DISTRIBUSI GAS ALAM CAIR (LNG) DARI KILANG MENUJU … · Pemanfaatan Gas alam Kebijakan Pemerintah...
-
Upload
phungduong -
Category
Documents
-
view
220 -
download
1
Transcript of DISTRIBUSI GAS ALAM CAIR (LNG) DARI KILANG MENUJU … · Pemanfaatan Gas alam Kebijakan Pemerintah...
Tugas Akhir (ME 091329)
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
Prof.Dr. Ketut Buda Artana, ST. MSc
1Tugas Akhir (ME 091329)
Krisis Listrik Cadangan Gas Bumi
Kebijakan Pemerintah mengenai EnergiPemanfaatan 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
2Tugas Akhir (ME 091329)
• 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
3Tugas Akhir (ME 091329)
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 )?
4Tugas Akhir (ME 091329)
125000 m3
135000 m3
147500 m3
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
FSRULNG Plant
125000 m3
•Penentuan lokasi FSRU yang sesuai dengan memperhatikan kebutuhan permintaan LNG pada tiap daerah sesuai dengankapasitas FSRU yang tersedia?•Bagaimana menentukan kapal LNG carrier yang sesuai dengan biaya investasi minimum dari ladang LNG menuju stasiunpenerima ( FSRU )?
5Tugas Akhir (ME 091329)
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
FSRULNG Plant
125000 m3
Peletakan LFSRU yang sesuai dengan kebutuhan wilayah PLN
Penentuan kapal LNG yang digunakan sesuai dengan biaya
investasi minimum
6Tugas Akhir (ME 091329)
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
20 Bali 432.70 86.54 1817.34
7Tugas Akhir (ME 091329)
Kebutuhan LNG PLN dan faktor konversi
No. Nama Wilayah Daya ( MW ) MMSCFD Gas TPD (ton) MTPY
1Nangroe Aceh Darussalam 113.37 22.67 476.15 0.16
2Sumatera Utara 1287.7487 257.55 5408.54 1.84
3Wilayah Riau 173.788 34.76 729.91 0.25
4Sumatera Barat 72.658 14.53 305.16 0.10
5SumSel Jambi Bengkulu 655.17 131.03 2751.71 0.94
6Lampung 92.32 18.46 387.74 0.08
7Maluku 92.32 18.46 387.74 0.13
8NTB 174.99 35.00 734.96 0.25
9NTT 144.40 28.88 606.48 0.21
10DKI Jakarta 2740.70 548.14 11510.94 3.92
11Jabar & Banten 740.00 148.00 3108.00 1.06
12Jateng & Yogyakarta 1689.00 337.80 7093.80 2.41
13Jatim 3144.80 628.96 13208.16 4.49
14Bali 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.
8Tugas Akhir (ME 091329)
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 PLNWaktu Operasional FSRU-(jarak tempuh + loading+unloading )
=Banyaknya Pengapalan
No. Nama Wilayah Daya ( MW ) LNG ( MTPY ) FSRU 129000 m3 FSRU 147500 m3 FSRU 180000 m3 satuan
1Nangroe Aceh Darussalam 113.37 0.16 3.08 3 2.68 3 2.18 2x pengapalan
2Sumatera Utara 1287.7487 1.84 81.70 82 56.44 56 38.55 39x pengapalan
3Wilayah Riau 173.788 0.25 4.80 5 4.20 4 3.38 3x pengapalan
4Sumatera Barat 72.658 0.10 1.93 2 1.68 2 1.37 1x pengapalan
5SumSel Jambi Bengkulu 655.17 0.94 21.69 22 18.41 18 14.13 14x pengapalan
6Lampung 57.7 0.08 1.52 2 1.33 1 1.08 1x pengapalan
7Sulut, Sulteng & Gorontalo 330.296 0.47 8.98 9 7.82 8 6.33 6x pengapalan
8Sulsel, Sultra & Sulbar 579.16 0.83 16.72 17 14.70 15 11.47 11x pengapalan
9Maluku 92.32 0.13 2.41 2 2.12 2 1.73 2x pengapalan
10Papua 223.5 0.32 5.99 6 5.22 5 4.25 4x pengapalan
11NTB 174.99 0.25 4.70 5 4.07 4 3.33 3x pengapalan
12NTT 144.4 0.21 3.85 4 3.36 3 2.73 3x pengapalan
13DKI Jakarta 2740.7 3.92 70.02 70 70.02 70 49.16 49x pengapalan
14Jabar & Banten 1373.3 1.96 60.32 60 51.77 52 36.32 36x pengapalan
15Jateng & Yogyakarta 1689 2.41 43.10 43 38.03 38 30.66 31x pengapalan
16Bali 432.7 0.62 12.46 12 10.64 11 8.63 9x pengapalan
Suplai dari Donggi-Senoro dengan kapal 125.000
9Tugas Akhir (ME 091329)
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
16 Bali Celukan Bawang
10Tugas Akhir (ME 091329)
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 MTPYKapal LNG 125.000 m3
1 unit mensuplai LNG menuju
Maluku 0,32 MTPYKapal 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
$. 817.232.322