JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 1

Transkripsi

1 JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 1 Desain Fasilitas Penerima LNG Berdasarkan NFPA 59A, Studi Kasus: PLTG Gilimanuk, PLTG Pemaron, Dan PLTG Pesanggaran Aldrin Dewabrata, Dr. RO Saut Gurning, ST, M.Sc., Ir Dwi Priyanta, MSE Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Sukolilo, Surabaya Indonesia sautg@its.ac.id, priyanta@its.ac.id PLN dan Pertamina berencana mengoperasikan sebuah terminal penerima LNG di Celukan Bawang, Buleleng, Bali untuk menerima dan menyalurkan gas alam menuju PLTG Gilimanuk dengan kapasitas 133 MW, PLTG Pesanggaran dengan kapasitas 200 MW serta PLTG Pemaron dengan kapasitas 97 MW. Secara khusus, penelitian ini akan membahas tentang desain fasilitas penerima LNG di setiap pembangkit listrik di Bali. Pada penelitian ini akan dilakukan penentuan spesifikasi melalui analisa perhitungan, pembuatan process flow diagram (PFD), serta layout desain peletakan dari fasilitas penerima LNG yang meliputi fasilitas unloading, tangki penyimpanan, boil of gas compressor, vaporizer, dan pompa-pompa. Desain fasilitas penerima mengacu pada standar NFPA 59A sesuai dengan kebutuhan dan kondisi pada setiap pembangkit. Desain akan ditampilkan dalam layout 3 dimensi menggunakan software perancangan sketch up. Kemudian, penelitian dilanjutkan dengan optimasi menggunakan Excel Solver untuk pemilihan moda transportasi LNG yang sesuai dengan kebutuhan di setiap pembangkit. Dengan pertimbangan biaya operasional dan investasi yang paling rendah, penelitian ini akan mengoptimasi tipe, kapasitas, dan roundtrip dari setiap armada yang telah ditentukan untuk dapat memenuhi kebutuhan LNG di setiap pembangkit. ekonomis transportasinya dari produksi ke konsumen. Selain itu, LNG juga menawarkan kandungan energi per volume yang lebih besar dibandingkan dengan jenis bahan bakar lain yang bersumber dari gas. Proses awal rantai suplai LNG dimulai dari transportasi gas alam melalui jaringan pipa ke liquefaction plant. LNG yang dihasilkan melalui liquefaction plant disalurkan melalui pipa menuju ke tangki penyimpanan. Saluran pipa maupun tangki penyimpanan harus terisolasi untuk mempertahankan suhu yang rendah sehingga keduanya harus didesain dengan khusus untuk dapat menampung cairan cryogenic. LNG tersebut kemudian diambil dari tangki penyimpanan untuk dimuat ke LNG carrier menuju terminal penerima. Sebelum sampai kepada pengguna, LNG terlebih dahulu diubah menjadi fase gas kembali dalam regasification plant. Rantai pasok LNG pada umumnya tampak pada gambar berikut ini. Kata Kunci AAV, LNG, BOG, Fasilitas Penerima LNG, Regasifikasi, Tangki Penyimpanan LNG, Vaporizer I. PENDAHULUAN Liquified Natural Gas (LNG) merupakan gas alam yang dicairkan setelah melalui proses pendinginan hingga mencapai suhu -162 C (-260 F) pada tekanan 1 atm (Ertl, 2005). Sebelum proses pendinginan dan kondensasi gas alam dilakukan, zat pengotor seperti karbon dioksida, mercury, belerang dan air terlebih dahulu dihilangkan melalui suatu proses penyulingan. Hasil dari proses ini merupakan gas yang tidak berbau dan tidak berwarna, yang terdiri dari hidrokarbon alkana, seperti metana, etana, propana, butana, pentana, dan sedikit nitrogen. Densitas dari LNG adalah sekitar 0,45 atau dengan kata lain berat jenis LNG kurang dari setengah berat jenis air, dengan reduksi volume mencapai 1/600 dibanding dalam bentuk gas (Ertl, 2005). Oleh karena itu, tujuan utama dari pencairan gas alam ke dalam bentuk LNG adalah untuk meningkatkan nilai Gambar. 1. Rantai Pasok LNG (Sumber: Linde, 2012) Pada terminal penerima LNG terdapat sejumlah fasilitas yang harus disediakan untuk menerima dan menangani LNG. Fasilitas tersebut meliputi fasilitas bongkar muat (unloading), tangki penyimpanan LNG, penanganan Boil-off Gas (BOG), pompa LNG, vaporizer sebagai unit regasisikasi, dan sejumlah fasilitas pendukung yang lain. II. METODOLOGI PENELITIAN A. Studi Literatur Mempelajari kajian-kajian yang telah dilakukan sebelumnya

2 JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 2 terkait desain fasilitas penerima LNG, dan informasi aktual kebutuhan LNG di Bali sebagai dasar perancangan. Kemudian, process flow diagram (PFD), spesifikasi dan layout dari sejumlah fasilitas penerima LNG yang telah beroperasi juga akan dikoleksi sebagai data referensi desain. B. Pengumpulan dan Identifikasi Data Data yang dibutuhkan dalam pengerjaan skripsi ini terbagi menjadi dua, yakni data yang diperlukan untuk indentifikasi fasilitas penerima dan data untuk identifikasi moda transportasi LNG. C. Pemodelan dan Pengolahan Data Berdasarkan identifikasi data yang diperoleh, selanjutnya dilakukan perhitungan untuk menentukan parameter-parameter utama dalam memilih spesifikasi fasilitas penerima LNG. Parameter-parameter utama yang harus dihitung sebagai dasar perancangan antara lain; kapasitas fasilitas bongkar muat, volume tangki penyimpanan, boiled of gas rate (BOR), kapasitas kompresor, serta kapasitas pompa dan unit regasifikasi. Perhitungan harus mempertimbangkan kondisi suhu dan tekanan LNG pada cyrogenic. S elanjutnya, dilakukan pemodelan menggunakan gambaran secara deskriptif untuk mendapatkan gambaran awal mengenai alur distribusi dari Receiving Terminal di Celukan Bawang menuju PLTG Gilmanuk, PLTG Pemaron, dan PLTG Pesanggaran. Pengolahan data secara matematis kemudian dilakukan untuk mengetahui berapa besar Total Freight Cost yang dipengaruhi oleh fleet effective day, distance, travel speed, capacity, unloading time, round trip accumulation time, demand, safety stock, fuel consumption, fuel cost, charter rate, port charge, crew cost, dan lain-lain. D. Desain Fasilitas Penerima LNG Pada tahap ini akan desain fasilitas penerima LNG pada PLTG Gilimanuk, PLTG Pemaron, dan PLTG Pesanggaran yang sesuai dengan standar, kebutuhan pembakit, dan kondisi lingkungan pembangkit. Setelah menghitung dan menentukan berapa kebutuhan gas dan safety stock LNG untuk menjaga ketersediaan di setiap pembangkit, selanjutnya dilakukan pemilihan spesifikasi berdasarkan hasil perhitungan parameterparameter utama. Setelah spesifikasi ditentukan, kemudian merancang peletekan fasilitas penerima LNG berdasarkan NFPA 59A - Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG) dan ketersedian lahan di setiap pembangkit. E. Optimasi Solver Optimasi model linear dengan Excel Solver akan digunakan untuk mengoptimasi tipe, kapasitas, dan roundtrip dari setiap armada yang telah ditentukan (truk, kapal, barge) untuk dapat memenuhi kebutuhan LNG di setiap pembangkit dengan pertimbangan biaya operasional dan investasi yang paling rendah. Input pada optimasi ini adalah kebutuhan pemenuhan LNG di masing-masing pembangkit, data spesifikasi truk, kapal, dan barge sebagai opsi moda transportasi, total biaya transportasi dari hasil pengolahan data secara matematis, dan total biaya investasi masing-masing moda transportasi. Batasan atau constraint dalam optimasi ini adalah jumlah truk, kapal, dan barge, voleme tangki penyimpanan LNG, jumlah trip armada, dan kapasitas pengiriman. Variabel keputusan dari optimasi ini meliputi pemilihan tipe, jumlah, dan kapasitas moda transportasi dan banyaknya pengiriman (roundtrip). Dimana objective functionnya adalah total biaya investasi dan transportasi paling paling rendah. dibutuhkan. III. ANALISA DAN PEMBAHASAN A. Perhitungan Kapasitas Tangki Penyimpanan LNG Untuk menentukan kapasitas tangki penyimpanan LNG, sebelumnya harus dihitung berapa kebutuhan LNG berdasarkan kapasitas pembangkit. Dimana, kebutuhan pembangkit dengan steam cycle engine kapasitas 500 MW membutuhkan suplai gas setara 100 M MSCFD (Soegiono, 2006). Sedangkan 100 MMSCFD setara dengan TPY LNG. Sehingga dihasilkan konversi kebutuhan LNG PLTG Gilimanuk seperti pada tabel 1. Kebutuhan Gas = (Kapasitas Pembangkit/500) x 100 = (133,8/500) x 100 = 26,76 MMSCFD Konversi LNG = (Kebutuhan Gas/100) x = (26,78/100) x = TPY Tabel 1. Konversi kebutuhan LNG PLTG Gilimanuk Kapasitas PLTG MW Safety stock 2 Hari Total kebutuhan gas MMSCFD Total kebutuhan LNG TPY Total kebutuhan LNG TPD Total kebutuhan LNG m³/tahun Total kebutuhan LNG m³/hari Total kebutuhan LNG m³/jam Estimasi kapasitas total tangki Ton Estimasi kapasitas total tangki m³ LNG Setelah volume total tangki penyimpanan LNG yang diperlukan diketahui, selanjutnya dapat dilakukan seleksi tipe dan kapasitas tangki penyimpanan. Tabel 2 menjelaskan berapa jumlah tangki dan ringkasan spesifikasi utama tangki yang akan digunakan. Tabel 2. Spesifikasi Tangki Penyimpanan LNG PLTG Gilimanuk Kebutuhan kapasitas penyimpanan m³ Kapasitas per tangki 300 m³ Design pressure 8 bar Design BOG rate 0.08 % Tinggi tangki 28 m Diameter tangki 4.30 m Jumlah tangki 12 Kapasitas total 3600 m³

3 JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 3 B. Perhitungan Kompresor Penanganan BOG Setelah perhitungan desain tangki dilakukan, kemudian dihitung perencanaan penanganan BOG. Perhitungan dilakukan untuk dapat menentukan spesifikasi kompresor yang akan digunakan. Pemilihan kapasitas kompresor ditentukan dari nilai BOG normal rate dalam satuan Nm³/jam. BOG normal rate adalah nilai konversi LNG ke gas, hasil dari perhitungan BOG rate sesuai desain tangki dikalikan volume total penyimpanan LNG. Tabel 3 berikut ini menampilkan perhitungan BOG normal rate. BOG rate Normal rate = BOG rate x volume total LNG = 0,08% x 3600 m³ = 2,79 m³/hari (LNG) = 1675,4 m³/hari (gas) = 69,8 Nm³/jam Tabel 3. Perhitungan BOG normal rate PLTG Gilimanuk BOG rate 0.08 % BOG rate (LNG) 2.79 m³/hari BOG rate (gas) m³/hari BOG normal rate 69.8 Nm³/jam BOG normal rate digunakan sebagai dasar pemilihan spesifikasi kompresor. Tabel 4 menunjukan ringkasan spesifikasi utama kompresor yang akan digunakan sebagai fasilitas penanganan BOG di PLTG Gilimanuk. Tabel 4. Spesifikasi kompresor penanganan BOG PLTG Gilimanuk Model kompresor TS2/130-E2 Kapasitas 160 Nm³/jam Inlet pressure 1.08 bar Outlet pressure 7 bar Jumlah langkah 2 Putaran 490 RPM Installed power 11 kw C. Perhitungan Kapasitas Unit Regasifikasi Setelah perhitungan tangki dan penanganan BOG, selanjutnya dihitung parameter utama vaporizer sebagai fasilitas utama dalam proses penanganan LNG di terminal penerima. Secara umum terdapat beberapa jenis vaporizer, namun terdapat tiga jenis vaporizer yang paling banyak digunakan yaitu Open Rack Vaporizers (ORV), Submerged Combustion Vaporizers (SCV), dan Ambient Air Vaporizers (AAV). Dalam melakukan seleksi tipe vaporizer, survey ke lokasi PLTG dilakukan untuk menilai beberapa paramet Dari hasil survey, AAV dipilih sebagai unit regasifikasi yang paling sesuai untuk digunakan di fasilitas penerima LNG di PLTG Gilimanuk. Hal tersebut dikarenakan lokasi PLTG yang tidak dikelililngi oleh bangunan tinggi, udara panas sepanjang tahun, dan kapasitas pembangkit yang relatif kecil. Sedangkan ORV tidak dipilih karena adanya batasan Peraturan Gubernur Bali nomor 8 tahun 2007 t entang Baku Mutu Lingkungan Hidup, sehingga penggunaan ORV dikhawatirkan dapat merusak sistem biota laut di sekitar kawasan PLTG. Tabel 5 berikut menampilkan perhitungan dan spesifikasi vaporizer sebagai unit regasifikasi di PLTG Gilimanuk. Untuk memenuhi kebutuhan suplai gas secara kontinyu, dibutuhkan 2 unit vaporizer dengan kapasitas nominal sebesar 2.2 kali kebutuhan gas per jam. Perhitungan tersebut diatur oleh petunjuk spesifikasi teknis vaporizer. Total De-rating time = 20 hari (100% load, 24 jam) De-rating time/unit = 10 hari De-rating factor = 0,47 Nominal capacity = LNG flowrate/de-rating factor = 48,48/0,47 = 103,19 Nm³/jam Tabel 5. Perhitungan kapasitas nominal vaporizer PLTG Gilimanuk Kebutuhan suplai gas m³/jam Waktu operasi 24 Jam/hari Kapasitas nominal Nm³/jam Syarat tekanan 15 bar Berdasarkan hasil perhitungan kapasitas nominal, maka didapatkan spesifikasi vaporizer sebagai berikut. Tabel 6. Spesifikasi vaporizer PLTG Gilimanuk AAV Model SG 70 HF Kapasitas nominal 152 Nm³/jam Connecton size DN 25 Luas permukaan 54 m² Berat 184 Kg Panjang 1210 mm Lebar 900 mm Tinggi 3860 mm Jumlah vaporizer 2 Tekanan 15 bar D. Pemilihan Spesifikasi Pompa Terdapat dua jenis pompa yang digunakan dalam proses perimaan dan penangan LNG di fasilitas penerima. Yaitu low pressure (LP) pump, pompa centrifugal cryogenic dengan tekanan yang lebih rendah untuk mensuplai LNG menuju ke recondenser. Kemudian, high pressure (HP) pump yaitu pompa centrifugal cryogenic dengan tekanan yang lebih tinggi untuk mensuplai LNG dari recondenser menuju unit regasifikasi / vaporizer. Tabel 7 menunjukkan persyaratan kapasitas dan tekanan pompa untuk dapat memenuhi kebutuhan gas ke PLTG Gilimanuk. Spesifikasi pompa terpilih untuk LP pump dan HP pump juga ditampilkan pada tabel tersebut.

4 JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 4 Tabel 7. Spesifikasi pompa LNG PLTG Gilimanuk Kebutuhan kapasitas 48,48 m³/jam Tekanan menuju recondenser 7 bar Tekanan menuju vaporizer 15 bar LP pump model DSM 230 Tipe Centrifugal Kapasitas LP pump 900 l/min Kapasitas LP pump 54 m³/jam Tekanan LP pump 7 bar HP pump model SGM 185 Tipe Centrifugal Kapasitas LP pump 900 l/min Kapasitas LP pump 54 m³.jam Tekanan LP pump 15 bar Gambar 4. Lay Out 3 Dimensi Fasilitas Penerima LNG E. Process Flow Diagram IV. KESIMPULAN/RINGKASAN Saran yang direkomendasikan penulis setelah melakukan seluruh proses pengerjaan tugas akhir ini adalah: 1. Perlu dilakukannya analisa risiko dari desain fasilitas penerima yang telah didesain sebab penimbunan LNG dalam jumlah relatif besar secara vertikal masih belum banyak dijumpai di beberapa fasilitas penerima LNG. 2. Perlu dilakukannya simulasi transportasi LNG dari ORF Celukan Bawang menuju setiap pembangkit listrik di Bali. Simulasi perlu dilakukan untuk dapat memastikan perencanaan transportasi dapat memenuhi kebutuhan LNG di setiap pembangkit secara kontinyu. F. Lay Out Gambar 2. Process Flow Diagram Gambar 3. Lay Out Fasilitas Penerima LNG UCAPAN TERIMA KASIH Tugas akhir ini dapat terselesaikan dengan baik oleh penulis juga atas bantuan dan dukungan dari berbagai pihak. Oleh karenanya penulis mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada: 1. Ayah FX. Denny Hermanto, Ibu Cathrania Rita Kurniati, dan Faradina Srikandini serta semua keluarga yang telah memberikan kasih sayang, dukungan, dan doa. 2. Bapak Dr. RO Saut Gurning, ST. M.Sc. dan Ir Dwi Priyanta, M.SE. selaku dosen pembimbing yang telah mengarahkan dan memberikan banyak masukan selama proses pengerjaan tugas akhir. 3. Bapak Prof. Dr. Ketut Buda Artana ST. M.Sc. dan A.A.B Dinariyana, ST. MES, Ph.D. yang telah memberi banyak perhatian dan masukan selama proses pengerjaan tugas akhir 4. Bapak Dr. Trika Pitana, ST, M.Sc selaku dosen wali. 5. Semua kerabat dan rekan-rekan di Jurusan Teknik Sistem Perkapalan FTK ITS. 6. Semua kerabat dan rekan-rekan di ITS Media Center dan ITS Online.

5 JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 3, No. 1, (2014) ISSN: ( Print) 5 DAFTAR PUSTAKA [1] Afianto,Taufik Small Scale LNG, The Best Suited for Indonesia s Archipelagos. Jakarta: PT Pertamina (persero) Indonesia. [2] Andrieu, Cedric. Small Scale LNG Import Terminal: Not as Simple as a Reduced One: Tractebel Engineering [3] Artana. Soegiono Transportasi LNG Indonesia. Surabaya: Airlangga University Press. [4] Coyle, David A Process and Pump Services in The LNG Industry. Houston, Texas: Fluor. [5] Eisentrout, Brian Study focuses on six LNG regasification system: LNG Journal. [6] Ertl, Boris. New LNG Receiving Terminal Concepts: World Petroleum Congress [7] Hari Karylu Lianto Maximizing Gas Value Chain for Sustainable Energy, Indonesia - Norway Strategic Partnership, PT Pertamina [8] Mak, John Y LNG Regasification and Utilization: 5 th Annual Atlantic Canada Oil and Gas Journal [9] NFPA 59A: Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG) [10] Patel, Dhirav LNG Vaporizer Selection Based On Site Ambient Conditions: Gas Technology Journal [11] [12] page=detail_og_prod_dom_e ke_imp_tahun_ft