PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI

PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI

OLEH

ARDIANSYAH 040406008X

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA DEPOK 2008

Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI

OLEH

ARDIANSYAH 040406008X

SKRIPSI INI DIAJUKAN UNTUK MELENGKAPI SEBAGIAN PERSYARATAN MENJADI SARJANA TEKNIK

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA JUNI, 2008

i Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI

Saya menyatakan dengan sesungguhnya bahwa skripsi dengan judul: PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI Yang dibuat untuk melengkapi sebagian persyaratan menjadi Sarjana Teknik pada program studi Teknik Kimia Departemen Teknik Gas dan Petrokimia Fakultas Teknik Universitas Indonesia, sejauh yang saya ketahui bukan merupakan tiruan atau duplikasi dari skripsi yang sudah dipublikasikan dan atau pernah dipakai untuk mendapatkan gelar kesarjanaan di lingkungan Universitas Indonesia maupun di Perguruan Tinggi atau Instansi manapun, kecuali bagian yang sumber informasinya dicantumkan sebagaimana mestinya.

Depok, 9 Juli 2008

Ardiansyah NPM: 040406008x

ii Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

PERSETUJUAN

Skripsi dengan judul: PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI Dibuat untuk melengkapi sebagian persyaratan menjadi Sarjana Teknik pada program studi Teknik Kimia Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Indonesia dan disetujui untuk diajukan dalam sidang ujian skripsi.

Depok, 9 Juli 2008 Dosen Pembimbing,

Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng. NIP. 132 056 816

iii Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan terima kasih kepada :

Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng

selaku dosen pembimbing yang telah bersedia meluangkan waktu untuk memberi pengarahan, diskusi dan bimbingan serta persetujuan sehingga skripsi ini dapat selesai dengan baik.

Depok, 9 Juli 2008

Ardiansyah

iv Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

Ardiansyah NPM 040406008X Departemen Teknik Kimia

Dosen Pembimbing Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng

PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI Abstrak PT. PLN unit pembangkit Muara Tawar akan melakukan penggantian bahan bakar dari Bahan Bakar Minyak menjadi gas bumi sebagai salah satu bentuk penghematan dan konservasi energi. Titik supplai terdekat yang dapat memenuhi kebutuhan gas yang dibutuhkan berada dilokasi Muara Bekasi, yang merupakan bagian dari jalur pipa transmisi utama Sumatera Selatan – Jawa Barat atau yang dikenal dengan SSWJ. Oleh karena itu dibutuhkan pipa yang dapat menghubungkan kedua titik tersebut.

Tujuan penyusunan studi ini adalah untuk menghasilkan suatu rancangan sistem perpipaan transmisi gas dari titik suplai gas dari tapping point Muara bekasi ke PT. PLN Pembangkit Muara Tawar melalui jalur lepas pantai (offshore). Perancangan sistem perpipaan transmisi gas ini dimulai dengan pengumpulan data teknis dan data suplai-permintaan gas PT.PLN Pembangkit Muara Tawar, dilanjutkan dengan analisis data, pembuatan rute serta hasil kondisi teknis design. Standar desain yang digunakan dalam perancangan sistem perpipaan transmisi gas ini adalah DnV 2000.

Kebutuhan gas PT. PLN Pembangkit Muara Tawar adalah 400 MMSCFD. Dari data sekunder, diperoleh panjang total rute alternatif 3,7 km. Diameter pipa Carbon Steel yang digunakan memiliki diameter nominal 22 inch. Tekanan suplai gas adalah 350 psig dengan tekanan di titik demand ditetapkan sebesar 500 psig sehingga dibutuhkan kompresor. Pada sistem perpipaan yang dirancang, diperoleh tekanan di titik akhir sebelum masuk kompresor adalah 321,7 psig Pada perancangan ini faktor kestabilan pipa pada dasar laut menjadi faktor penentu. Sehingga untuk mendapatkan kestabilan pada pipa berat pipa harus lebih besar dari berat minimum yang telah ditentukan, dari hasil yang diperoleh berat minimum pipa yaitu 793,16 ton, sedangkan hasil rancangan sebesar 932,6 ton. Sehingga dari hasil rancangan dapat disimpulkan pipa akan stabil pada dasar laut.

Pembangunan sistem perpipaan dilakukan 2 tahap (2008-2010) dengan masa operasi selama 15 tahun (2008-2023). Daya kompresor yang digunakan adalah 7.000 HP untuk tahap I dan 7.000 HP untuk tahap II dengan efisiensi 0,75 dan rasio Pout/Pin sebesar 1,55. Total pembiayaan yaitu US$ 10.329.901, dengan IRR 67,79 %, B/C 10,4 dan tingkat pengembalian modal 8,16 bulan. Kata Kunci : Transmisi Gas, Lepas Pantai, Kestabilan Pipa

v Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

Ardiansyah NPM 040406008X Chemical Engineering Departement

Counsellor Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng

GAS PIPELINE DESIGN FROM MUARA BEKASI TO MUARA TAWAR PASS THROUGH OFFSHORE AREA Abstrak PLN Muara Tawar will substitute the need of oil fuel to gas as form of economizing and energy conservation. The nearest supply point to fulfill natural gas needed on Muara Bekasi, from main network pipe transmission South Sumatra-West Java or SSWJ. So that PLN needed to develop gas pipeline infrastructure to joining the point. The purpose of this study is to create a system of gas transmission pipeline from gas supply point at Muara Bekasi to PT. PLN Pembangkit Muara Tawar trough to offshore area. Design of gas transmission pipeline is started with technical data collection and supply-demand analyzing, continued with data analysis, rute construction and result of condition operation. The standard design which had been used in gas transmission pipeline system is DnV 2000 Gas demand in PT. PLN Pembangkit Muara Tawar is 400 MMSCFD. From seconder data had been obtained total length of alternative route 3,7 km. Carbon Steel pipe diemeter which had been used 22 inch nominal diameter. Gas supply pressure is 350 psig with pressure of demand point is setted on 500 psig. On pipeline system design the preesure before put in to compressor is around 321,7 psig. The design on bottom stability factor to be the main concern, when the pipe wills stabile if the weight of pipe on bottom more than minimum requirement. From the design calculation the minimum pipe weight is 26,61 ton, whereas the design around 932,6 ton. So that pipe will be stabil on bottom of sea. Compressor which be used is 7.000 HP for step I and 7.000 for step II with efficiency 0,75 and ratio Pout /Pin is 1,55. Total of investment cost reach US$ 10.329.901.With 67,79% IRR, B/C 10,4 and payback period 8,16 month. Keyword : Gas Transmision, Offshore, Pipe Stability

vi Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

DAFTAR ISI PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI.................................................................... ii PERSETUJUAN ....................................................................................................... iii UCAPAN TERIMA KASIH..................................................................................... iv ABSTRAK ................................................................................................................ iv DAFTAR ISI ............................................................................................................. vi DAFTAR GAMBAR ................................................................................................. x DAFTAR TABEL ..................................................................................................... xi BAB I PENDAHULUAN .......................................................................................... 1 1.1 LATAR BELAKANG ................................................................................... 1 1.2 RUMUSAN MASALAH .............................................................................. 5 1.3 TUJUAN PENULISAN ................................................................................ 5 1.4 BATASAN MASALAH ............................................................................... 5 1.5 SISTEMATIKA PENULISAN ..................................................................... 6 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................... 8 2.1 GAS ALAM .................................................................................................. 8 2.2 TEORI DISTRIBUSI GAS ......................................................................... 10 2.3 KOMPONEN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS ......................... 10 2.3.1

Pipa ...................................................................................................... 10

2.3.2

Valve .................................................................................................... 12

2.3.3

Valve Box ............................................................................................. 12

2.3.4

Pressure Regulator .............................................................................. 12

2.3.5

Meter .................................................................................................... 12

2.3.6

Fittings ................................................................................................. 13

2.4 STANDAR DESAIN PIPA TRANSMISI .................................................. 13 2.4.1

Menggunakan DnV 2000 ( Jalur Pipa Offshore) ................................. 13

2.5 MEKANIKA FLUIDA GAS ....................................................................... 16

vii Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

2.5.1 Bilangan Reynold.................................................................................... 16 2.5.2 Kehilangan Tekanan Akibat Friksi ......................................................... 17 2.6 ANALISA KESTABILAN PIPA .................................................................. 20 2.7 KEEKONOMIAN.......................................................................................... 22 2.7.1 Internal Rate of Return ( IRR ) ............................................................... 23 2.7.2 Net Present Value ................................................................................... 24 2.7.3 Payback Period........................................................................................ 25 2.7.4 Benefit Cost Ratio ................................................................................... 25 2.7.5 Pendapatan .............................................................................................. 26 2.7.6 Biaya Operasional ................................................................................... 26 2.7.7 Biaya Bunga ............................................................................................ 26 2.7.8 Biaya Depresiasi ..................................................................................... 26 2.3.9 Tingkat Diskonto .................................................................................... 27 2.6 KABUPATEN BEKASI ............................................................................. 28 2.6.1

Kondisi Geografi .................................................................................. 28

2.6.2

Kependudukan ..................................................................................... 28

2.7 INSTALASI PIPA OFFSHORE .................................................................... 30 BAB III METODE PERANCANGAN ................................................................... 32 3.1 PENGUMPULAN DATA TEKNIS .............................................................. 32 3.2 PENGUMPULAN DATA SUPLAI DAN PERMINTAAN ......................... 32 3.3 ANALISIS DATA SUPLAI DAN PERMINTAAN ..................................... 34 3.4 PEMBUATAN ALTERNATIF RUTE AWAL............................................. 34 3.5 PENETAPAN RUTE ..................................................................................... 34 3.6 SIMULASI ..................................................................................................... 35 3.7 PERHITUNGAN KEEKONOMIAN ............................................................ 35 BAB IV HASIL DAN ANALISIS .......................................................................... 37 4.1 ANALISIS SUPLAI DAN PERMINTAAN ................................................. 37 4.1.1 Suplai Gas ............................................................................................... 37 4.2.1 Permintaan Gas ....................................................................................... 37

viii Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

4.2 ROUTING...................................................................................................... 38 4.2.1 Pembuatan Alternatif Rute Awal ............................................................ 38 4.2.2 Penetapan rute ........................................................................................ 41 4.3 PENENTUAN DESIGN TEKNIS ................................................................. 42 4.3.1 Penentuan Diameter Pipa ........................................................................ 42 4.3.2 Penentuan Kestabilan Pipa Pada Dasar Laut .......................................... 45 4.3.3 Penentuan Pembiayaan Pembangunan .................................................... 46 BAB V KESIMPULAN ........................................................................................... 47 DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................. 48 LAMPIRAN ............................................................................................................. 49

ix Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1. 1 Proyeksi konsumsi energi nasional ....................................................... 1 Gambar 1. 2 Perbandingan Nilai Kalor Untuk Beberapa Bahan Bakar ................... 2 Gambar 1. 3 Tingkat Konsumsi Gas Alam Nasional ............................................... 2 Gambar 1. 4 Jaringan pipa transmisi gas South Sumatra-West Java (SSWJ) ......... 4 Gambar 2. 1 Kabupaten Bekasi ............................................................................... 29 Gambar 2. 2 Instalasi dengan menggunakan metode J-Lay .................................... 30 Gambar 2. 3 Instalasi dengan menggunakan metode S-Lay .................................... 30 Gambar 2. 4 Instalasi dengan menggunakan metode Reel-Lay ............................... 31 Gambar 3. 1 Diagram alir perancangan .................................................................. 33 Gambar 3. 2 Diagram Alir Penentuan Kestabilan Pipa ........................................... 36 Gambar 4. 1 Metode Pemilihan Rute Sistem Perpipaan Transmisi Gas.................. 39 Gambar 4. 2 Hasil Pencitraan Dengan Menggunakan Google Earth Rute I ............ 40 Gambar 4. 3 Hasil Pencitraan Dengan Menggunakan Google Earth Rute II .......... 41 Gambar 4. 4 Simulasi kompresor dengan menggunakan simulator ........................ 44 Gambar 4. 5 Hasil sizing kompresor dengan menggunakan simulator ................... 44

x Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

DAFTAR TABEL

Tabel 2. 1 Spesifikasi gas alam .................................................................................. 8 Tabel 2. 2 Komposisi gas ........................................................................................... 9 Tabel 2. 3 Perbandingan nilai kalor bahan bakar ..................................................... 10 Tabel 2. 4 Usage factor for pressure containment ................................................... 15 Tabel 2. 5 Faktor sambungan pipa pada spesifikasi pipa API 5L ........................... 15 Tabel 2. 6 Faktor derating temperature .................................................................... 16 Tabel 2. 7 Kekuatan pipa minimum ......................................................................... 16 Tabel 2. 8 Kekasaran permukaan beberapa jenis material pipa .............................. 18 Tabel 2. 9 Panjang ekivalen (L/D) untuk berbagai jenis fitting ............................... 18 Tabel 4. 1 Kebutuhan Gas di Pembangkit listrik Muara Tawar .............................. 37 Tabel 4. 2 Rute Alternatif I ...................................................................................... 40 Tabel 4. 3 Rute Alternatif II ..................................................................................... 41 Tabel 4. 4 Perbandingan Tiap Rute.......................................................................... 42 Tabel 4. 5 Hasil Perhitungan Diameter Pipa Kondisi Q Tetap ................................ 43 Tabel 4. 6 Hasil perhitungan Q dengan kondisi Diamter Pipa Tetap ..................... 43 Tabel 4. 7 Tabel Pembiayaan Proyek Pembangaunan Pipa Transmisi Gas Alam ... 46

xi Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

BAB I PENDAHULUAN

1.1

LATAR BELAKANG Pertambahan penduduk secara nasional setiap tahun memiliki trend yang

meningkat. Hal ini berbanding lurus dengan tingkat kebutuhan energi yang dibutuhkan dalam memenuhi kebutuhan penduduk sehari - hari. Salah satu energi yang hingga saat ini masih populer digunakan adalah bahan bakar minyak (BBM). Sumber energi nasional Indonesia saat ini sangat bergantung pada bahan bakar minyak (BBM). Tak kurang dari 54,4% total kebutuhan energi kita dipenuhi oleh BBM . Di urutan kedua dipenuhi oleh gas bumi yang menyumbang 26,5%. Sisanya disumbang oleh batu bara (14,1%), hydro (3,4%) dan geothermal (1,6%) [10].

Gambar 1. 1 Proyeksi konsumsi energi nasional Keberadaan BBM sebagai rantai energi mencapai suatu titik kritis yang mengkhawatirkan semenjak cadangannya semakin menipis karena eksplorasi secara besar – besaran. Tingkat ketergantungan yang tinggi akan sumber bahan bakar ini memaksa Indonesia harus mengekspor lebih banyak lagi BBM dengan harga yang semakin tidak murah. Hal inilah yang pada akhirnya mendorong pencarian energi alternatif sebagai pengganti BBM untuk mencegah adanya krisis energi lebih lanjut.


2

Gambar 1. 2 Perbandingan Nilai Kalor Untuk Beberapa Bahan Bakar [5] Gas alam adalah sumber energi pengganti terbaik bagi BBM. Selain sifatnya yang ramah lingkungan , harga yang lebih murah dibandingkan dengan BBM, gas alam juga memiliki nilai kalor yang lebih tinggi dibandingkan BBM Cadangan gas alam Indonesia cukup banyak, beberapa di antaranya belum di eksplorasi. Dalam jumlah besar, sumber gas alam ini terdapat di pulau Kalimantan, Sumatera dan Papua. Targetnya pada 2009 konsumsi BBM dapat terkurangi dan digantikan dengan gas sebesar 35%.

Gambar 1. 3 Tingkat Konsumsi Gas Alam Nasional [10]


3

Penggunaan gas alam sebagai alternatif energi mulai dikembangkan di Indonesia, dimana kenaikan tingkat konsumsinya dapat terlihat pada grafik dibawah ini Gas merupakan salah satu jenis energi ramah lingkungan yang potensial menggantikan peran minyak bumi dalam berbagai kebutuhan di Indonesia baik sebagai bahan bakar dalam industri, bahan baku petrokima, bahan bakar transportasi, maupun sebagai bahan bakar untuk kebutuhan rumah tangga. Bila dikaitkan dengan isu lingkungan global, khususnya dengan pemberlakuan Protokol Kyoto, pemakaian gas dunia akan terus meningkat karena kandungan gas rumah kaca dari bahan bakar gas jauh di bawah bahan bakar minyak bumi dan batubara. Persoalan besar yang dihadapi Indonesia dalam pemanfaatan gas adalah masih terbatasnya infrastruktur untuk dapat mengalirkan gas dari titik suplai ke konsumen. Dalam rangka mengoptimalkan pemanfaatan gas di dalam negeri, pemerintah

Indonesia

telah

menyusun

rencana

jangka

panjang

tentang

pembangunan infrastruktur gas secara terpadu yaitu Pembangunan Jaringan Pipa Transmisi Gas Bumi Terpadu Indonesia (PTGI) . Dengan cadangan gas bumi di Sumatera Selatan sebesar 24.01 TSLF yaitu 9% dari cadangan nasional sebesar 101.950.06 BSCF maka supplai gas akan dilakukan melalui unit pengolahan yang dioperasikan oleh ConocoPhilips di wilayah Grissik, Sumatera Selatan. Proyek tahap pertama PTGTI adalah selesainya pipa transmisi Grissik (Sumatera Selatan) sampai dengan Duri (Riau) pada tahun 1998. Persiapan selanjutnya adalah jalur pipa transmisi Sumatera Selatan-Jawa Barat (South Sumatra West Java – SSWJ) yaitu dengan tujuan menambah pasokan gas bumi untuk industri-industri di pulau Jawa. Perusahan Listrik Negara (PLN) yang beroperasi untuk mensuplai kebutuhan listrik, mengalami kesulitan dengan terus meningkatnya harga BBM, hal ini dikarenakan PLN menggunakan pembangkit dengan bahan bakar solar (diesel), salah satunya adalah pembangkit listrik Muara Tawar. Pembangkit listrik Muara Tawar merupakan bagian dari pembangkit listrik yang mensupplai kebutuhan listrik untuk wilayah Jawa-Bali dengan kapasitas 920 MW. Jalur pipa transmisi ini yang akan direnacanakan dalam pembangunan akan melintasi wilayah Cilegon sampai dengan Serpong dan diteruskan sampai Muara


4

Tawar (Bekasi), dimana gas buminya akan digunakan sebagai pembangkit listrik (PLN). Jaringan pipa transmisi gas SSWJ adalah sebagai berikut :

Gambar 1. 4 Jaringan pipa transmisi gas South Sumatra-West Java (SSWJ) [9] Muara Tawar adalah lokasi pembangkit tenaga listrik PLN, yang pada saat ini menggunakan solar sebagai bahan bakarnya. Pada tahun 2008 PLN Muara Tawar akan melakukan penggantian kebutuhan (switching) dari Bahan Bakar Minyak (BBM) menjadi gas sebagai salah satu bentuk penghematan dan konservasi energi. Dengan adanya permintaan akan energi listrik yang semakin besar, maka diperlukan adanya suatu suplai bahan bakar yang lebih murah, ramah lingkungan, dan memiliki kandungan energi yang sangat besar. Station pipa transmisi utama South Sumatra-West Java mampu mensuplai gas dengan debit yang sangat besar yakni 400 MMSCFD. Namun karena belum adanya

infrastruktur pipa yang

mensuplai gas alam dari jaringan pipa transmisi utama Sumatera Selatan-Jawa Barat langsung menuju PT. PLN pembangkit Muara Tawar. Karena itu diperlukan pembangunan infrastruktur perpipaan gas untuk mendorong pemanfaatan gas alam sebagai bahan bakar utama PT. PLN pembangkit Muara Tawar. Perancangan pipa transmisi yang dapat dilakukan untuk mengalirkan gas alam dari tapping point Muara Bekasi menuju PLN pembangkit Muara Tawar yaitu dengan membangun jalur pipa lepas pantai (offshore transmisiion pipeline),


5

pertimbangaan yang diambil dalam pengerjaan rancangan pipa lepas pantai ini yaitu faktor jarak dimana jarak terdekat diperoleh jika pipa melintasi jalur laut. 1.2

RUMUSAN MASALAH

Terdapat permasalahan utama pada perancangan sistem transmisi gas ini yaitu : •

Bagaimana merancang sistem transmisi gas untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar gas Perusahaan Listrik Negara (PLN) di Muara Tawar.

1.3

TUJUAN PENULISAN Maksud penulisan ini adalah untuk menghasilkan perancangan jalur pipa

transmisi gas bumi melalui titik suplai Muara Bekasi ke PT. PLN pembangkit Muara Tawar melalui jalur lepas pantai. Penulisan ini adalah salah satu tahapan untuk mempersiapkan dasar-dasar informasi teknik, dan analisa ekonomi menyeluruh dalam perencanaan suatu proyek pembangunan pipa transmisi gas tersebut.

1.4

BATASAN MASALAH 1. Sumber supply gas diperoleh dari pipa transmisi utama Sumatera Selatan Jawa Barat dengan landing point di Muara Bekasi. 2. Gas yang didistribusikan adalah gas dengan komposisi yang sesuai dengan standar yang digunakan di PGN. 3. Perancangan dilakukan dengan tidak mempertimbangkan penggunaan semua komponen sistem perpipaan secara detail. 4. Temperatur aliran gas dalam sistem perpipaan transmisi dianggap konstan sebesar 30 oC. 5. Kondisi topografi permukaan laut tidak ditinjau lebih jauh. 6. Perancangan tidak memperhitungkan dampak sosial dan lingkungan


6

1.5

SISTEMATIKA PENULISAN Makalah ini terdiri atas tujuh bab dengan perincian sebagai berikut:

BAB I.

PENDAHULUAN Bab ini berisi latar belakang perancangan sistem perpipaan transmisi Muara Bekasi-Muara Tawar, rumusan masalah, tujuan penulisan,batasan masalah, dan sistematika penulisan.

BAB II.

TINJAUAN PUSTAKA Bab ini berisi karakteristik gas, teori sistem transmisi gas, komponen sistem transmisi gas, standar desain ASME B31.8 1995 dan DnV – OS – F101 2000, mekanika fluida gas, perangkat lunak Pipping system Fluid Flow.

BAB III. METODE PERANCANGAN Bab ini berisi penjelasan tentang tahapan pembuatan

design

pipa

transmisi gas Muara Bekasi-Muara Tawar, meliputi metode pencarian dan sumber data/informasi, asumsi yang digunakan, metode perhitungan, serta pertimbangan-pertimbangn yang digunakan dalam membuat design perpipaan transmisi gas Muara Bekasi-Muara Tawar. BAB IV. HASIL DAN ANALISIS Bab ini berisi analisis tentang suplai dan permintaan yang akan digunakan sebagai dasar perancangan sistem perpipaan transmisi, serta penentuan terhadap rute yang akan ditentukan, selain itu juga yang menjadi titik berat dari bab ini adalah membahas mengenai kondisi teknis design yang meliputi penentuan diameter pipa, kompresor yang harus digunakan, kestabilan pada pipa didasar laut dan perhitungan pembiayaan proyek


7

BAB VII. KESIMPULAN Bagian ini berisi ringkasan hasil sistem perpipaan transmisi gas yang telah dibuat. DAFTAR PUSTAKA Bagian ini berisi rujukan yang digunakan dalam menyusun laporan skripsi ini. LAMPIRAN Berisi data-data hasil survey dan perhitungan kebutuhan gas.


BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1

GAS ALAM Gas yang dialirkan melalui pipa pipa transmisi yang dihasilkan dari industri

pengolahan gas alam dengan metana sebagai komposisi utama (minimal 70%). Terdiri atas beberapa komponen lain diantaranya adalah etana, propana, butana, pentana, heksana, heptana, oktana, karbon dioksida, nitrogen, dan sulfur yang mana terdapat dalam jumlah kecil. Spesifikasi gas yang umum digunakan untuk komersial sebagai berikut : Tabel 2. 1 Spesifikasi Gas Alam No. Parameter 1 Nilai kalor 2 Kemurnian 3 4 5 6

Kandungan sulfur Kandungan CO2 Kandungan H2O Temperatur

Keterangan 900 Btu/ft (LHV) Bebas dari debu, minyak bumi, dan hidrokarbon yang dapat dicairkan pada temperatur lebih dari 15 0F pada tekanan 800 psig. < 1 grain H2S per 100 ft3 gas < 2% < 7 lb/MMSCF (14,4 psia, 60 0F) 3

Temperatur maksimum pengiriman 120 0F

pada

titik

Nilai kalor gas alam bervariasi sesuai dengan komposisinya. Komposisi gas yang digunakan adalah komposisi gas alam yang berasal dari Grissik, Sumatera Selatan. Pada dasarnya, proses pengolahan gas yang dilakukan di Central Gas Plant dapat dibagi menjadi 3 macam yaitu proses pengolahan gas untuk Dayung dan Sumpal, gas GLT (Gelam, Letang, Tengah), dan kondensat Gelam. Gas Dayung dan Sumpal dimasukkan dalam satu golongan karena keduanya memiliki kandungan CO2 yang tinggi dibandingkan dengan yang lain yaitu sekitar 30%, sedangkan pengelempokkan gas Gelam, Letang, dan Tengah didasarkan pada kandungan hidrokarbon berat yang cukup tinggi, berikut ini komposisi sales gas dari unit Central Gas Plant Grissik .


9

Tabel 2. 2 Komposisi Gas [9] STREAM VAPOR FRACTION (MOL) TEMPERATURE (deg.F) PRESSURE (psig) TOTAL MMSCFD LBMOL/HR LB/HR MOL. WT VAPOR MMSCFD MOL. WT DENSITY ( LB/FT3 ) @P.T Z FACTOR

SALES GAS FROM TRAIN 1



1,0000 113,2 1000

1,0000 124,9 1087

1,0000 124,9 1087

112,40 12340 217100 17,59

112,90 12390 207300 16.72

112,90 12390 207300 16,72

112,40 17,59

112,90 16,72

112,90 16,72

3,31

3,27

3,27

0,8785

0,8951

0,8951

LIQUID BBL/D MOL. WT DENSITY ( LB/FT3 ) @P.T DENSITY ( LB/FT3 ) @STANDARD COMPONENTS CO2 H2S NITROGEN METHAN ETHAN PROPANE i-BUTANE n-BUTANE i-PENTANE n-PENTANE n-HEXSANE C7+

M.W. 44,01 34,08 28,01 16,04 30,07 44,10 58,12 58,12 72,15 72,15 86,18 126

SG 1,5196 1,1767 0,9672 0,5539 1,0382 1,5226 2,0068 2,0068 2,4912 2,4912 2,9755 4,3505

0,0134 4 ppm 0,0058 0,9295 0,0341 0,0108 0,002 0,0022 0,0008 0.0005 0,0004 0,0004

0,0136 4 ppm 0,0077 0,9661 0,0110 0,0008 0,0003 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000

0,0136 4 ppm 0,0077 0,9661 0,0110 0,0008 0,0003 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000

H2O

18,02

1,0000

0,0001

0,0001

0,0001

1,0000

1,0000

1,0000

TOTAL MOLE FRACTION

Dalam perhitungan konversi dari gas ke bahan bakar minyak, maka nilai kalor dan efisiensi pembakaran dari bahan bakar tersebut perlu diketahui. Sebagai perbandingan, 1m3 gas memiliki energi yang setara dengan 0,685 kg LPG. Berikut ini perbandingan nilai kalor dan efisiensi pembakaran dari beberapa bahan bakar :


10

Tabel 2. 3 Perbandingan

Jenis Gas Solar Minyak Diesel Minyak Bakar Minyak Tanah LPG 2.2

Nilai Kalor Bahan Bakar

Nilai Kalor 1.054.236 MJ/MMSCF 38,1 MJ/liter 38,8 MJ/liter 40,2 MJ/liter 34,8 MJ/liter 49,8 MJ/kg

Efisiensi pembakaran 55% 40% 60%

TEORI DISTRIBUSI GAS Industri perpipaan gas alam dapat dibagi menjadi dua lingkup besar, yaitu

transmisi dan distribusi. Pipa transmisi digunakan untuk mentransportasikan gas alam dalam jumlah besar dengan jarak yang jauh dan tekanan tinggi (300 - 1.440 psig). Pipa distribusi digunakan untuk menyalurkan gas dari titik suplai kepada konsumen dengan tekanan yang lebih rendah daripada pipa transmisi dan biasanya mengambil suplai dari pipa transmisi. Pipa distribusi terdiri atas main lines dan service lines. Main lines bertekanan tinggi dan menengah (kurang dari 16 barg) sedangkan service lines menghantarkan gas pada tekanan rendah (1/4 psig). Di Indonesia, terdapat beberapa perusahaan yang bergerak dalam distribusi gas, salah satunya adalah PT. Perusahaan Gas Negara (PGN). PGN mengambil suplai dari pipa transmisi dengan menetapkan tekanan pipa transmisi minimum sebesar 25 barg (363 psig). Dari pipa transmisi, gas alam masuk ke dalam M/R S (Meter-Regulation Station) untuk diturunkan tekanannya menjadi 16 barg (232 psig) dan kemudian masuk ke pipa distribusi induk.

2.3

KOMPONEN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS Sistem perpipaan distribusi gas terdiri atas beberapa komponen sebagai

berikut: 2.3.1

Pipa Pipa merupakan komponen utama dalam sistem perpipaan. Pipa berfungsi

sebagai tempat mengalirnya gas. Dalam menggunakan pipa, beberapa hal yang perlu dipertimbangkan adalah pressure loss, kecepatan gas, diameter, ketebalan


11

dan jenis material pipa. Ukuran pipa harus cukup besar untuk mengalirkan fluida pada tekanan dan kecepatan tertentu. Kecepatan gas perlu dijaga tetap di bawah laju maksimum yang telah ditentukan. Hal ini untuk mencegah masalah yang dapat terjadi pada pipa seperti erosi, kebisingan dan getaran. Kecepatan gas maksimum dalam pipa sebesar 100 ft/s [13]. Material untuk pipa harus dapat menjaga struktur pipa di bawah kondisi lingkungan tertentu, secara kimia sesuai dengan fluida yang disalurkan, dan memenuhi syarat sesuai dengan aplikasinya. Untuk distribusi gas, terdapat beberapa material pipa yang digunakan. Secara historis, pipa distribusi utama umumnya menggunakan baja karbon atau material logam lainnya seperti besi tuang dan tembaga. Baja karbon merupakan material yang paling umum digunakan karena mudah dipasang. Pipa dari logam menimbulkan masalah korosi yang menghabiskan biaya sekitar 10% dari biaya operasi dan perawatan pipa. Untuk pipa baja karbon, biasanya digunakan bahan pelapis anti karat untuk melindungi permukaan pipa dari bahaya korosi. Spesifikasi umum mengenai diameter nominal, diameter luar, diameter dalam, schedule, ketebalan dinding, berat, dan tekanan maksimum pipa untuk pipa baja karbon yang berdasarkan standar ANSI B 36.10 dan ANSI B 36.19 dapat dilihat pada Lampiran 1 (Pipemakers, 2006). Diameter nominal adalah diameter pipa yang dipilih untuk pemasangan atau komersial. Schedule pipa sebenarnya dapat dikelompokkan menjadi schedule 5, 10, 20, 30, 40, 60, 80, 100, 120, dan 160 yang meliputi schedule standard (ST), schedule extra strong (XS), schedule double extra strong (XXS), dan schedule special (Raswari, 1987). Pembagian pipa ke dalam beberapa schedule ditujukan untuk: 1. Menahan tekanan internal dari aliran. 2. Menunjukkan kekuatan dari bahan pipa. 3. Mengatasi karat. 4. Mengatasi kegetasan pipa.


12

Ketebalan pipa tergantung dari schedule pipa itu. Semakin besar schedule pipa, maka semakin besar ketebalan pipa tersebut, sehingga tekanan maksimum gas yang dapat mengalir di dalamnya menjadi lebih besar. 2.3.2

Valve Valve berfungsi antara lain sebagai pengatur laju alir fluida, pengendali arah

aliran fluida, serta pengurang dan pengendali tekanan pada sistem perpipaan distribusi. Tipe valve yang banyak dipakai dalam sistem perpipaan distribusi gas adalah ball valve dan check valve. Ball valve digunakan untuk mengatur laju alir gas sedangkan check valve digunakan untuk menjaga agar tidak terjadi aliran balik dari gas. Selain itu, terdapat pula pressure-reducing valve yang merupakan valve dengan tipe plug. Material valve yang biasa digunakan dalam sistem perpipaan distribusi gas adalah carbon steel dan PE . 2.3.3

Valve Box Valve Box digunakan sebagai tempat meletakkan valve. Valve box terbuat

dari besi dengan ketebalan minimum 3/16 inchi . 2.3.4

Pressure Regulator Pressure regulator digunakan untuk menurunkan tekanan gas di dalam pipa

agar mencapai tekanan yang diperlukan oleh konsumen. Pressure regulator terbuat dari besi. Regulator harus mempunyai sebuah single port dengan diameter orifice yang tidak lebih besar daripada diameter yang telah direkomendasikan oleh manufacturer pada tekanan maksimum. Selain itu, regulator yang dipilih harus mampu untuk dinaikkan batas tekanannya hingga 50% lebih besar daripada tekanan kondisi normal. 2.3.5

Meter Meter digunakan untuk menghitung jumlah gas yang mengalir dalam

perpipaan. Pada sistem perpipaan gas dengan tekanan tinggi, sistem meter dilengkapi dengan valve dan pressure regulator untuk menjaga kestabilan aliran. Beberapa tipe yang penting dari meter yang paling banyak digunakan dalam sistem perpipaan distribusi gas adalah sebagai berikut :


13

a. Turbine/rotary Flowmeter Merupakan tipe meter dimana terdapat roda atau turbin yang dirotasikan oleh aliran gas. Besarnya laju turbin dikonversi menjadi jumlah gas yang mengalir tiap satuan waktu. b. Orifice Flowmeter Merupakan meter pengukur gas yang menggunakan perbedaan tekanan fluida ketika melewati kepingan orifice. 2.3.6

Fittings Fungsi dari fitting antara lain untuk menyambung pipa, mengubah arah

aliran, memperbesar atau memperkecil jalur pipa. Fitting dapat terbuat dari berbagai macam bahan, diantaranya adalah besi, kuningan, PE, dan PVC. Fitting disambungkan ke pipa dengan pengelasan dan ulir. 2.4

STANDAR DESAIN PIPA TRANSMISI

2.4.1

Menggunakan DnV 2000 ( Jalur Pipa Offshore) [3] Standar desain sistem perpipaan transmisi gas dimaksudkan untuk menjaga

keselamatan masyarakat umum terkait dengan keberadaan sistem perpipaan gas. Beberapa kondisi yang dapat membahayakan masyarakat perlu diidentifikasi terlebih dahulu. Kondisi-kondisi yang bisa menyebabkan tekanan tambahan dalam setiap bagian pipa atau perlengkapannya perlu diketahui untuk kemudian ditindak lanjuti dengan baik secara teknis. Faktor yang paling signifikan kontribusinya terhadap kerusakan suatu pipa gas adalah aktifitas manusia di sepanjang rute dari pipa tersebut Pertimbangan

terhadap

jalur

pipa

lepas

pantai

(offshore)

perlu

mempertimbangkan aspek – aspek keamanan dari jalur yang dilalui pipa tersebut. Diantaranya yaitu mepertimbangkan lalu lintas kapal, aktivitas pengkapan ikan, instalasi bangunan lepas pantai, jaringan pipa, kabel yang telah ada (existing), dasar laut yang tidak stabil, aktivitas seismic, wilayah penyelidikan arkeologi, turbiditas aliran. Dalam menentukan ketebalan pipa terdapat dua persyaratan yang ditinjau, yaitu kondisi batas leleh (Yield Limit State) dan kondisi batas kemampatan


14

(Bursting Limit State). Persamaan untuk YLS dan BLS dapat didefinisikan sebagai berikut[5]:

(2.1)

(2.2)

Dimana : = tekanan didalam pipa = tekanan diluar pipa, dalam hal ini akibat tekanan dari air = = kesalahan ketebalan pipa akibat fabrikasi = batas korosi yang dijinkan = Specified Minimum Yield Stress = Specified Minimum Tensile Stress Faktor efek pembebanan diturunkan dari : (2.3)

Nilai

juga dapat diperoleh melalaui ketentuan berikut ini :

Untuk kondisi normal, Untuk kondisi minimum,

= 1,00 = 0,96

Untuk kondisi tekenan didalam yang terkurung, Untuk sistem pengujian tekanan,

= 0,91

= 1,00


15

Sedangkan untuk nilai faktor kegunaan

( ,

), dapat ditentukan melalu tabel

dibawah ini : Tabel 2. 4 Usage Factor For Pressure Containment Quality Level

Safety Class

Usage Factor Low 0,85 0,74 0,83 0,72

I II

Normal 0,8 0,7 0,77 0,67

High 0,8 0,67 0,67 0,58

Pressure Test 0,96 0,84 0,96 0,84

2.4.1.1 Persamaan Desain Pipa Untuk Bahan Carbon Steel Ketebalan nominal dinding pipa dimana tekanan desain diberikan dapat dicari dengan persamaan berikut [5] :

t=

P.D 2.( F .E.T .S )

(2.4)

dimana: P = tekanan masuk/desain (psig) S = kekuatan pipa minimum (psi) D = nominal diameter luar pipa (in) t = ketebalan nominal dinding pipa (in) F = faktor desain pipa E = faktor sambungan T = faktor derating temperature

Faktor sambungan (E) dengan menggunakan standar API 5L diberikan pada Tabel 2.5. Tabel 2. 5 Faktor Sambungan Pipa Pada Spesifikasi Pipa API 5L Kelas pipa Seamless Electric Resistance Welded Electric Flash Welded Submerged Arc Welded Furnace Butt Welded

E 1,00 1,00 1,00 1,00 0,60


16

Faktor derating temperature (T) adalah sebagai berikut: Tabel 2. 6 Faktor Derating Temperature Temperatur, oF ≤ 250 300 350 400 450

T 1,000 0,967 0,933 0,900 0,867

Beberapa nilai kekuatan minimum spesifik (S) dari pipa baja adalah sebagai berikut: Tabel 2. 7 Kekuatan Pipa Minimum Spesifikasi API 5L API 5L API 5L API 5 LX API 5 LX ASTM A53 ASTM A53 ASTM A333 ASTM A333 2.5

Grade A25 A B X46 X65 A B 1 8

Tipe BW, ERW, S ERW, FW, S ERW, FW, S ERW, FW, S ERW, FW, S ERW, S ERW, S S, ERW S, ERW

Kekuatan minimum, (psi) 25.000 30.000 35.000 46.000 65.000 30.000 35.000 30.000 75.000

MEKANIKA FLUIDA GAS

2.5.1 Bilangan Reynold Jenis aliran gas dalam pipa dikelompokkan dalam aliran laminer, transisi atau turbulen berdasarkan bilangan Reynold. Bilangan Reynold (Re) tergantung pada sifat-sifat gas, diameter pipa dan kecepatan aliran gas dalam pipa. Persamaan dasar untuk mencari bilangan Reynolds adalah [8] :

Re =

ρvD µ

(2.5)

dimana: Re = bilangan Reynold ρ = densitas gas rata-rata, lb/ft3

v = kecepatan gas rata-rata sepanjang pipa, ft/s D = diameter pipa bagian dalam, ft


17

µ = viskositas gas, lb/ft.s

Aliran gas dalam perpipaan dianggap laminer apabila bilangan Reynold dari gas tersebut di bawah 2.100. Aliran gas dikatakan turbulen apabila bilangan Reynold gas tersebut di atas 4.000. Sedangkan aliran transisi memiliki bilangan Reynold di antara 2.100-4.000. Pada praktiknya, kebanyakan perpipaan gas dioperasikan pada laju alir yang menghasilkan bilangan Reynold yang tinggi, sehingga alirannya turbulen. 2.5.2 Kehilangan Tekanan Akibat Friksi Hal yang menjadi perhatian utama dalam mekanika fluida gas di dalam sistem perpipaan distribusi adalah permasalahan kehilangan tekanan akibat friksi (pressure loss). Friksi merupakan gesekan antara fluida dengan pipa yang menyebabkan kehilangan energi tekanan dari fluida. Besarnya friksi ditunjukkan oleh variabel faktor friksi (f). Faktor friksi merupakan fungsi dari bilangan Reynold dan kekasaran pipa[8]. Faktor friksi dapat dicari dengan menggunakan Moody Diagram atau menggunakan persamaan Colebrook-White. Kedua metode ini menggunakan parameter yang sama yaitu kekasaran pipa (ε) dan bilangan Reynold (Re). Berikut ini persamaan Colebrook-White untuk mencari faktor friksi f pada aliran turbulen [8] :  ε / D 2,51 1 = −2 log  +  3,7 Re f f 

   

(2.6)

dimana ε merupakan kekasaran dinding pipa bagian dalam (in) dan D merupakan diameter pipa bagian dalam (in).


18

Nilai kekasaran permukaan pipa (ε) untuk beberapa jenis bahan pipa adalah sebagai berikut [9]: Tabel 2. 8 Kekasaran Permukaan Beberapa Jenis Material Pipa Bahan pipa Drawn tubing (brass, lead, glass,etc.) Commercial steel or wrought iron

Kekasaran permukaan pipa, ε (in) 0,00006 0,0018

Galvanized iron

0,006

Cast iron

0,010

Polyethylene

0,000197

Sistem perpipaan tidak hanya terdiri atas pipa, namun juga terdapat berbagai instrumen lainnya seperti fitting. Efek dari fitting ini seperti adanya valve, elbow dan lain-lain pada jalur pipa perlu diperhatikan karena kehadiran komponenkomponen tersebut akan menyebabkan kehilangan energi akibat adanya friksi (fitting losses) bertambah besar. Besarnya friksi (F) sepanjang fitting ini dapat dicari dengan korelasi berikut : F sepanjang fitting = (konstanta) × (F sepanjang pipa yang sama dengan 1 diameter pipa)

Untuk menghitung friksi total dari suatu perpipaan yang mengandung fitting, maka perlu dicari panjang ekivalen dari fitting kemudian panjang pipa yang digunakan dalam perhitungan friksi total adalah panjang pipa awal ditambah dengan panjang ekivalen total (Le) dari fitting. Panjang ekivalen dari fitting (Le/D) dapat dilihat pada Tabel 13 . Tabel 2. 9 Panjang Ekivalen (L/D) Untuk Berbagai Jenis Fitting Jenis fitting Gate valve Globe valve Angle valve Check valve (swing type) Standard elbow 90o Standard elbow 45o Long radius elbow 90o

Le/D 13 340 145 135 30 16 20


19

Darcy-Weisbach menurunkan persamaan yang menyatakan hubungan antara kehilangan energi akibat friksi dengan faktor friksi, kecepatan fluida, panjang pipa dan diameter pipa sebagai berikut [8]: v 2 dL F= −4 f 2g D

(2.7)

dimana dL = panjang pipa D = diameter pipa bagian dalam v = kecepatan gas di dalam pipa g = konstanta gravitasi F = kehilangan energi akibat friksi f = faktor friksi pipa Hubungan antara penurunan tekanan fluida dengan faktor friksi, kecepatan fluida, panjang pipa dan diameter pipa dinyatakan sebagai berikut : dP = − 4 f ρ

v 2 dL 2 D

(2.8)

dimana dP = penurunan tekanan akibat friksi dL = panjang pipa D = diameter pipa bagian dalam v = kecepatan gas di dalam pipa ρ = densitas gas rata-rata f = faktor friksi pipa

Lebih jauh, dengan mempertimbangkan adanya fitting di dalam jalur pipa, maka persamaan (5) dapat diturunkan menjadi : ∆P = 3,242278 . ( f ⋅

dimana:

L Q2 + ∑ f K ). ρ . D D4

Q = laju alir volumetrik dari gas, ft3/s ρ = densitas gas rata-rata, lb/ft3

∆P = pressure loss, psi


(2.9)

20

D = diameter pipa bagian dalam, ft f = faktor friksi pipa L = panjang pipa, ft K = panjang ekivalen dari fitting

Dalam sistem perpipaan gas dikenal istilah kecepatan erosi (erosional velocity). Kecepatan erosi menunjukkan batas atas dari kecepatan gas di dalam pipa. Jika kecepatan gas terus dinaikkan, maka akan terjadi getaran dan bunyi. Kecepatan yang lebih tinggi akan menyebabkan erosi pada dinding pipa selama periode operasi yang lama. Kecepatan erosi vmax dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut : (2.10) dimana : Z = faktor kompressibilitas R = konstanta gas = 10,73 ft3.psia/lbmol.oR T = temperatur gas rata-rata, oR G = specific gravity dari gas P = tekanan gas rata-rata, psia Pada praktiknya, kecepatan fluida dalam perpipaan gas biasanya dibuat agar berada dibawah kecepatan maksimum vmax. Kecepatan maksimum yang direkomendasikan adalah sebesar 100 ft/s . 2.6 ANALISA KESTABILAN PIPA Ada beberapa metoda analisis yang dapat dipergunakan untuk mengetahui kestabilan pipa pada dasar laut, diantaranya adalah analisis kestabilan yang dikembangkan oleh DnV ( Stability analysis as per DnV 1981/1976 ). Analisa kestabilan ini didasarkan kepada gaya hidrodinamik yang dikembangkan oleh Morrison. Jalur pipa bawah laut mendapat gaya yang harus diperhatikan yaitu gaya akibat efek arus dan gelombang [7].


21

Gambar 2. 1 Gaya gaya yang bekerja pada sebuah pipa didasar laut[7] Gaya hidrodinamik terdiri dari gaya seret (drag force), gaya inersia, gaya angkat. Gaya seret merupakan hasil dari gelombang dan arus yang mempengaruhi kecepatan partikel air terhadap pipa. Gaya inersia merupakan hasil dari percepatan partikel air akibat pengaruh gelombang. Sedangkan gaya angkat merupakan gaya yang timbul akibat terjadinya perbedaan distribusi kecepatan pada saat melintasi pipa, perbedaan kecepatan ini akan menimbulkan perbedaan tekanan sehingga menimbulkan gaya angkat pada pipa. Secara fisis gaya-gaya yang bekerja pada pipa dapat disimpulkan sebagai berikut [7]: Arah horizontal ( sumbu X ) = FD + Fi – Fr – W sin θ = 0 Arah vertikal

Berdasarkan

(2.11)

( sumbu Y ) = N + FL – W cos θ = 0 persamaan

Morrison,

persamaan

(2.12)

gaya

gaya

tersebut

dapat

dideskripsikan sebagai berikut[7] :

(2.13)

(2.14)


22

(2.15) Fr = µ N

(2.16)

Dengan mensubstiusikan persamaan (2.11) kepada (2.12), maka akan diperoleh : FD + Fi + µ (FL – W cos θ ) = W sin θ

(2.17)

( Untuk kondisi permukaan laut yang datar, maka θ = 0 ) Maka akan diperoleh (2.18)

Dimana : D = diameter pipa, ft Ue = Kecepatan efektif, ft/sec FD = gaya seret , lb FL = gaya angkat , lb Fi = gaya inersia , lb Fr =gaya gesek, lb N = gaya normal , lb µ = koefisien friksi seabed W = berat minimum pipa dan concrete per satuan panjang, lb/ft W disini menyatakan berat per satuan panjang minimum dari pipa ketika akan bergerak akibat adanya pengaruh dari luar (gelombang atau arus laut ) [7] 2.7 KEEKONOMIAN Pertimbangan

terhadap

aspek

teknis

menjadi

penting

terhadap

keberlangsunagn suatu proyek, namun pertimbangan terhadap sisi keekonomian menjadi faktor Selain mempertimbangkan kelayakan dari faktor teknis, kelayakan suatu proyek perlu ditinjau secara finansial. Pada perhitungan kelayakan keekonomian digunakan dua jenis analisa yaitu analisa secara mikro dan analisa secara makro. Analisa mikro mencakup internal rate of return (IRR), net present value (NPV) dan payback period. Ketiga faktor tersebut dijadikan suatu dasar kelayakan dalam


23

berinvestasi dengan variasi pada harga toll fee. Sedangkan analisa makro dilakukan dengan meninjau Benefit Cost Ratio (B/C ratio). Tinjauan analisa mikro maupun makro diuraikan seperti di bawah ini[12]: 2.7.1 Internal Rate of Return ( IRR ) IRR atau laju pengembalian modal mutlak adalah indikator yang menunjukkan kemampuan pengembalian modal suatu proyek. Suatu proyek dapat dikatakan berhasil bila memenuhi 2 (dua) syarat berikut: Nilai NPV positif. i pada NPV < IRR. Secara formula ekonomi IRR biasanya ditentukan secara trial and error untuk memenuhi kondisi dimana nilai akumulasi Cash Flow adalah nol pada periode akhir umur proyek.

0 = −CI +

[

A 1 − (1 + IRR ) IRR

−N

]

atau CI =

(2.19)

[

A 1 − (1 + IRR ) IRR

−N

]

Kriteria ini menghitung tingkat diskonto yang menyamakan nilai sekarang dari suatu arus kas yang diharapkan dimasa yang akan datang, dengan pengeluaran investasi awal. Persamaan lain untuk menghitung tingkat hasil pengembalian internal (internal rate of return) adalah sebagai berikut:

CFn CF1 CF2 + + ..... + − I0 = 0 1 2 (1 + r ) (1 + r ) (1 + r ) n

(2.20)

dimana CF1, CF2 dan seterusnya adalah arus kas bersih pada tahu kesatu dan seterusnya sampai tahun ke n, dan n adalah umur proyek yang diharapkan, I0 adalah


24

biaya awal investasi dan r adalah tingkat pengembalian internal (IRR) yang dicari untuk menjadikan present value dari arus kas bersih sama dengan present value dari biaya awal proyek/investasi.

2.7.2 Net Present Value NPV adalah nilai akumulasi penerimaan atau cash flow (setelah dipotong pajak, pengembalian modal, pinjaman dan bunga pinjaman) yang dihitung untuk jangka waktu tertentu. Indikator ini bermanfaat untuk menunjukkan apakah dalam jangka waktu tertentu misalnya 15 tahun suatu proyek sudah untung atau belum. NPV yang bernilai posistif menunjukkan bahwa dalam jangka waktu tersebut rencana bisnis telah menunjukkan adanya keuntungan. Secara formula ekonomi NPV dapat dirumuskan sebagai berikut.

[

A 1 − ((1 + i ) NPV = −CI + i

−N

] (2.21)

dimana: NPV (Net Present Value): akumulasi cash flow. CI (Capital Investment): nilai investasi proyek. A (Annual Revenues): penerimaan bersih setiap periode. i (Interest Rate): discounted rate. N: periode waktu misalnya dalam tahun. Metode perhitungan secara matematis yang hampir sama dapat dilihat pada persamaan dibawah ini:

 CF1 CFn  CF2 + + + NPV =  ......  − I0 1 (1 + r ) 2 (1 + r ) n   (1 + r )

(2.22)

dimana CF1, CF2, dan seterusnya sampai n umur kilang adalah arus kas bersih dari present value yang diharapkan sedangkan I0 adalah biaya awal investasi dan r adalah discount rate yang dipergunakan dalam analisa.


25

Nilai NPV positif atau lebih besar daripada nol menandakan bahwa proyek layak untuk dilaksanakan.

2.7.3 Payback Period Payback periode adalah suatu periode yang diperlukan untuk pengembalian biaya investasi yang dikeluarkan dengan menggunakan net cash flow. Dengan demikian, payback periode dari suatu investasi menggambarkan seberapa cepat investasi yang dilakukan dapat kembali dalam satuan waktu. Semakin singkat tingkat pengembalian investasi maka proyek tersebut dianggap layak untuk dijalankan (feasible)

2.7.4 Benefit Cost Ratio Secara analisa makro dilakukan perhitungan dengan menggunakan kriteria Benefit Cost Ratio (B/C Ratio). Kriteria ini menggambarkan perbandingan antara keuntungan yang diperoleh dengan biaya yang dikeluarkan (biaya investasi dan biaya operasi). Semakin besar harga dari Benefit Cost Ratio maka semakin layak investasi proyek untuk dijalankan. Secara matematis Benefit Cost Ratio dapat dihitung dengan persamaan:

B / Cratio =

keuntungan − ker ugian investasi

(2.23)

Persamaan diatas dianggap sebagai rasio efisiensi pada suatu proyek, manfaatnya berupa uang pada discounted cash flow dibagi biaya terdiskon. Pilihan untuk melakukan investasi diambil jika harga B/C > 1. Jika harga dari B/C = 1 maka investor tidak memperoleh perbedaan dalam hal memilih untuk berinvestasi dan jika B/C < 1 maka lebih baik tidak berinvestasi. Selain mempertimbangkan kelayakan dari faktor teknis, kelayakan suatu proyek perlu ditinjau secara finansial. Pada perhitungan kelayakan keekonomian digunakan beberapa metode analisis, yaitu internal rate of return (IRR), net present value (NPV), payback period (PBP), dan Rasio Benefit/Cost (B/C).


26

2.7.5 Pendapatan Seluruh pendapatan dalam cash flow merupakan toll fee atau jasa yang dihasilkan sebagai tarif mengalirkan gas melaui pipa transmisi. Toll fee adalah sewa yang dibayarkan oleh konsumen untuk setiap volume gas yang dialirkan melalui system perpipaan. Toll fee ini ditetapkan berdasarkan laju pengembalian investasi yang dipengaruhi berbagai batasan. Dalam hal ini toll fee dijadikan basis untuk mendapatkan IRR.

2.7.6 Biaya Operasional Biaya operasional adalah biaya yang dikeluarkan untuk keperluan pipa transmisi selama umur proyek. Biaya ini meliputi: • Biaya perawatan pipa rutin yang timbul tiap tahun diasumsikan 3 % dari investasi pipa, kenaikan biaya ini adalah 5 % per tahun. • Biaya perawatan kompresor rutin yang timbul tiap tahun diasumsikan 3 % dari investasi kompresor, kenaikan biaya ini adalah 5 % per tahun. • Biaya operasional kompresor yang meliputi biaya listrik, bahan baker, dan semua biaya yang terkait dengan pengopersian kompresor secara rutin tiap tahun diasumsikan 10 % dari investasi kompresor. Kenaikan ini adalah 5 % per tahun. • Biaya overhaul kompresor dihitung setiap 5 tahun dan besarnya sebesar 50 % dari investasi kompresor. • Biaya pemeliharaan pipa dihitung setiap 5 tahun.

2.7.7 Biaya Bunga Bunga pinjaman merupakan tingkat pengembalian pinjaman yang harus dibayarkan, tingkat bunga sangat ditentukan dari asal pinjaman. Pada perhitungan ini digunakan asumsi bunga pinjaman sebesar 9 %, yang merupakan bunga pinjaman yang biasa digunakan oleh PGN.

2.7.8 Biaya Depresiasi Depresiasi adalah penurunan atau berkurangnya nilai aset (modal) seiring dengan berjalannya waktu. Salah satu model depresiasi yang umum digunakan dalam perhitungan ekonomi teknik adalah Straigt Line Depreciation. Model ini


27

mengurangi nilai aset secara garis lurus, artinya pengurangan nilai aset setiap periode besarnya tetap. Untuk mendapatkan nilai bersih pendapatan setiap periode dapat dilakukan dengan mengurangkan nilai pendapatan kotor dengan biaya proses dan pajak. Perhitungan depresiasi lain dilakukan dengan perhitungan Double Declining Balance (DDB). Model ini mengurangi asset secara menurun setiap tahunnya, artinya pengurangan nilai asset pada tahun pertama besar dan menurun dengan bertambahnya periode/umur proyek. Secara matematis dihitung seperti persamaan dibawah ini:

dk = B(1 − R ) 2 R= N

k −1

(R ) (2.24)

dimana dk adalah besarnya depresiasi tahun ke k, B adalah besarnya investasi yang terdepresiasi, R adalah faktor depresiasi yang dihitung dari persentasi depresiasi (200%) dibagi dengan N umur proyek. Pada perhitungan dipilih menggunakan model depresiasi DDB dimana nilai asset menurun setiap tahunnya, hal ini berhubungan dengan strategi perhitungan nilai pajak, persentase DDB yang digunakan (R) untuk investasi 20 tahun adalah sebesar 10 %.

2.3.9 Tingkat Diskonto Tingkat diskonto merupakan perubahan nilai uang sebagai fungsi waktu, tingkat diskonto pada analisa ini adalah sebesar 5 % dan digunakan pada analisa NPV. Besarnya tingkat diskonto akan divariasikan untuk analisa sensitivitas. Pada analisa toll fee, IRR digunakan sebagai varibel acuan yaitu sebesar 12 %, 13 %, 14 % dan 15 % sehingga revenue dihasilkan dari variasi toll fee (digunakan toll fee rata-rata) untuk menghasilkan IRR 12 - 15 %.


28

2.6

KABUPATEN BEKASI Secara geografis Kabupaten Bekasi berada di bagian Utara Provinsi Jawa

Barat, terletak antara 1060 48' 78" - 1070 27' 29" Bujur Timur dan 60 10' 60 30' 2 Lintang Selatan, dengan luas wilayah 1.273,88 km , di mana jarak terjauh antara Utara dan Selatan ± 46,8 km dan antara Barat ke Timur ± 33,8 km. Letak Kabupaten Bekasi sangat strategis, dengan batas-batas wilayah yaitu: sebelah Utara adalah Laut Jawa, sebelah Selatan Kabupaten Bogor, sebelah Barat Daerah Khusus Ibukota Jakarta dan Kota Bekasi, sedangkan Timur adalah Kabupaten Karawang[14].

2.6.1

Kondisi Geografi

Kondisi topografi (ketinggian dan kemiringan) Kabupaten Bekasi berada pada ketinggian 6 - 155 meter dpl dengan kemiringan 0 - 25%. Kondisi wilayah termasuk tipe iklim yang mempunyai sifat sedang dan cocok untuk tanaman pangan, palawija serta tanaman tahunan lainnya. Kabupaten Bekasi dialiri oleh 6 buah aliran sungai yaitu Sungai Cikampek, Kali Bekasi, Kali Cikarang, Kali Citarum, Kali Cikeas,dan Kali Cibee[14].

2.6.2

Kependudukan

Dengan laju pertumbuhan sekitar 4,28 % pertahun, penduduk Kabupaten Bekasi sekarang ini diperkirakan 2.027.092 jiwa, terdiri dari 1.035.852 (51,08%) laki-laki dan 992.050 (48,92%) perempuan [14]. Dilihat dari komposisi usia, menunjukkan usia produktif (15-64 tahun) mencapai 1.399.252 orang atau 69%. Sedangkan yang belum produktif (0-14 tahun) berjumlah 567.812 orang atau 28%, dan yang tidak produktif lagi (usia 65 tahun ke atas) berjumlah 60.837 orang atau 3%. Dengan komposisi usia ini maka beban ketergantungan penduduk mencapai 48,84%. Besarnya laju pertumbuhan penduduk tidak terlepas dari pesatnya pembangunan perumahan dan pemukiman, kawasan dan zona industri serta pusat perdagangan dan aktivitas jasa. Kondisi ini berdampak terhadap ketenaga-kerjaan.


29

Gambar 2. 2 Kabupaten Bekasi [14]


30

2.7 INSTALASI PIPA OFFSHORE Terdapat beberapa metode yang ditetapkan dalam proses instalsi dari pipa lepas pantai, metode ini dipengarhui terhadap kedalam dari pipa yang akan diinstalasi, antara lain [1]: 1. J-Lay Dipergunakan untuk instalasi pipa pada laut dalam, dimana dapat juga diaplikasikan dengan berbagai variasi dari diameter pipa.

Gambar 2. 3 Instalasi dengan menggunakan metode J-Lay [1] 2. S-Lay Merupakan teknik instalasi yang sering digunakan, diaplikasikan pada kedalaman rentang medium dan diameter pipa yang bervariasi.

Gambar 2. 4 Instalasi dengan menggunakan metode S-Lay [1]


31

3. Reel-Lay Merupakan teknik instalasi yang sering digunakan, diaplikasikan pada kedalaman rentang medium dan diameter pipa yang relative kecil.

Gambar 2. 5 Instalasi

dengan menggunakan metode Reel-Lay [1]


32

BAB III METODE PERANCANGAN Pada metode perancangan dibutuhkan beberapa data yang mendukung design secara komperhensif. Sehingga tahapan – tahapan dari proses perancangan yang dapat dilakukan diantaranya dapat berupa pengumpulan data teknis yang berupa informasi dari pemetaan jalur yang akan dilewati pipa, menetapkan standar yang akan digunakan dalam design, dan melakukan peninjauan terhadap tingkat kebutuhan gas alam. Diagram alir dari metode perancangan ini dapat dilihat pada gambar 3. 1

3.1 PENGUMPULAN DATA TEKNIS Penyediaan data teknis sangat diperlukan untuk mengetahui kondisi fisis dari jalur lintasan pipa, dimana melalui data teknis kita dengan mudah mengambil suatu keputusan terhadap rute yang akan dibuat. Data teknis yang dimaksud adalah sebagai berikut: 1. Data peta yang diperoleh dari Google Earth

TM

untuk peta hasil penginderaan

satelit. 2. Data peta topografi dari MSN Live Maps Search untuk pencintraan kontur laut serta kondisi jalur lintasan pipa. Peta dan citra satelit ini terutama digunakan dalam pembuatan rute alternatif pipa, serta mengidentifikasikan penyebaran pemukiman dan kepadatan penduduk. 3. Data standar perancangan sistem perpipaan transmisi gas DnV 2000 4. Data standar komposisi gas, nilai kalor bahan bakar.

3.2 PENGUMPULAN DATA SUPLAI DAN PERMINTAAN Penyedian data ini dimaksudkan untuk mempertimbangkan faktor penyediaan gas terhadap pengguna, dengan menyajikan data suplai dan permintaan maka faktor ukuran pipa dapat dioptimasi sesuai kebutuhan untuk sekarang dan perkiraan dimasa yang akan datang.


33

Mulai

Pengumpulan Data Teknis

Pengumpulan Data Suplai dan Permintaan

Data Teknis

Analisis Suplai dan Permintaan Gas Data Suplai dan Permintaan Pembuatan Alternatif Rute Awal

Penetapan Rute

Simulasi

Data Hasil Simulasi

Perhitungan Investasi

Hasil Rancangan Sistem Perpipaan Transmisi

Gambar 3. 1 Diagram alir perancangan

Data suplai dan permintaan yang dimaksud adalah sebagai berikut: 1. Data industri, restoran/rumah makan, rumah sakit dan hotel. Pada pipa transimisi, suplai gas diperoleh dari pipa transmisi Sumatera Selatan-Jawa Barat yang sudah lebih dahulu dibangun. Sistem transmisi dibuat berdasarkan demand driven, sehingga besarnya suplai gas yang diambil dari pipa transmisi Sumatera Selatan-Jawa Barat untuk pipa transmisi Muara BekasiMuara Tawar sesuai dengan proyeksi permintaan gas untuk PT. PLN


34

pembangkit Muara Tawar. Kebutuhan PT. PLN pembangkit Muara Tawar adalah sebesar 400 MMSCFD [9]. 2. Data keekonomian Data yang dibutuhkan terutama data harga yang berkaitan dengan biaya investasi, meliputi harga pipa dan perlengkapannya, biaya retribusi pipa, biaya konstruksi pipa, biaya operasi, biaya perawatan pipa dan toll fee.

3.3 ANALISIS DATA SUPLAI DAN PERMINTAAN Demand gas berdasarkan kebutuhan operasional PT. PLN Muara Tawar yang memiliki korelasi dengan jumlah gas turbin yang akan digunakan sebagai pembangkit. Suplai gas dari pipeline South Sumatera-West Java (SSWJ) yang berakhir di Muara Bekasi. Dari pipa tersebut diharapkan seluruh kebutuhan gas untuk PT. PLN pembangkit Muara Tawar dapat terpenuhi.

3.4 PEMBUATAN ALTERNATIF RUTE AWAL Rute awal dibuat sebagai dasar untuk menentukan titik survei dengan berdasarkan data peta geografis dan peta topografi. Pertimbangan pemilihan rute awal adalah jarak terpendek dan tidak melewati daerah-daerah rawan bencana. Pekerjaan ini kemudian dilanjutkan dengan survey untuk memeriksa kelayakan rute yang dibuat dan melihat kondisi yang sesungguhnya di lapangan. Pada perancangan sistem perpipaan transmisi ini digunakan dua alternatif rute.

3.5 PENETAPAN RUTE Penetapan rute dilakukan berdasarkan data hasil survey kondisi lapangan lepas pantai, kondisi kontur dasar laut, serta aktivitas bahari dan lokasi konsumen. Rute awal yang telah dibuat disesuaikan dengan data hasil survey. Pada perancangan sistem perpipaan transmisi gas ini, kedua alternatif rute digunakan. Pertimbangan pemilihan rute adalah jarak terpendek dan memiliki aktivitas bahari yang rendah serta tidak melewati daerah yang rawan bencana [4]. Pekerjaan ini kemudian dilanjutkan dengan survey untuk memeriksa kelayakan rute yang dibuat dan melihat kondisi yang sesungguhnya di lapangan.


35

3.6 SIMULASI Simulasi dilakukan menggunakan program perhitungan Microsoft Excel, dimana dibentuk suatu algoritma untung menghitung diameter pipa secara manual. Pada simulasi digunakan persamaan dari Panhandell A untuk menghasilkan diameter yang optimal dari rancangan. Sedangkan untuk penentuan kestabilan pipa pada dasar laut menggunakan perhitungan yang sama. Diagram alir penentuan kestabilan pipa pada dasar laut ditunjukan pada gambar 3.3

3.7 PERHITUNGAN KEEKONOMIAN Perhitungan keekonomian meliputi perhitungan biaya investasi, analisis kelayakan ekonomi, dan analisis sensitifitas. Komponen biaya investasi meliputi biaya material, retribusi pipa, konstruksi, instalasi, persiapan lahan, konstruksi valve box, gedung kantor, alat pengukur aliran (MR/S), konsultasi, pelatihan, dan biaya tak terduga. Analisis kelayakan ekonomi dilakukan dengan metode net present value (NPV), interest rate of return (IRR), payback period, dan rasio benefit/cost. Suatu proyek dikatakan layak secara ekonomi jika nilai NPV pada akhir masa operasi adalah positif dengan IRR>MARR. Nilai Payback period yang baik sautu proyek adalah di bawah 8 tahun dengan rasio benefit/cost lebih besar dari 1. Pada perhitungan ekonomi yang menjadi titik berat yaitu harga dari toll fee gas, perubahan harga dari toll fee akan berimplikasi terhadap penerimaan tahunan.


36

Gambar 3. 2 Diagram Alir Penentuan Kestabilan Pipa


37

BAB IV HASIL DAN ANALISIS

4.1 ANALISIS SUPLAI DAN PERMINTAAN Data suplai dan permintaan diperlukan sebagai dasar dalam merancang sistem perpipaan transmisi gas. Analisis suplai dilakukan untuk mengetahui ketersediaan gas yang diperlukan oleh PT. PLN Pembangkit Muara Tawar. Analisis permintaan dilakukan untuk mengetahui tingkat kebutuhan dari PT. PLN Pembangkit Muara Tawar.

4.1.1 Suplai Gas Pada pipa transimisi, suplai gas diperoleh dari pipa transmisi Sumatera Selatan-Jawa Barat yang sudah lebih dahulu dibangun. Sistem transmisi dibuat berdasarkan demand driven, sehingga besarnya suplai gas yang diambil dari pipa transmisi Sumatera Selatan-Jawa Barat untuk pipa transmisi Muara Bekasi-Muara Tawar sesuai dengan proyeksi permintaan gas untuk PT. PLN pembangkit Muara Tawar. Kebutuhan PT. PLN pembangkit Muara Tawar adalah sebesar 400 MMSCFD.

4.2.1 Permintaan Gas Demand gas berdasarkan kebutuhan operasional PT. PLN Muara Tawar yang memiliki korelasi dengan jumlah gas turbin yang akan digunakan sebagai pembangkit. Skema kebutuhan gas untuk masing-masing turbin di Pembangkit listik Muara Tawar dapat dilihat dari tabel di bawah. Tabel 4. 1 Kebutuhan Gas di Pembangkit listrik Muara Tawar[9]


38

Turbin-turbin MTW-PJB1 (Muara Tawar-Pembangkit Jawa Bali) dan MTW-PMT (Muara Tawar-Pembangkit Muara Tawar) saat ini sudah beroperasi menggunakan bahan bakar minyak dan direncanakan untuk beroperasi menggunakan bahan bakar gas mulai tahun 2008. Sedangkan untuk turbin MTW-JBIC dan MTW-PJB2 direncanakan mulai beroperasi tahun 2009. Maksimum total kebutuhan gas di Pembangkit Listrik Muara Tawar untuk perhitungan desain diasumsikan sebesar 400 MMSCFD. Permintaan total gas sebagai bahan bakar penggerak

turbin

existing

maupun future Pembangkit Listrik Muara Tawar adalah sebesar 400 MMSCFD. Suplai gas diperoleh dari perpipaan transmisi South Sumatera-West Java (SSWJ) yang berakhir di Muara Bekasi sebesar 400 MMSCFD. Dari pipa tersebut diharapkan seluruh kebutuhan gas untuk PT. PLN pembangkit Muara Tawar dapat terpenuhi dan pembangunan sistem perpipaan transmisi gas dari Muara Bekasi ke Muara Tawar memungkinkan.

4.2 ROUTING Perancangan sistem perpipaan transmisi gas ini menggunakan 2 alternatif penentuan rute, dimana setiap rute mempertimbangkan jarak dan medan yang dilalui, sehingga perlu adanya rute awal dan rute alternatif.

4.2.1 Pembuatan Alternatif Rute Awal Pembuatan alternatif rute awal dilakukan berdasarkan data suplai dan data kondisi geografis. Beberapa pertimbangan yang digunakan dalam pembuatan alternatif rute awal adalah sebagai berikut[4]: •

Lokasi rute awal dibuat sedekat mungkin dengan lokasi konsumen Pertimbangan ini dilakukan dengan dasar penekanan terhadap cost pembangaunan jalur pipa, semakin panjang rute yang tidak ekonomis maka akan menurunkan niali feasibilitas dari proyek tersebut

•

Lokasi rute awal perlu memperhatikan lokasi titik suplai dan infrastruktur gas yang telah ada Pertimbangan ini dilakukan agar in point dan out point yang telah


39

existing pada konsumen dalam hal ini PLN dapat dipergunakan •

Total panjang rute diusahakan sekecil mungkin Alternatif rute dirancang agar memiliki panjang rute terpendek dengan tetap memperhatikan lokasi persebaran permintaan dan infrastruktur gas di atas.

•

Rute yang dilalui sepanjang perairan harus memiliki aktivitas yang rendah Hal ini mencegah timbulnya kerusakan terhadap pipa dikarenakan aktivitas, seperti penurunan jangkar, aktivitas penangkapan ikan dengan menggunakan bahan peledak.

Pembuatan rute alternatif sistem perpipaan transmisi gas model perancangan berikut ini:

Gambar 4. 1 Metode Pemilihan

Rute Sistem Perpipaan Transmisi Gas Dari Muara Bekasi Ke Muara Tawar


40

Dengan mempertimbangkan berbagai hal di atas, maka diperoleh dua buah alternatif rute awal sebagai berikut: 1. Rute I, yaitu rute pipa yang melintasi wilayah tambak dan daerah rawa teluk bekasi Tabel 4. 2 Rute Alternatif I Rute I Titik

Lintang

Bujur

Altitude

Status

Crossing

Tapping Poin I (Muara Bekasi)

6° 3'15.17"S

107° 0'12.03"E

0

1

Kali CBL

1

6° 3'20.14"S

107° 0'15.26"E

0

1

Perumahan

2

6° 3'28.95"S

107° 0'16.68"E

0

3

6° 3'36.48"S

107° 0'17.74"E

4

6° 3'46.22"S

107° 0'18.45"E

5

6° 3'58.52"S

6 7

Titik

Rentang (Meter)

Start -- 1

191

1 -- 2

25 4

2

2 -- 3

227

0

2

3 -- 4

295

0

2

4 -- 5

386

107° 0'20.03"E

0

2

5 -- 6

205

6° 4'4.85"S

107° 0'22.43"E

0

3

6 -- 7

465

6° 4'20.20"S

107° 0'21.25"E

0

2

7 -- 8

218

8

6° 4'26.55"S

107° 0'17.62"E

0

2

8 -- 9

234

9

6° 4'32.24"S

107° 0'12.73"E

0

2

9 -- 10

222

10

6° 4'36.74"S

107° 0'6.82"E

0

2

10 -- 11

245

11

6° 4'41.89"S

107° 0'0.62"E

0

2

12

6° 4'45.50"S

106°59'57.62"E

0

2

13

6° 4'51.92"S

106°59'53.21"E

0

2

14

6° 4'56.85"S

106°59'50.09"E

0

3

End Point (Muara Tawar)

6° 5'6.95"S

106°59'44.48"E

0

11 -- 12

147

Sungai X

12 -- 13

2 36

13 -- 14

180

Sungai X1

14 -- 15 Total

Hasil pencintraan terhadap medan yang diperoleh dari satelit dengan menggunakan software Google EarthTM maka akan deperoleh sebagai berikut:

Gambar 4. 2 Hasil Pencitraan Dengan Menggunakan Google Earth Rute I


353 3.858

41

2. Rute II, yaitu rute pipa yang melalui jalur perairan sekitar 5 km dari ujung pantai teluk bekasi. Tabel 4. 3 Rute Alternatif II Rute II Titik

Lintang

Bujur

Tapping Poin I (Muara Bekasi)

6° 3'15.17"S

107° 0'12.03"E

0

3

Tambak

1'

6° 3'33.84"S

106°59'50.28"E

0

2

-

1 -- 2

1086

2'

6° 4'7.98"S

106°59'47.01"E

0

2

-

2 -- 3

1111

3'

6° 4'43.45"S

106°59'43.06"E

0

2

Kali X1

6° 5'6.95"S

106°59'44.48"E

End Point (Muara Tawar)

Altitude

Status

Crossing

Titik

Rentang (Meter)

Start -- 1

3 -- End Total

Hasil pencintraan terhadap medan yang diperoleh dari satelit dengan menggunakan software Google EarthTM maka akan deperoleh sebagai berikut:

Gambar 4. 3 Hasil Pencitraan Dengan Menggunakan Google Earth Rute II

4.2.2 Penetapan rute Dengan mempertimbangkan faktor keamanan dan aktivitas wilayah perairan yang tinggi pada rute alternative I maka akan sangat dimungkinkan timbulnya kerusakan pada pipa pascakonstruksi, sehingga rute yang ditentukan atau terpilih adalah rute II, dimana penetapan rute ini memperhitungkan panjang pipa dari titik survey hingga ke titik permintaan gas. Selain itu juga aktivitas bahari rendah serta


7 97

72 4 3.718

42

jarak pipa dari bibir pantai cukup jauh yaitu sekitar 3 km menjadi pertimbangan terhadap rute II, hal ini didasarkan pada faktor keselamatan operasi. Tabel 4. 4 Perbandingan Tiap Rute

Rute I

II

Keuntungan

Kerugian

•

Investasi kecil

•

Aktivitas bahari tinggi

•

Resiko keselamatan tinggi

•

Rute jauh

•

Rute pendek

•

Investasi menangah

•

Jauh dari bibir pantai

•

Membutuhkan

•

Aktivitas bahari rendah

•

Topografi laut relatif seragam

teknologi

yang tinggi

4.3 PENENTUAN DESIGN TEKNIS 4.3.1 Penentuan Diameter Pipa Penentuan diameter pipa dapat dilakukan dengan menggunakan persamaan aliran gas dalam pipa, dimana persamaan yang dapat dipergunakan adalah persamaan Panhadell A. Penggunaan persamaan ini harus memperkirakan tekanan akhir pada end point dari rancangan. Dari data lapangan yang diperoleh bahwa tapping point Muara Bekasi memiliki tekanan operasi pipa sebesar 350 psia. Kondisi ini tentu akan berada jauh dibawah tekanan operasi turbin yaitu 500 psia, oleh karena itu diperlukan adanya penambahan kompresor agar tekanan dapat ditingkatkan menjadi 500 psia. Filosofi design dasar terhadap peletakan kompresor harus menjadi acuan penting. Pada rancangan ini kompresor diletakan pada end point Muara Tawar, hal ini didasarkan pada pertimbangan teknis terhadap kompresor tersebut. Sehingga dengan adaya kompresor proses operasi dari pembangkit listrik Muara Tawar dapat teratasi.


43

Hasil perhitungan dari diameter pipa yang diperoleh untuk rancangan ini adalah sebagai berikut : a. Penetuan Diameter Pipa dan Pakhir Dengan Kondisi Q tetap Tabel 4. 5 Hasil Perhitungan Diameter Pipa Kondisi Q Tetap Q (MMSCFD) 400 400 400 400 400 400 400 400 400

Pakhir (psia) 323 322,8 322,7 322,5 322,1 321.7 321,5 321,2 320,9

D (inch) 22,21 22,17 22,15 22,13 22,05 21,99 21,96 21,96 21,87

Us (m/s) 20,92 21 21,04 21,08 21,25 21,35 22,44 21,45 21,64

Ue (m/s) 32,67 32,67 32,66 32,66 32,65 32,66 31,64 31,63 32,62

b. Penetuan Pakhir dan Q Dengan Kondisi Diameter Pipa Tetap Tabel 4. 6 Hasil perhitungan Q dengan kondisi Diamter Pipa Tetap D (Inch) 22 22 22 22 22 22 22 22 22

Q (MMSCFD) 538,6 510,4 480,3 447,9 412,9 405,5 401,7 400,2 412,8

Pakhir (psia) 300 305 310 315 320 321 321,5 321,7 320

Us (m/s) 29,68 27,92 26,09 24,15 20,1 21,68 21,46 21,37 22,1

Ue (m/s) 31,13 32,25 32,37 32,48 32,6 32,62 32,64 32,64 32,6

Dengan hasil variasi terhadap diameter pipa dan laju alir maka dapat disimpulkan bahwa diameter pipa yang sesuai dengan kondisi persyaratan yaitu, pipa dengan ukuran 22 inch, 400 MMSCFD. Selain itu juga hasil perhitungan menampilkan profil kecepatan gas (Us) dan kecepatan erosional (Ue) dari gas yang mengalir didalam pipa. Berdasarkan litetur kecepatan gas didalam pipa harus lebih kecil dari kecepatan erosional gas tersebut. Hal ini dikarenakan jika kecepatan gas


44

berada diatas kecepatan erosional maka akan terjadi vibrasi dan erosi terhadap pipa, sehingga usia dari pipa akan secara significant berkurang. Syarat ASME B.31 menyatakan bahwa kecepatan gas dalam aliran pipa harus berada dibawah 30,84 m/s. Dari hasil yang diperoleh kecepatan gas dari rancangan yaitu 21,37 m/s. Sehingga disimpulkan kecepatan aliran gas didalam pipa memenuhi aturan ASME B.31 dan persyaratan dengan menggunakan batasan kecepatan erosional [6]. Untuk menaikan tekanan gas dalam pipa dari 321,7 psia menjadi 500 psia, maka akan dibutuhkan kompresor. Hasil simulasi dengan menggunakan simulator diperoleh design kompresor yang dibutuhkan adalah sebagai berikut :

Gambar 4. 4 Simulasi kompresor dengan menggunakan simulator

Gambar 4. 5 Hasil

sizing kompresor dengan menggunakan simulator


45

4.3.2 Penentuan Kestabilan Pipa Pada Dasar Laut ( On Bottom Stability ) Penentuan ini didasarkan atas adanya gaya gaya yang bekerja dan mempengaruhi kestabilan pipa yang berada pada dasar laut, diantaranya yaitu gaya geser, gaya apung dan gaya inersia dari pipa tersebut. Pada perancangan ini diasumsikan bahwa kondisi seabed memiliki kontur yang datar (flat), dan dasar dari seabed merupakan batu kerikil (gravel) Dari hasil perhitungan dengan kedalam laut 33 m (110 ft) diperoleh harga dari koefisien geser (CD), koefisien angkat (CL) dan koefisien inertia (CM) adalah sebagi berikut: •

CD

= 0,7

•

CL

= 0,7

•

CM

= 1,5

Dari koefisien yang diperoleh diatas maka FD, FL, Fi , W : •

FD

= 47,89 lb/ft

•

FL

= 47,89 lb/ft

•

Fi

=

•

W

= 143,9

•

W’total rancangan = 793,16 ton

0

lb/ft lb/ft

W adalah berat minimum dari pipa dan concrete yang berada didalam permukaan laut per satuan panjang. Berdasarkan hasil perhitungan diperoleh massa pipa berikut dengan concrete adalah W(pipa + concrete ) = 932,6 ton Dapat disimpulkan

W(pipa + concrete ) > W’total rancangan

Sehingga pipa dalam batas kondisi yang ditentukan diatas tidak akan mengalami pergeseran akibat adanya perubahan yang disebabkan oleh arus maupun gelombang laut.


46

4.3.3 Penentuan Pembiayaan Pembangunan Penentuan komponen biaya pada perancangan ini berdasarkan pada penyediaan material, biaya konstruksi, biaya testing - precommissioning dan commisioning, berikut ini disajikan komponen biaya biaya yang diperlukan : Tabel 4. 7 Tabel Pembiayaan Proyek Pembangaunan Pipa Transmisi Gas Alam

Deskripsi

unit

Jumlah

biaya per unit (US$)

biaya total (US$)

Keterangan

Material Data PT Survindo [5] Data PT Survindo [5]

Pipa (22 inch )

932,6

ton

772

719.975

Coating & Concrete Kompresor Biaya Kompresor dan instalasi ( 3500 HP/Kompresor) Konstruksi dan Instalasi Pipe Lay Barge (337 joins total @ avg 80 joins/hari) Crew Change Cargo Barge Weather Downtime & Contingencies Testing and Pre Commisioning Flooding and gauging test Hydrotestic Test Commisioning Helicopter Hire Inspector ( 2 orang/ hari)

3.850

m

100

385.000

4

HP

1.561.106,62

6.244.426

hari person hari

250.000 3.000 100.000

1.250.000 300.000 500.000

3

hari

175.000

525.000

0,5 1

hari hari

175.000 175.000

87.500 175.000

Data BP[2] Data BP[2]

4 2

trip hari

35.000 1.500

140.000 3.000

Data BP[2] Data BP[2]

5 100 5

Total Investasi

Data BP [2] Data BP[2] Data BP[2] Data BP[2]

US $ 10.329.901

Berdasarkan hasil perhitungan aliran kas dengan menggunakan margin sebesar 0.10 US$/MMBtu sebagai kasus dasar. Tingkat diskonto yang digunakan adalah sebesar 5%. Tingkat diskonto merupakan perubahan nilai uang sebagai fungsi waktu. Tingkat diskonto sebesar 5% digunakan berdasarkan tingkat suku bunga Sertifikat Bank Indonesia (SBI) untuk mata uang US$. Aliran kas pembangunan sistem perpipaan transmisi ini dapat dilihat pada lampiran 2.

Berdasarkan perhitungan

aliran kas kasus dasar didapat NPV pada tahun 2023 sebesar 97,96 juta US$ dengan IRR sebesar 67,79 %, payback period 8,16 bulan, dan rasio B/C 10,4.


BAB V KESIMPULAN 1. Kondisi pipa yang digunakan untuk mengalirkan 400 MMscfd dari rangcangan ini yaitu dengan dengan ukuran diameter 22 inch, ketebalan 0,376 inch dengan laju alir 21,37 m/detik, jenis pipa adalah pipa baja API 5L X65 dengan panjang pipa 3,7 km. 2. Hasil bottom stability analisys menunjukan bahwa pipa tidak akan mengalami perubahan posis akibat adanya faktor eksternal, dimana W minimum jauh lebih kecil jika dibandingkan dengan W hasil rancangan. W minimum dari pipa adalah 793,16 ton, dan berat dari hasil rancangan adalah 932,6 ton, maka disimpulkan pipa akan stabil jika diletakkan pada dasar laut. 3. Daya kompresor yang digunakan adalah 7.000 HP untuk tahap I dan 7.000 HP untuk tahap II dengan efisiensi 0,75 dan rasio Pout/Pin sebesar 1,55 4. Biaya yang diperlukan untuk pembangunan proyek ini sebesar US$ 10.329.901, dengan IRR sebesar 67,79 %, NPV 97,96 Juta US$, B/C rasio 10,4 dan lama tingkat pengembalian modal selama 8,16 bulan.

47 Perancangan sistem..., Ardiansyah, FT UI, 2008

48

DAFTAR PUSTAKA [1] Chakrabarti, Subrata K, “Handbook Of Offshore Engineering”, ELSEVIER, UK, 2005 [2] BP West Java Ltd, EPCI Cost Estimate Summary and crude Pipeline Configuration, 2008 [3] DnV OS F101,” Offshore Standart Submarine Pipeline Design”, Det Norske Veritas, Norway, 2000 [4] Guo, Boyun, “ Offshore pipeline”, ELSEVIER, UK, 2005 [5] Laporan Final Pra Studi Kelayakan Pembangunan Pipa Transmisi Gas Kalimantan Timur - Jawa Timur”, PT. Survindo Dwi Putra, Jakarta, 2002 [6] McAllister, E. W., “Pipeline Rules of Thumb Handbook 2nd ed”., Gulf Publishing Company, Texas, 1992 [7] Mousseli, A.H, “ Offshore pipeline Design, Analysis, and Methods”,penwell books, Tulsa, 1981 [8] Nevers, Noel de, “Fluid Mechanics For Chemical Engineers ,2th ed.”, McGraw-Hill, Inc., New York, 1991 [9] Nur, Ilham, “Perancangan sistem perpipaan transmisi gas dari muara bekasi ke muara tawar”, DTK FTUI, DEPOK,2007 [10] Pengkajian Energi Universitas Indonesia, “Indonesia Energy Outlook and Statistics 2006”, PEUI, Depok, 2007 [11] Permata S, Indah.,”Laporan Kerja Praktek Gas Treatment Di Grissik CGP dan Suban Gas Plant PT ConocoPhillips Indonesia”, DTK FTUI, Depok, 2007 [12] Timmerhaus, et al.,”Plant Design and Economic for Chemical Engineering, 4th ed.”, McGraw-Hill, Singapore, 1991 [13] The American Society of Mechanical Engineers, “ASME B.31-8 1995 Edition: Gas Transmission and Distribution Piping Systems”, ASME, USA, 1995 [14] Website Kabupaten Bekasi, http://www.bekasikab.go.id, 20 April 2008


LAMPIRAN


LAMPIRAN 1 Skenario Pembiayaan


Skenario I ( Dua Kompresor tahap I ( 200 MMscfd) Pinjaman Modal Sendiri Bunga Tahun 2008

70% 30% 9% Investasi Modal Sendiri Pinjaman 7,2 2,16

Bunga 5,04

Pinjaman + Bunga 0,45

5,49

Total Investasi + Bunga 7,65

Skenario II ( Dua Kompresor tahap II ( 200 MMscfd)

Pinjaman Modal Sendiri Bunga Tahun 2010

70% 30% 9% Investasi 3,12

Modal Sendiri 0,94

Pinjaman

Bunga 2,18

Pinjaman + Bunga 0,20


Total Investasi + Bunga 2,38

3,32

LAMPIRAN 2 Perhitungan Aliran Kas


Toll Fee Interest

US $ 0,1 / MMBTU 9%

no

tahun

2008

1

Investasi *

7,2

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

3,21

2

Toll fee (US$/MMBTU)

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

3

Transportion Volume Per Year

65700000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

131400000

4

Revenue *

6,57

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

13,14

5

Operational Cost (Maintenance)*

0,42

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

0,57

6

Retribusi*

0,44

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

Depresiasi*

0,81

0,70

0,61

0,53

0,46

0,40

0,34

0,30

0,26

0,22

0,19

0,17

0,15

0,13

0,11

4,90

10,98

11,08

11,16

11,23

11,29

11,34

11,39

11,43

11,46

11,49

11,52

11,54

11,56

11,58

0,20

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

0,73

4,70

10,25

10,35

10,43

10,50

10,56

10,61

10,66

10,70

10,73

10,76

10,79

10,81

10,83

10,85

7 8 9 10

Total Revenue sebelum pengembalian pinjaman* Pembayaran Bunga Pinjaman* Total Revenue setelah pengembalian pinjaman*

11

Tax 30%*

1,41

3,08

3,10

3,13

3,15

3,17

3,18

3,20

3,21

3,22

3,23

3,24

3,24

3,25

3,25

12

Pendapatan Bersih*

3,29

7,18

7,24

7,30

7,35

7,39

7,43

7,46

7,49

7,51

7,53

7,55

7,57

7,58

7,59

13

Cash Flow*

3,29

3,97

7,24

7,30

7,35

7,39

7,43

7,46

7,49

7,51

7,53

7,55

7,57

7,58

7,59

14

NPV *

97,96

15

IRR

67,79%

16

MARR

10%

17

B/C

10,4

18

Payback Period

-7,2

8,16 bulan 6

*). Dalam Juta Dolar ( 10 US$)


LAMPIRAN 3 RUTRW Kabupaten Bekasi Tahun 2003-2013



LAMPIRAN 4 Perhitungan Diameter Manual


Penentuan diameter pipa secara manual Persamaan Panhandell A

Q

= 400 MMSCFD

Tb = 537 R

∆h

= 110 ft

Pavg

= 338,41 psia

P1 = 350 psia

E

=1

T

= 546 R

P2 = 320,3 psia

Pb

= 14,7 psia

L

= 2,31 mile

Sehingga diameter pipa yang diperoleh :

Sehingga D = 22 inch Perhitungan kecepatan gas :

Us = 21,35 m/s

Perhitungan Kecepatan Erosional :

Ue = 32,66 m/s


LAMPIRAN 5 Perhitungan Kestabilan Pipa Pada Dasar Laut


Perhitungan kestabilan pipa pada dasar laut menggunakan beberapa asumsi sebagai berikut : Ho (Ketinggian Gelombang) = 10 ft T (Periode Gelombang)

= 5 sec

d (Kedalaman Laut )

= 100 ft

OD ( Diameter Pipa)

= 1,83 ft ( 22 inch)

Kemiringan Permukaan Laut = 0 Type seabed clay dengan µ

= 0,5

Penyelesaian : •

Menentukan sifat dari gelombang dengan cara mengecek Diperoleh = 0,124 , dengan mencocokan hasil terhadap grafik 3.5 dibawah ini maka dapat diketahui pipa termasuk pada deep water


•

Menentukan panjang dan tinggi gelombang pada kedalaman Berdasarkan perolehan

, maka kita dapat menggunakan table 1

berikut untuk melakukan penggunaan rumus terhadap gelombang

Tabel 1. Penetuan Rumus Berdasarkan Kedalaman

Sehingga dapat diperoleh Panjang Gelombang ( Lo) =

= 128 ft, sehingga d / Lo = 0,78

Dari grafik 3.7 berikut, dapat ditentukan d/L = 0,68, H/Ho = 0,97


Sehingga dengan mensubstitusikan parameter yang diketahui kepada hasil yang diperoleh, maka L = 147 ft H = 9,7 ft •

Menentukan kecepatan partikel pada air laut Karena arah dari arus laut horizontal terhadap pipa maka digunakan rumusan kecepatan sebagai berikut ( rumusan diperoleh dari table 1 ), maka

Kecepatan maksimum akan diperoleh disaat cos

= 1, atau t = 0, maka

nilai dari kecepatan partikel pada kondisi maksimum adalah U max = 6,35 ft/sec, selanjutnya kita menghitung kecepatan efektif dari partikel

Sehingga kecepatan efektifnya adalah Ue = 6,11 ft/sec •

Menentukan bilangan reynold untuk mengetahui koefisien angkat, geser dan seret ( CL,CD,CM)

Dari hasil perhitungan diperoleh angka reynoldnya sebesar 1118996 Berdasarkan tabel berikut maka dapat diperoleh CL,CD,CM


Sehingga koefisien dan gaya hidrodinamikanya adalah

CL = 0,7 , FL = 47,89 lb/ft CD = 0,7 FD = 47,89 lb/ft CM = 1,5

Fi = 0 ( diasumsikan t = 0) Sehingga W ( berat pipa dan concrete minimum agar pipa tidak bergeser adalah )

W = 143,69 lb/ft W total rancangan

= 143,69 lb/ft x 12144 ft

W total rancangan minimum

= 793,16 ton

W pipa hasil fabrikasi = 932,61 ton Karena W pipa hasil fabrikasi > W total rancangan minimum Maka Pipa Akan Stabil Pada Permukaan Laut


LAMPIRAN 6 Penentuan Wall Thickness Pipa, API Standart


PERANCANGAN SISTEM PERPIPAAN TRANSMISI GAS DARI MUARA BEKASI KE MUARA TAWAR MELALUI JALUR LEPAS PANTAI

Recommend Documents