5
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1
Proses Pembangkitan Tenaga Listrik Pusat
pembangkit
tenaga
listrik
adalah
tempat
dimana
proses
pembangkitan tenaga listrik dilakukan. Pada pembangkitan tenaga listrik terjadi konversi energi primer (bahan bakar atau potensi tenaga listrik) menjadi energi mekanik (dihasilkan mesin penggerak generator atau biasa disebut penggerak utama/prime mover) yang selanjutnya energi mekanik diubah menjadi energi listrik oleh generator. Pada umumnya pada pusat pembangkit tenaga listrik terdapat (Arismunandar, 2004): 1. Instalasi energi primer yaitu instalasi bahan bakar atau instalasi tenaga air. 2. Instalasi mesin penggerak generator yaitu instalasi yang berfungsi sebagai pengubah energi primer menjadi energi mekanik penggerak generator. Mesin penggerak generator ini dapat berupa ketel uap beserta turbin uap, mesin diesel, turbin gas dan turbin air. 3. Instalasi pendingin yaitu instalasi yang berfungsi mendinginkan mesin penggerak yang menggunakan bahan bakar. 4. Instalasi listrik yaitu instalasi yang secara garis besar terdiri dari: a. Instalasi tegangan tinggi yaitu instalasi yang menyalurkan energi listrik yang dibangkitkan generator. b. Instalasi tegangan rendah yaitu instalasi alat-alat bantu dan instalasi penerangan. c. Instalasi arus searah yaitu instalasi yang terdiri dari baterai/aki beserta pengisinya dan jaringan arus searah yang terutama digunakan untuk proteksi, control dan telekomunikasi.
5
6
2.2
Jenis-Jenis Pusat Pembangkit Listrik Jenis-Jenis Pusat Pembangkit Tenaga Listrik yang ada dan dioperasikan
secara komersil yaitu: 1. Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) Pembangkit listrik ini menggunakan tenaga air sebagai sumber energi primer. 2. Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) Pembangkit listrik ini menggunakan Bahan bakar minyak sebagai sumber energy. 3. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Pembangkit listrik ini menggunakan bahan bakar batu bara, minyak atau gas sebagai sumber energi primer. 4. Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) Pembangkit listrik ini menggunakan bahan bakar gas sebagai sumber energi primer. 5. Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Pembangkit listrik ini merupakan kombinasi PLTG dengan PLTU . gas buang dari PLTG dimanfaatkan untuk menghasilkan uap dalam ketel uap penghasil uap untuk penggerak turbin uap. 6. Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) Pembangkit listrik Tenaga Panas Bumi merupakan PLTU yang tidak mempunyai ketel uap karena penggerak turbin uapnya di dapat dari dalam bumi. 7. Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN). Pembangkit listrik Tenaga Nuklir merupakan PLTU yang menggunakan uranium sebagai bahan bakar yang menjadi sumber energi primernya. Uranium menjalani proses fission (fisi) di dalam reaktor nuklir yang menghasilkan energi panas yang digunakan untuk menghasilkan uap dalam ketel uap. Uap ini selanjutnya digunakan untuk menggerakkan turbin uap penggerak generator.
7
2.3
Pembangkit Listrik Tenaga Gas Sebuah pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) terdiri atas sebuah
kompresor, ruang pembakaran, dan turbin gas dengan generator listrik seperti yang terlihat pada gambar 2.1 berikut ini :
Gambar 2.1 Diagram Sistem Turbin Gas Sederhana ( sumber: Penggerak Mula Turbin, Arismunandar, 2004)
Gagasan tentang sistem turbin gas bukanlah suatu yang baru. Menurut Dr. J. T. Retalliata sistem turbin gas sudah dikenal pada zaman Hero of Alexandria. Disain pertama yang penting dibuat oleh John Barber, seorang inggris, pada tahun 1791. sistem tersebut bekerja dengan gas hasil pembakaran batu bara, kayu atau minyak bakar. Pada tahun 1872 Dr. E. Stolze merancang sistem turbin gas dengan kompresor aksial bertingkat ganda yang digerakkan langsung oleh turbin reaksi bertingkat ganda. Turbin Generator Penyemprot bahan bakar keluar dari kompresor kemudian masuk ke dalam alat pemanas, yaitu sebuah alat untuk menaikkan temperatur udara sebelum masuk ke dalam turbin. Sebagai fluida pemanas di gunakan gas hasil pembakaran yang berasal dari sebuah ruang bakar khusus. Jadi, dalam hal tersebut terakhir turbin bekerja dengan udara panas sebagai fluida kerjanya. Pengujian terhadap sistem turbin gas tersebut dilaksanakan dalam tahun 1900 dan 1904, tetapi tidak menunjukkan hasil yang memuaskan. Hal ini di sebabkan terutama karena pada waktu itu efisiensi kompresornya sangat rendah.
8
Dalam tahap awal pengembangan gagasan sistem turbin gas telah pula di coba penggunaan proses pembakaran pada volume konstan. Sistem tersebut untuk pertama kalinya dibuat di Hanover pada tahun 1908, sesuai dengan konsepsi H. Holzworth. Tetapi usaha tersebut dihentikan karena terbentur pada banyaknya masalah konstruksi ruang bakar dan tekanan gas pembakaran yang berubah dengan besarnya beban, meskipun menurut teori dapat diharapkan diperoleh efisiensi siklus yang lebih tinggi dari pada penggunaan proses pembakaran tekanan konstan. Sistem turbin gas dengan proses pembakaran tekanan konstan yang bekerja serupa dengan siklus sistem turbin gas modern dibuat oleh Turbomoteurs di Paris pada tahun 1904. Konstruksinya di buat sesuai dengan desain Armengaud dan Lemale yang menggunakan bahan bakar cair. Selanjutnya perkembangan sistem turbin gas tidak berlangsung secepat harapan orang. Hal tersebut disebabkan karena masih kurangnya pengetahuan tentang aerotermodinamika, material serta teknologi pembuatan. Dengan demikian efisiensi turbin maupun kompresor sangat rendah sehingga efisiensi total dari sistem turbin gas hanya dapat mencapai beberapa persen saja. Boleh dikatakan baru sekitar tahun 1935 sistem turbin gas mengalami kemajuan pesat dimana dapat diperoleh efisiensi total sebesar ±15%. Usaha untuk memperbaiki konstruksi dan efisiensi berjalan terus, terutama menjelang berakhirnya perang dunia II. Pada waktu tersebut penelitian yang dilakukan ditekankan pada kemungkinan penggunaan sistem turbin gas sebagai mesin penggerak pesawat terbang pancar gas. Pesawat pancar gas yang pertama diselesaikan pada awal tahun 1937. Pengetahuan dan teknologi yang diperoleh dari usaha tersebut diatas diterapkan untuk mengembankan sistem turbin gas, untuk berbagai tujuan penggunaan misalnya sebagai mesin penggerak generator listrik dan mesin industri lainnya, kendaraan darat, kapal laut, pesawat terbang, dan sebagainya. Pada waktu ini sistem turbin gas dibuat untuk menghasilkan daya rendah sampai sebesar 100 MW. Sedangkan sebagai bahan bakar dapat diunakan bahan bakar gas sampai dengan minyak berat. Serbuk batu bara pun dapat digunakan, tetapi masih dalam taraf percobaan. Efisiensi kompresor dan turbin sudah mencapai bilangan
9
80-95% dan temperatur kerjanya dapat mencapai 1.100° C. efisiensi total dapat mencapai 25-35%. Sistem turbin gas dapat dipasang dengan cepat dan biaya investasinya relatif rendah, jika dibandingkan dengan instalasi turbin uap dan motor Diesel untuk pusat tenaga listrik. Di samping itu dapat dinyalakan dari keadaan dingin sampai dapat dibebani penuh, dalam waktu yang sangat singkat (dalam dua menit atau lebih sedikit). Hal tersebut terakhir membuat mesin ini begitu ideal untuk mengatasi keadaan darurat dan melayani beban puncak. 2.4
Turbin Gas Turbin gas adalah turbin dengan gas sebagai fluida kerjanya. Sebenarnya
turbin gas hanyalah merupakan komponen dari suatu sistem turbin gas. Sistem turbin gas yang paling sederhana terdiri dari tiga komponen utama, yaitu: kompresor, ruang bakar, dan turbin.
Gambar 2.2 Turbin Gas ( sumber: Penggerak Mula Turbin, Arismunandar, 2004)
Sebuah turbin gas pada umumnya memiliki suatu tingkat efisiensi yang rendah, pemakaian bahan bakarnya tinggi dan gas buang yang meninggalkan turbin masih memiliki suhu yang tinggi sekali. Oleh sebab itu pemakaian spesifik bahan baker turbin gas adalah tinggi, dan sebuah PLTG karenanya sering dipakai khusus sebagai pembangkit tenaga listrik beban puncak. Adapun prinsip kerja turbin adalah mesin penggerak, dimana energi fluida kerja dipergunakan langsung untuk memutar roda turbin. Jadi berbeda yang terjadi pada mesin torak, pada
10
turbin tidak terdapat bagian mesin yang bergerak translasi. Bagian turbin yang berputar dinamai rotor atau roda turbin. Sedangkan bagian yang tidak bergerak dinamai stator atau rumah turbin. Roda turbin terletak di dalam rumah turbin dan roda turbin memutar poros daya yang menggerakkan atau memutar bebannya. Pada PLTG ini beban turbin berupa generator listrik. Pada roda turbin terdapat sudut dan fluida kerja yang mengalir melalui ruang diantara sudut tersebut. Apabila kemudian ternyata bahwa roda turbin dapat berputar, maka tentu ada gaya yang bekerja pada sudu. Gaya tersebut timbul karena terjadinya perubahan momentum dari fluida kerja yang mengalir diantara sudu. Jadi sudut haruslah dibentuk sedemikian rupa sehingga dapat terjadi perubahan momentum pada fluida kerja tersebut. Ada beberapa macam yaitu. Siklus Brayton, Siklus Turbin Gas Regeneratif, dan Siklus Kombinasi. A. Siklus Brayton Siklus ideal dari sistem turbin gas sederhana adalah siklus Btayton. Sistem turbin gas sederhana dengan siklus terbuka menggunakan ruang terbuka menggunakan ruang bakar sedangkan sistem turbin gas sederhana dengan siklus tertutup menggunakan alat-alat penukar kalor.
Gambar 2.3 Siklus Brayton (sumber: Pengantar Turbin Gas dan Motor Propulsi, Arismunandar, 2002)
Turbin gas bekerja atas dasar prinsip siklus tenaga gas brayton atau joule yang merupakan suatu standar siklus udara.
11
B. Siklus Turbin Gas Regeneratif Efesiensi turbin gas dapat ditingkatkan dengan memanfaatkan gas buang yang meninggalkan turbin dan yang masih memiliki suhu tinggi untuk memanaskan udara sebelum dimasukkan kedalam ruang pembakaran. Hal itu dilakukan dengan sebuah pemanas udara. Setelah meningalkan kompresor, pada titik 2 udara memasuki pemanas udara, dan dipanaskan dengan gas buang yang meninggalkan turbin. Dengan demikian sebagian dari energi yang terkandung dalam gas buang masih dapat dimanfatkan. Udara dimasukkan kedalam ruang pembakaran setelah dipanaskan dalam ruang pemanas udara, yang juga disebut regenerator. Namun demikian, sebuah PLTG pada umumnya masih memiliki efisiensi yang rendah.
Gambar 2.4 Siklus Turbin Gas Regeneratif (sumber: Pembangkit Tenaga Listrik, Kadir, 1996)
C. Siklus Kombinasi Peningkatan efisiensi sebuah pembangkit tenaga listrik dapat diperoleh dengan menggabungkan siklus tenaga uap Rankine dengan siklus tenaga gas Brayton. Hal ini dilakukan dalam pembangkit tenaga listrik siklus kombinasi, Karena merupakan suatu kombinasi anatra PLTG dan PLTU, pusat tenaga listrik ini juga disebut Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU). Gas buang yang meninggalkan turbin gas mempunyai suhu yang masih tinggi, sehingga memiliki jumlah energi yang cukup besar. Suhu yang tinggi ini dimanfaatkan dengan memasukkannya ke dalam boiler pada titik 4, untuk memproduksi uap bagi turbin
12
uap. Dapat terjadi, bahwa boiler memperoleh tambahan bahan baker pada titik 5 untuk mendapatkan daya yang lebih besar bagi siklus uap pusat tenaga listrik ini. 2.6
Komponen – komponen Pembangkit Listrik Tenaga Gas Komponen yang ada pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas adalah sebagai
berikut: 2
Gambar 2.5 Blok Sebuah Turbin Gas (sumber: Pengantar Turbin Gas dan Motor Propulsi, Arismunandar, 2002)
Dari gambar blok diatas dapat di jelaskan komponen-komponen dari Pembangkit Listrik tenaga Gas adalah sebagai berikut: 1. Kompresor 2. ruang Pembakaran 3. Turbin 4. Generator 2.7
Prinsip Kerja Pembangkit Listrik Tenaga Gas Adapun prinsip kerja dari (PLTG) adalah sebagai berikut : Untuk beroperasi PLTG menggunakan penggerak mula yaitu mesin diesel
yang akan digunakan untuk memutar kompresor sampai putaran tertentu, sehingga kompresor akan berfungsi. Setelah kompresor mulai berfungsi kompresor akan menghasilkan udara yang bertekanan tinggi. Udara yang dihasilkan tersebut kemudian akan mampatkan atau dikompresi didalam kompresor. Udara hasil pengkompresian tersebut kemudian disaring dan salurkan ke ruang pembakaran bersama dengan bahan bakar yang telah dipompa keruang pembakaran. Pada proses pembakaran diharapkan terjadi pada tekanan yang
13
konstan agar menghasilkan gas pembakaran yang bertemperatur tinggi. Gas yang dihasilkan inilah yang akan digunakan untuk memutar turbin dan pada gilirannya generator yang sudah dikopel dengan turbin akan bergerak.dan generator yang berputar akan menghasilkan tenaga Listrik. Sisa gas yang terjadi selama proses pembakaran akan dibuang ke udara melalui
cerobong – cerobong asap. Gas buang yang keluar dari turbin gas
bertemperatur antara 400 – 700°C, oleh karena itu masih dapat dimanfaatkan sebagai fluida pemanas pada ketel uap. Disamping itu, gas buang pada sistem turbin gas masih banyak mengandung oksigen karena sistem turbin gas menggunakan campuran bahan bakar dan udara. Jadi jika dianggap perlu gas buang masih dapat digunakan untuk membakar bahan bakar didalam ketel uap, sehingga temperatur gas dapat dinaikkan. Pada ruang bakar dan turbin gas sudah terjadi yang namanya panas, untuk mendinginkan ruang bakar serta turbin gas digunakan aliran udara dari kompresor. 2.8
Pemeliharaan PLTG Pemeliharaan dibagi atas pemeliharaan rutin dan pemeliharaan periodic
tahunan. Pemeliharaan rutin pada umumnya tidak terlalu banyak mengingat bentuk unit yang kompak. Pemeliharaan rutin hanya sekitar penggantian filter bahan bakar dan filter udara serta koreksi karakteristik peralatan control yang dicapai menyimpang serta pembetulan lainnya yang tidak memerlukan biaya tinggi. Pemeliharaan periodic tahunan ditentukan oleh antara gabungan jumlah jam kerja dan jumlah start yang telah dicapai. Secara sederhana dapat ditetapkan angka periodic tersebut adalah 400 jam operasi untuk unit gahan bakar HSD, 6000 jam untuk unit yang beoperasi dengan bahan bakar gas alam atau 300 jam start. Terdapat 4 kali pemeliharaan periodic tahunan dalam satu siklus pemeliharaan yaitu: Combustion Inspection berupa ruang bakar serta penggantian komponenkomponennya yang didapat di rusak. Pemeliharaan ini dilakukan pada 6000 jam operasi yang pertama.
14
Hot Gas Path Inspectioan berupa pemeriksaan sudu-sudu tetap dan jalan turbin dan ruang bakarnya disertai penggantian seperlunya, dilakukan pada operasi 12 000 jam. Combsution Inspection kedua pada operasi 18 000 jam. 2.9
Kelebihan dan Kekurangan Pembangkit Listrik Tenaga Gas Penggunaan gas alam sebagai bahan bakar turbin gas, disamping sebagai
bahan bakar pengganti juga memiliki beberapa kekurangan dan kelebihan antara lain (Amiral Aziz,2007): Kekurangan Pembangkit Listrik Tenaga Gas: 1. Pendistribusian gas alam masih sulit dibandingkan dnegan pendistirbusian bahan bakar minyak/HSD. Kelebihan Pembangkit Listrik Tenaga Gas: 1. Start yang dilakukan bisa lebih cepat. 2. Daya yang dihasilkan cukup besar. 3. Harga lebih murah jika dibandingkan dengan bahan bakar lainnya khususnya BBM/HSD. 4. Peralatan burner (proses pengabutan) untuk gas akan lebih sederhana dibandingkan dengan peralatan burner HSD atau pun bahan bakar padat, karena tidak memerlukan pemanasan dan pengabutan awal. 5. Pembakaran dengan gas alam tidak menimbulkan polusi udara yang terlalu parah, karena pembakaran dengan gas alam akan berlangsung lebih sempurna dibandingkan dengan HSD. 6. Komponen-komponen dari turbin gas akan lebih awet, karena gas alam tidak mengandung ; belerang ( S ) dan natrium ( Na ) serta tidak berjelaga. 7. Biaya operasi dan perawatan untuk turbin gas yang menggunakan bahan bakar gas alam akan jauh lebih murah. 2.10
Economic Dispatch Economic Dispatch adalah pembagian pembebanan pada setiap unit
pembangkit sehingga diperoleh kombinasi unit pembangkit yang dapat memenuhi kebutuhan beban dengan biaya yang optimum atau dengan kata lain untuk
15
mencari nilai optimum dari output daya dari kombinasi unit pembangkit yang bertujuan untuk meminimalkan total biaya pembangkitan. Besar beban pada suatu sistem tenaga selalu berubah setiap periode waktu tertentu, oleh karena itu untuk mensuplai beban secara ekonomis maka perhitungan Economic Dispatch dilakukan pada setiap besar beban tersebut. Ada beberapa metode dalam Economic Dispatch, antara lain : a. Faktor Pengali Langrange (λ) b. Iterasi lamda (λ) c. Base Point dan Faktor Partisipasi 2.10.1 Faktor Pengali Langrange (λ) Dalam sistem tenaga, kerugian transmisi merupakan kehilangan daya yang harus ditanggung oleh sistem pembangkit. Jadi kerugian transmisi ini merupakan tambahan beban bagi sistem tenaga. Untuk perhitungan dengan rugi transmisi diabaikan losses akibat saluran transmisi diabaikan dengan demikian akurasi economic dispatch menurun. Penurunan akurasi ini karena losses transmisi ditentukan oleh aliran daya yang ada pada sistem, di mana aliran daya ini dipengaruhi oleh pembangkit mana yang menyala dalam suatu sistem. Pada pembahasan dengan kerugian transmisi diabaikan, sistem digambarkan pada gambar 2.6 :
Gambar 2.6 Sistem Dengan N Buah Pembangkit Thermal Tanpa Rugi Transmisi (Sumber: Operasi Optimum Sistem Tenaga, 2007)
16
Pada bagan untuk model ini adalah sistem dengan N buah pembangkit dan beban Pr terhubung pada sebuah bus. Input dari sistem di atas adalah biaya bahan bakar, maka Ftotalnya adalah : Ftotal = F1 + F2 + F3 + …….+Fn……………...............……..(2.1) Persamaan tersebut menunjukkan bahwa input (bahan bakar) merupakan fungsi obyektif yang akan dioptimasi. Karena rugi transmisi diabaikan maka jumlah output dari setiap pembangkit digunakan untuk melayani Pr beban, jadi : Pr = P1 + P2 + P3 +……+Pn………….................................…(2.2) Persamaan 2.2 menunjukan bahwa jumlah output dari setiap pembangkit merupakan daya total yang digunakan untuk melayani Pr beban. 2.10.2 Iterasi lamda (λ) Metode
iterasi
adalah
dimulai
dengan
pendekatan
permulaan
menggunakan algoritma yang sesuai, untuk mendapatkan hasil pendekatan yang lebih baik. Kelebihan metode iterasi adalah kesederhanaan dan keseragamannya dari operasi yang dilakukan. Dalam perhitungan biaya produksi ini digunakan metode iterasi (λ) dikarenakan metode ini sangat cocok dan efisien jika digunakan untuk menghitung biaya produksi dibandingkan dengan metode lainnya yang menggunakan cara manual, sedangkan metode iterasi lamda ini menggunakan perhitungan dengan bantuan program powergenwin. Program ini bertujuan mencari keluaran harga biaya produksi selama 24 jam atau 1 hari dengan memasukan harga bahan bakar, jumlah unit PLTG, persamaan kuadrat dari hasil perhitungan microsoft excell, keluaran beban minimum dan maksimum dari unitunit PLTG. 2.11
Perhitungan Pemakaian Bahan Bakar Spesifik (SFC), Jumlah Bahan
Bakar dan Biaya Produksi Pemakaian bahan bakar spesifik adalah parameter unjuk kerja mesin yang berhubungan langsung dengan nilai ekonomis sebuah mesin, karena dengan mengetahui hal ini dapat dihitung jumlah bahan bakar yang dibutuhkan untuk menghasilkan sejumlah daya dalam selang waktu tertentu. Perhitungan pemakaian
17
bahan bakar berguna untuk mencari berapa banyak bahan bakar yang diperlukan oleh sebuah unit PLTG dalam pengoperasiannya, perhitungan bahan bakar spesifik dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut : Qf SFC =
….....................….................................(2.4)
kWh Keterangan
:
SFC
: Pemakaian bahan bakar ( L/kWh)
Qf
:
kWh
: Jumlah kWh dibangkitkan generator (kWh)
Jumlah bahan bakar yang digunakan (L)
Pada perhitungan biaya produksi PLTG yang berbahan bakar minyak atau HSD, SFC sudah diketahui berdasarkan data yang diperoleh di PT. Indonesia Power oleh karena itu pada perhitungan biaya produksi PLTG berbahan dasar minyak atau HSD dibutuhkan perhitungan jumlah bahan bakar yang digunakan dapat dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut : Qf = SFC x kWh …..............................................................…(2.5) Keterangan
:
SFC
: Pemakaian bahan bakar ( L/kWh)
Qf
:
kWh
: Jumlah kWh dibangkitkan generator (kWh)
Jumlah bahan bakar yang digunakan (L)
Perhitungan SFC juga dapat dilakukan dengan menggunakan rumus perbandingan seperti dibawah ini :
SFC gas beban n =
SFC HSD beban n SFC HSD beban 100%
Keterangan
X SFC gas beban 100% ……(2.6)
:
n
: Pembebanan mesin PLTG (25% - 100%)
SFC gas beban n
: SFC yang dicari pada beban n (L/kWh)
SFC HSD beban n : SFC yang diketahui pada beban n (L/kWh)
18
Perhitungan biaya produksi dilakukan untuk mengetahui berapa banyak biaya yang dikeluarkan untuk mengoperasikan unit-unit PLTG jika untuk menghasikan beban nyata sebesar n, maka dapat dihitung dengan menggunakan rumus seperti berikut: Biaya produksi = Qf x Harga bahan bakar Keterangan
…..............................…(2.7)
:
Biaya produksi
: Biaya yang dikeluarkan selama 1 jam (Rph)
Qf
: Jumlah bahan bakar yang digunakan (L)
Harga bahan bakar : Harga bahan bakar minyak/HSD atau gas alam (Rp) Untuk menghitung biaya produksi PLTG selama 24 jam atau 1 hari dapat dilakukan dengan menggunakan cara Iterasi lamda (λ) yang menggunakan program powergenwin. 3.12
Floating Storage & Regasification Unit (FSRU) Floating Storage and Regasification Unit atau sering disingkat FSRU
merupakan salah satu solusi pemenuhan kebutuhan gas alam dengan mempercepat proses distribusi gas pada PLTG dan sebagai alternatif teknis dari LNG terminal yang memiliki keuntungan antara lain tidak ada dampak lingkungan didarat, tidak ada biaya untuk membeli/menyewa lahan. Pada dasarnya, FSRU merupakan tempat penyimpanan sementara Liquefied Natural Gas (LNG) di atas sebuah kapal yang tertambat. Di atas kapal tersebut terjadi juga proses regasifikasi LNG, sehingga gas tersebut dapat dipasok langsung ke konsumen. 2.12.1 LNG Gas alam merupakan gas yang terdiri atas beberapa komponen hidrokarbon ringan. Komponen utama gas alam adalah metana dan sisanya adalah etana, propana, butan, pentana dan nitrogen. Komposisi dari masing-masing komponen bervariasi tergantung pada tempat gas alam tersebut berasal. Gas alam yang didinginkan hingga temperatur ± -162°C pada tekanan 1 atmosfer akan
19
berubah menjadi cair sehingga volumenya berkurang sekitar 1/600 volume gas alam. Cairan inilah yang disebut dengan Liquefied Natural Gas (LNG). 2.12.2 FSRU FSRU terdiri atas komponen 2 komponen utama, terdiri atas sejumlah tangki penyimpanan LNG dan sebuah sistem regasifikasi, yang terdapat di atas kapal. Tipikal kapal FSRU memiliki panjang 350-400 meter dan lebar hingga 70 meter. Kapal ini memerlukan kedalaman air tertentu (pada umumnya 160 ft) untuk singgah. Tangki LNG yang berbentuk kubah tertanam di atas kapal yang tertambat di dasar laut, dengan kapasitas penampungan yang bervariasi. Jumlah tangki ini biasanya lebih dari satu buah. Tangki inilah yang akan menampung LNG yang dipasok dari luar. LNG yang berasal dari kapal pemasok (LNG Carrier) disimpan sementara pada tangki penyimpanan sebelum akhirnya melalui proses regasifikasi.
Gambar 2.7 Komponen Kunci FSRU (sumber: Golar LNG Energy Presentation Slide, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU))
Proses regasifikasi LNG dilakukan langsung di atas kapal tanpa harus dialirkan atau dibawa ke pelabuhan terlebih dahulu . Unit regasifikasi biasanya ditempatkan di dek utama kapal dan biasanya disesuaikan dengan kondisi penerima gas alam. Pada proses ini, LNG yang berwujud cair akan dipanaskan sehingga kembali berwujud gas. Gas alam ini kemudian siap untuk dialirkan ke masing-masing pengguna gas alam.
20
Gambar 2.8 Unit Regasifikasi (sumber: Golar LNG Energy Presentation Slide, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU))
Masing-masing bagian FSRU baik itu kapal, tangki LNG, dan unit regasifikasi harus memenuhi standar ketentuan yang berlaku. Utilitas dan sistem lain yang dibutuhkan untuk mendukung FSRU terdiri atas pembangkit listrik, insturmentasi dan kontrol, serta sistem dan standar keselamatan yang memadai. Secara keseluruhan, FSRU memiliki desain dan komponen-komponen cukup rumit yang mengkombinasikan antara teknologi perkapalan, sistem penyimpanan gas alam, dan teknologi regasifikasi. 2.12.3 Transportasi Setelah gas alam melewati proses pencairan menjadi LNG, seperti yang dijelaskan pada proses sebelumnya, LNG kemudian disimpan dalam tangki penyimpanan kemudian ditransfer ke kapal untuk dibawa ke pembeli. Kapal yang digunakan adalah tanker yang khusus dibuat untuk transportasi LNG. Kapal LNG yang biasanya digunakan memiliki kapasitas transportasi 125.000 – 138.000 m3. Tanker LNG umumnya relatif tidak menimbulkan polusi dibandingkan jenis kapal lainnya karena pada saat diperjalanan LNG pun mengalami penguapan alami atau yang sering disebut Boil Off Gas (BOG), BOG ini terbuang percuma pada saat perjalanan maka dari itu di manfaatkanlah BOG ini sebagai bahan bakar tambahan pada kapal LNG untuk menghemat bahan bakar.
