Penentuan Tingkat Kesalahan Utama Pada Perhitungan Unaccounted Gas
di Jaringan Pipa Transmisi Gas
Karisnda Rahmadani
a, Asep Handaya Saputra
bDepartment of Chemical Engineering, Faculty of Engineering University of Indonesia, Depok 16424 E-mail : apoka.raprida@gmail.com, bsasep@che.ui.ac.id
__________________________________________________________________________________
_
ABSTRAK
Unaccounted Gas (UAG) adalah kondisi ketidakseimbangan gas masuk dengan gas keluar pada jaringan pipa gas yang dinyatakan dalam bentuk persen. Hasil perhitungan UAG dalam usaha transportasi gas melalui pipa dapat mewakili tingkat akuntabilitas dan tranparasi perusahaan. Dengan mencari komponen utama yang memberikan tingkat kesalahan (error) paling besar terhadap akurasi UAG, diharapkan dapat menekan nilai UAG dan meningkatkan profit perusahaan. Hasil dari penelitian ini diperoleh bahwa pada PT XYZ terdapat 5 bulan pada tahun 2012 dari hasil perhitungan UAG yang melebihi batas yang diijinkan ±2%. Komponen utama yang mempengaruhi perhitungan UAG berasal dari pembacaan meter yang menyatakan volume gas jual per bulan dengan pengaruh rata-rata 49,53% dan volume gas masuk per bulan dengan pengaruh rata-rata 50,33%. Hasil penelitian menemukan ketidak-akuratan diameter pada meter gas memberikan pengaruh terbesar dengan nilai rata-rata pengaruh error UAG sebesar 1,54%. Pengaruh terkecil diberikan oleh ketidak-akuratan temperature transmitter pada orifice meter dengan nilai pengaruh sebesar -0,05%.
ABSTRACT
Unaccounted Gas (UAG) is an imbalance condition of gas out and incoming gas on gas pipeline that expressed in percent. UAG calculation results represent the level of accountability and company fairness. By searching for key components that caused most error rate to the accuracy of UAG, it is expected can reduce error and increase profitability. Results of this study showed that PT XYZ had 5 months from the calculation of UAG in 2012 that exceed allowable limits of ± 2%. The main components that affect the calculation of UAG comes from meter readings at volume of gas sold per month with an average effect of 49.53% and the volume of incoming gas per month with an average effect of 50.33%. The results found that inaccuracies due to meter diameter had the highest impact with the average effect of UAG error by 1.54% and the smallest error is caused by inaccuracies of temperature transmitter at an orifice meter with percent effect -0.05%.
Keyword:Unaccounted Gas, Gas Pipeline Transportation, Error.
__________________________________________________________________________________
_
1.
Pengantar
Sesuai dengan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No.19 Tahun 2009 pasal 10 ayat 1 tentang pemanfaatan bersama (open access) pada Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi tertentu, maka untuk mengakomodir pemanfaatan pipa oleh banyak pihak (open access), dipilihlah pemegang hak khusus pengoperasian
dan pengontrolan jaringan pipa open access yaitu
transporter yang berkewajiban melakukan pengoperasian
dan pengontrolan jaringan pipa secara terpadu, transparan, akuntabel, kompetitif dan adil seperti disebutkan dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No.19 Tahun 2009 pasal 2. Oleh karena itu memenuhi persyaratan sebagai transporter maka dibuatlah
Penelitian tentang UAG telah dilakukan selama sepuluh tahun terakhir ini. Pada tahun 2006 Engr. Delawar Bakht PEng. B.Sc. Eng., M. Eng., FIE telah melakukan penelitiannya tentang unaccounted gas di Jalalabad Gas Transmission & Distribution System Ltd. Bangladesh [1]. Penelitian ini menghasilkan -0.60%. Penelitian selanjutnya mengenai unaccounted gas dilakukan di New Zealand Gas Company di tahun 2007 oleh Guenter Wabnitz mengahasilkan persentase rata-rata tahunan UAG dari perusahaan ini selama tahun 2006 adalah 2.46% [6]. Dan pada tahun 2010 dilakukan oleh Alberta Utilities Commission menghasilkan nilai unaccounted gas dari ATCO gas and Pipeline di Canada Bagian Utara sebesar 0.397% dan Bagian Selatan sebesar 0.684% [5].
Permasalahan yang biasa muncul saat melakukan perhitungan UAG adalah bagaimana cara mengidentifikasi variabel gas keluar jaringan dan linepack pipa. Gas yang keluar dari jaringan pada umumnya terbagi dalam beberapa komponen diantaranya melalui custody meter, pneumatic instrument, venting, fuel gas dan condensate. Setelah seluruh komponen diketahui, maka dengan menentukan komponen utama yang mempengaruhi akurasi perhitunga UAG diharapkan dapat mengurangi tingkat kesalahan dan meningkatkan laba serta citra dari perusahaan transporter karena dapat menjalankan bisnis secara akuntable dan transparan.
2.
Metode
Untuk menghitung jumlah gas yang hilang dapat ditentukan dengan volume gas yang masuk dan keluar jaringan. Prinsip dasar dari perhitungan UAG adalah
neraca kesetimbangan yang dinyatakan dengan
Persamaan 1. % 100 (%) x V linepack V V UAG in out in− ±Δ = (1) Dengan
Vin : Total volume gas masuk selama 1 bulan (MMSCF)
Vout: Total volume gas keluar selama 1 bulan (MMSCF)
Vout dapat dijabarkan lagi menjadi beberapa komponen
seperti pada Persamaan 2.
instrument condensate venting gas fuel sale out
V
V
V
V
V
V
+
+
+
+
=
(2) Dengan :Vsale : Akumulasi volume gas jual bulanan (MMSCF)
Vfuel gas : Akumulasi volume gas untuk bahan bakar bulanan (MMSCF)
Vventing : Akumulasi volume gas untuk venting bulanan (MMSCF)
Vcondensate : Akumulasi volume gas menjadi kondensat bulanan (MMSCF)
Vinstrument : Akumulasi volume gas untuk instrument
bulanan (MMSCF)
Analisa penentuan faktor utama dilakukan dengan beberapa tahap sebagai berikut:
1. Pengumpulan data, data penunjang digunakan dalam perhitungan komponen-komponen yang
digunakan dalam penelitian perhitungan
unaccounted gas.
2. Perhitungan UAG, perhitungan dilakukan dengan menggunakan Persamaan 1dan 2.
3. Penentuan parameter dalam UAG dilakukan setelah pengaruh dari setiap komponen diperoleh. 4. Pemilihan komponen utama dalam perhitungan UAG dipilih berdasarkan pengaruh terbesar hingga pengaruh terkecil.
5. Penentuan faktor penyebab ketidak-akuratan pada komponen utama dengan meninjau hal-hal yang berpengaruh dalam perhitungan komponen utama tersebut.
6. Analisa error pada komponen utama dilakukan dengan memilih penyebab terbesar dan terkecil dari komponen tersebut.
7.
Pembahasan
Setelah dilakukan pendataan variabel yang terdapat dalam UAG pada PT XYZ, diperoleh data variabel sebagai berikut:
Tabel 1. Sumber Data Komponen UAG pada PT XYZ
No Komponen Sumber Data
1 Vin Ultrasonic meter Orifice meter
2 Vsale Ultrasonic meter
3 Vfuel gas Turbin meter
4 Vout analyser Perhitungan software
5 Vventing Perhitungan software
6 Vkondensat Data lapangan
7 Vinstrument Perhitungan software
Dari semua variabel kemudian dilakukan perhitungan UAG selama tahun 2012 dengan periode bulanan dan diperoleh hasil perhitungan seperti pada Gambar 2.
Gambar 1. UAG Tahun 2012 Periode Bulanan PT XYZ
Dengan batas UAG yang diijinkan di bisnis transportasi gas di Indonesia ± 2%, maka dapat dilihat pada Gambar 2 bahwa selama 12 bulan pada Tahun 2012 diperoleh nilai yang berada di luar batas yang diijinkan sebanyak 5 bulan. Komponen pada perhitungan UAG selanjutnya diurutkan berdasarkan pengaruhnya terhadapa perhitungan UAG dengan hasil seperti pada Gambar 3.
Gambar 2. Pengaruh Rata-Rata Komponen UAG (%)
Dengan melihat pada Gambar 3 dan Tabel 1 maka dapat diambil kesimpulan bahwa faktor utama yang mempengaruhi perhitungan UAG berasal dari akurasi meter.
Pembahasan selanjutnya diarahkan kepada meter dengan menentukan hal-hal yang mempengaruhi akurasi dari meter dengan rincian sebagai berikut:
1. Pengaruh akurasi diameter
2. Pengaruh error transmitter
3. Pengaruh spec gas (%water) dalam aliran
Pengaruh-pengaruh tersebut di atas akan dibatasi pada ultrasonic dan orifice meter karena jaringan ini menggunakan 2 (dua) jenis meter ini sebagai meter custody.
Pengaruh dari akurasi diameter memiliki pengaruh yang berbeda tergantung pada kondisi tekanan operasi dari meter tersebut. Penelitian menghasilkan grafik hubungan perubahan laju alir yang menyatakan penyimpangan pengukuran laju alir terhadap perubahan diameter aktual tehadap diameter desain dalam varian tekanan operasi.
Gambar 3. Profil ΔD Terhadap ΔQ Pada Ultrasonic Meter
Dari Gambar 4 dapat disimpulkan bahwa pada tekanan 400 psig, dengan penyimpangan diameter ±1 cm akan mengakibatkan error pengukuran sebesar ±3%.
Gambar 4. Profil ΔD Terhadap ΔQ Pada Orifice Meter
Dari Gambar 5 pada tekanan 400 psig, dengan penyimpangan diameter ±1 cm akan mengakibatkan error pengukuran sebesar ±8%.
Pengaruh dari error transmitter dimana transmitter yang berperan terbagi menjadi 3 (tiga) yaitu pressure transmitter, temperature transmitter, dan Z factor. Hasil
dari simulasi diwakili dengan perubahan nilai transmitter sebagai bentuk penyimpangan dan perubahan laju alir sebagai penyimpangan hasil pengukuran yang dihasilkan. Gambar 6 mewakili kondisi penyimpangan pressure
transmitter, sedangkan Gambar 7 untuk penyimpangan
temperature transmitter dan Tabel 2 untuk differential pressure serta Tabel 3 untuk penyimpangan pengukuran Z-factor.
Gambar 5. Pengaruh ΔPressure Terhadap ΔLaju Alir Gas.
Dari Gambar 6 dapat disimpulkan bahwa dengan penyimpangan pembacaan tekanan 5 psig pada ultrasonic meter akan memberikan perbedaan pembacaan laju alir sebesar 4 MMScfd yang dapat menyebakan error dalam pengukuran ultrasonic meter sebesar 1%. Sedangkan pada
orifice meter menyebabkan error sebesar 1 MMScfd
dengan persentase sebesar 1%.
Gambar 6. Pengaruh ΔTemperature Terhadap ΔLaju Gas.
Dari Gambar 7 dapat disimpulkan bahwa dengan penyimpangan pembacaan temperature 6F pada ultrasonic meter akan memberikan perbedaan pembacaan laju alir sebesar 4 MMScfd yang dapat menyebakan error dalam pengukuran ultrasonic meter sebesar 1%. Sedangkan pada orifice meter menyebabkan error sebesar 1 MMScfd dengan persentase sebesar 1%.
Tabel 2. Simulasi Perubahan Differential Pressure Orifice
Meter Orifice Meter Δhw (psig) Qb (MMSCFD) ΔQ (MMSCFD) Error (%) 0 118 0 0 2 120 2 2 4 122 4 4 6 125 6 5 8 127 8 7
Tabel 3. Simulasi Perubahan Compressibility Factor
Ultrasonic Meter ΔZa Qb (MMSCFD) ΔQ (MMSCFD) Error (%) 0 373 0 0 0.040 355 -18 -5 0.080 338 -35 -9 0.120 323 -50 -13 0.160 309 -63 -17
Dari Tabel 2 dan 3 dengan penyimpangan differential pressure 2 psig dari nilai aktual dapat menyebabkan pneyimpangan laju alir sebesar 2 MMSCFD dan itu akan memberikan error 2% pada pengukuran laju alir. Sedangkan pada tabel 4.21 dapat disimpulkan bahwa ketidakakuratan z-factor sebesar 0,04 dapat menyebabkan penyimpangan pengukuran sebesar 18 MMSCFD atau error sebesar -5%.
Tabel 4. Pengaruh Perubahan Kandungan Air Terhadap Pengukuran Laju Alir Gas Pada Ultrasonic Meter
ΔH2O (% mol) Gas Density (kg/m3) Qb (MMSCFD) ΔQb (MMSCFD) %Error 0,000 26,65 310,18 0,00 0,00 0,003 26,87 311,34 1,16 0,37 0,009 27,82 317,93 7,75 2,50 0,018 27,99 317,24 7,05 2,27
Tabel 5. Pengaruh Perubahan Kandungan Air Terhadap Pengukuran Laju Alir Gas Pada Orifice Meter
ΔH2O (% mol) Gas Density (kg/m3) Qb (MMSCFD) ΔQb (MMSCFD) %Error 0,000 26,65 138,037 0,00 0,00 0,003 26,87 138,348 0,31 0,23 0,009 27,82 140,629 2,59 1,88 0,013 27,99 140,181 2,14 1,55
Dengan data pada Tabel 4. dapat disimpulkan bahwa dengan adanya perubahan kandungan air 0,003% mol akan menyebabkan perubahan laju alir 1,16 MMSCFD dan akan menjadi error pembacaan laju alir sebesar 0,37%.
Sedangkan pada Tabel 5. dapat disimpulkan bahwa dengan adanya perubahan kandungan air 0,003% mol akan menyebabkan perubahan laju alir 0,31 MMSCFD dan akan menjadi error pembacaan laju alir sebesar 0,23%.
4. Kesimpulan
Pada penelitian ini dapat diambil kesimpulan mengenai pengaruh dari faktor utama yaitu
1. Ketidak-akuratan diameter pada meter gas memberikan pengaruh terbesar dengan nilai rata-rata pengaruh error UAG sebesar 1,54%.
2. Pengaruh terkecil diberikan oleh ketidak-akuratan temperature transmitter pada orifice meter dengan nilai pengaruh sebesar -0,05%.
Referensi
[1] 23rd World Gas Conference, 2006. “Quantum and Implications of System Loss in Natural Gas Marketing In Bangladesh”. Amsterdam.
[2] AGA Report No.3, 2003. “Orifice Metering Of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids”.Washington. [3] AGA Report No.7, 2006. “Measurement Of Natural Gas by Turbin Meter”. Washington.
[4] AGA Report No.9, 2003. “Measurement Of Gas by Multipath Ultrasonic Meter”. Washington.
[5] Alberta Utilities Commission , 2010. “Unaccounted-For-Gas Allocation Methodology at ATCO Pipelines North”.
Alberta Energy and Utilities Board. Canada.
[6 ] Wabnitz, Guenter. 2007. “Allocation of Unaccounted For Gas”. Maunsell Limited. New Zealand.
