i

Kode/Nama Rumpun Ilmu: 433/Teknik Kimia

LAPORAN KEMAJUAN

PENELITIAN DOKTOR BARU

Judul:

OPTIMISASI NATURAL GAS NETWORK REGION JAWA

TIMUR DENGAN METODE SUPERSTRUCTURE

Tahun ke- 1 dari rencana 1 tahun

Tim Peneliti:

Dr. Rendra Panca Anugraha, S.T. 0025109401

Prof. Ir. Renanto, M.Sc., Ph.D. 0019075307

Juwari, S.T., M.Eng., Ph.D. 0015067306

DIREKTORAT PENELITIAN DAN PENGABDIAN KEPADA MASYARAKAT

INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER

SEPTEMBER 2020

ii

RINGKASAN

Gas alam merupakan salah satu komoditas energi yang sangat penting untuk menunjang

perkembangan pembangunan di Indonesia. Di Indonesia, terdapat cadangan gas alam sebesar

142,72 TSCF yang tersebar di beberapa provinsi di Indonesia dan diperkirakan masih akan

tersedia hingga tahun 2050. Di wilayah Jawa Timur sendiri, terdapat total cadangan gas bumi

sebesar 4,66 TSCF dengan total pasokan gas bumi yang cukup besar pada tahun 2018 yakni

mencapai 628,66 MMSCFD. Penggunaan akan gas alam di Jawa Timur mencapai 628,65

MMSCFD pada tahun 2018, sekitar ¼ dari total keseluran kebutuhan gas alam di Jawa.

Penggunaan gas alam di Jawa Timur ini tersebar ke berbagai sektor yaitu industri, pembangkit

listrik, rumah tangga dan transportasi yang mayoritas berada di Surabaya, Sidoarjo, Gresik dan

sekitarnya. Dengan banyaknya produsen dan konsumen dari gas alam di wilayah Jawa Timur

pada khususnya, tentunya menimbulkan pertanyaan dikarenakan lokasi produsen (source) dan

konsumen (sink) yang ada pada saat ini belum tentu berada pada satu wilayah yang berdekatan

dan belum tentu permintaan konsumen (kapasitas sink) yang tersedia di suatu daerah cukup

untuk diberikan pasokan gas alam dari produsen terdekat dari daerah tersebut dalam waktu

produksi (waktu kontrak) pemasok gas tersebut. Oleh karena itu, perlu adanya studi penelitian

tentang natural gas network system pada wilayah Jawa Timur dengan dilakukan optimisasi

berdasarkan total cost dan natural gas recovery pada variasi waktu kontrak yang berbeda-beda

sehingga dapat diperoleh jaringan perpindahan massa gas alam yang terbaik dan efisien.

Adapun tujuan penelitian ini adalah mendapatkan berbagai skenario jaringan gas alam

di wilayah Jawa Timur dengan metode superstructure pada waktu kontrak yang berbeda-beda,

mendapatkan nilai total cost dan natural gas recovery dari setiap skenario yang telah dibuat

dan melakukan optimisasi biaya (total cost) dan natural gas recovery teknologi jaringan gas

alam.

Pada penelitian ini, tahapan untuk memperoleh natural gas network yang optimum

antara lain pengkompilasian data pendukung, penentuan skenario network, perhitungan jarak

source – sink, perhitungan natural gas recovery dan total annual cost, serta optimisasi natural

gas network.

Target luaran yang dicanangkan dari usulan penelitian yang diajukan ini adalah

publikasi makalah ilmiah pada jurnal internasional terindex SCOPUS Q2 atau jurnal

internasional terindex Thomson Reuters dengan impact factor dan publikasi tambahan pada

seminar internasional terindex SCOPUS.

Kata kunci: natural gas, network, optimisasi, superstructure

iii

PRAKATA

Dengan mengucap syukur Alhamdulillah kepada Allah SWT atas berkat rahmat dan

hidayah-Nya, akhirnya penulis dapat menyelesaikan Laporan Kemajuan tahun dengan judul

Optimisasi Natural Gas Network Region Jawa Timur Dengan Metode Superstructure.

Pada kesempatan ini, saya mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya atas

bantuan dalam penyelesaian Laporan Kemajuan tahun pertama ini kepada :

1. Bapak Agus Muhammad Hatta, S.T., M.Si., Ph.D. selaku Direktur DRPM ITS.

2. Ibu Dr. Eng Widiyastuti, ST., M.T. selaku Kepala Departemen Teknik Kimia FTI – ITS.

3. Bapak Prof. Dr. Ir. Tri Widjaja M.Eng. selaku Kepala Pusat Studi Energi ITS

4. Seluruh anggota Laboratorium Rekayasa Sistem Proses atas bantuan dan kerja samanya.

serta semua pihak yang tidak dapat saya sebutkan satu persatu yang telah membantu dalam

penyelesaian laporan kemajuan penelitian ini.

Semoga laporan kemajuan ini dapat memperkaya ilmu pengetahuan khususnya dibidang

Teknik Kimia serta bagi masyarakat dan bangsa Indonesia.

Surabaya, 15 September 2020

Penulis

iv

DAFTAR ISI

RINGKASAN ............................................................................................................................ ii

PRAKATA ............................................................................................................................... iii

DAFTAR ISI ............................................................................................................................. iv

DAFTAR TABEL ..................................................................................................................... vi

DAFTAR GAMBAR ............................................................................................................... vii

BAB 1 PENDAHULUAN ......................................................................................................... 1

1.1. Latar Belakang ................................................................................................................ 1

1.2. Perumusan Masalah ........................................................................................................ 4

1.3. Tujuan Penelitian ............................................................................................................ 5

1.4. Roadmap Penelitian ........................................................................................................ 5

1.5. Kontribusi dan Orisinalitas Penelitian ............................................................................ 5

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ................................................................................................ 6

2.1. Penelitian Terdahulu (State of The Art) yang Relevan ................................................... 6

2.2. Industri Gas Alam di Indonesia .................................................................................... 7

2.2.1 Ketersediaan dan Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia ............................................... 7

2.2.2 Perkembangan Infrastruktur Gas Alam ........................................................................ 8

BAB 3 METODE PENELITIAN ............................................................................................ 12

3.1 Diagram Alir Penelitian ........................................................................................... 12

3.2. Kompilasi Data ........................................................................................................ 13

3.3. Metode Perhitungan Jarak Source-Sink ................................................................... 15

3.4. Metode Penentuan Jumlah Skenario ........................................................................ 16

3.5. Metode Perhitungan Cost dan Natural Gas Recovery ............................................. 16

3.6. Metode Optimisasi Skenario .................................................................................... 17

BAB 4 HASIL DAN LUARAN YANG DICAPAI ................................................................ 19

4.1. Kompilasi Data Single Region..................................................................................... 19

v

4.2. Analisis Superstructure ................................................................................................ 20

4.3. Luaran yang Dicapai .................................................................................................... 23

BAB 5 RENCANA TAHAPAN BERIKUTNYA ................................................................... 24

BAB 6 KESIMPULAN SEMENTARA .................................................................................. 25

DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................................. 26

EVALUASI ATAS CAPAIAN LUARAN KEGIATAN ........................................................ 28

vi

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Komposisi Gas Alam Murni Secara Umum ............................................................. 1

Tabel 2.1 Daftar Penelititan Terdahulu ..................................................................................... 6

Tabel 2.2 Terminal LNG di Indonesia ...................................................................................... 9

Tabel 3.1 Data Source Gas Alam di Jawa Timur .................................................................... 13

Tabel 3.2 Data Sink Gas Alam di Jawa Timur ........................................................................ 13

Tabel 3.3 Data Sink Sektor Industri ........................................................................................ 14

Tabel 3.4 Data Sink Sektor Transportasi ................................................................................ 14

Tabel 3.5 Data Sink Sektor Rumah Tangga ............................................................................ 14

Tabel 3.6 Data Sink Sektor Kelistrikan ................................................................................... 15

Tabel 4. 1 Titik Source Gas Alam di Jawa Timur ................................................................... 19

Tabel 4. 2 Titik Sink Gas Alam di Jawa Timur ...................................................................... 19

Tabel 4. 3 Batasan Flowrate .................................................................................................... 20

Tabel 4. 4 Start Time Operation Matrix .................................................................................. 21

Tabel 4. 5 End Time Operation Matrix ................................................................................... 21

Tabel 4. 6 Time Duration Matrix ............................................................................................ 21

Tabel 4. 7 Hasil Konfigurasi Optimum dengan Superstructure .............................................. 22

vii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Sumber Daya Minyak dan Gas Alam di Indonesia 2018 ..................................... 2

Gambar 1.2 Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia .................................................................... 2

Gambar 2.1 Schematic Superstructure ................................................................................... 11

Gambar 3.1 Skema prosedur penelitian ................................................................................. 12

Gambar 3.2 Grid Peta Wilayah Jawa Timur .......................................................................... 15

Gambar 3.3 Hasil Multi-Objective Optimization ................................................................... 18

1

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Gas alam merupakan suatu campuran yang tersusun dari gas-gas hidrokarbon dimana

gas-gas tersebut merupakan senyawa yang mudah terbakar. Gas alam diproduksi secara

konvensional dari ladang gas (non-associated gas) atau sebagai produk samping dari ladang

minyak (associated gas). Komponen utama dari gas alam adalah metana (CH4) yang

merupakan molekul hidrokarbon dengan rantai terpendek dan teringan. Karakteristik dari gas

alam pada keadaan murni antara lain tidak berwarna dan tidak berbau. Selain itu, gas alam

mampu menghasilkan reaksi pembakaran yang bersih dan ramah lingkungan. Selain

mengandung metana, gas alam juga dapat mengandung etana, propana, butana, fraksi lain yang

lebih berat dan pengotor. Komposisi pada gas alam dapat bervariasi sesuai dengan sumber

ladang gasnya. Berikut ini merupakan tabel komposisi gas alam secara umum.

Tabel 1.1 Komposisi Gas Alam Murni Secara Umum

Komponen Komposisi % gas Struktur kimia Heating value (BTU/lb)

Metana 70 - 95 CH4 23.571

Etana 2,5 - 12 C2H6 21.876

Propana 1 - 6 C3H8 21.646

Butana (N dan iso) 0,2 - 2,5 C4H10 21.293

Pentana 0,2 - 1 C5H12 20.877

Kontaminan atau pengotor utama dari gas alam biasanya berupa campuran organosulfur dan

hidrogen sulfida (H2S) yang harus dipisahkan sebelum dapat digunakan atau diproses lebih

lanjut. Selain itu, gas alam juga mengandung komponen H2O, CO2, N2, O2 dalam jumlah kecil.

(Ajay Selot 2009)

Indonesia memiliki cadangan gas alam yang sangat besar. Cadangan gas alam ini

tersebar di berbagai daerah dari Sumatera hingga ke Papua. Beberapa cadangan gas yang

tersedia belum dapat dieksploitasi dikarenakan kondisi geografis yang kurang bersahabat

ataupun kandungan gas alam beberapa sumber yang relatif kecil sehingga belum dapat diolah

secara komersial. Berikut ini merupakan gambar yang menunjukan sumber daya minyak dan

gas bumi di Indonesia pada tahun 2018.

2

Gambar 1.1 Sumber Daya Minyak dan Gas Alam di Indonesia 2018

Dari gambar di atas dapat diketahui bahwa indonesia memiliki cadangan gas alam yang sangat

besar, baik yang terbukti ataupun yang masih berpotensi. (BPPT 2019)

Gas alam di Indonesia dimanfaatkan untuk beberapa hal. Pemanfaatannya antara lain

untuk refinery, penggunaan sendiri, power plant, komersial, transportasi, dsb. Berikut ini

merupakan gambar yang menunjukan pemanfaatan gas alam di Indonesia.

Gambar 1.2 Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia

Gas alam di Indonesia sebagian besar digunakan untuk sektor industri dan pembangkit listrik.

Sedangkan pemanfaatan gas alam untuk rumah tangga, komersial dan transportasi tidak

berkembangnya karena keterbatasan infrastruktur. Oleh karena itu pemerintah berkomitmen

3

untuk memprioritaskan penyaluran gas untuk keperluan dalam negeri dengan meningkatkan,

infrastruktur pemanfaatan gas dalam negeri secara bertahap. (BPPT 2019)

Jawa merupakan pulau kecil berpenduduk padat dengan lebih dari 125 juta manusia,

merupakan pulau yang mengkonsumsi sekitar 70 persen dari konsumsi energi di Indonesia.

Gas alam merupakan pilihan tepat untuk memenuhi kebutuhan energi Jawa, karena

ketersediaanya yang cukup besar serta nilai ekonominya yang tinggi untuk menggantikan

bahan bakar minyak yang dipakai berlebihan dengan subsidi. Jawa Timur merupakan pengguna

sekitar ¼ dari total keseluran kebutuhan gas alam di Jawa. Wilayah di Jawa Timur yang

menjadi pusat industri adalah Surabaya, Sidoarjo, Gresik dan sekitarnya. Beberapa konsumen

besar gas bumi di Jawa Timur antara lain adalah Petrokimia Gresik, kelistrikan, industri dan

komersial, transportasi (Pertamina dan PGN), gas kota (Surabaya, Sidoarjo, Mojokerto dan

Kabupaten Mojokerto) dengan total kebutuhan pada tahun 2018 sebesar 628.65 MMSCFD.

(Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi 2018)

Pasokan gas bumi wilayah Jawa Timur mayoritas berasal dari lapangan gas bumi di

wilayah perairan Madura. Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang merupakan Existing

Supply adalah Kangean Energi Indonesia (Blok Kangean), PHE WMO (Blok West Madura

Offshore), Santos (Blok Madura Offshore dan Sampang), Saka Energi Pangkah (Blok Ujung

Pangkah), Petronas Ketapang, serta dari beberapa KKKS lain seperti Pertamina EP (Poleng),

JOB PPEJ (Sukowati dan Mudi), dan Lapindo Brantas (Tanggulangin dan Wunut). Total

cadangan gas bumi yang dimiliki Jawa Timur adalah sebesar 4.66 TSCF yang terdiri dari

cadangan terbukti (proven reserves) sebesar 2.54 TSCF dan cadangan potensial (probable &

possible reserves) sebesar 2.12 TSCF dengan total pasokan gas bumi yang cukup besar pada

tahun 2018 yakni mencapai 628.66 MMSCFD. (Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi

2018)

Dengan banyaknya produsen dan konsumen dari gas alam di wilayah Jawa Timur pada

khususnya, tentunya menimbulkan pertanyaan dikarenakan lokasi produsen (source) dan

konsumen (sink) yang ada pada saat ini belum tentu berada pada satu wilayah yang berdekatan

dan belum tentu permintaan konsumen (kapasitas sink) yang tersedia di suatu daerah cukup

untuk diberikan pasokan gas alam dari produsen terdekat dari daerah tersebut dalam waktu

produksi (waktu kontrak) pemasok gas tersebut. Sehingga dimungkinkan bahwa proses natural

gas networking dapat dikaji dengan kondisi lokasi source dan sink berjauhan. Selain itu, waktu

kontrak harus diperhitungkan karena kemungkinan terdapat variasi waktu kontrak yang bisa

terjadi pada prosesnya.

4

Dari studi literatur yang telah dilakukan, beberapa penelitian telah membahas mengenai

optimasi sistem jaringan suplai gas alam, namun pada penelitian tersebut, sistem transportasi

yang digunakan adalah LNG dan optimasi yang dilakukan hanya menggunakan biaya suplai

sebagai parameter optimisasi (Rakhmawan and Purwanto 2014). Dalam penelitian lain juga

telah dikaji mengenai optimasi sistem jaringan suplai gas alam menggunakan MINLP dengan

memperhatikan potential supply, namun pada penelitian ini mengambil sistem transportasi gas

menggunakan LNG dan bukan pipeline gas (Mikolajkov, et al. 2017). Dalam penelitian lain

juga telah dikaji mengenai multi-objective optimization pada jaringan pipeline gas, namun pada

penelitian tersebut, hanya meninjau segi operasi dari sistem pipeline gas. (Su, et al. 2019)

Oleh karena itu, perlu adanya studi penelitian tentang natural gas network system pada

wilayah Jawa Timur dengan dilakukan optimisasi berdasarkan total cost dan natural gas

recovery pada variasi waktu kontrak yang berbeda-beda sehingga dapat diperoleh jaringan

perpindahan massa gas alam yang terbaik dan efisien.

1.2. Perumusan Masalah

Berdasarkan latar belakang, rumusan masalah yang diangkat dalam penelitian ini adalah

sebagai berikut:

1. Menentukan skenario jaringan perpindahan massa gas alam dengan menggunakan

metode superstucture pada wilayah Jawa Timur.

2. Menghitung total cost dan natural gas recovery dari skenario yang telah dibuat.

3. Mengoptimisasi skenario jaringan perpindahan massa gas alam berdasarkan total cost

dan natural gas recovery.

Pembatasan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Metode yang digunakan adalah metode superstructure dengan mengoptimisasi

berdasarkan total cost dan natural gas recovery.

2. Wilayah yang ditinjau adalah source dan sink pada wilayah Jawa Timur.

3. Software yang digunakan adalah GAMS IDE dan Matlab R2017a.

4. Data yang digunakan berupa kapasitas adalah data rata-rata dari existing dan data

proyeksi.

5. Jarak antara dua titik source dan sink yang digunakan jarak Euclidean.

6. Data waktu source dan sink yang tidak diketahui akan dilakukan asumsi.

7. Sistem transportasi perpindahan massa gas yang digunakan adalah sistem pipeline.

8. Tekanan keluaran gas alam pada sink diasumsikan seragam berdasarkan tekanan

pipeline gas dari GPSA.

5

1.3. Tujuan Penelitian

Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan berbagai skenario jaringan gas alam di

wilayah Jawa Timur dengan metode superstructure pada waktu kontrak yang berbeda-beda.

Mendapatkan nilai total cost dan natural gas recovery dari setiap skenario yang telah dibuat.

Dan mengoptimisasi biaya (total cost) dan natural gas recovery teknologi jaringan gas alam.

1.4. Roadmap Penelitian

Hasil penelitian ini dapat digunakan sebagai acuan untuk pengembangan kerangka

sistem simulasi-optimasi jaringan gas, memberikan model grafik dan matematik sebagai solusi

masalah perencanaan sistem jaringan gas secara terpadu serta dapat membantu para pengambil

kebijakan dalam hal identifikasi, pemilihan dan perencanaan utilisasi gas yang paling sesuai

untuk suatu wilayah. Dalam konteks nasional, model yang dikembangkan diharapkan dapat

memberikan kontribusi dalam perencanaan system jaringan gas sehingga kekayaan alam

berupa gas alam dapat dimanfaatkan secara optimal untuk memenuhi kebutuhan domestic.

1.5. Kontribusi dan Orisinalitas Penelitian

Kontribusi dan orisinalitas yang diberikan berupa metode baru untuk mendesain sistem

jaringan gas alam multi period dengan menggunakan metode superstructure berdasarkan total

cost dan natural gas recovery.

6

BAB 2

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,

Kathleen B. Aviso,

Santanu

Bandyopadhyay, dan

Denny K. S. Ng

Optimal Source–Sink

Matching in Carbon

Capture and Storage

Systems with Time,

Injection Rate, and

Capacity Constraints

Model MILP digunakan

untuk mengoptimasi

sambungan antara source

dan sink dalam sistem

Carbon Capture Storage

(CCS)

2 2012 Alberto Quaglia, Bent

Sarup, Gürkan Sin,

Rafiqul Gani

Integrated business and

engineering framework

for synthesis and design of

enterprise-wide

processing networks

Mengintegrasikan bidang

bisnis dan teknik dengan

membuat network MINLP

yang dioptimisasi.

3 2016 Maria-Ona Bertran,

Rebecca Frauzem, Lei

Zhang, Rafiqul Gani*

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

Mengoptimasi jaringan

gas alam LNG dengan

memperhatikan potential

supply menggunakan

MINLP

5 2019 Huai Su, Enrico Zio,

Jinjun Zhang, Xueyi Li,

Lixun Chi , Lin Fan ,

Zongjie Zhang

A method for the multi-

objective optimization of

the operation of

Mengoptimasi natural gas

pipeline networks

berdasarkan efisiensi

7

natural gas pipeline

networks considering

supply reliability and

operation efficiency

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

8

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

9

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 Terminal Kapasitas

(MTPA) Start-up Tipe Status

Nusantara

Regas

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

10

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

11

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)

12

BAB 3

METODE PENELITIAN

Metode penelitian ini menggunakan analisa superstructure untuk mengoptimasi

jaringan gas alam. Salah satu aspek penting di dalam perencanaan dan desain jaringan gas alam

adalah integrasi antara source dan sink gas agar diperoleh desain yang optimal. Untuk

memudahkan integrasi, maka langkah awal dalam penelitian ini adalah melakukan

pengumpulan data yang akan ditinjau untuk menetapkan scenario source dan sink, kemudian

dilanjutkan dengan penentuan jumlah pertukaran massa antara source dan sink sesuai batasan

scenario single region dengan periode waktu operasi secara multi period. Setelah didapatkan

nilai pertukaran massa dari scenario yang optimum, dilanjutkan perhitungan total cost untuk

jaringan gas alam yang terbentuk. Penentuan jaringan optimum dilakukan dengan

menggunakan software GAMS. Optimasi simulasi dilakukan untuk mendapatkan scenario

pertukaran massa dari source ke sink.

3.1 Diagram Alir 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 Skema prosedur penelitian

13

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

14

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

15

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

16

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.

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.

17

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)]

18

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 3.3.

Gambar 3.3 Hasil Multi-Objective Optimization

19

BAB 4

HASIL DAN LUARAN YANG DICAPAI

Pada penelitian tahun ini dilakukan desain jaringan gas alam antara source – sink pada

single region (Jawa Timur) dengan metode analisis superstructure.

4.1. Kompilasi Data Single Region

Jaringan gas alam yang akan dikembangkan berlokasi di Jawa Timur. Dari region Jawa

Timur ini ditinjau 11 titik source (supply) dan 15 titik sink (demand). Karena dari lokasi titik-

titik tersebut, dilakukan simplifikasi berdasarkan lokasi terdekat menjadi 5 titik source dan 6

titik sink. Data source dan sink yang digunakan pada penelitian ini ditunjukkan pada Tabel 4.1

dan 4.2.

Tabel 4. 1 Titik Source Gas Alam di Jawa Timur

Code Source Place Start Time

(year)

Duration

(year)

End Time

(year)

Natural Gas

Production Rate

(BCF/year)

Natural Gas

Capacity

(BCF)

SRM1 Madura Field 1 2 16 18 142.4 2278.4

SRM2 Madura Field 2 5 18 23 87.6 1576.8

SRG1 Gresik Field 3 13 16 34.7 451.1

SRB1 Bojonegoro Field 6 23 29 56.6 1301.8

SRL1 Lengo Field 7 23 30 25.6 588.8

Total Source 6196.9

BCF = billion standard cubic feet

Tabel 4. 2 Titik Sink Gas Alam di Jawa Timur

Code Sink Place Start Time

(year)

Duration

(year)

End Time

(year)

Natural Gas

Consumption Rate

(BCF/year)

Consumed

Natural Gas

(BCF)

SKP1 PT. Petrokimia 2 28 30 54.8 1534.4

SKG1 Gas Power Plants 3 22 25 113.2 2490.4

SKE1 PT. Pertamina Tuban 10 20 30 45.6 912.0

SKI1 Industrial Complex 4 16 20 54.8 876.8

SKR1 Domestic Gas 8 22 30 0.7 15.4

SKT1 Transportation Gas 5 15 20 7.3 109.5

Total Sink 5938.5

BCF = billion standard cubic feet

Waktu ketersediaan, kapasitas dan laju alir dari masing-masing titik source dan sink

harus diketahui sebagai parameter dari desain jaringan. Waktu ketersediaan titik source

20

didefinisikan sebagai waktu dimulainya cadangan gas alam berproduksi dan siap diedarkan

hingga waktu saat habisnya cadangan. Waktu ketersediaan titik sink didefinisikan sebagai

waktu siapnya konsumen menerima supply gas hingga waktu habisnya kontrak. Untuk titik

source, dari kapasitas cadangan gas alam dan waktu ketersediannya, laju alir gas dari titik

source dapat diperoleh. Sedangkan, dari periode kontrak (waktu ketersediaan sink) dan laju alir

kebutuhan gas tahunan, kapasitas dari titik sink dapat diperoleh.

Variasi dari time minimum difference (∆tmin) digunakan untuk mempertimbangkan

kemungkinan adanya operasi yang terlambat dari proses pengiriman gas alam. Variabel dari

time minimum difference ini memberikan dampak pada jaringan source – sink.

4.2. Analisis Superstructure

. Pada penelitian ini, metode superstructure ini digunakan sebagai kerangka dasar dari

desain jaringan gas alam single region untuk memperoleh jaringan optimum dengan

memperhatikan gas recovery dan total cost. Laju alir dari source dan sink digunakan sebagai

aliran massa yang dipertukarkan.

Dalam Analisa ini hal yang pertama dilakukan adalah menentukan variabel dalam

permodelan matematik yang akan digunakan. Untuk variabel yang akan digunakan dalam

penelitian ini adalah sebagai berikut :

i = node sources, i = 1, 2, 3, 4, 5

j = node sinks, j = 1, 2, 3, 4, 5, 6

t start i = start time of source nodes.

t start j = start time of sink nodes.

t end i = end time of source nodes.

t end j = end time of source nodes.

flow i = annual NG flowrate of source nodes.

flow j = annual NG flowrate of sink nodes.

Xi,j = the transfer amount of NG in BCF/year from source i to sink j.

ti,j = the transfer duration of NG in years from source i to sink j.

Kemudian menetapkan batasan untuk flowrate dan time duration yang akan digunakan

sebagai parameter dalam persamaan.

Tabel 4. 3 Batasan Flowrate

i,j 1 = 54.8 2 = 113.2 3 = 45.6 4 = 54.8 5 = 0.7 6 = 7.3

1 = 142.4 54.8 113.2 45.6 54.8 0.7 7.3

2 = 87.6 54.8 87.6 45.6 54.8 0.7 7.3

21

3 = 34.7 34.7 34.7 34.7 34.7 0.7 7.3

4 = 56.6 54.8 56.6 45.6 54.8 0.7 7.3

5 = 25.6 25.6 25.6 25.6 25.6 0.7 7.3

Untuk batasan flowrate, diambil nilai terkecil dari tiap pairing yang dapat terbentuk. Kemudian

untuk batasan time duration, ditentukan dari waktu mulai operasi dan waktu akhir operasi

source dan sink.

Tabel 4. 4 Start Time Operation Matrix

i,j 1 = 2 2 = 3 3 = 10 4 = 4 5 = 8 6 = 5

1 = 2 2 3 10 4 8 5

2 = 5 5 5 10 5 8 5

3 = 3 3 3 10 4 8 5

4 = 6 6 6 10 6 8 6

5 = 7 7 7 10 7 8 7

Tabel 4. 5 End Time Operation Matrix

i,j 1 = 30 2 = 25 3 = 30 4 = 20 5 = 30 6 = 20

1 = 18 18 18 18 18 18 18

2 = 23 23 23 23 20 23 20

3 = 16 16 16 16 16 16 16

4 = 29 29 25 29 20 29 20

5 = 30 30 25 30 20 30 20

Tabel 4. 6 Time Duration Matrix

i,j 1 2 3 4 5 6

1 16 15 8 14 10 13

2 18 18 13 15 15 15

3 13 13 6 12 8 11

4 23 19 19 14 21 14

5 23 18 20 13 22 13

Untuk start time operation diambil nilai terbesar untuk tiap pairing sedangkan end time

operation diambil nilai terkecil. Time duration didapatkan dari pengurangan matrix end time

operation dengan start time operation. Setelah menetapkan parameter, kemudian di masukan

ke dalam persamaan matematik berikut untuk mendapatkan nilai pertukaran massa.

Batasan:

source:

22

∑ 𝑋𝑖,𝑗

6

𝑗=1

≤ 𝑓𝑙𝑜𝑤𝑖

sink:

∑ 𝑋𝑖,𝑗

5

𝑖=1

≤ 𝑓𝑙𝑜𝑤𝑗

overall:

𝑋𝑖,𝑗 ≥ 0

natural gas transferred :

𝑁𝐺 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑑 = ∑ ∑ 𝑡𝑖,𝑗𝑋𝑖,𝑗

6

𝑗=1

5

𝑖=1

excess supply (AS) :

𝐴𝑆 = [∑ 𝑓𝑙𝑜𝑤𝑖(𝑡𝑒𝑛𝑑,𝑖 −

5

𝑖=1

𝑡𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡,𝑖)] − 𝑁𝐺 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑑

excess demand (ED) :

𝐸𝐷 = [∑ 𝑓𝑙𝑜𝑤𝑗(𝑡𝑒𝑛𝑑,𝑗 −

6

𝑗=1

𝑡𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡,𝑗)] − 𝑁𝐺 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑑

Batasan dan persamaan kemudian di inputkan ke dalam software GAMS untuk melakukan

simulasi. Dari simulasi yang telah dilakukan, didapatkan konfigurasi optimum sebagai berikut:

Tabel 4. 7 Hasil Konfigurasi Optimum dengan Superstructure

SKP1 SKG1 SKE1 SKI1 SKR1 SKT1 sum flow source 54.8 113.2 45.6 54.8 0.7 7.3

SRM1 18.9 25.6 54.8 7.3

106.6 142.4

SRM2 87.6 87.6 87.6

SRG1 0 34.7

SRB1 11 45.6

56.6 56.6

SRL1 24.9 0.7

25.6 25.6

sum flow sink 54.8 113.2 45.6 54.8 0.7 7.3

23

Dengan rincian total gas yang dipertukarkan sebesar 4832.8 BCF, Excess Supply sebesar

1364.1 BCF, dan Excess Demand sebesar 1105.7 BCF.

4.3. Luaran yang Dicapai

Saat ini telah diterima seminar ICCME Undip dan sedang dalam pembuatan draft jurnal

ke Periodica Polytechnica Chemical Engineering (SCOPUS Q2).

24

BAB 5

RENCANA TAHAPAN BERIKUTNYA

Tahapan penelitian berikutnya adalah menentukan factor ekonomi cost analysis natural

gas network yang dikembangkan. Kemudian, direncanakan untuk mensubmit manuskrip jurnal

di Periodica Polytechnica Chemical Engineering (SCOPUS Q2) pada November 2020.

25

BAB 6

KESIMPULAN SEMENTARA

Dari penelitian yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa telah berhasil

didapatkan skenario optimum dari jaringan natural gas untuk single region di Jawa Timur.

Dengan total pertukaran massa antara source dan sink sebesar 4832.8 BCF Excess Supply

sebesar 1364.1 BCF, dan Excess Demand sebesar 1105.7 BCF.

26

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 Methodology for

Quantifying Greenhouse Gas Emissions. Victoria: British Columbia Ministry of

Environment.

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi. 2018. Neraca Gas Bumi Indonesia 2018-2027.

Jakarta: Kementrian ESDM.

GPSA. 2014. Engineering Data Book. Tulsa: GPSA.

Jon, Lee, dan Leyffer Sven. 2012. Mixed Integer Nonlinear Program. London: Springer.

Mikolajkov, Marketa, Carl Haikarainen, Henrik Saxen, dan Frank Pettersson. 2017.

“Optimization of a natural gas distribution network with potential future extensions.”

Energy 848-859.

Mokhatab, Saeid, William A Poe, dan John Y Mak. 2015. Handbook of Natural Gas

Transmission and Processing. Waltham: Elsevier.

Quaglia, Alberto, Bent Sarup, Gürkan Sin, dan Rafiqul Gani. 2012. “Integrated business and

engineering framework for synthesis and design of enterprise-wide processing

networks.” Computers and Chemical Engineering 11-22.

Rakhmawan, Arif, dan Widodo W. Purwanto. 2014. “Optimisasi Rantai Suplai Mini LNG

Untuk Pembangkit Listrik di Wilayah Indonesia Timur.” Artikel Jurnal Tesis FTUI 1-

20.

Robin Smith. 2005. Chemical Process Design and Integration. England: John Willey & Sons,

Ltd.

Su, Huai, Enrico Zio, Jinjun Zhang, Xueyi Li, Lixun Chi, Lin Fan, dan Zongjie Zhang. 2019.

“A method for the multi-objective optimization of the operation of natural gas

27

pipeline networks considering supply reliability and operation efficiency.” Computers

and Chemical Engineering 106584.

Tan, Raymond R., Kathleen B. Aviso, Santanu Bandyopadhyay, dan Denny K. S. Ng. 2012.

“Optimal Source–Sink Matching in Carbon Capture and Storage Systems with Time,

Injection Rate,and Storage Systems with Time, Injection Rate and Storage Systems

with Time, Injection Rate, and Capacity Constraints,.” Environmental Progress &

Sustainable Energy 411‐416.

28

EVALUASI ATAS CAPAIAN LUARAN KEGIATAN

Ketua : Dr. Rendra Panca Anugraha S.T.

Perguruan Tinggi : Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)

Judul : Optimisasi Jaringan Gas Alam dalam Single Region dengan Metode

Analisa Superstructure

Waktu Kegiatan : tahun ke 1 dari rencana 1 tahun

Luaran yang direncanakan dan capaian tertulis dalam proposal awal:

No. Luaran yang Direncanakan Capaian

1 Publikasi Internasional Penyusunan Draft

2 Seminar Internasional Sudah diterima

1. PUBLIKASI ILMIAH

-

2. PEMBICARA PADA PERTEMUAN ILMIAH (SEMINAR/SIMPOSIUM)

Internasional

Judul Makalah Carbon Capture and Storage (CCS) Network Planning Based on

Cost Analysis Using Superstructure Method in Indonesian

Central Region

Nama Pertemuan Ilmiah International Conference on Chemical and Material Engineering

(ICCME) 2020

Tempat Pelaksanaan Hotel Santika Premiere, Pandanaran, Semarang / Online Via

Zoom

Waktu Pelaksanaan 6-7 Oktober 2020

Penulis M. Irfan Dwiputro, Renanto, Juwari, Aufal Nawasanjani, Rendra

P. Anugraha

Status Belum terlaksana (sudah diterima)

Surabaya, 15 September 2020

Ketua Peneliti,

Dr. Rendra Panca Anugraha S.T.