Target Luaran - PROPOSAL PENELITIAN DOKTOR BARU DANA ITS TAHUN 2020

BAB I PENDAHULUAN

1.5. Target Luaran

Target luaran yang dicanangkan dari usulan penelitian yang diajukan ini adalah sebagai berikut:

a. Publikasi makalah ilmiah pada jurnal internasional terindex SCOPUS Q2 atau jurnal internasional terindex Thomson Reuters dengan impact factor.

b. Publikasi tambahan pada seminar internasional terindex SCOPUS.

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Penelitian Terdahulu (State of The Art) yang Relevan

Beberapa penelitian telah melakukan pengkajian mengenai jaringan gas alam dan metode yang relevan terkait optimasi superstruktur seperti yang ditunjukkan pada Tabel 2.1 sebagai berikut.

Tabel 2.1 Daftar Penelititan Terdahulu

No Tahun Penulis Judul Hasil Penelitian

1 2012 Raymond R. Tan, sistem Carbon Capture Storage (CCS)

A generic methodology for superstructure optimization of different processing networks

Membuat metodologi untuk mengoptimisasi proses network, dengan metode superstructure.

4 2017 Marketa Mikolajkov, Carl Haikarainen, Henrik Saxen, Frank Pettersson

Optimization of a natural gas distribution network with potential future extensions

14 natural gas pipeline networks considering supply reliability and operation efficiency

Mengoptimasi natural gas pipeline networks berdasarkan efisiensi operasi dan supply reliability

2.2. Industri Gas Alam di Indonesia

Berikut ada beberapa uraian untuk memberikan gambaran mengenai kondisi industri gas alam di Indonesia meliputi: potensi ketersedian gas alam, perkembangan infrastruktur, pembangkit listrik tenaga gas alam dan industri petrokimia berbasis gas alam.

2.2.1. Ketersediaan dan Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia

Cadangan gas bumi Indonesia per 1 Januari 2017 sebanyak 142.72 TSCF.

Proyeksi kebutuhan gas mencapai 9.121 MMSCFD pada tahun 2025, dimana hampir sepertiga kebutuhan berasal dari permintaan gas untuk sektor tenaga listrik, dengan total yang sudah committed dan contracted sebesar 2.361 MMSCFD, nilai ini tidak termasuk potential demand. Jika tidak ada penemuan cadangan yang baru, dengan tingkat pemakaian gas bumi pemanfaatan gas) saat ini dan menimbang produksi gas rata-rata dari tahun 2012-2017 sebesar 2.9 TSCF/tahun, gas bumi Indonesia diperkirakan akan habis 49 tahun mendatang.

Seluruh angka pasokan (supply) merupakan jumlah gas yang dapat dikomersialisasikan (saleable gas) dari lapangan minyak dan gas bumi, sehingga angka pada Neraca Gas Bumi Indonesia berbeda dengan angka produksi gas bumi yang memperhitungkan losses dan flare. Perhitungan pasokan gas bumi dilakukan dengan didasarkan pada rencana pengembangan lapangan/ Plan of Development (PoD) dari masing-masing Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang kemudian dievaluasi dan diverifikasi secara berkala. Berdasarkan rencana pengembangan lapangan tersebut, pasokan gas bumi dibagi menjadi 3 kategori besar yaitu existing supply, project supply dan potential supply. Existing supply adalah perkiraan volume gas bumi

yang mampu dipasok dan dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang sedang berproduksi (on stream). Besaran volume existing supply didasarkan pada angka dalam PoD awal maupun revisi dari PoD tersebut, dan juga disesuaikan dengan angka yang disampaikan dalam rencana kerja tahunan Work Program & Budget (WP&B) KKKS setiap tahunnya. Project supply adalah perkiraan volume gas bumi yang mampu dipasok dan dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang rencana pengembangan lapangannya sudah disetujui atau sedang dalam proses persetujuan.

Potential supply adalah perkiraan volume gas bumi yang PoDnya belum diajukan oleh KKKS namun telah terindikasi memiliki cadangan terbukti yang diperkirakan komersial.

Pemanfaatan gas alam untuk memenuhi kebutuhan domestik mengalami peningkatan yang cukup besar, dari 1437 MMSCFD di tahun 2004 atau sekitar 25%

dari total produksi menjadi 3699 MMSCFD di tahun 2013 atau sekitar 53% dari total produksi. Kenaikan trend permintaan gas alam skala domestic ini didorong oleh prioritas pemanfaatan gas alam untuk meningkatkan pertumbuhan ekonomi dalam negeri pengembangan sector industry LPG, industry pupuk, listrik, industry petrokimia dan industry lainnya. Pemanfaatan gas alam untuk sector transportasi dan rumah tangga relative masih kecil, kurang dari 0.5%.

Industry petrokimia hulu di Indonesia yang berbasiskan gas alam diklasterisasi ke dalam tiga kategori utama yaitu : (1) industry petrokimia yang berbasis metana berlokasi di Bontang-Kalimantan Timur, Masela-Maluku Selatan, Palu-Sulawesi Tengah, dan Tangguh-Papua Barat, (2) industry petrokimia yang berbasis ethylene berlokasi di Cilegon-Banten dan (3) Industri petrokimia berbasis aromatic di Tuban-Jawa Timur. Beberapa industry petrokimia yang menggunakan metana sebagai bahan bakunya diantaranya adalah methanol dan ammoniak. Kedua komoditas ini telah berkembang cukup lama di Indonesia dan memiliki pasar yang cukup signifikan baik di dalam negeri dan di luar negeri. Perkembangan industry ammonia sebagai bahan baku pupuk didukung oleh kebijakan pemerintah selama beberapa dekade untuk ekstensifikasi pertanian dan swasembada pangan. Untuk mengamankan suplai gas nasional, pada tahun 2009, pemerintah mengeluarkan peraturan yang mewajibkan kontraktor kontrak produksi gas menyerahkan 25% hasil produksi gasnya guna memenuhi kebutuhan gas domestic. Peraturan Pemerintah ini kemudian diperkuat

dengan Peraturan Menteri ESDM tahun 2010 yang memprioritaskan alokasi gas domestic dari kontraktor kontrak produksi gas untuk industry pupuk, sector ketenagalistrikan, EOR dan industry lainnya.

Produksi ammonia untuk memasok kebutuhan industry dalam negeri saat ini sudah mengalami over supply. Sehingga utilisasi gas alam menjadi ammonia dalam konteks domestic market obligation tidak lagi menarik untuk dikembangkan. Berbeda halnya dengan kebutuhan methanol dalam negeri yang masih mengalami kekurangan pasokan, sehingga sebagian diimport dari luar. Hanya terdapat satu kilang methanol di Indonesia yang saat ini masih beroperasi, yang berlokasi di Bontang Kalimantan Timur.

2.2.2. Perkembangan Infrastruktur Gas Alam

Gas alam telah ditemukan di Indonesia sejak abad ke-18, namun demikian komersialisasi gas alam beru dimulai pada tahun 1970-an. Utilisasi gas alam di Indonesia secara bertahap mengalami perkembangan yang pesat, diawali dengan pembangunan system pipanisasi gas dari lapangan gas Limau ke Prabumulih dan dari Prabumulih ke Palembang pada tahun 1974. Pada tahun yang sama Pertamina mensuplai gas dari lapangan gas lepas pantai di laut Jawa dan Cirebon ke wilayah Industri di Jawa Barat. Pada tahun 1978, PGN mendistribusikan gas alam ke wilayah kota Jakarta dan selanjutnya di tahun 1981 mulai mendistribusikan ke wilayah kota Bogor dan kemudian berekspansi ke kota-kota lainnya di Indonesia. PGN mulai mengoperasikan pipa transmisi gas Grissik-Batam-Singapura di tahun 2003, dan selanjutnya pada tahun 2007 mengoperasikan transmisi pipa gas dari Sumatera Selatan ke Jawa Barat.

Tabel 2.2 Terminal LNG di Indonesia Nama

3.8 2018 Floating Beroperasi

Lampung LNG 1.8 2014 Floating Beroperasi

Perta Arun Gas 3 2015 Onshore Beroperasi

Cilacap 1.5 2018 Floating Konstruksi

Bojonegoro 4 2020 Onshore Direncanakan

LNG merupakan salah satu sector bisnis penting di Indonesia dan berkontribusi cukup besar terhadap penerimaan Negara. Bisnis LNG di Indonesia berawal dari penemuan lapangan gas di lapangan Badak, Kalimantan Timur pada tahun 1970, dan lapangan gas Arun di tahun 1971 yang diikuti dengan pembangunan kilang LNG di kedua wilayah tersebut. Pada tahun 1977 produk LNG untuk pertama kalinya dikapalkan ke Jepang dari kilang LNG Badak, diikuti dengan pengapalan pertama dari kilang LNG Arun pada tahun yang sama. Pada tahun 1994 ditemukan lapangan gas Tangguh, di wilayah Papua. Setelah melalui periode negosiasi dan konstruksi yang cukup lama, produk LNG ini berhasil dikapalkan pertama kalinya di tahun 2009 ke Cina. Pada tahun 2015, kilang LNG yang baru di Donggi-Senoro mulai beroperasi.

Kilang ini didanai oleh konsorsium dari empat perusahaan dari dalam dan luar negeri.

Berbeda dengan kilang LNG sebelumnya, kilang ini merupakan unit bisnis yang tidak terintegrasi dengan industri hulu gas. Saat ini ada dua proyek pembangunan kilang LNG baru, yaitu pembangunan kilang LNG train III di Tangguh dan pembangunan kilang LNG dari lapangan Abadi, Masela. Kedua kilang ini direncanakan untuk beroperasi mulai tahun 2019 dan 2020, berturut-turut. Untuk mengatasi kelangkaan suplai gas alam di Indonesia dan keterbatasan infrastruktur perpipaan, pada tahun 2012 dioperasikan terminal regasifikasi LNG yang berada di laut Jawa, tepatnya di teluk Jakarta. Selanjutnya pada tahun 2014 mulai dioperasikan terminal LNG kedua Lampung, Sumatera Selatan, disusul pada tahuan 2015 pemerintah merevitalisasi kilang LNG Arun yang sudah berhenti beroperasi menjadi terminal regasifikasi LNG.

Terminal regasifikasi ini telah beroperasi dan mensuplai gas untuk wilayah Nangroe Aceh Darussalam, Sumut dan sekitarnya. Pemerintah juga berencana menambah dua terminal regasifikasi yang baru yang berlokasi di Bojanegara, Banten dan Cilacap, Jawa Tengah. Kedua terminal ini akan mulai beroperasi pada tahun 2020

2.3. Optimisasi Superstruktur

Secara umum, ada dua pendekatan untuk mendesain dan mengintegrasi proses kimia, yang pertama adalah membangun irreducible structure. Pendekatan pertama

mengikuti onion logic, misalnya memulai desain dengan memilih sebuah reaktor dan kemudian bergerak ke luar dengan menambahkan separator dan sebagainya.

Pendekatan kemungkinan didasarkan pada penggunaan heuristik atau rule of thumb dikembangkan dari pengalaman tentang pendekatan yang lebih sistematis. Ada dua kelemahan dari pendekatan ini yaitu keputusan yang berbeda dimungkinkan pada setiap tahap rancangan dan mengisi dan mengevaluasi banyak opsi tidak memberi jaminan akhir yang terbaik. karena pencarian tidak lengkap. Keuntungan utama dari pendekatan ini adalah bahwa tim desain dapat mengendalikan keputusan dasar dan berinteraksi saat desain berkembang. Dengan tetap mengendalikan keputusan dasar, hal-hal tak berwujud dari desain dapat dimasukkan dalam pengambilan keputusan.

Metode pendekatan kedua untuk mendesain dan mengintegrasi proses kimia adalah membuat dan mengoptimasi superstructure (reducible structure). Pembuatan Superstructure pertama-tama dengan mengambil semua kemungkinan proses yang layak. Contohnya, untuk memanaskan suatu zat dapat menggunakan berbagai pemanas misalkan dengan pemanas listrik, steam, furnace, dsb. Tapi untuk memanaskan zat hingga temperature yang sangat tinggi pemanas yang layak hanya steam, karena pemanas lain tidak bisa memanaskan hingga suhu yang sangat tinggi tersebut. Setelah itu diformulasikan menjadi model matematika yang kemudian hasinya akan didapatkan berdasarkan implementasi dari algoritma pengoptimisasi

Ada beberapa kesulitan untuk melakukan metode ini. Pertama, pendekatan akan gagal menemukan struktur optimal jika struktur awal tidak memiliki struktur yang optimal. Jadi semakin banyak pilihan yang dimasukkan, maka semakin optimal prosesnya. Kedua, Jika model matematika terlalu besar, mengakibatkan fungsi optimisasi yang tidak regular, sehingga ada kemungkinan untuk tidak dapat diselesaikan. Cara mengatasinya bisa dengan mengubah model, sehingga optimisasi menjadi lebih mudah. Ketiga, process designer dikeluarkan dari proses pembuatan, yang membuat ketidakberaturan dari design, misal dalam hal keselamatan ataupun layout.

Di sisi lain, pendekatan ini memiliki sejumlah keunggulan. Banyak pilihan desain yang berbeda dapat dipertimbangkan secara bersamaan. Berbagai kompromi yang biasanya ditemui dalam desain proses kimia dapat ditangani dengan pendekatan

ini. Selain itu, seluruh prosedur desain dapat diotomatisasi dan mampu menghasilkan desain dengan cepat dan efisien. (Robin Smith 2005)

Berbagai alternatif dalam jaringan pemrosesan diwakili oleh bagian-bagian superstruktur. Pertama, semua feed dan produk diidentifikasi. Lalu jaringan pemrosesan menghubungkan feed dengan produk yang diuraikan menjadi sebuah seri proses. Contoh representasi visual dari superstruktur sebagai berikut. (Quaglia, et al.

2012)

Gambar 2.1 Schematic Superstructure

Mixed-Integer Nonlinear Program (MINLP) adalah optimasi masalah di mana beberapa variabel dibatasi untuk mengambil integer value, fungsi objektif dan daerah yang layak dari masalah yang dijelaskan oleh fungsi nonlinear. Masalah optimasi seperti itu muncul dalam banyak aplikasi dunia nyata. Secara umum penuh, MINLP membentuk kelas yang luas dari masalah optimisasi yang menantang, karena mereka menggabungkan kesulitan dalam mengoptimalkan lebih dari variabel integer dengan penanganan fungsi nonlinear. Sekalipun model dibatasi untuk fungsi linier, Mixed-Integer Linear Program (MILP). (Jon and Sven 2012)

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1. Tahapan Penelitian

Pada penelitian ini, garis besar alur penelitian dapat dilihat pada Gambar 3.1.

Mulai

Data Kapasitas, Waktu Operasi, dan kordinat source dan sink

Perhitungan jarak antara source dan sink Penentuan Skenario

Perhitungan Cost dan Natural Gas Recovery

Konfigurasi Optimal berdasarkan Cost dan Natural Gas Recovery

Selesai Optimisasi dengan

metode MINLP

Gambar 3. 1 Diagram Alir Penelitian 3.2. Kompilasi Data

Pengumpulan data sangat penting sehubungan dengan realitas data di lapangan, karena kecocokan pada hasil penelitian dipengaruhi oleh pengambilan data yang tepat.

Data yang diperlukan untuk penelitian ini antara lain source dan sink dari gas alam, waktu mulai proses, umur operasi, dan kapasitas dari source dan sink. Batasan wilayah yang digunakan dalam penelitian ini yaitu hanya di wilayah Jawa Timur. Berdasarkan ketersedian data dari studi literatur, didapatkan 11 source produsen gas alam di wilayah Jawa Timur dan didapatkan 5 sink konsumen gas alam di wilayah Jawa Timur.

Berikut ini merupakan data source dan sink gas alam di Jawa Timur yang didapatkan dalam satuan MMSCFD.

Tabel 3.1 Data Source Gas Alam di Jawa Timur

No Produsen 2018 2022 2027

1 PHE WMO 171.24 207.17 75.55

2 Kangean Energi Indonesia 201.77 99.19 10.31

3 LAPINDO 13.81 - -

4 SANTOS 66.04 - -

5 SAKA Pangkah 23.96 11.74 -

6 Pertamina EP - Poleng 14.44 10.26 -

7 JOB P-Ptcna East Java (Sukowati)

1.97 - -

8 Petronas (Bukit Tua) 35.43 - -

9 Husky CNOOC Madura Ltd 100 292.7 180.65

10 Jambaran Tiung Biru - 171.79 171.79

11 Lapangan Lengo - 70 70

Total Supply 628.66 862.85 508.3

Tabel 3.2 Data Sink Gas Alam di Jawa Timur

No Konsumen 2018 2022 2027

1 Industri 159.55 166.69 176.06

2 Petrokimia Gresik 150 150 150

3 Transportasi 12.2 14.83 18.93

4 Rumah Tangga 1.1 1.34 1.71

5 Kelistrikan 305.8 297.75 357.22

Total Demand 628.65 630.61 703.92

Berdasarkan data sink yang didapat, diperlukan data tambahan pada bagian industri, transportasi, rumah tangga dan kelistrikan. Berikut ini merupakan data dari sink dari sektor industri dengan asumsi bahwa semua konsumen gas alam berasal dari

kawasan industri di daerah Jawa Timur dan setiap kawasan industri memiliki jumlah demand yang sama.

Tabel 3.3 Data Sink Sektor Industri

Industri 2018 2022 2027

Surabaya Rungkut Industrial Estate 22.79 23.81 25.15 Industri dan Port Java Terpadu 22.79 23.81 25.15

Gresik Industrial Estate 22.79 23.81 25.15

Maspion Industrial Estate 22.79 23.81 25.15

Ngoro Industrial Park 22.79 23.81 25.15

Industri & Pergudangan Safe ‘N Lock 0.00 0.00 0.00 Wira Jatim Industrial Estate 22.79 23.81 25.15 Rangkah Sidoarjo Industrial Estate 22.79 23.81 25.15

Total 159.55 166.69 176.06

Berikut ini merupakan data dari sink dari sektor transportasi dengan asumsi bahwa setiap SPBG memiliki jumlah demand yang sama.

Tabel 3.4 Data Sink Sektor Transportasi

Kota/Kabupaten Jumlah Stasiun 2018 2022 2027

Sidoarjo 5 3.59 4.36 5.57

Surabaya 7 5.02 6.11 7.79

Gresik 2 1.44 1.74 2.23

Mojokerto 1 0.72 0.87 1.11

Pasuruan 1 0.72 0.87 1.11

Tuban 1 0.72 0.87 1.11

Total 17 12.2 14.83 18.93

Berikut ini merupakan data dari sink dari sektor rumah tangga dengan asumsi bahwa perbandingan demand pada suatu kota/kabupaten sebanding dengan jumlah penduduk dengan data yang digunakan adalah jumlah penduduk pada tahun 2017.

Tabel 3.5 Data Sink Sektor Rumah Tangga

Kota/Kabupaten Jumlah Penduduk (BPS) 2018 2022 2027

Kota Surabaya 2.874.699 0.50 0.61 0.78

Kabupaten Sidoarjo 2.183.682 0.38 0.47 0.59

Kota Mojokerto 127.279 0.02 0.03 0.03

Kabupaten Mojokerto. 1.099.504 0.19 0.23 0.30

Total 6.285.164 1.1 1.34 1.71

Berikut ini merupakan data dari sink dari sektor kelistrikan dengan asumsi bahwa perbandingan demand pada suatu PLTG sebanding dengan kapasitas pembangkit dalam MW.

Tabel 3.6 Data Sink Sektor Kelistrikan

Kelistrikan Kapasitas (MW) 2018 2022 2027

Unit Pembangkit Perak Grati 750 75.69 73.70 88.42

Unit Pembangkit Gresik 2280 230.11 224.05 268.80

Total 3030 305.8 297.75 357.22

3.3. Metode Perhitungan Jarak Source–Sink

Dalam perhitungan jarak yang dibutuhkan untuk transmisi gas alam antara source dan sink seperti yang sudah dituliskan pada bagian batasan masalah, dilakukan pendekatan jarak penempatan pipa menggunakan garis lurus dengan perhitungan koordinat, ilustrasi seperti gambar dibawah ini.

Gambar 3. 2 Grid Peta Wilayah Jawa Timur

Berdasarkan gambar, dimisalkan bahwa titik A adalah tempat source dan titik B adalah tempat sink kemudian diantara keduanya, ditarik garis lurus sehingga jarak dapat dihitung dengan persamaan Pythagoras. Dengan koordinat titik A (x1,y1) dan titik B (x2,y2) maka didapatkan persamaan.

𝐴𝐵 = √(𝑥₂− 𝑥₁)² + (𝑦₂− 𝑦₁)² 3.4. Metode Penentuan Jumlah Skenario

Dari source dan sink yang ada dibuat skenario berdasarkan waktu operasinya.

Contoh, data yang digunakan memiliki 2 source dan 1 sink. Source 1 memiliki waktu kontrak dari tahun 0 sampai tahun ke 1, source 2 memiliki waktu kontrak dari tahun 0 sampai tahun ke 3 dan sink memiliki waktu kontrak dari tahun 0 sampai tahun ke 3, maka skenario yang mungkin terjadi ada 2. Skenario pertama source 1 dan source 2 ke sink. Skenario kedua source 2 saja yang ke sink, source 1 tidak dialirkan.

3.5. Metode Perhitungan Cost dan Natural Gas Recovery

Cost yang dimaksud disini memiliki definisi yaitu biaya operasi yang dibutuhkan untuk mengalirkan gas dari source ke sink. Untuk mendapatkan biaya operasi ini, pertama dibutuhkan tekanan source untuk mendapatkan power dari compressor yang akan menjadi biaya listrik/operasi. Berikut merupakan persamaan untuk mendapatkan tekanan source.

25 Dimana :

P1 = tekanan source, psia P2 = tekanan sink, psia

S = specific gravity gas pada kondisi standar Qg = flow Ade gas, MMSCFD (14.7 psi dan 60°F) Z = compressibility factor gas

T1 = suhu aliran

f = Moody friction factor d = diameter pipa, in L = panjang pipa, feet

(API 1991) Kemudian dari tekanan source yang didapatkan dicari brake power dengan persamaan sebagai berikut.

Dimana :

Brake Power = power yang dibutuhkan (kW)

m³/h = flow Ade gas, pada 101.325 kPa (abs) dan suhu awal, F = 1.0 untuk single-stage compression

1.08 untuk two-stage compression 1.10 untuk three-stage compression

(GPSA 2014) Dan dari brake power, dicari biaya compressor yang dibutuhkan

𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑠𝑡 = 98400 (𝐵𝑟𝑎𝑘𝑒 𝑝𝑜𝑤𝑒𝑟

250 )

0.46

(14323)

(Robin Smith 2005) Maka Total Annual Capital Cost adalah

𝑇𝐴𝐶𝐶 = 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑠𝑡 + 𝑃𝑖𝑝𝑒 𝐶𝑜𝑠𝑡

Lalu dari brake power juga dicari biaya listrik/operasi yang dibutuhkan untuk mengalirkan gas dengan persamaan sebagai berikut.

𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡 = 𝐵𝑟𝑎𝑘𝑒 𝑝𝑜𝑤𝑒𝑟 (𝑡) 24 (𝐶) Dimana :

t = waktu operasi (hari/tahun) C = biaya listrik per kWh (Rp/kWh)

𝐶𝑜𝑠𝑡 = 𝑇𝐴𝐶𝐶 + 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡

Selain mencari cost yang dibutuhkan, diperlukan juga mencari nilai dari natural gas recovery. Recovery adalah berapa banyak gas yang bisa diambil sink per berapa banyak gas yang bisa dialirkan dari source dalam satuan massa. Berikut merupakan persamaan untuk mencari nilai dari natural gas recovery.

𝑅𝑒𝑐𝑜𝑣𝑒𝑟𝑦 = 𝐺𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑑𝑖𝑎𝑙𝑖𝑟𝑘𝑎𝑛 𝑑𝑎𝑟𝑖 𝑠𝑜𝑢𝑟𝑐𝑒

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑠𝑜𝑢𝑟𝑐𝑒 100%

3.6. Metode Optimisasi Skenario

Optimisasi dengan software GAMS ini bertujuan untuk mendapatkan skenario terbaik dengan kriteria total cost paling rendah dan natural gas recovery yang paling tinggi menggunakan metode Multi-Objective Optimization (MOO) dengan menggunakan dua fungsi yang telah didapatkan dengan batasan-batasan yang telah ditetapkan.

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑖𝑧𝑒 [ 𝐹₁ = 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑣𝑒𝑟𝑦 = 𝑓(𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠, 𝑤𝑎𝑘𝑡𝑢)]

𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑖𝑧𝑒 [𝐹₂ = 𝑐𝑜𝑠𝑡 = 𝑓(𝑗𝑎𝑟𝑎𝑘, 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠)]

Sehingga keluaran yang didapatkan dari software GAMS adalah skenario yang memiliki total cost paling rendah dan natural gas recovery yang paling tinggi diantara skenario yang lain dengan ilustrasi optimisasi seperti pada gambar.

Gambar 3.3 Hasil Multi-Objective Optimization

BAB IV

ORGANISASI TIM, JADWAL, DAN ANGGARAN BIAYA

4.1. Organisasi Tim Peneliti

Organisasi tim peneliti pada penelitian ini dapat dilihat pada Gambar 4.1 berikut:

Gambar 4. 1 Organisasi Tim Peneliti

Adapun penjelasan kompetensi dan tanggung jawab dari peneliti adalah sebagai berikut:

➢ Ketua Peneliti

➢ Kompetensi: Ketua peneliti telah mempunyai rekam jejak penelitian di bidang pengelolaan energi yang cukup kuat dan relevan dengan tema penelitian yang diusulkan. Kompetensi yang dimiliki oleh ketua peneliti merupakan akumulasi pendidikan dan pelatihan professional yang telah dilaksanakan sejak proses studi S3 nya hingga saat ini.

➢ Tanggung Jawab

o Bertanggung jawab mengenai seluruh tahapan penelitian.

o Memastikan penelitian selesai tepat waktu dan tepat sasaran.

o Memastikan pengadaan komponen dan bahan penelitian.

o Memandu dan Supervisi proses pengambilan data penelitian secara keseluruhan.

o Melakukan tahan penelitian secara komprehensif.

o Melakukan koordinasi dalam pembuatan laporan dan publikasi ilmiah terkait hasil penelitian.

Ketua Tim Peneliti

Dr. Rendra Panca Anugraha, S.T.

Anggota I (Pendamping) Prof. Ir. Renanto, M.Sc., Ph.D.

Anggota II (Pendamping) Juwari, S.T., M.Eng., Ph.D.

➢ Anggota I (Pendamping)

➢ Kompetensi: Anggota I dalam tim penelitian ini memiliki kompetensi dalam keilmuan desain dan optimisasi jaringan penukar panas dan jaringan CCS. Mengemban jabatan struktural sebagai kepala laboratorium perancangan dan pengendalian proses di Departemen Teknik Kimia FTIRS ITS.

➢ Tanggung Jawab

➢ Melakukan pendampingan dan pengawasan pada seluruh tahapan penelitian.

➢ Memandu proses pengambilan data penelitian secara keseluruhan.

➢ Melakukan koordinasi dalam pembuatan laporan dan publikasi ilmiah terkait hasil penelitian.

➢ Anggota II (Pendamping)

➢ Kompetensi: Anggota I dalam tim penelitian ini memiliki kompetensi dalam kajian mengenai safety di industri gas alam..

➢ Tanggung Jawab

➢ Melakukan pendampingan dan pengawasan pada seluruh tahapan penelitian.

➢ Memandu proses pengambilan data penelitian secara keseluruhan.

➢ Melakukan koordinasi dalam pembuatan laporan dan publikasi ilmiah terkait hasil penelitian.

30 4.2. Jadwal Penelitian

Adapun alokasi waktu dari kegiatan penelitian ini dapat dilihat pada Tabel 4.1 berikut.

Tabel 4. 1 Alokasi Waktu Penelitian

No. Jenis Kegiatan Bulan 1 Bulan 2 Bulan 3 Bulan 4 Bulan 5 Bulan 6 Bulan 7 Bulan 8 1 Studi literatur 2 Pengumpulan data 3 Pengadaan software pendukung 4 Identifikasi skenario jaringan gas

alam region tunggal 5 Pembuatan program penentuan

skenario 6 Pembuatan program perhitungan

cost dan natural gas recovery 7 Penulisan draf paper jurnal seminar 8 Publikasi hasil tahap I (Seminar

internasional) 9 Optimasi skenario jaringan gas

alam Jawa Timur 10 Penulisan draf paper jurnal 11 Publikasi hasil tahap II (Jurnal

Internasional) 12 Penulisan laporan

31 4.3. Anggaran Biaya

Alokasi biaya dari kegiatan penelitian ini dapat dilihat pada Tabel 4.2 berikut.

Tabel 4.2 Alokasi Biaya Penelitian 1. Honorarium

Minggu Honor per Tahun (Rp)

Asisten Peneliti 25.000 5 20 2.500.000

SUB TOTAL (Rp) 2.500.000 2. Pembelian Bahan Habis Pakai

Material Justifikasi

Pembelian Kuantitas Harga Satuan (Rp)

Harga Peralatan Penunjang (Rp)

ATK Paket 1 2.000.000 2.000.000

Fotocopy laporan Paket 5 50.000 250.000

Penjilidan laporan Eksemplar 5 20.000 100.000

Internet Paket 12 300.000 3.600.000

Biaya Registrasi Seminar Orang 2 5.200.000 10.400.000

Lisensi software GAMS Paket 1 8.650.000 8.650.000

SUB TOTAL (Rp) 25.000.000 3. Perjalanan

Material Justifikasi

Perjalanan Kuantitas Harga Satuan (Rp)

SUB TOTAL (Rp) 20.000.000 4. Sewa

Material Justifikasi

Sewa Kuantitas Harga Satuan (Rp)

Biaya per Tahun (Rp)

Sewa kendaraan (mobil) Paket 1 2.500.000 2.500.000

SUB TOTAL (Rp) 2.500.000 TOTAL ANGGARAN YANG DIPERLUKAN SETIAP TAHUN

(Rp)

50.000.000

DAFTAR PUSTAKA

Ajay Selot. 2009. Short-Term Supply Chain Management in Upstream. Cambridge:

Massachusetts Institute of Technology .

API. 1991. Recommended Practice for Design and Installation of Offshore

Production Platform Piping Systems. Washington, DC: American Petroleum Institute.

Bertran, Maria-Ona, Rebecca Frauzem, Lei Zhang, dan Rafiqul Gani. 2016. “ Generic Methodology for Superstructure Optimization of Different Processing Networks.” ESCAPE 26 685-690.

BPPT. 2019. Outlook Energi Indonesia. Jakarta: BPPT.

British Columbia Ministry of Environment. 2014. 2014 B.C. Best Practices

Dalam dokumen PROPOSAL PENELITIAN DOKTOR BARU DANA ITS TAHUN 2020 (Halaman 12-0)