Tugas Akhir (ME )

(1)

FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN

JURUSAN TEKNIK SISTEM PERKAPALAN

Kampus ITS Sukolilo, Surabaya 60111

Telp. 031 599 4251 ext. 1102

Fax. 031 599 4757

DISTRIBUSI GAS ALAM CAIR (LNG) DARI KILANG

MENUJU FLOATING STORAGE REGASIFICATION

UNIT (FSRU) UNTUK PEMENUHAN KEBUTUHAN

PEMBANGKIT LISTRIK DI INDONESIA MELALUI

PENDEKATAN SIMULASI

Pengusul Skripsi

Nama Lengkap

: Yohanes Oscarino N. S

NRP

: 4206 100 099

Jurusan

: Teknik Sistem Perkapalan

Dosen Pembimbing

: Dr. AAB. Dinariyana, ST. MES

(2)

Krisis Listrik

Cadangan Gas Bumi

Kebijakan Pemerintah mengenai Energi

Pemanfaatan Gas alam

• ketersediaan gas bumi yang cukup

• alternatif pengganti HSD dan MFO

• Ramah lingkungan

• Pemanfaatan bagi pemenuhan

kebutuhan domestik

• bertambahnya jumlah penduduk

• kebutuhan listrik yang meningkat

• kurangnya suplai bahan bakar ke

pembangkit

• Kurang nya pemanfaatan sumber energi

alternatif seperti gas alam

• Distribusi guna pemanfaatan gas

• Pipa Gas

• CNG

• LNG

• PP No. 5 tahun 2009

• Peraturan Menteri ESDM No.19 th 2009

• Peraturan Menteri ESDM No.3 th 2010

(3)

• Pemanfaatan Gas Alam sebagai pengganti HSD bagi pembangkit listrik

• Distribusi LNG dengan kapal LNG dan FSRU sebagai receiving terminal

• Simulasi variasi ukuran FSRU, pola distribusi LNG dan pola penugasan kapal

• Penugasan Kapal LNG dan rute terpilih dengan biaya investasi minimum

(4)

LNG Plant

FSRU

LNG fleet

•Penentuan lokasi FSRU yang sesuai dengan

memperhatikan kebutuhan permintaan LNG pada tiap

daerah sesuai dengan kapasitas FSRU yang tersedia?

•Bagaimana menentukan kapal LNG carrier yang sesuai

dengan biaya investasi minimum dari ladang LNG menuju

stasiun penerima ( FSRU )?

(5)

125000 m

3

135000 m

3

147500 m

3

18 knots

129000

147500

180000

LNG Plant Bontang 22,5 MTPY

LNG Plant Donggi-Senoro 2 MTPY

LNG Plant Tangguh 7 MTPY

Pembangkit dengan bahan bakar HSD, MFO

dan Gas Alam

FSRU

LNG Plant

(6)

•Penentuan lokasi FSRU yang sesuai dengan memperhatikan kebutuhan permintaan LNG pada tiap daerah sesuai dengan

kapasitas FSRU yang tersedia?

•Bagaimana menentukan kapal LNG carrier yang sesuai dengan biaya investasi minimum dari ladang LNG menuju stasiun

penerima ( FSRU )?

Pengolahan Data dan Pemodelan

Analisa Hasil dan Pembahasan

Studi Literatur dan Pengumpulan Data

Identifikasi Masalah

Sumber data kebutuhan pembangkit listrik PLN

20 wilayah usaha PLN

FSRU ( Floating Storage Regasification

Unit ) Kapal LNG

FSRU

LNG Plant

125000 m

3

Peletakan LFSRU yang sesuai

dengan kebutuhan wilayah PLN

Penentuan kapal LNG yang

digunakan sesuai dengan biaya

investasi minimum

(7)

Penentuan alternatif lokasi FSRU

•Untuk wilayah Kalimantan terdapat jaringan gas ( Kuala Badak )-Samarinda-Balikpapan-Banjarmasin Kalimantan Onshore 619 Km. Dengan kata lain telah terdapat jaringan pipa gas yang menghubungkan lokasi wilayah usaha PLN di Kalimantan.

•Jawa Barat dan Banten, yang diwakili oleh Perairan Bojonegara, Cilegon sebagai lokasi penempatan FSRU dengan kapasitas permintaan sebesar 549,66 MMSCFD atau setara dengan 3.926.143 ton/ tahun. Pada wilayah usaha PLN Jawa barat dan Banten terdapat pipa gas bumi yang berasal dari Pagardewa, Sumatera Selatan, kemudian menuju labuhan Maringgai sampai dengan stasiun penerima yaitu stasiun Bojonegara, Teluk Banten. Dimana terdapat 2 cabang pipa gas yaitu diameter 24 inci menuju arah Serpong dan pipa diameter 16 inci menuju arah Merak, Anyer dan Suralaya. Dimana dengan kondisi gas bumi debit gas yang dialirkan pipa 16 inci adalah sebesar 110 MMSCFD dan pipa 24 inci adalah sebesar 165 MMSCFD. Sehingga kebutuhan gas bumi yang dapat disuplai LNG untuk wilayah usaha PLN Jawa barat dan Banten adalah sebesar 274,66 MMSCFD atau sekitar 1.961.857 ton LNG/tahun. •Untuk wilayah Jawa Timur terdapat suplai pipa gas Kodeco dengan pipa sepanjang 65 Km dan pipa gas yang disuplai dari Kangean sepanjang 425 Km untuk memenuhi kebutuhan gas wilayah Jawa Timur yakni seperti PT. Petrokimia Gresik, PLN dan sebagainya. Pipa Gas Kodeco mensuplai kebutuhan Jawa Timur sebesar 100 MMSCFD dan Kangean sebesar 600 MMSCFD. Sehingga total kebutuhan gas bumi sudah dapat terpenuhi dan tidak perlu diletakkan FSRU sebagai sarana receiving terminal LNG

No. Nama Wilayah Daya ( MW )

MMSCFD

Gas TPD (ton)

1 Nangroe Aceh Darussalam 113.37 22.67 476.15 2 Sumatera Utara 1287.75 257.55 5408.54 3 Wilayah Riau 173.79 34.76 729.91 4 Sumatera Barat 72.66 14.53 305.16 5 SumSel Jambi Bengkulu 655.17 131.03 2751.71

6 Lampung 57.70 11.54 242.34

7 Kalimantan Barat 335.82 67.16 1410.44 8 KalSel & Kalteng 474.64 94.93 1993.49

9 KalTim 305.60 61.12 1283.52

10 Sulut, Sulteng & Gorontalo 330.30 66.06 1387.24 11 Sulsel, Sultra & Sulbar 579.16 115.83 2432.47

12 Maluku 92.32 18.46 387.74

13 Papua 223.50 44.70 938.70

14 NTB 174.99 35.00 734.96

15 NTT 144.40 28.88 606.48

16 DKI Jakarta 2740.70 548.14 11510.94 17 Jabar & Banten 1373.30 274.66 5767.86 18 Jateng & Yogyakarta 1689.00 337.80 7093.80 19 Jatim 3144.80 628.96 13208.16

(8)

Kebutuhan LNG PLN dan faktor konversi

No. Nama Wilayah

Daya ( MW ) MMSCFD Gas

TPD (ton)

MTPY

1 Nangroe Aceh Darussalam

113.37

22.67

476.15

0.16 2 Sumatera Utara

1287.7487

257.55 5408.54

1.84 3 Wilayah Riau

173.788

34.76

729.91

0.25 4 Sumatera Barat

72.658

14.53

305.16

0.10 5 SumSel Jambi Bengkulu

655.17

131.03 2751.71

0.94 6 Lampung

92.32

18.46

387.74

0.08 7 Maluku

92.32

18.46

387.74

0.13 8 NTB

174.99

35.00

734.96

0.25 9 NTT

144.40

28.88

606.48

0.21 10 DKI Jakarta

2740.70

548.14 11510.94

3.92 11 Jabar & Banten

740.00

148.00 3108.00

1.06 12 Jateng & Yogyakarta

1689.00

337.80 7093.80

2.41 13 Jatim

3144.80

628.96 13208.16

4.49 14 Bali

432.70

86.54 1817.34

0.62 Dengan nilai konversi

1 MTPY Kubik LNG

=

140 MMSCFD Gas

1 meter kubik LNG

=

600 m3 gas

1 meter kubik LNG

=

21,2 MMBTU

1 MMSCFD Gas

=

15700 m3 Gas

100 MMSCFD

=

700 MW

( type Combined cycle )

100 MMSCFD

=

500 MW

( type Steam cycle )

100 MMSCFD

=

730000

TPY LNG

1 Juta Ton LNG

=

2,2 Juta m3 LNG

Parameter

Cargo capacity of FSRU

Ukuran

m3

129000 147500

180000

Ton LNG

Ton

59340

67850

82800

Perhitungan waktu

operasional tiap ukuran

FSRU sesuai dengan

kebutuhan tiap wilayah

usaha PLN

Wilayah usaha NAD= 476,15 Ton LNG / hari FSRU 129.000 m3= 59340 ton LNG

Kapasitas operasional FSRU= 59340/476,15 = 124,62 hari atau setara dengan 125 hari.

(9)

Banyaknya Pengapalan

Jumlah pengapalan berdasarkan waktu operasional pembangkit listrik dalam satu tahun

adalah 365 hari, maka pengapalan LNG diperhitungkan dengan cara :

Waktu Operasional Pembangkit Listrik PLN

Waktu Operasional FSRU-(jarak tempuh + loading+unloading )

=

Banyaknya

Pengapalan

No. Nama Wilayah Daya ( MW ) LNG ( MTPY ) FSRU 129000 m3 _{FSRU 147500 m}3 _{FSRU 180000 m}3 _satuan

1Nangroe Aceh Darussalam 113.37 0.16 3.08 3 2.68 3 2.18 2 x pengapalan 2Sumatera Utara 1287.7487 1.84 81.70 82 56.44 56 38.55 39 x pengapalan 3Wilayah Riau 173.788 0.25 4.80 5 4.20 4 3.38 3 x pengapalan 4Sumatera Barat 72.658 0.10 1.93 2 1.68 2 1.37 1 x pengapalan 5SumSel Jambi Bengkulu 655.17 0.94 21.69 22 18.41 18 14.13 14 x pengapalan 6Lampung 57.7 0.08 1.52 2 1.33 1 1.08 1 x pengapalan 7Sulut, Sulteng & Gorontalo 330.296 0.47 8.98 9 7.82 8 6.33 6 x pengapalan 8Sulsel, Sultra & Sulbar 579.16 0.83 16.72 17 14.70 15 11.47 11 x pengapalan 9Maluku 92.32 0.13 2.41 2 2.12 2 1.73 2 x pengapalan 10Papua 223.5 0.32 5.99 6 5.22 5 4.25 4 x pengapalan 11NTB 174.99 0.25 4.70 5 4.07 4 3.33 3 x pengapalan 12NTT 144.4 0.21 3.85 4 3.36 3 2.73 3 x pengapalan 13DKI Jakarta 2740.7 3.92 70.02 70 70.02 70 49.16 49 x pengapalan 14Jabar & Banten 1373.3 1.96 60.32 60 51.77 52 36.32 36 x pengapalan 15Jateng & Yogyakarta 1689 2.41 43.10 43 38.03 38 30.66 31 x pengapalan 16Bali 432.7 0.62 12.46 12 10.64 11 8.63 9 x pengapalan

(10)

Berdasarkan asumsi bahwa semua pembangkit listrik PLN berbahan bakar HSD, MFO

dan Gas Alam menggunakan gas alam sebagai bahan bakarnya, didapatkan bahwa

lokasi FSRU yang sesuai untuk ditempatkan sebagai receiving terminal adalah sebagai

berikut.

No.

Nama Wilayah

Destination/Origin

1 Nangroe Aceh Darussalam

Lhokseumawe

2 Sumatera Utara

Belawan

3 Wilayah Riau

Dumai

4 Sumatera Barat

Teluk Bayur

5 SumSel Jambi Bengkulu

Palembang

6 Lampung

Panjang

7 Sulut, Sulteng & Gorontalo

Bitung

8 Sulsel, Sultra & Sulbar

Makassar

9 Maluku

Ambon

10 Papua

Sorong

11 NTB

Bima

12 NTT

Ende

13 DKI Jakarta

Tanjung Priok

14 Jabar & Banten

Bojonegara

15 Jateng & Yogyakarta

Tanjung Mas

(11)

Simulasi kondisi 100 % kapasitas produksi kilang bagi kebutuhan domestik

Kapal LNG 125.000 m3 Kapal LNG 135.000 m3 Kapal LNG 135.000 m3 Kilang LNG Bontang Kapasitas 22,5 MTPY

1 unit mensuplai LNG menuju NAD 0.16 MTPY Riau 0.25 MTPY SJB 0.94 MTPY JaBanten 1.96 MTPY Jateng-DIY 2.41 MTPY Bali 0.62 MTPY 2 unit mensuplai LNG menuju Jakarta 3.92 MTPY

1 unit mensuplai LNG menuju Sumbar 0.10 MTPY

1 unit mensuplai LNG menuju SumUt 1.84 MTPY

Kilang LNG Donggi Senoro Kapasitas 2 MTPY

1 unit mensuplai LNG menuju SulutTenggo 0.47 MTPY NTB 1.25 MTPY NTT 0.21 MTPY Kapal LNG 125.000 m3

1 unit mensuplai LNG menuju Papua 0,13 MTPY

Kapal LNG 125.000 m3

1 unit mensuplai LNG menuju Maluku 0,32 MTPY

Kapal LNG 135.000 m3

Pada kondisi ini semua permintaan LNG dari

setiap wilayah usaha PLN dapat terpenuhi oleh

masing-masing kilang LNG Bontang, Donggi

Senoro dan Tangguh. Sehingga didapatkan total

biaya investasi keseluruhan adalah