela project, explaining that the price of steel is going down with the price of oil and that “reflects the lower price, lower capex (capital expenditure) .” Earlier this month, Indonesia tentatively agreed to Inpex’s proposal for the construction of a floating LNG plant, intended primarily for use at Abadi natural gas field in the Timor Sea. “In principle we have agreed to [the] Inpex proposal, but we are still evaluating the economic value of the project,” said Evita Legowo, director general of oil and gas at the Indonesian energy ministry (OGJ Online, Jan. 11, 2009).
Snøvhit, the world’s first all-electric LNG plant, was shipped from Spain to northern Norway.
Inpex Corp. currently is the sole operator of Abadi gas field on the Masela Block in eastern Indonesia, but reports surfaced earlier this month that Royal Dutch Shell was considering taking part in the project. At the time, Inpex said it would not rule out the possibility of inviting companies to take part in the project, but it had not yet held any talks with any company about selling stakes. “Since this is a big project, many people are interested. But we are not looking for partners for the time being,” said Kazuya Honda, Inpex’s public relations group manager. “Partnering with other companies in energy projects is common practice in the industry,” and there is a possibility that “Inpex would partner with somebody if we think it’s necessary to diversify risks,” he added. However Inpex has not decided whether to look for other companies to join the project, according to Sugaya. “We have not yet decided (on) any farm-out policy now,” he said, adding that under the production-sharing contract there is 10% participation for Indonesia and 90% for Inpex. The Japanese firm estimates there is more than 10 tcf of gas reserves in Abadi field, which-if confirmed-would make the project the second-biggest new gas field after the Tangguh project in Papua, which has combined reserves of 14.4 tcf. Inpex plans to construct one LNG train having a capacity of 4.5 million tonnes/year, with production to begin in 2016. Japanese buyers constitute the main market for the LNG, while the Indonesian government also wants some supply for its domestic market, said Sugaya.
Contact Eric Watkins at hippalus@yahoo. com.
http://www.ogj. com/display_ article/351435/ 7/ARTCL/none/ none/Floating- LNG -plant-off-Indonesi a-to-cost- less/?dcmp= OGJ.Daily. Update
“]![Dag Myrestrand) ]](http://www.domain-b.com/environment/images/sleipnerco2_468.jpg "Dag Myrestrand) ]")
[Caption: Carbon dioxide (CO2) is separated from the well stream on the Sleipner T platform . (Photo: Dag Myrestrand)
Norway’s oil giant Statoil that merged last year with Norsk Hydro to form StatoilHydro, has been storing every day nearly 2,800 tonnes of carbon dioxide (CO2) that is removed from natural gas produced on its Sleipner West field in the North Sea every day.
The carbon dioxide is injected and stored in the Utsira formation, contains porous sand rock filled with salt water, rather than being emitted into the atmosphere. This sandstone formation extends over a large area in the Norwegian sector of the North Sea. The facility has been online since 1996, recording a very high regularity.
The company believes that carbon storage under the seabed may be an important tool in the efforts to slow global warming.
StatoilHydro says its research and monitoring of the carbon injection into the Utsira formation show that the greenhouse gas is retained in the formation and that this is an environmentally friendly and safe way of reducing climate gas emissions.
“This is a good carbon capture demonstration project. Sleipner documents that carbon storage is feasible and safe,” says Rolf Håkon Holmboe, head of HSE on the Sleipner field.
“We wish to build on the experience we have gained through 12 years of operations employing carbon capture and storage techniques,” says Sjur Talstad, vice president, Sleipner production.
Used for other discoveries?
The Sleipner organisation is exploring the possibilities of offering other petroleum discoveries in the area the opportunity to process gas, remove CO2 from the gas and store it in the Usira formation.It says the possibility of receiving carbon dioxide from land for injection into the Utsira formation is also being considered.
The EU aims to cut Europe’s carbon emissions by 20 per cent by 2020 and carbon storage may be one of several necessary requirements. A decision by the EU Parliament as to whether, and on what conditions, such storage may be permitted is scheduled for 2008.
CO2 capture is done at Sleipner with a conventional amine process. The company says it was a challenge to design this process compact enough so that it could be placed on an offshore platform in the middle of the North Sea, 250 kilometres from land.
The extra equipment cost for the CO2 compression and the drilling of the CO2 injection well was roughly $100 million. Until now eight million tonnes of CO2 have been stored. The spreading of the CO2 underground has been mapped in various research projects, which were partly financed by the European Union (EU).
In 1990 the Statoil-operated gas condensate field Sleipner Vest in the North Sea was in its planning phase. The natural gas at Sleipner contains naturally around 9 per cent CO2, much higher than customer requirements, and had to be removed first.
In 1991 the Norwegian authorities introduced a CO2 offshore tax aimed at reducing CO2 emissions, which currently is around $50 per tonne. Statoil proposed to remove the CO2 offshore and inject it into a deep geological layer below the Sleipner platform, where the seperated CO2 will be stored, probably thousands of years, says StatoilHydro. This layer contains porous sand rock filled with salt water, and is called the Utsira formation. The CO2 is prevented from seeping into the atmosphere by a 800 metre thick gastight cap rock above this layer.
The Sleipner license partners supported this idea as its implementation meant a reduction in CO2 emissions of nearly one million tonnes per year, which was roughly 3 per cent of the Norwegian CO2 emissions in 1990.
The field became operative in October 1996, making it the the world’s first offshore CO2 capture plant, together with the world’s first CO2 storage project in a geological layer 1000 metres below the sea floor.
Snøhvit field di Barents Sea adalah gas supply LNG Plant pertama di dunia (Liquefied Natural Gas) dengan CO2 capture and storage technology.
Field ini didevelop dengan subsea installation dan dengan panjang 145 km multiphase pipeline mentransport gas ke Melkoya, island facility.
Berlokasi di hammerfest, dimana LNG Plant berada. Dimana gas liquid dibuat dengan mendinginkan sampai dengan minus 163 C sehingga dapat di ekspor ke Europe dan USA menggunakan LNG Tanker.
Snøhvit
Snøhvit gas mengandung CO2 yang akan membeku pada temperatur yang relatif tinggi dibandingkan dengan natural gas. Oleh karena itu harus di pisahkan sebeluh didinginkan menjadi LNG.
CO2 harus di separasi dari hydrocarbon di early stage dari process agar gas mixture tidak mendingin dan mengganggu process heat transfer dalam process.
145 km pipa lainnya memastikan bahwa CO2 dari liquefaksi plant di kirim kembali ke Snøhvit field. Dimana akan di simpan dalam geological layer yang cocok, Porous Sandstone yang dinamakan Tubåen formation.
Struktur ini berlokasi 2500 meter di bawah sea floor dan di bawah gas bearing layers di utara.
lebih dari 700.000 tonnes dari CO2 tiap tahunnya akan disimpan dengan cara ini.
Studi reservoar terpisah akan dibangun untuk memeriksa bagaimana kelakukan/sifat CO2 di dalam reservoar. Project ini sebagian didanai oleh European Union.
StatoilHydro sebagai operator untuk pembangunan dan operasi di daerah kutub utara ini. Produksi dari Snøhvit di mulai pada Oktober 2007.
sumber : StatoilHydro
Project ke 3 StatoilHydro untuk CO2 injection adalah berlokasi di In Salah Gas Field
Di central Algerian sahara.
Field dioperasikan bersama oleh Sonatrach, BP, dan StatoilHydro.
Baik alasan bisnis dan teknis dari separasi CO2 gas dari natural gas adalah sama dengan di Sleipner.
Separasi adalah dilakukan dengan Amine process.
Sejak tahun 2004, pertahunnya telah di capture dan di simpan sekitar 1,2 million tonnes CO2 di In Salah Field.
CO2 gas disimpan di layer yang sama dengan natural gas, tetapi dalam jarak yang aman.
Cap rocks yang sama yang menjaga narutal gas in place diharapkan juga akan menjaga CO2 gas secara aman tersimpan.
Sebagaimana project serupa yang sedang dilakukan di Mongstad, diharapkan teknologi dan inovasi ini akan bermanfaat untuk carbon capture storage masa depan.
sumber : StatoilHydro
Thermal Power Plant baru yang berlokasi di Mongstad Norway (EVM) akan menjadi energy saving yang sangat besar dalam hubungannya dengan masa depan capture dan storage dari CO2.
Pemerintah Norwegia dan StatoilHydro telah menandatangani perjanjian untuk konstruksi full scale CO2 Capture and Storage di Mongstad.
Di dalam tahap pertama dari konstruksi plant tersebut, akan dapat menangkap 100.000 tons CO2 per tahun. Perencanaan harus selesai bersamaan dengan Heat Power Plant mulai beroperasi di tahun 2010.
Tahap 2 yang diharapkan dari full scale sistem ini adalah kemampuan meng capture CO2 dari Heat Power Plant dan sumber emisi lainnya di dalam atau di luar Mongstad Refinery.
Keputusan final dengan full scale installation size dan type akan diselesaikan di 2012, dan design dan pekerjaan konstruksi akan dilakukan sesudahnya.
Kerjasalam resolusi juga dilakukan pada Lapangan offshore Troll, dimana Mongstad akan menyediakan efisiensi energi yang tinggi.
Menggunakan power yang efektif, power heating ini dapat memperkuat dan pembangunan lebih lanjut Mongstad sebagai pusat industri.
Ketika plant dalam operasi, kemungkinan juga untuk mengambil manfaat dari energy yang tidak terpakai.
Fasilitas produksi energi baru ini akan memiliki fasilitas 280 MW listrik dan 350 MW dalam bentuk heat. Listrik ke lapangan offshore Troll berdasarkan kontrak partner dari Thermal Power Plant akan membakar Natural Gas dari Filed dan Fuel gas dari Refinery, dan sebagai tambahan untuk mensuplai refinery juga dengan power ke Troll A gas Platform dan Kollsnes.
Plant ini akan menjamin long term supply listrik ke Troll. Dimana kebutuhan power meningkat sebagai konsekuensi reservoir pressure drops, dan juga kebutuhan untuk menginstall kapasitas kompressor yang lebih besar untuk mengtransport gas.
Rencana gas pipeline dari Kollsness ke Mongstad adalah bagian dari production dan landing system untuk Troll Field. Pipeline akan mentransport fuel yang digunakan untuk produksi dari listrik ke Troll A dan Kollsnes Plant.
Heating Power Plant di Mongstad akan memperkuat energi balanse dari total power di Norwegia dan menolong kekurangan energi di Bergen region.
Ini akan menjadi sebuah project yang solid, baik bagi industri dan ennvironment.
Peletakan batu pertama telah dilakukan pada mid-january 2007, Heat dan Power Plant direncanakan siap untuk beroperasi di tahun 2010.
Ini akan dibangun, dimiliki dan dioperasikan oleh Danish Power Company , Dong Energy.
Sumber : StatoilHydro
Oleh: Restituta Ajeng Arjanti
Alam menyediakan banyak sumber daya yang bisa diolah menjadi energi alternatif. Gelombang air laut termasuk salah satunya. Memanfaatkan sumber daya alam tersebut, Zamrisyaf, salah satu staf perencanaan PLN di wilayah Sumatera Barat, mengembangkan sebuah pembangkit listrik.
Memanfaatkan Sistem Bandul
Pembangkit listrik yang digagas Zamrisyaf dibuat dengan memanfaatkan tenaga gelombang laut dan sistem bandulan. Rancang bangunnya berbentuk ponton, sampan yang rendah dan lebar, yang ditempatkan mengapung di atas permukaan air laut.
Konsep pembangkit listrik tenaga gelombang laut sistem bandulan (PLTGL-SB) ini sebenarnya sederhana. Gerakan air laut akan menggerakkan ponton sesuai dengan alur dan fluktuasi gelombang air laut. Gerakan ponton akibat fluktuasi gelombang laut itu akan membuat bandul-bandul yang ada di dalamnya ikut bergoyang seperti lonceng. Gerakan bandul tersebut, kata Zamrisyaf, akan ditransmisikan menjadi gerakan putar untuk memutar dinamo. Dari situlah, selanjutnya PLTGL-SB bisa menghasilkan energi listrik.
Idealnya, PLTGL-SB dibangun di perairan yang memiliki potensi gelombang laut. Penempatannya, menurut Zamrisyaf, kurang lebih kurang 500-1000 meter dari bibir pantai. Ia menambahkan, seluruh peralatan penggerak, mulai dari bandul sampai dinamo, dipasang dan ditempatkan di dalam ponton. Dengan begitu, selain ponton, tidak ada satupun peralatan utama yang terkena air laut.
Kelebihan
Pembangkit listrik tenaga gelombang laut dengan sistem bandul ini punya beberapa kelebihan. Yang pertama, teknologinya sangat akrab dan ramah lingkungan. “Di samping tidak menggunakan bahan bakar minyak, dalam penempatan pembangkit ini tak ada lahan yang perlu dimodifikasi. Jadi, tidak merusak lahan,” papar Zamrisyaf. Bahkan, tambahnya, teknologi ini bisa mengatasi abrasi pantai karena energi gelombang laut yang akan menghantam pantai diambil oleh pembangkit untuk dijadikan energi listrik.
Kelebihan lainnya, dibandingkan dengan pembangkit listrik tenaga gelombang laut lainnya yang umum diproduksi di luar negeri, misalnya yang memanfaatkan temperatur, arus, atau tekanan air laut; PLTGL sistem bandulan ini lebih aman dari kemungkinan rusak akibat air laut. Alasannya, tak ada satupun peralatan utamanya yang terkena air laut, kecuali ponton. Karena itulah, kata Zamrisyaf, pembangkit listrik yang menjanjikan kapasitas daya sekitar 500kW per unit ini cocok untuk diterapkan di daerah kepulauan seperti Indonesia.
Terinspirasi Lonceng Kapal
Zamrisyaf mengaku sudah tertarik dengan energi gelombang air lalu sejak akhir tahun 1990. Ceritanya dimulai saat dia, dalam perjalan pulang ke Padang dari kepulauan Mentawai, merasakan gelombang laut mengombang-ambingkan kapal yang ditumpanginya. Saking besarnya gelombang, bahkan ia merasa kesulitan berjalan di atas kapal yang besar itu. “Saya mulai berpikir tentang bagaimana cara dan bentuk teknologi untuk memindahkan energi gelombang laut menjadi energi mekanik untuk pembangkit listrik,” tuturnya.
Penasaran mencari bentuk teknologi yang sesuai, Zamrisyaf sering mengamati perahu-perahu nelayan yang sedang mencari ikan. Ilham akhirnya datang saat dia melakukan perjalanan dari Padang ke Jakarta naik kapal “Lambelu”, pada awal 2000.
“Dalam perjalanan itu, saya mulai mengamati keadaan sekeliling kapal. Akhirnya mata saya tertuju pada lonceng yang ada di depan kapal. Saya tidak tahu untuk apa lonceng itu,” katanya. Keesokan harinya, dari temannya, baru Zamrisyaf tahu apa kegunaan dari lonceng tersebut. “Teman saya bilang, malam itu gelombang cukup besar. Akibat dari gelombang yang besar itu, bunyi lonceng kapal terdengar. Nah, baru saya tahu bahwa lonceng itu untuk menandakan besarnya gelombang. Itulah kira-kira bentuk teknologi yang saya cari,” kisahnya.
Setelah menemukan bentuk teknologinya, Zamrisyaf mulai melakukan penelitian dan uji coba kecil-kecilan. “Peralatan utama yang diperlukan untuk PLTGL sistem bandulan ini, di samping ponton dan bandul juga perlu dilengkapi dengan bevel-gear dan minimal dua buah one-way bearing (untuk satu bevel-gear), dan peralatan pendukung lainnya, seperti pompa dan motor hidrolik,” jelasnya.
Pengembangan
Menurut Zamrisyaf, pengembangan pembangkit listrik ini cukup memakan waktu lantaran terkendala beberapa hal. “Kesulitan bagi saya yang pertama tentu masalah biaya untuk melakukan penelitian dan uji coba, untuk menemukan teknologi yang cocok untuk mengubah energi gelombang laut jadi energi mekanik, terutama untuk listrik,” ungkapnya. Selain itu, tidak banyak orang, termasuk akademisi, atau lembaga yang paham bahwa penelitian dan uji coba itu masih butuh tahapan-tahapan untuk menyempurnakan hasilnya.
Mengenai pengadaan peralatan untuk membangun PLTGL-SB itu, dia mengaku tidak mengalami kesulitan. Hampir 90 persen teknologi untuk mengembangkan pembangkit listrik ini berasal dari dalam negeri.
“Waktu penelitian dan uji coba lanjutan keempat, saya sempat dibantu oleh GM PLN wilayah Sumbar saat itu, Pak Sudirman. Waktu posisi Pak Sudirman digantikan GM yang baru, oleh GM yang baru itu, kelanjutannya diserahkan ke PLN Litbang di Duren Tiga, Jakarta,” kata Zamrisyaf. Saat ditanya apakah penelitiannya ini didukung oleh PLN, dia menjawab, “Sulit bagi saya menjawabnya karena sejak uji coba pertama sampai ketiga saya menggunakan dana pribadi, dan sampai saat ini belum ada tindak lanjut dari PLN.”
Kendati demikian, potensi komersial dari pembangkit listrik ini amat jelas, ungkap Zamrisyaf. “Selain ramah lingkungan dan tidak mempergunakan BBM, potensi energi primernya juga banyak tersedia dan menjanjikan. Selain itu, hampir 90 persen peralatan untuk membangun PLTGL sistem bandul menggunakan konten lokal,” penerima penghargaan 100 Inovasi Indonesia 2008 ini memaparkan. Dia sendiri sudah mematenkan penemuannya ini dan berencana untuk mencari sponsor untuk mengkomersialisasikannya.
Gambar: 100 Inovasi Indonesia
Recent Comments