86160139 energi lng transportasi gas alam

7/23/2019 86160139 Energi LNG Transportasi Gas Alam

1/32

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG),SEBUAH ALTERNATIF TRANSPORTASI GAS ALAM

Oleh:

MIRA MAULIDIANA

640506007Y

MAKALAH

PEMANFAATAN GAS ALAM

MANAJEMEN GAS ALAMPROGRAM PASCA SARJANADEPARTEMEN TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIAAPRIL2006


2/32

2

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG),SEBUAH ALTERNATIF TRANSPORTASI GAS ALAM

AbstraksiLiquefied Natural Gas (LNG) sebagai salah satu alternatif transportasi gas alam telah

berkembang menjadi industri yang cukup matang. Industri ini memiliki beberapa tingkatrantai nilai yaitu eksplorasi dan produksi, pencairan, transportasi, serta penyimpanandan regasifikasi. Rantai nilai yang bertingkat ini berpengaruh pada biaya pengembanganLNG.

Makalah ini membahas teknologi yang digunakan pada rantai nilai pencairan,transportasi, serta penyimpanan dan regasifikasi LNG disertai dengan pembahasanbiaya yang terkait. Aspek lingkungan dan keselamatan LNG di mana LNG memilikibanyak keunggulan dibanding energi fosil lainnya juga dibahas dalam makalah ini.

Perkembangan pasar LNG di dunia menuntut adanya pemenuhan permintaan yangsemakin meningkat. Berbagai tantangan yang harus dihadapi dalam pengembangan

industri LNG juga dikemukakan dalam makalah ini. Kemajuan teknologi yang dapatmenurunkan biaya pengembangan LNG diharapkan akan memberikan pengaruh yangsignifikan terhadap perkembangan industri LNG di masa mendatang..

1. PendahuluanLiquefied Natural Gas (LNG) adalah gas alam yang dicairkan dengan didinginkan hinggamencapai suhu -160oC pada tekanan 1 atm. Pada kondisi cair LNG memiliki densitassekitar 45% dari densitas air, dengan reduksi volume 1/600 dibanding kondisi gasnya.Kompresi volume yang cukup besar ini memungkinkan transportasi gas dalam bentukcair untuk jarak jauh dengan biaya yang lebih efisien.

Gambar 1. Rantai Nilai LNG

Seperti dapat dilihat pada gambar di atas, tahapan-tahapan pada rantai nilai LNG

adalah sebagai berikut.- Eksplorasi dan produksi

Kegiatan eksplorasi dilakukan untuk menemukan gas alam pada kerak bumi.Setelah cadangan gas diketemukan, kegiatan produksi dapat dilakukan yaitu untukmengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian dihilangkanpengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi yang ditentukan.

- PencairanGas yang diproduksikan tersebut memasuki tahap pencairan untuk mengubah gasalam menjadi cair (LNG) sehingga dapat ditransportasikan menggunakan kapal.


3/32

3

- PengapalanUntuk membawa LNG ke pembeli, LNG ditransportasikan dengan menggunakantanker khusus.

- Penyimpanan dan regasifikasiSetelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian ditempatkan padatangki penyimpanan khusus, untuk kemudian diregasifikasi dari fase cair, sehingga

gas bisa ditransportasikan ke pengguna melalui pipa penyalur.

Struktur biaya LNG mengikuti rantai nilai seperti terlihat pada Gambar 1, di mana porsibiaya terbesar biasanya terdapat pada proses pencairannya. Investasi yang dibutuhkanuntuk fasilitas LNG juga cukup besar, bisa mencapai hingga US$ 3 miliar.

Sumber: The World LNG & GTL Report Douglas Westwood Ltd.

Gambar 2. Perkembangan Kapasitas Pencairan LNG

Berkaitan dengan perkembangan LNG di dunia, berdasarkan Laporan LNG & GTL yangdikeluarkan oleh Douglas Westwood seperti yang terdapat pada Gambar 2, terjadipeningkatan pembangunan fasilitas LNG yang cukup signifikan dalam kurun waktu 30tahun. Seperti yang dapat dilihat pada grafik di atas, sebagian besar fasilitas pencairanLNG terdapat di Asia.

Douglas-Westwood Ltd. juga memprediksikan tingkat belanja kapital (capitalexpenditure) untuk penyelesaian fasilitas LNG hingga tahun 2009, seperti digambarkan

pada grafik di bawah. Trend keseluruhan menunjukkan pertumbuhan pasar yang cukuptinggi, dan tingkat belanja kapital (capital expenditure) pada periode 2005-2009diperkirakan hingga hampir US$ 70 miliar, melesat jauh dari yang dibelanjakan padaperiode lima tahun sebelumnya.


4/32

4

Sumber: The World LNG & GTL Report Douglas Westwood Ltd.

Gambar 3. Belanja Kapital Fasilitas LNG Dunia 2000 -2009

Beberapa faktor yang mendorong peningkatan LNG ini baik pada sisi penawaran danpermintaannya adalah sebagai berikut.- Terus bertambahnya konsumsi gas dunia

IEA memprediksikan bahwa konsumsi gas akan akan tumbuh pada tingkat 2,7% pertahun pada periode hingga 2025, dibandingkan dengan 1,8% untuk minyak, dan 1,5%untuk batubara. Porsi penggunaan gas akan berada pada angka 28% daripenggunaan energi global pada 2025.

- Permintaan impor yang cukup tinggiSebagian besar negara konsumen gas memiliki produksi gas yang sangat sedikit(Jepang, Korea Selatan) atau telah mengembangkan cadangan gasnya hingga pada

suatu titik di mana mereka telah melewati produksi puncaknya sehingga akhirnyabergantung pada gas impor (Amerika Serikat, Inggris).- Monetisasi cadangan stranded gas

Sejumlah signifikan cadangan gas alam terletak pada lokasi yang jauh dari pasarnyaatau tidak memiliki infrastruktur pipa. Tanpa akses ke pasar, gas yang diproduksitersebut cenderung dibakar atau direinjeksi. LNG menawarkan sebuah mekanismeakses, sebuah metode untuk memonetisasi cadangan-cadangan gas tersebut sertamengurangi dampak lingkungan akibat dari gas yang langsung dibakar tersebut.

- Kemajuan teknologiKemajuan teknologi pencairan telah menyebabkan penurunan pada tingkat belanjakapital (capital expenditure) yang cukup besar, di samping karena ukuran trainyanglebih besar. Biaya pembawa (carrier) LNG juga berkurang cukup signifikan.Pengurangan biaya pengembangan LNG ini membuka peluang untuk meningkatkanpenggunaan teknologi LNG ini di mana mungkin sebelumnya teknologi ini sulitmencapai keekonomiannya. Gambar 4 di bawah menunjukkan penurunan biayapengembangan LNG saat ini dibandingkan tahun 1970-an.


5/32

5

Gambar 4. Perbandingan Biaya Rantai Nilai LNG Tahun 1970-an vs Sekarang

Pada bagian-bagian berikut akan dibahas berbagai aspek yang terkait dengan LNGyang meliputi perdagangan LNG, teknologi yang digunakan dalam rantai LNG, besertaaspek lingkungan dan keselamatannya.

2. Perdagangan LNGPerdagangan LNG sebagian besar dilakukan berdasarkan kontrak jangka panjang 20tahun atau lebih. Meskipun demikian, saat ini juga telah terdapat kontrak jangka

menengah 3 sampai 10 tahun. Pada tahun 2004, volume kontrak jangka menengah danpanjang ini mencapai 138,79 MT, di mana Asia memiliki porsi yang cukup signifikandalam kontrak tersebut, seperti digambarkan pada grafik di bawah ini.

Gambar 5. Volume Kontrak Jangka Menengah dan Panjang LNG Dunia

Sumber: McKinsey & Company / El Paso$/MMBtu2,500 mile voyage

LLiiqquuee--ffaaccttiioonn

TTrraannss--

ppoorrttaattiioonnRReeggaass--

iiffiiccaattiioonnTToottaall

3300%%ddeecclliinnee

ooff ccoossttssiinnttooppiippeelliinnee

TToottaallLLiiqquuee--ffaaccttiioonn

TTrraannss--

ppoorrttaattiioonnRReeggaass--

iiffiiccaattiioonn

11..880011..554400..5500

00..4499

22..5533

11..0000 00..4400

00..4400


6/32

6

Sebagian kecil LNG diperdagangkan pada pasar spot. Pada tahun 2003, volume LNGyang diperdagangkan di pasar spot mencapai 14,8 Bcm (10,8 MT). Meskipun barumencapai 8,7% dari perdagangan total LNG, dengan besarnya ekspansi kapasitasproduksi dan penggunaan yang lebih efektif dari kapasitas tersebut, sangat

dimungkinkan bahwa perdagangan spot LNG akan meningkat pesat.

Beberapa tahun yang lalu, kurangnya kapasitas pengiriman LNG menjadi rintanganperdagangan spot LNG. Kini, permintaan LNG semakin meningkat dan telah melebihikapasitas produksi. Oleh karena itu kesetimbangan antara penawaran dan permintaanmenjadi hal yang tidak bisa dihindarkan.

Penentuan harga LNG berbeda setiap wilayah. Di Asia, harga umumnya dikaitkandengan JCC (Japan Crude Oil), yang mana adalah harga Cost, Insurance, Freight(CIF)rata-rata minyak mentah Jepang. Di Eropa, harga impor LNG biasanya dikaitkan denganproduk perminyakan dan harga minyak mentah Brent. Di Eropa, harga LNG jugabersaing dengan harga gas pipa. Di Amerika Serikat, harga lebih ditentukan oleh

penawaran dan permintaan berdasarkan perdagangan gas alam pada berbagai hubseperti Henry hub (titik yang terdapat di Lousiana di mana 17 pipa gas bertemu,sehingga menciptakan titik referensi kompetitif) ditambah faktor perbedaan geografi.

Gambar 6. Harga Impor LNG Jepang, Uni Eropa, dan Amerika Serikat

Gambar di atas menunjukkan harga impor dari Jepang, Amerika Serikat, dan Eropa.Dari tahun 2000 2004, harga LNG untuk Jepang berada dalam kisaran US$ 4-5.Harga LNG di Eropa umumnya lebih rendah US$ 1 dibanding harga untuk Jepang.Karena kedua harga tersebut dikaitkan dengan harga minyak mentah dan produk


7/32

7

perminyakan, terdapat kesamaan pada grafik pergerakan harganya. Di sisi lain, harga diAmerika Serikat pada periode yang sama lebih fluktuatif. Karena tingginya permintaanterhadap harga gas domestik, harga LNG AS meningkat hingga US$ 6.41 pada bulanJanuari 2001. Tetapi kemudian harga tersebut anjlok, dan kemudian naik kembali padatahun 2002. Sehingga kadang harga LNG AS melebihi harga yang dijual ke Jepang,seperti terjadi pada tahun 2004.

Untuk sepuluh tahun ke depan diperkirakan harga LNG di dunia belum menunjukkanpergerakan signifikan dengan kaitan tertentu, yang berarti globalisasi harga LNG belumakan menjadi kenyataan dalam sepuluh tahun mendatang.- Dalam sepuluh tahun mendatang, LNG masih akan berupa pelengkap terhadap gas

pipa di pasar AS / Eropa. Hal ini berarti bahwa harga LNG akan merefleksikan hargagas pasar harga gas pipa dan tidak bergantung pada harga yang ada pada wilayahlainnya.

- Globalisasi harga LNG juga membutuhkan likuiditas yang lebih tinggi padaperdagangan LNG. Terlebih lagi perdagangan LNG melibatkan permasalahanseperti boil-off-gas(BOG) dan nilai kalori yang rendah, bahkan terminal penerimaanbarupun tidak dapat selalu menerima kandungan LNG yang kurang sesuai.

- Pasokan LNG dunia kini masih dikendalikan oleh segelintir pemain, yaituperusahaan minyak negara dan perusahaan minyak besar. Karena adanyakepentingan tersendiri, para pemain cenderung tidak mau meninggalkan sistempenentuan harga sekarang yang masih berada bawah kontrol mereka. Mereka dapatmerespon positif terhadap globalisasi harga LNG jika terdapat alasan logis di balikalasan tersebut.

3. Teknologi Pencairan LNGProses pencairan gas menjadi LNG berupa pencairan gas alam menggunakan mediapendingin (refrigerant). Kilang pencairan bisa terdiri dari beberapa unit paralel (train).Gas alam dicairkan mencapai suhu sekitar -256oF atau -160oC dengan tekanan 1 atm.LNG adalah cairan kriogenik. Istilah kriogenik berarti temperatur rendah, umumnya di

bawah -100o

F.

Teknologi pencairan merupakan elemen utama pada kilang LNG. Terdapat beberapaproses lisensi pencairan dengan berbagai tingkat penerapan dan pengalaman. Prinsipdasar untuk pendinginan dan pencairan gas menggunakan pendingin adalah termasukmenyesuaikan sedekat mungkin kurva pendinginan/pemanasan gas proses danpendingin. Hasilnya berupa proses termodinamika yang lebih efisien yangmembutuhkan daya yang lebih efisien per unit LNG yang diproduksi. Hal ini berlakupada semua proses pencairan.


8/32

8

Sumber: Hydrocarbon Engineering, February 2004, Dr. Tariq Sukri, Foster Wheeler, UK

Gambar 7. Kurva Pendinginan Gas Alam - Pendingin Tipikal

Peralatan utama proses ini meliputi kompresor yang digunakan untuk mensirkulasikanpendingin, penggerak kompresor, dan alat penukar panas untuk mencairkan danmenukar panas antar pendingin. Gas alam, mencair pada kisaran temperatur tertentu.Kurva panas dapat disesuaikan dengan meminimalkan perbedaan temperatur antaraproses pendinginan gas dan aliran pendingin. Hal ini dapat tercapai denganmenggunakan lebih dari satu pendingin pada tingkat tekanan yang berbeda untukkemudian selanjutnya memecah kisaran temperatur untuk dapat mendekati kurvapanas.

Terdapat beberapa pemegang lisensi (licensors) proses pendinginan LNG sepertiterlihat pada tabel di bawah. Untuk saat ini, teknologi yang paling banyak digunakan

adalah yang berasal dari APCI. Berikut akan dijelaskan beberapa proses pendinginandari beberapa pemegang lisensi (licencors).

Tabel 1. Pemegang Lisensi Pendinginan LNG

Sumber: Barclay, 2005


9/32

9

1. Proses APCI propane pre-cooled mixed refrigerant


Gambar 8. Proses APCI Propane Pre-Cooled Mixed Refrigerant (Tipikal)

Proses ini paling banyak digunakan pada proses pencairan gas menjadi LNG di dunia.Dalam proses ini, terdapat dua siklus pendingin utama. Siklus pra pendinginanmenggunakan komponen murni propana. Siklus pencairan dan sub pendinginanmenggunakan pendingin campuran (mixed refrigerant/MR) yang terdiri dari nitrogen,metana, etana, dan propana.

Siklus proses pra-pendinginan menggunakan propana pada tiga atau empat tingkattekanan dan dalam mendinginkan gas proses ke temperatur -40oC. Propana jugadigunakan untuk mendinginkan dan mencairkan secara parsial pendingin campuran(mixed refrigerant/MR). Pendinginan dicapai dengan alat penukar panas tipe kettle.

Pada siklus pendingin campuran (mixed refrigerant/MR), pendingin yang dicairkansecara parsial dipisahkan menjadi aliran uap dan cairan yang digunakan untukmencairkan dan dan mebsub-dinginkan aliran proses dari sekitar -35oC menjadi suhusekitar -150oC - -160oC. Proses ini dilakukan di alat penukar panas yang disebut maincryogenic heat exchanger(MCHE).

LNG kemudian keluar dari atas MCHE pada tekanan yang tinggi. Kemudian aliranLNG tersebut didepresurisasi dengan cara seperti staged end-flashes, liquid expander,dan sebagainya. Dengan menggunakan proses ini, kapasitas pengolahan per trainbisa mencapai 4,7 mmtpa.


10/32

10

2. Proses bertingkat teroptimalisasi (optimised cascade process) ConocoPhillips

Sumber: http://www.ConocoPhillips.com

Gambar 9. Proses Bertingkat Teroptimalisasi ConocoPhillips

Pendinginan dan pencairan pada gas proses pada proses bertingkat ini dicapaidengan menggunakan 3 pendingin murni yaitu propana, ethylene, dan metana. Padasiklus pendinginan propana, gas didinginkan hingga -40oC. Sistem pendinginanpropana juga mendinginkan pendingin ethylene dan mendinginkan pendingin metana.Gas kemudian memasuki sistem pendinginan ethylene di mana gas tersebutdidinginkan hingga mencapai suhu -90oC. Pendingin ethylene juga mengembunkanpendingin metana. Gas yang masuk tersebut akhirnya didinginkan dengan pendingin

metana untuk menghasilkan LNG.

Sistem pendinginan metana adalah siklus terbuka yaitu aliran pendingin metanadiambil dari gas yang dicairkan. Hal ini memungkinkan memungkinkan gas boil offuntuk dimasukkan kembali ke proses pencairan tanpa diperlukan kompresor gas boiloff yang berukuran besar.

Kapasitas train dengan proses bertingkat ini telah mencapai 3,3 mmtpa, dengankapasitas trainsebesar 5,4 mmtpa sedang dalam pembangunan.


11/32

11

3. Proses Black & Veatch PRICO (R)


Gambar 10. Proses Black & Veatch PRICO

Proses ini adalah proses pendingin campuran tunggal (single mixed refrigerantprocess). Pendingin campuran tersebut terdiri dari nitrogen, metana, etana, propana,dan isopentana. Pendinginan dan pencairan dilakukan dengan berbagai tingkattekanan pada plate fin heat exchanger pada kotak dingin. Pendingin dikompres dandisirkulasi menggunakan train kompresi tunggal. Kapasitas train-nya mencapai 1,3mmtpa.

4. Proses bertingkat fluida campuran (mixed fluid cascade process/ MFCP) Statoil/Linde


Gambar 11. Proses Bertingkat Fluida Campuran Statoil/Linde


12/32

12

Pada proses ini tiga pendingin campuran digunakan untuk melakukan pendinginandan pencairan. Pra-pendinginan dilakukan pada plate fin heat exchanger (PFHE)dengan pendingin campuran pertama, dan pencairan dan sub-pendinginan dilakukandi spiral wound heat exhanger (SWHE) dengan dua pendingin lainnya. SWHE inidibuat oleh Linde, dan bisa juga digunakan untuk tahap pra-pendinginan. Penukarpanas tersebut bisa juga digunakan untuk tahap pra-pendinginan. Pendingin yang

digunakan terdiri dari metana, etana, propana, dan nitrogen. SWHE sendiri biasanyadipasang dengan proses pencairan lainnya, pada proyek baru atau ekspansi atausebagai pengganti dari penukar panas kriogenik yang lama. Kapasitas trainproses inibisa mencapai 4 mmtpa.

5. Proses Axens LiquefinTM


Gambar 12. Proses Axens LiquefinTM

Proses ini adalah proses yang menggunakan dua pendingin campuran. Semuapendinginan dan pencairan dilakukan di plate fin heat exchanger (PFHE) yangtersusun pada kotak dingin. Pendingin campuran yang digunakan terdiri dari metana,etana, propana, butana, dan nitrogen. Pendingin campuran pertama digunakan padatiga tingkat tekanan untuk mempra-pendinginkan gas proses dan mempra-pendinginkan dan mencairkan pendingin campuran kedua. Pendingin campuran keduadigunakan untuk mencairkan dan mensubdinginkan gas proses.

Mendinginkan pendingin campuran untuk tahap pra-pendinginan memungkinkan untukmencapai suhu yang lebih rendah dibanding komposisi pendingin. Kapasitas trainbased loadmencapai 6 mmtpa sedang direncanakan untuk dikembangkan.

6. Proses pendingin campuran ganda (double mixed refrigerant) ShellKonfigurasi proses ini mirip dengan proses pendingin campuran pra-pendinginanpropana, dengan pra-pendinginan dilakukanoleh pendingin campuran (yang sebagianbesar terdiri dari etana dan propana). Perbedaan lainnya adalah bahwa pra-pendinginan dilakukan pada spiral wound heat exchanger (SWHE), bukan pada tipekettle. SWHE yang digunakan untuk pra-pendinginan dan pencairan untuk proses inidipasok oleh Linde


13/32

13

Proses-proses di atas adalah proses yang terdapat pada kilang LNG saat ini serta padabeberapa proyek LNG yang saat ini tengah berjalan. Terdapat juga beberapa proseslainnya yang saat ini sedang dikembangkan.

Pemilihan teknologi proses dan peralatan adalah berdasarkan pertimbangan teknis danekonomi. Pertimbangan teknis termasuk di antaranya pengalaman terhadap

penggunaan proses dan peralatan tersebut, keandalan, efisiensi proses, kondisilapangan, serta dampak lingkungan. Pertimbangan ekonomi termasuk biaya kapital,biaya operasi serta biaya siklus. Semua aspek ini harus dievaluasi untuk medapatkanpilihan yang optimal.

Risiko teknis berkaitan dengan proses yang terkait dengan catatan masa lampauselama proses beroperasi, serta pengembangan yang terkait pada proyek, sepertimisalnya penambahan kapasitas. Efisiensi proses, contohnya, energi yang dibutuhkanuntuk memproduksi LNG, tidak hanya terkait dengan efisiensi termodinamik prosespencairan tetapi juga efisiensi peralatan utama seperti kompresor untuk pendinginutama serta penggeraknya.

Kondisi suatu lapangan mungkin bisa lebih cocok dengan suatu proses dibandingproses lainnya. Contohnya, dengan suhu lingkungan yang sangat dingin proses multipendingin campuran bisa menjadi pilihan optimal. Kebutuhan proses dan konfigurasijuga mempengaruhi pilihan. Adanya kebutuhan untuk menghasilkan LPG yang lebihtinggi mungkin cocok dengan proses dengan suhu pra-pendinginan yang lebih rendah.

Kisaran gas umpan yang lebar juga membutuhkan adaptabilitas proses yang lebih baikdan mungkin membutuhkan proses pendingin campuran dengan fleksibilitas tambahanuntuk mengubah komposisi pendingin yang berubah. Pendingin yang terbuat darikomponen yang diproduksi dari proses (pada unit fraksinasi) akan mengurangikebutuhan untuk pasokan eksternal untuk memasok kembali hilangnya pendingin.

Seiring dengan berjalannya waktu, desain kilang LNG semakin menunjukkan kapasitasyang semakin besar, hingga lebih dari 5 mmtpa, baik dengan cara meningkatkankapabilitas proses yang ada serta mengembangkan proses baru yang menunjangkapasitas LNG yang besar. Beberapa hal yang harus diperhatikan dalam merancangukuran optimal trainpada sebuah proyek LNG yaitu:- besarnya hasil produksi dari lapangan gas,- permintaan pasar dan profil pengiriman LNG,- optimalisasi keseluruhan produksi, penyimpanan, dan pengiriman,- ukuran peralatan yang tersedia,- potensi penghematan biaya modal, serta- fleksibilitas, reliabilitas, dan pemeliharaan operasional.

Berkaitan dengan masalah biaya, terdapat variasi yang cukup besar pada biayapembangunan kilang LNG pada kapasitas-kapasitas yang ada, karena faktor-faktor:- sifat pasokan gas, komposisi, dan tekanan pasokan,- kondisi lapangan dan ketentuan perancangan spesifik, serta- ketentuan spesifik dan standar pemilik proyek.


14/32

14

Gambar 13. Biaya Unit vs Ukuran TrainLNG

Namun demikian, secara umum, semakin besar kapasitas train yang dibangun dapatmenurunkan biaya yang terkait. Gambar di atas menunjukkan kisaran biaya unit sebagaifungsi dari ukuran train. Biaya-biaya yang digambarkan mewakili kilang train tunggaldengan kapasitas penyimpanan LNG yang sesuai. Semua ukuran traindi atas 3 mmtpadiasumsikan sebagai traindengan konsep dua jadi satu (two in one).

4. Transportasi LNGSetelah gas alam melewati proses pencairan menjadi LNG, seperti yang dijelaskan padaproses sebelumnya, LNG kemudian disimpan dalam tangki penyimpanan untukkemudian ditransfer ke kapal untuk dibawa ke pembeli. Kapal yang digunakan adalahtanker yang khusus dibuat untuk transportasi LNG. Tanker LNG dirancang secaracanggih dan memiliki dua hal unik dalam perkapalan sebagai berikut.- Kondisi kriogenik kargo

Hal ini berarti material yang bersentuhan langsung dengan LNG harus bisa bertahan

pada suhu yang sedemikian rendah. Material yang biasa digunakan adalah stainlesssteel, aluminium, dan invar. Material ini, tentu saja, tidaklah murah dan membutuhkanteknik pengelasan khusus.

- Boil offLNGTidak seperti kapal pendinginan LPG yang memiliki kilang pencairan di atasnya,tanker LNG hanya bisa mengatur uap yang timbul (boil off) dari kargo, yang terjadikarena tidak ada insulasi yang 100% efisien, dengan mengeluarkan (venting) ataumembakarnya pada boiler. Ventingsangat jarang terjadi, yaitu biasanya hanya terjadipada terbukanya safety valves. Jumlah maksimum untuk uap yang timbul padaumumnya sekitar 0,15% volume kargo per hari.

Terdapat beberapa jenis penyimpanan kargo yang digunakan untuk tanker yaitu desain

Moss (bulat), membran, serta prismatik. Sebagian besar tanker menggunakan kargojenis Moss, seperti dapat dilihat pada grafik di bawah. Pada bagian berikutnya akandijelaskan mengenai kargo jenis Moss dan membran.


15/32

15

Gambar 14. Jenis Kargo Tanker LNG

1. Desain Moss

Gambar 15. Desain Kargo Moss

Kapal dengan desain Moss memiliki kargo dangan bentuk bulat yang berdiri sendiri,umumnya terbuat dari aluminium, di mana tidak terdapat komponen struktur internal.Tangki tersebut ditopang dengan skirtsilinder logam kontinu yang terhubung dengangaris tengah dengan ekstrusi khusus yang memungkinkan bentuk bulat tersebutmengembang dan dan berkontraksi secara bebas. Skirt-nya sendiri dilas denganstruktur hull yang dirancang untuk menyerap defleksi kapal.

2. Desain Membran

Gambar 16. Desain Kargo Membran


16/32

16

Tangki dengan desain membran adalah sangat berbeda dengan bentuk Moss dalamhal penggunaan membran baja fleksibel untuk memuat kargo. Membran tersebutdikelilingi oleh material insulasi yang terhubung secara langsung dengan lambung(hull) ganda kapal. Berat kargo ditransfer melalui insulasi dan ditopang oleh strukturkapal. Desain membran biasanya terdiri dari membran utama dan kedua. Membran

kedua mampu memuat kargo selama 15 hari, jika terdapat kegagalan membranpertama. Terdapat insulasi antara membran utama dan membran kedua serta antaramembran kedua dengan lambung bagian dalam. Celah ini dibersihkan denganNitrogen dan terus menerus dimonitor keberadaaan gasnya maupun perubahansuhunya.

Terdapat dua jenis desain tangki membran, sistem GazTransport, yang menggunakanmembran utama invar dengan panel rata dan sistem Technigaz yang menggunakanmembran stainless steelyang bergelombang. Desain baru yang berkembang saat ini,CS1, yang menggunakan kombinasi keduanya, sudah dikembangkan.

Apabila dibandingkan antara jenis Moss dan membran, terdapat keunggulan dan

kelemahan antara keduanya.- Beberapa kapal membran yang berusia tua bisa mengalami konsentrasi gas pada

membran lapis pertama yang disebabkan oleh porositas yang meskipun tidakdianggap bahaya karena celah tersebut dibersihkan dengan menggunakan nitrogen,tapi bisa menimbulkan masalah.

- Kapal membran lebih cepat mendingin dibanding kapal Moss, umumnya 9-10 jamdibandingkan dengan 24 jam bahkan lebih, karena masa baja yang lebih kecil padakapal membran. Hal ini dapat mengurangi waktu berlabuh tanker.

- Kapal membran secara fisik lebih kecil dibanding kapal Moss dengan kapasitas yangsama, sehingga juga mengurangi baja yang digunakan pada saat konstruksi.

- Kapal Moss dapat membawa kargo sebagian di mana kapal membran memilikiketerbatasan pengisian umumnya antara 10 dan 80% volume tangki karena

kerusakan potensial karena sloshingpada kargo yang diisi sebagian.

Kapal LNG yang biasanya digunakan memiliki kapasitas transportasi 125.000 138.000m3. Tanker LNG umumnya relatif tidak menimbulkan polusi dibandingkan jenis kapallainnya karena kemampuannya untuk membakar gas alam selain bahan bakarminyaknya yang digunakan untuk propulsi.

Saat ini terdapat lebih dari 140 kapal LNG yang beroperasi. Hanya terdapat sedikitgalangan kapal yang memiliki kemampuan membangun tanker LNG karena faktorkompleksitas kapal serta tuntutan kontrol kualitas yang tinggi.

Aktivitas pembuatan tanker LNG kebanyakan berlangsung di galangan kapal di Asia,

sisanya di Eropa Barat. Gambar di bawah menunjukkan pertumbuhan armada tankerLNG dari tahun ke tahun.


17/32

17

Sumber: The LNG & GTL Projects Database

Gambar 17. Pertumbuhan Armada Tanker LNG

Harga tanker LNG cukup mahal, bisa mencapai tiga kali lipat harga tanker minyakdengan berat ton yang sama. Analisis dengan data pada grafik di bawah menunjukkan

bahwa harga tanker LNG telah turun menjadi US$ 162 juta pada tahun 2002 dari sekitarUS$ 250 juta pada tahun 1998. Penurunan harga yang cukup tajam pada periodetersebut karena disebabkan persaingan yang cukup ketat di antara galangan kapal diTimur Jauh, terutama di Korea.

Sumber: The World LNG & GTL Report

Gambar 18. Biaya Tanker Rata-rata untuk Kapasitas 135.000-140.000 m3

5. Terminal Penerimaan LNG

Terminal penerimaan (receiving terminal) adalah salah satu komponen rantai LNG yangmenghubungkan dengan pengguna. Kapasitas terminal penerimaan LNG berkisarantara 2 mmtpa dan 12 mmtpa. Diagram alir proses pada terminal penerimaan yangdisederhanakan dapat dilihat gambar berikut.


18/32

18

Sumber: LNG Import Terminal Recent Developments, Janusz Tarlowski et al.

Gambar 19. Diagram Alir Proses yang Disederhanakan pada Terminal Penerimaan LNG

Terminal penerimaan LNG menerima LNG dari tanker, kemudian LNG tersebut disimpanpada tangki khusus. LNG tersebut kemudian diuapkan, dan gas hasil penguapantersebut dikirimkan ke pengguna melalui pipa distribusi. Terminal penerimaan dirancanguntuk dapat mengirimkan gas pada laju tertentu ke pipa distribusi dan menjagakapasitas cadangan LNG pada tangki. Jumlah kapasitas cadangan tergantung padaadanya kelancaran pengapalan, variasi musim pasokan dan konsumsi, dan kebutuhancadangan strategis (cadangan strategis dibutuhkan ketika terminal dibutuhkan untukmenggantikan sumber gas lainnya baik dari pipa atau terminal penerimaan lainnyasecara mendadak).

Terminal penerimaan LNG terdiri dari komponen sebagai berikut.1. Sistem bongkar muat (unloading) LNG

Setelah kapal berlabuh dan penghubung bongkar muat didinginkan, LNG kemudiandipindahkan ke tangki LNG di darat dengan menggunakan pompa yang terletak dikapal. Fasilitas bongkar muat (unloading) sering dirancang untuk kisaran ukurantanker yang cukup besar yaitu dari 87.000 m3 to 145.000 m3. Laju bongkar muat darikapal umumnya 10.000-12.000 m3/jam yang umumnya dilakukan dengan delapanpompa dengan dua pompa yang terletak pada masing-masing tangki kargo yangberada di tanker. Dibutuhkan kira-kira 12-14 jam untuk membongkar buat satu kapaldengan kapasitas 135.000 m3. Dari kapal, LNG mengalir melalui penghubungbongkar muat ke tangki penyimpanan. Jalur bongkar muat dapat berupa dua pipa

paralel atau pipa tunggal yang lebih besar.

Selama bongkar muat kapal sebagian uap yang dihasilkan pada tangkipenyimpanan dikembalikan ke tangki kargo kapal melalui pipa pengembalian uap(vapour return line) dan pipa penghubung (arm), untuk mempertahankan tekananpositif pada kapal. Karena perbedaan tekanan yang kecil antara tangki penyimpanandan kapal, blower untuk uap yang kembali kadang-kadang dibutuhkan. Meskipundemikian, untuk tangki penyimpanan dengan full containmentketika tekanan desain


19/32

19

sekitar 290 mbarg, tekanan yang memadai biasanya tersedia untuk mengalirkankembali uap tanpa harus menggunakan pipa pengembalian uap (vapour returnblower).

2. Tangki penyimpanan LNGSatu atau lebih tangki di atas tanah (above ground) umumnya dipasang untuk

menerima dan menyimpan LNG. Kapasitas tangki penyimpanan berkisar antara40.000 m3 to 180.000 m3. Untuk mengefisienkan biaya, desain diupayakan untukmeminimalkan jumlah tangki dan memaksimalkan kapasitas penyimpanan pertangki. Jika fasilitas tersebut hanya memiliki satu tangki maka pengiriman danbongkar muat LNG akan berasal dari tangki yang sama. Hal ini tidak menimbulkanpersoalan jika sistem dirancang dan dioperasikan dengan benar.

Terdapat beberapa jenis tangki penyimpanan seperti dapat dilihat pada gambar dibawah, yang diikuti dengan penjelasannya.

Sumber: UK Capability in the LNG Global Market, Department of Trade and Industry UK,

Gambar 20. Jenis-jenis Tangki Penyimpanan LNG di Atas Tanah

- Single containmentTangki single containmentmemiliki dinding bagian dalam yang terbuat dari bajanikel 9% yang berdiri sendiri (self supporting). Bagian dalam tangki ini dikelilingioleh dinding bagian luar yang terbuat dari baja karbon yang memberikan insulasi

perlit pada ruang annular. Bagian luar tangki yang berupa baja karbon tidakmemiliki kemampuan untuk diisi material kriogenik, sehingga perlindungan hanyadilakukan oleh tangki bagian dalam. Meskipun demikian, tangki singlecontainment dikelilingi oleh saluran atau wadah penampungan eksternal (dike)terhadap tangki, yang salah satunya memberikan penampungan lapisan keduaapabila terjadi kegagalan pada dinding tangki bagian dalam.

- Double containmentTangki double containment adalah hampir sama dengan tangki singlecontainment, tetapi sebagai pengganti saluran eksternal, terdapat dinding luar


20/32

20

yang terbuat dari beton pre-stressed. Sehingga jika dinding bagian dalammengalami kegagalan, maka dinding bagian luar dapat menampung cairankriogenik. Beton untuk dinding bagian luar tersebut bisa menambah biaya, tetapijumlah lahan yang dibutuhkan berkurang karena tidak adanya saluran di luarseperti pada single containment. Jika terjadi kegagalan pada tangki bagiandalam, maka cairan akan tertampung pada dinding bagian luar, serta uap akan

keluar melalui celah annular.- Full containment

Pada tangki full containment, celah annular antara bagian dalam dan luar tangkidi ditutup (sealed). Umumnya jenis tangki ini memiliki atap beton maupun dindingbagian luar yang terbuat dari beton pre-stressed. Dinding bagian luar danatapnya dapat menampung baik cairan kriogenik maupun uap yang dihasilkan.Berat atap beton memungkinkan tekanan desain yang lebih tinggi (290mbarg)dibanding dengan tangki dengan atap logam (170 mbarg).

Selain ketiga jenis tangki di atas yang termasuk tangki di atas tanah (above ground),terdapat juga tangki dalam tanah (in-ground).

Tangki tampak atas

Gambar 21. Tangki Penyimpanan LNG di Dalam Tanah

Karena letak tangki di dalam tanah, maka hanya bagian atapnya saja yang bisaterlihat dari luar. Tangki jenis ini dapat menghemat penggunaan lahan karena tidakmembutuhkan saluran pembendung (dike) serta tidak dibutuhkan jarak-jarak khususyang lebar untuk perlindungannya. Selain itu jenis tangki ini juga relatif lebih tahanterhadap guncangan gempa dan lebih aman jika terjadi gangguan keamanan karenaletaknya yang berada di dalam tanah

1. Reinforced concrete tank cover2. Steel roof3. Suspended deck4. Glass wool insulations5. Non-CFC rigid polyurethane form (PUF) insulation6. 18Cr-8Ni stainless steel membrane7. Reinforced concrete side wall8. Reinforced concrete cut-off wall9. Side heater10. Reinforced concrete bottom slab11. Bottom heater12. Gravel layer

Sumber: Tokyo Gas


21/32

21

Dinding bagian samping serta lempeng bagian bawah tangki dalam tanah inimemiliki struktur berlapis yang terdiri dari beton, insulasi, dan membran. Karenatangki terletak di dalam tanah, di mana terdapat tekanan eksternal dari luar sertatekanan air yang bisa melebihi tekanan internal dari LNG itu sendiri, digunakanlahbeton reinforcedsebagai penahannya karena beton ini memiliki kekuatan kompresif

yang besar. Insulasi dibutuhkan untuk menahan perambatan panas dari luar sertamemindahkan gas internal serta tekanan LNG ke dinding bagian samping sertalempeng bagian bawah tangki. Sedangkan lapisan membran dibutuhkan untukmenjaga LNG dan kerapatan gas. Membran tersebut memiliki kerut untuk menyerapkonstraksi karena perbedaan temperatur sekitar dengan temperatur LNG itu sendiri.Tangki di dalam tanah ini bisa memiliki kapasitas hingga 200.000 m3.

Keputusan dalam pemilihan tangki yang digunakan bergantung pada biaya kapitaldan operasi, ketersediaan lahan, jarak pisah dengan dermaga, dan jugaperlindungan dari faktor eksternal seperti potensi timbulnya tekanan awan uap,gangguan keamanan, dan lain sebagainya. Dalam penentuan jenis tangki, adalahpenting untuk mempertimbangkan juga biaya kapital serta biaya operasi yang lebih

tinggi yang terkait, untuk peralatan penanganan uap maupun biaya peralatankeselamatan. Untuk itu, dibutuhkan analisis ekonomi yang menyeluruh dalampengambilan keputusannya.

3. Penanganan uapSelama operasi normal, uap boil-off diproduksi pada tangki dan pipa yang berisicairan akibat transfer panas dari sekitar. Uap ini dikumpulkan pada boil-off headeryang terhubung dengan boil-off compressor suction drum. Sebuah in-line de-superheater, yang terletak pada hulu drumakan menginjeksi LNG pada aliran gasjika temperatur meningkat di atas -80oC. Uap boil-off yang dihasilkan selamaoperasi normal karena adanya panas yang terserap ke tangki penyimpanan dan pipadikompres dan dicairkan pada recondenser.

Selama bongkar muat, jumlah uap pada outlet tangki naik secara signifikan. Uaptambahan ini adalah kombinasi dari volume yang digantikan pada tangki oleh LNGyang masuk, uap yang datang dari terbebasnya input energi pada pompa kapal, uapflash karena perbedaan tekanan antara kapal dan tangki penyimpanan sertapenguapan dari bocornya panas pada penghubung bongkar muat dan pipa transfer.

Uap dapat dialirkan kembali menuju kapal melalui boil-off gas blower atau menujuboil-off compressor. Uap yang tidak dialirkan kembali ke kapal dikompres dandialirkan ke recondenser. Banyaknya uap yang bisa direkondensasi tergantungpada jumlah LNG yang dikirimkan. Jika tidak terdapat cukup LNG yang dikirimkanuntuk menyerap boil-off gas, uap tersebut dikompresi hingga tekanan pipa atau bisa

juga dibakar atau dikeluarkan ke atmosfer (vented). Prioritas untuk penanganan uapadalah sebagai berikut.- Untuk penggantian (displacement) volume pada kapal dan tangki penyimpanan- Untuk pencairan kembali pada LNG yang dikirimkan- Untuk dikompres hingga tekanan pipa dan ditransportasikan melalui pipa- Untuk dibakar atau dikeluarkan ke atmosfer


22/32

22

4. Pompa pengiriman LNG tahap pertamaBeberapa pompa pengiriman LNG dengan head yang rendah biasanya terpasangpada masing-masing tangki penyimpanan LNG. Pompa-pompa ini beroperasiterendam dalam LNG dan terletak dalam kolom pompa, yang memudahkan baikmemasang dan melepasnya. Kolom-kolom pompa juga berfungsi sebagai pipapengeluaran dari pompa, dan terhubung dengan bagian atas perpipaan. Pompa-

pompa LNG ini akan mengalirkan LNG dan mensirkulasikan LNG pada pipa bongkarmuat kapal untuk menjaga pipa tersebut tetap dingin di antara waktu bongkar muatkapal.Pompa tahap pertama ini umumnya memiliki tekanan keluar sekitar 11 bar. Olehkarena tekanan jenuh adalah sekitar 1 bar, LNG secara efektif dapat disub-dinginkandengan 10 bar. Sub-pendinginan ini memberikan kapasitas panas yang dibutuhkanuntuk mengkondensasikan uap boil-off pada proses selanjutnya.

5. RecondenserLNG dari pompa dalam tangki dialirkan langsung ke recondenser. Uap boil-offyangdihasilkan selama operasi normal juga dialirkan ke recondenser dan dicampurkandengan LNG subdingin untuk dikondensasikan. Hal ini dapat menghindarkan

pembakaran atau pengeluaran uap ke atmosfer. Recondensertersebut berisi packedbedsehingga terdapat area permukaan yang luas untuk kontak cairan dan uap.

6. Pompa pengiriman LNG tahap keduaGas yang dikirimkan umumnya diinjeksikan pada sistem distribusi gas tekanan tinggiyaitu sekitar 80 barg. Untuk mencapai tekanan ini, dibutuhkan pompa pengirimandengan head tinggi beberapa tingkat. Pompa-pompa tersebut mengambil LNG darirecondenserdan mengalirkannya ke penguap (vaporiser) pada tekanan yang sesuaipada pipa.

7. Penguap LNG


Gambar 22. Open Rack Vaporisers(ORV)


23/32

23

Fasilitas terminal LNG memiliki beberapa penguap yang beroperasi secara paraleldengan juga disertai cadangan. Open Rack Vaporisers (ORV) adalah yang banyakdigunakan dan menggunakan air laut untuk memanaskan dan menguapkan LNG.

Jenis lainnya adalah Submerged Combustion Vaporiser (SCV) yang menggunakangas yang dikirimkan sebagai bahan bakar untuk pembakaran yang memberikan

panas pembakaran. Mahalnya pemasangan sistem ORV air laut menyebabkan biayakapital yang tinggi. Di lain pihak, SCV memiliki biaya operasi yang lebih tinggi karenabiaya bahan bakar. Pada beberapa fasilitas, karena pertimbangan ekonomi, ORVbiasa digunakan pada kisaran operasi normal pengiriman dan SCV digunakansebagai cadangan.


Gambar 23. Submerged Combustion Vaporiser(SCV)

Pertimbangan kondisi lapangan juga mempengaruhi penggunaan apakahmenggunakan ORV atau SCV. Jika temperatur air laut di bawah kira-kira 5oC, ORVtidak digunakan karena bekunya air laut. Pada beberapa lapangan, terkadang tidakmemungkinkan untuk memisahkan keluar dan masuknya air laut, dan SCV harusdipasang untuk mencegah masalah resirkulasi. SCV juga berukuran lebih kecildibanding ORV dan memiliki efisiensi panas yang lebih tinggi (>95%). PenggunaanSCV tetapi memiliki masalah lingkungan karena adanya emisi karbondioksida danNOX. Kelebihan air yang diproduksi sebagai hasil pembakaran juga membutuhkanperlakuan sebelum dikeluarkan.

Selain ORV dan SCV, penguap cangkang dan tabung sekarang jugadipertimbangkan untuk aplikasi tertentu, khususnya ketika sumber panas lainnya

tersedia seperti dari pembangkit listrik atas proses utilisasi energi dingin.

8. Sistem pengeluaran ke atmosfer (vent) atau pembakaran (flare)Jika terjadi kondisi yang tidak diinginkan, uap bisa dihasilkan melebihi kapasitasrecondenserdan kompresor pipa (jika ada). Jika ini terjadi, uap harus dikeluarkan keudara melalui elevated vent stack atau dibakar untuk pembuangan secara aman.

Metode pembuangan uap yang lebih disukai adalah dengan cara membakarnya.Pengeluaran dengan venting memungkinkan tetapi membutuhkan pertimbangan


24/32

24

khusus. Walaupun mungkin lebih disukai karena tidak terlihat oleh penduduk sekitar,vent harus dirancang untuk mengantisipasi jika tiba-tiba terjadi percikan oleh petir.Penyebaran gas dingin dari ventjuga lebih problematis dibanding dari pembakarankarena gas pembakaran akan selalu naik ke atas.

Sistem uap tangki digabungkan pada manifold dan pressure control valve

mengirimkan uap ke vent stack atau flare stack sebelum safety valve tangkiterbuka. Tangki penyimpanan itu sendiri dilengkapi dengan relief valve sebagaipertahanan terakhir menahan overpressure.

9. Utilitas pendukungFasilitas di bawah ini dibutuhkan untuk memberikan utilitas pada terminalpenerimaan LNG serta untuk mendukung pengoperasiannya.- Sistem pengambilan, pengeluaran, dan pemompaan air laut untuk unit ORV.- Sistem listrik- Pemadam kebakaran- Sistem foam- Sistem air bersih

- Instrumentasi- Nitrogen (penyimpanan dan penguap)- Pembangkit listrik darurat- Sistem perlakuan aliran- Pasokan minyak diesel untuk pompa firewater dan generator darurat- Fasilitas kapal, pasokan kapal, pelumas, dsb, yang mungkin juga dibutuhkan- Ruang kontrol, pemeliharaan, gudang, administrasi, ruang penjaga.

10. Pengiriman LNGPerlindungan terhadap tanker LNG selama navigasi, berlabuh/berlayar dan ketikabersandar dan bongkar muat adalah pertimbangan utama. Juga, transfer LNGadalah relatif berisiko tinggi dan spesifikasi khusus biasanya ditentukan oleh

perancang terminal untuk melindungi kepentingan umum maupun pekerja diterminal. Hal-hal tersebut termasuk, sistem shutdowndarurat, penampungan apabilaterjadi tumpah (spill), proteksi anti-pressure surgeuntuk perpipaan.

Tata letak terminal LNG dan pemilihan lokasi umumnya berdasarkan parameterkapal berikut.- Kapasitas 80.000 145.000 m3 memiliki panjang keseluruhan hingga 310 m,

lebar 46 m, dan draftjika penuh setinggi 11,6 m. Laju bongkar muat pengirimanbersih pada terminal penerimaan kira-kira sekitar 12,000 m3/jam. Sekalipunterdapat kapal dengan ukuran yang lebih kecil yang dapat dimasukkan padabasis desain dermaga, trend industri saat ini menggunakan ukuran kapal yanglebih besar.

- Kedalaman air di head dermaga adalah 15 m.

Terminal penerimaan hingga saat ini diharapkan dapat beroperasi hampir 365 hari pertahun dan memiliki peralatan cadangan untuk dapat mencapai hal tersebut. Meskipundemikian, shutdown dibutuhkan inspeksi kapal dan pemeliharaan peralatan-peralatanyang penting. Peralatan cadangan dapat dihilangkan dan dapat dilakukan penghematanbiaya jika dapat digunakan line packing atau jika pengguna gas dapat mentoleransiadanya interupsi pasokan gas tersebut.


25/32

25

Biaya terminal penerimaan LNG adalah sangat bergantung pada kondisi lapangan yangada. Tetapi, sebagai rule of thumb, distribusi biayanya umumnya adalah sebagai berikut.

Tabel 2. Komponen Biaya Terminal Penerimaan LNG

Komponen Persentase

Dermaga 11%

Tangki 45%Proses 24%Utilitas 16%Fasilitas umum 4%Total 100%


Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi komponen biaya di atas antara lain adalahsebagai berikut.- Kondisi laut

Jika kedalaman dasar laut bertambah secara gradual, panjang dermaga bertambah.

Biaya dermaga biasanya terkait dengan panjang dermaga. Pengerukan mungkin bisamenjadi pilihan di mana biaya kapital (dermaga ditambah pengerukan) bisa jadi lebihrendah daripada biaya operasi bertambah karena dibutuhkannya pemeliharaanpengerukan. Biaya dermaga juga bergantung kondisi tanah bawah laut jikadibutuhkan tiang pancang khusus. Komponen utama lainnya yang mungkin diperlukanadalah breakwaterjika kodisi lapangan tidak memiliki garis pantai yang memadaiuntuk melindungi dari ombak yang besar.

- Kondisi tanah daratanKondisi tanah daratan yang ideal memungkinkan penggunaan pondasi yang baik. Jikatanah tidak dapat menopang beban yang memadai untuk distribusi beban yang rata,terdapat beberapa opsi lainnya (yang tentunya menambah biaya), seperti pre-loading,kolom batu, dan pemancangan. Jika dibutuhkan perbaikan kondisi tanah biasanyarelatif mahal. Biaya tiang pancang biasanya bisa mencapai US$ 5000-10000 masing-masingnya.

- Tipe penyimpananSecara umum single containment adalah yang termurah dibanding yang lain,meskipun jenis ini membutuhkan tanah yang lebih luas. Tangki LNG dengan hidrotestinggi penuh akan memiliki tekanan hidrostatis dua kali lipat serta berat selama tesdibanding dengan pengoperasian sebenarnya. Ketebalan cangkang dan pondasitangki harus dirancang untuk beban hidrotes penuh dan hal ini menambah biaya.Kapasitas tangki penyimpanan juga mempengaruhi banyaknya tangki yangdibutuhkan.

- Sumber panas penguapanSumber pemanasan untuk penguap LNG bisa berasal dari air laut, atau sumberlainnya seperti gas hasil LNG itu sendiri. Penggunaan air laut untuk penguapan bisamengurangi biaya operasi, meskipun biaya kapital yang dibutuhkan untuk peralatanyang digunakan cukup tinggi.

- Pembangkit listrikSalah satu dari utilitas yang mahal pada suatu terminal penerimaan adalahpembangkit listrik. Meskipun demikian beberapa fasilitas mengambil listrik daripembangkit lainnya untuk mengurangi biaya kapital. Terminal LNG juga memilikigenerator darurat jika terjadi kegagalan pasokan listrik.


26/32

26

- Tenaga kerjaTenaga kerja konstruksi merupakan faktor biaya utama yang beragam pada berbagailokasi Tidak seperti pada terminal pencairan, terminal penerimaan seringnya terletakdekat dengan pemukiman penduduk, sehingga mereka dapat diberdayakan untukmenjadi tenaga konstruksinya.

Pada tabel di atas dapat dilihat bahwa tangki LNG membutuhkan porsi biaya yangcukup besar pada sebuah terminal penerimaan LNG. Kemajuan teknologi, material, danteknik konstruksi meningkatkan kapasitas menjadi hingga 200.000 m3 saat ini.

Biaya untuk tangki LNG single containmentjuga telah menurun pada 10 tahun terakhir.Saat ini, harga untuk tangki single containment dengan kapasitas 130.000 m3 adalahsekitar US$ 27 juta, dibandingkan dengan US$ 55 juta pada awal tahun 1990-an dengankapasitas 160.000 m3. Pada era tersebut, untuk jenis tangki full containment adalahlebih mahal lagi yaitu mencapai hingga US$ 75 juta untuk kapasitas 160.000 m3.

Terminal impor utama teletak di Jepang, Korea Selatan, Amerika Serikat, dan Eropa.Biaya untuk sebuah terminal penerimaan LNG adalah sulit diperkirakan karena masing-

masing terminal berbeda serta bergantung banyak faktor seperti yang telah disebutkandi atas. Sebagai rule of thumb, sebuah tangki penyimpanan LNG adalah setarasetidaknya dengan satu tanker tunggal ditambah kilang regasifikasi dengan kapasitas135.000 m3 seharga US$ 400 juta, yang berarti pada kisaran US$ 0.3 0.5 per mmbtu.

6. Aspek Lingkungan dan Keselamatan LNGSecara umum dapat dikatakan bahwa jika dibandingkan dengan bahan bakar fosillainnya, LNG memiliki beberapa keunggulan. LNG tergolong ramah lingkungan sertamemiliki catatan keselamatan yang cukup baik, karena hal-hal berikut.- LNG tidak berada di bawah tekanan dan dapat terdisipasi dengan cepat sehingga

risiko ledakannya cukup kecil, yang membuat risiko dan bahayanya dapat ditanganidengan lebih baik.

- LNG tidak beracun atau karsinogenik.Di bawah ini akan dipaparkan aspek lingkungan dan aspek keselamatan dari LNG

1. Aspek Lingkungan- Emisi

LNG sebagian besar terdiri dari metana dan merupakan bahan bakar fosil yang palingbersih. Hasil pembakaran gas alam adalah karbondioksida dan uap air. Namun hasilgas alam pembakarannya menghasilkan polutan yang jauh lebih sedikit dibandingkanbahan bakar lainnya seperti minyak bumi dan batubara, seperti terlihat pada tabelberikut. Gas alam menghasilkan paling sedikit karbondioksida, SO2, NOx, partikulat,dan merkuri.

Tabel 3. Tingkat Emisi dari Pembakaran Bahan Bakar Fosil


27/32

27

- TumpahanSudah banyak diketahui bahwa tumpahan minyak dapat menimbulkan dampak yangluar biasa baik dari segi lingkungan maupun ekonomi. Jika LNG tumpah baik ke lautatau ke darat, LNG akan terbebas ke udara di mana LNG akan menguap sehinggamenyebabkan awan uap yang dapat terlihat. Kemungkinan awan uap ini terbakaradalah sangat kecil, karena uap LNG lebih ringan daripada udara, yang dapatterdisipasi secara cepat. Tidak seperti minyak bumi, tumpahan LNG tidakmeninggalkan residu.

2. Aspek KeselamatanLNG tidak mudah meledak atau terbakar karena tidak berada pada tekanan serta tidakmengandung oksigen. Jika terjadi gas alam yang terlepas, gas alam tersebut hanyadalam rentang yang sempit terhadap rasio udara. Jika konsentrasi bahan bakar kurangdari 5 persen bahan bakar tidak dapat terbakar karena jumlah bahan bakar tidakmemadai. Jika konsentrasi bahan bakar lebih tinggi dari 15 persen juga tidak dapatterbakar karena jumlah oksigen yang tidak memadai. Secara umum, untuk membuatLNG jadi terbakar, LNG harus dibebaskan, diuapkan, dan dicampur dengan udara padarasio 5-15 persen, serta harus terdapat kontak dengan sumber pembakaran.

Sekalipun porsi awan uap LNG dapat terbakar pada rasio gas dan udara yang tepat,kecepatan pembakarannya pada awan uap di udara bebas adalah lambat dan tidakakan meledak. Kontras dengan LPG yan memiliki risiko yang tinggi karena disimpan dibawah tekanan serta lebih berat daripada udara sehingga tidak bisa terdisipasi dengancepat. Minyak bumi juga beracun, dan jika tumpah terutama di air, akan menimbulkandampak yang besar pada lingkungan.

Keselamatan pada industri LNG dijamin dengan beberapa elemen yang memberikanperlindungan berlapis untuk keselamatan baik pekerja yang terlibat langsung maupunpenduduk di sekitar fasilitas LNG, baik pada fasilitasnya di daratan maupun fasilitastransportasinya di lautan.

Keselamatan fasilitas LNG di daratBeberapa elemen untuk menjamin keselamatan pengoperasian fasilitas LNG di daratadalah sebagai berikut.- Containmentutama

Keselamatan dijamin dengan menggunakan material yang sesuai untuk tangkipenyimpanan, dan peralatan lainnya, dengan menggunakan rancangan engineeringyang sesuai di seluruh rantai nilai LNG.

- ContainmentkeduaContainment ini adalah untuk menjamin jika terjadi kebocoran atau tumpah, LNGdapat ditampung dan diisolasi. Pada instalasi darat biasanya terdapat saluran disekitar tangki penyimpanan untuk menampung cairan jika terjadi tumpah LNG.


28/32

28

- Sistem pengamananSistem pengamanan ini dibutuhkan untuk mengurangi terbebasnya LNG danmengurangi akibat dari terbebasnya LNG tersebut.

- Jarak separasiPeraturan mempersyaratkan bahwa fasilitas LNG terletak pada jarak yang aman darikawasan industri, pemukiman, serta area publik lainnya.

- Fitur keselamatan lainnyaDi terminal penerimaan daratan, fitur keselamatan lainnya meliputi detektor metana,detektor api inframerah atau ultraviolet, CCTV, sistem pemantauan offsite,persyarataan pelatihan untuk personel, serta akses terbatas pada properti terminal.

Keselamatan transportasi LNGTanker LNG dirancang dengan seperangkat fitur keselamatan. Kapal LNG memilikidinding ganda (double hull). Containment kargo menggunakan beberapa lapisanperlindungan untuk mencegah kebocoran. Lapis pertama terdiri dari penghalang cairyang diikuti dengan lapisan insulasi, di atasnya terdapat penghalang cairan keduadengan lapisan insulasi lainnya. Masing-masing insulasi dimonitor serta dilengkapidengan peralatan yang cukup sensitif untuk mendeteksi kebocoran yang cukup kecil,

sehingga jika terjadi tanda-tanda kebocoran dapat dideteksi lebih dini.

Tanker LNG juga dilengkapi dengan seperangkat instrumentasi yang dapat mematikansistem secara aman apabila sistem mulai beroperasi di luar ambang batas parameter-parameter yang diizinkan. Tanker juga dilengkapi dengan radar dan sistempemosisian yang dapat memberikan peringatan kepada awak kapal mengenai lalulintas lautan serta potensi bahaya disekitar tanker. Area keselamatan juga disediakandi sekitar lokasi LNG baik kapal sedang berjalan maupun ketika bersandar.

Secara umum industri LNG telah berkembang secara teknis dan operasional denganmenjamin pengoperasian yang aman dan selamat. Kemajuan teknis dan operasionaltersebut termasuk dari engineering, prosedur operasi, hingga kompetensi pekerja.

Standard, kode, dan peraturan yang diterapkan pada industri LNG juga menjaminkeamanan dan keselamatan pengoperasiannya.

7. Masa Depan LNGSetelah lebih 40 tahun semenjak kargo LNG komersial dikirimkan, industri LNG ini telahmenjadi cukup matang. Volume perdagangan LNG yang saat ini mencapai lebih dari125 mmtpa dan diperkirakan akan meningkat dua kali lipat dalam jangka waktu kurangdari 10 tahun dengan permintaan diperkirakan akan meningkat melebihi 500 mmtpapada tahun 2030. Beberapa hal berikut ini merupakan tantangan dalam rangkamemenuhi permintaan LNG pada masa mendatang yang semakin meningkat. Peningkatan teknologi pencairan LNG, berkaitan dengan:

- Ukuran train(skala keekonomian)

- Konfigurasi peralatan (process driverdan kompresor)- Efisiensi pencairan (pendingin dengan menggunakan udara atau air, efisiensi

panas, serta tipe pendingin) Keselamatan dan pengembangan teknologi baik untuk fasilitas produksi LNG darat

dan lepas pantai, terminal penerimaan, dan kapal LNG. Optimalisasi eksplorasi dan dan produksi hulu (pengeboran yang agresif pada

wilayah-wilayah yang terpencil, eksplorasi dan pengembangan stranded reservemenggunakan unit terapung dan fasilitas penerimaan).


29/32

29

Terdapat lebih banyak kontraktor Engineering, Procurement, Construction (EPC)pada rantai nilai sehingga bisa menawarkan harga yang lebih kompetitif.

Faktor lingkungan (Protokol Kyoto) untuk mendorong penggunaan gas alam sebagaiganti bahan bakar fosil lainnya.

Standarisasi spesifikasi LNG akan menciptakan kualitas perdagangan LNG yangstandard sehingga bisa mengurangi adanya pemrosesan gas atau cairan yang tidak

perlu baik pada terminal ekspor atau impor. Pasar kapital global perlu menawarkan pembiayaan yang lebih inovatif, fleksibel, dan

kompetitif. Biaya tanker LNG berpotensi untuk semakin turun dengan adanya prospek

dibangunnya tanker dengan kapasitas 200.000 m3 250.000 m3. Industri LNG yang telah matang sehingga pengalaman dan kompetisi dalam segala

aspek bisnis telah meningkatkan prospek pasar baru serta peningkatan permintaandengan adanya biaya yang lebih rendah.

Terdapat trend tertentu pada perkembangan perdagangan jangka pendek dan spotLNG. Hal ini terjadi karena fasilitas produksi LNG yang ada memproduksikan lebihbanyak LNG dibanding kontrak yang ada oleh karena pengoperasian kilang yanglebih efisien dari kilang serta adanya variasi pada standar spesifikasi LNG.

Kapasitas trainLNG terus meningkat dari waktu ke waktu dan terus berlangsung untukmendapatkan keuntungan dari skala keekonomian. Grafik berikut memperlihatkanpercepatan ukuran traindengan kapasitas potensial hingga 8 mmtpa yang diperkirakanakan beroperasi pada tahun 2010.

Sumber: M.W. Kellogg

Gambar 24. Kapasitas Kilang Pencairan LNG

Industri LNG telah memfokuskan pada ukuran traindari 3 hingga 8 mmtpa dan bahkan10 mmtpa. Terdapat satu pertanyaan besar yang dihadapi para pengembang teknologitrain LNG yang berukuran besar yaitu lebih menguntungkan mana train tunggal LNG(8+ mmtpa), baik dalam segi biaya maupun fleksibilitas operasional, dibanding dengan2 train50% yang lebih kecil (2 x 4 mmtpa). Terdapat penghematan lebih dari 10% biayakapital dari train tunggal. Tetapi ketika train tunggal berukuran besar ini beroperasi,


30/32

30

masih belum terdapat data mengenai bagaimana fleksibilitas operasi serta keamananpengoperasiannya.

Di masa mendatang diharapkan juga gas di lepas pantai (offshore) dapat dimanfaatkanuntuk LNG lepas pantai. Pada saat ini produksi LNG lepas pantai ini masih dalamtahapan studi. LNG lepas pantai ini dapat memperpendek rantai LNG antara eksplorasi

dan produksi LNG dan fasilitas pencairan. Namun untuk membuatnya menjadiekonomis, lapangan gas harus cukup besar tetapi jauh dari pantai, sehingga pilihanpenyaluran menggunakan pipa menjadi kurang ekonomis. Kilang LNG untukmenghasilkan 5 mmtpa membutuhkan umpan gas sekitar 800 mmscfsd.

Jika produksi LNG lepas pantai masih dalam tahap studi, penyimpanan serta terminalregasifikasi LNG lepas pantai sudah mulai dikembangkan. Menurut Peta LNG dariPetroleum Economist World LNG edisi 2005, 8 terminal penerimaan LNG direncanakanmulai beroperasi pada tahun 2008/9 di antaranya di Teluk Meksiko dan lepas pantaitimur AS.

Aspek lingkungan dan perizinan adalah alasan utama mengapa terminal lepas pantai

dipertimbangkan untuk menjadi alternatif terhadap terminal penerimaan di darat.Terminal lepas pantai membutuhkan integrasi yang baik pada teknologi yang telahterbukti pada substruktur kapal lepas pantai yang telah banyak digunakan pada industriminyak dan gas, desain regasifikasi darat, serta transportasi LNG dan sistem transferpengisian dan bongkar muat LNG.

8. KesimpulanLNG sebagai salah satu alternatif transportasi gas alam memiliki rantai nilai yangbertingkat berkaitan dengan pengubahan fase gas untuk dapat dikirimkan ke pengguna.Biaya pengembangan LNG merupakan penjumlahan dari biaya pada keseluruhan rantainilai tersebut, sehingga dibutuhkan biaya yang cukup tinggi untuk pembangunanfasilitas-fasilitas LNG hingga LNG sampai pada pembeli. Oleh karenanya, keekonomian

pembangunan fasilitas LNG baru memadai apabila terdapat jumlah cadangan gas yangcukup besar serta memiliki lokasi cadangan yang jauh dari pengguna.

LNG memiliki keunggulan dibanding energi fosil lainnya dari aspek lingkungan dankeselamatan. Kemajuan teknis dan operasional saat ini termasuk dari engineering,prosedur operasi, peraturan, standard hingga kompetensi pekerja yang dapat menjaminkeamanan dan keselamatan pengoperasiannya, diharapkan dapat terus meningkatkancatatan keselamatan yang selama ini telah memiliki sejarah yang bagus.

Saat ini industri LNG telah berkembang menjadi industri yang cukup matang. Seiringdengan perkembangan teknologi dan perkembangan pasar, biaya pengembangan LNGmenunjukkan trend yang semakin menurun di tengah terus meningkatnya permintaan

LNG. Pengurangan biaya pengembangan LNG ini diharapkan dapat membuka peluanguntuk meningkatkan penggunaan teknologi LNG ini di mana mungkin sebelumnyateknologi ini sulit mencapai keekonomiannya.

9. Referensi[1] Barklay, Michael & Noel Denton, 2003, Selecting Offshore LNG Processes, LNGJournal, October 2003.[2] Clifton, Andrew, 2005, LNG on the Boil, Seaways, February 2005.


31/32

31

[3] Department of Trade and Industry UK, 2005, UK Capability in the LNG GlobalMarket, London.[4] Deshpande, Asim & Michael J. Economides, 2004, CNG: A Competitive Technologyto LNG for the Transport of Natural Gas, Houston: College of Engineering - University ofHouston.[5] ERG Consultancy, 2003, World LNG Industry Review, Delaware: ERG LLC.

[6] Fesharaki, Fereidun et al., 2004, Final Report on Evaluating Liquefied Natural Gas(LNG) Options for the State of Hawaii, Manoa: Hawaii Energy Policy Forum, Universityof Hawaii at Manoa.[7] Jensen, James T., 2003, The LNG Revolution, Energy Journal of the InternationalAssociation for Energy Economics, Volume 24 No. 2.[8] Mak, J. et al., 2003, LNG Flexibility, Hydrocarbon Engineering, October 2003.[9] Shukri, Tariq, 2004, LNG Technology Selection, Hydrocarbon Engineering, February2004.[10] Tarlowski, Janusz et al., 2005, LNG Import Terminals Recent Development,Houston.[11] Ueda, Shunzo, 2002, Change in Natural Gas Market and Challenges for LNGIndustry, Tokyo.

[12] University of Houston Law Center, Institute for Energy, Law, and Enterprise, 2003,Introduction to LNG, Houston: UH IELE.[13] University of Houston Law Center, Institute for Energy, Law, and Enterprise, 2003,LNG Safety and Security, Houston: UH IELE.[14] http://www.conocophillips.com[15] http://www.tokyo-gas.co.jp


32/32

Lampiran 1

Tabel Konversi Satuan LNG

86160139 energi lng transportasi gas alam

Documents