IATMI 10 011

Studi Optimisasi Peningkatan Kapasitas Pipa Transmisi Gas Arsegianto1,2, Evi Wahyuningsih1, Imam Sulistyo1,2, Bernard2, Darmadi1,2

1Research Consortium OPPINET Institut Teknologi Bandung 2Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung

3Program Studi Matematika Institut Teknologi Bandung

Abstrak Gas alam merupakan salah satu sumber energi alternatif yang diharapkan dapat membantu peranan minyak bumi dalam pemenuhan kebutuhan energi nasional. Sejalan dengan semakin meningkatnya permintaan gas, maka kebutuhan untuk membangun pipa sebagai salah satu media transportasi gas juga semakin meningkat.

Salah satu faktor penting dalam mendesain pipa transmisi adalah kemampuan pipa untuk dapat mengalirkan gas pada kapasitas tertentu hingga akhir kontrak. Laju alir gas dapat meningkat sejalan dengan meningkatnya permintaan konsumen. Dalam mendesain sistem transmisi, sistem jaringan pipa harus mampu mengakomodasi kemungkinan peningkatan permintaan gas di masa yang akan datang, sehingga operator tidak perlu lagi membangun pipa baru jika terdapat peningkatan laju alir gas yang siginifikan. Desain gas transmisi yang optimum mampu mengakomodasi kenaikan laju alir yang diberikan, dengan biaya minimum. Dengan data biaya hipotetis akan diberikan ilustrasi untuk menunjukkan model penentuan optimisasi pipa dan kompresor serta perhitungan keekonomiannya.

Keywords: optimisasi, pipa gas transmisi, kompressor

Pendahuluan Gas alam merupakan salah satu sumber energi yang permintaannya semakin meningkat seiring dengan program pemerintah untuk melakukan diversifikasi sumber energi. Harga yang rendah serta menghasilkan produk yang lebih ramah lingkungan telah membuat gas menjadi salah satu alternatif energi yang siap untuk menggantikan peran minyak bumi sebagai sumber energi utama di negeri ini. Pada kondisi dimana permintaan gas semakin meningkat, maka perlu dibangun jaringan tambahan yang dapat mengakomodasi permintaan kapasitas gas yang semakin meningkat dari konsumen.

Suatu jaringan pipa gas meliputi sumber gas (produsen), titik penerimaan (konsumen) dan stasiun kompresor yang digunakan untuk meningkatkan tekanan gas di pipa. Karena desain pipa maupun kompresor melibatkan banyak parameter yang secara langsung maupun tidak langsung mempengaruhi biaya investasi serta biaya operasinya , maka optimisasi pipa dan kompresor perlu mendapatkan perhatian yang khusus. Selain itu, dengan mengaplikasikan desain hasil optimisasi, operator di lapangan dapat menentukan ukuran pipa dan kompresor untuk mengantisipasi permintaan gas yang meningkat dari tahun ke tahun.

Metode Optimasi Letak dan Ukuran Kompresor Stasiun kompresor dibangun untuk meningkatkan tekanan gas di dalam pipa yang diperlukan untuk mengalirkan gas dari satu lokasi ke lokasi lainnya. Letak optimum kompresor dan tekanan operasi kompresor ditentukan dengan memperhatikan beberapa faktor seperti tekanan maksimum pipa dan biaya investasi pipa.

Pada studi ini digunakan kompresor jenis adiabatik untuk menentukan kekuatan atau daya yang diperlukan untuk meningkatkan tekanan gas di pipa. Untuk menentukan lokasi stasiun kompresor, beberapa kandidat lokasi kompresor perlu ditentukan terlebih dahulu untuk lebih mempercepat perhitungan dan proses iterasi.

Proses optimasi akan menentukan letak kompresor yang paling optimum, yaitu lokasi yang memberikan nilai investasi dan operasi yang paling minimum diantara calon lokasi lainnya.

Batasan yang harus dipenuhi untuk optimasi letak dan ukuran kompresor adalah sebagai berikut:

1. Tekanan maksimum pipa (MAWP) 2. Rasio kompresor 3. Investasi dan biaya operasi kompresor

IATMI 10 011

Biaya investasi kompresor merupakan fungsi dari daya kompresor dan dapat hitung dengan menggunakan persamaan berikut:

Daya kompresor (ghp):

Biaya investasi kompresor :

Biaya operasi kompresor :

Optimisasi Pipa Diameter optimum pipa dapat ditentukan berdasarkan kriteria desain serta nilai ekonomi pipa yang akan dibangun. Diameter pipa yang optimum adalah diameter yang meminimalkan biaya kapital dan operasional serta memenuhi kriteria desain pipa. Biaya pipa akan bertambah dengan semakin besarnya ukuran diameter pipa.

Variabel penting yang digunakan untuk menentukan diamater optimum pipa adalah sebagai berikut: 1. Laju alir gas (Qg) 2. Tekanan inlet (Pinlet) 3. Tekanan outlet (Pout) 4. Suction pressure of compressor (Ps) 5. Discharge pressure of compressor (Pdis)

Biaya investasi pipa (CIP) merupakan fungsi dari diameter dan ketebalan pipa :

Cp : harga pipa (US$/ft.in) L : panjang pipa (km) OD : diameter luar pipa (inch) t : ketebalan pipa (inch)

Selain faktor desain pipa, diamater optimum pipa juga ditentukan dengan mempertimbangkan faktor keeonomian. Ukuran pipa optimum harus memenuhi kriteria desain pipa tetapi memiliki nilai investasi dan operasi yang minimum.

Studi Kasus

Makalah ini menyajikan suatu studi kasus untuk menentukan ukuran pipa dan kompresor optimum untuk mengalirkan gas dengan kapasitas maksimum sebesar 700 MMSCFD. Gambar 1 mengilustrasikan suatu pipa gas transmisi dengan panjang pipa 200 km. Pada tahun pertama, gas dengan laju alir 350 MMSFD ditransportasikan ke konsumen di titik B. Pada tahun ke 5 terdapat kenaikan permintaan gas sebesars 150 MMSCFD, sehingga total gas yang mengalir sebesar 500 MMSCFD. Permintaan gas kemudian naik lagi menjadi 700 MMSCFD pada tahun ke 10 (Tabel 1). Data desain pipa dan kompresor diberikan oleh Tabel 2. Untuk penentuan letak kompresor, diberikan tujuh kandidat lokasi yang

dapat dijadikan stasiun kompresor seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.

Tekanan suction kompresor (Ps) di titik A adalah 500 psia dengan temperature inlet 100 F. Dalam melakukan optimisasi pipa dan kompresor fungsi objektifnya adalah total investasi dan biaya operasi pipa serta kompresor. Data keekonomian pipa dan kompresor diberikan di Tabel 3 . Dalam hal ini , kombinasi ukuran serta banyaknya pipa dan kompresor yang perlu dikonstruksi ditentukan oleh faktor batasan desain serta nilai keekonomian projek. Toll fee yang dibebankan ke konsumen sebagai fungsi laju alir juga akan ditentukan dalam studi kasus ini.

Diskusi Pada kasus ini terdapat tiga periode perubahan laju alir gas yang akan memnpengaruhi sistem pipa transmisi. Dalam hal ini operator dapat saja menentukan ukuran diameter pipa dengan memilih salah satu nilai diameter optimum untuk tiap-tiap laju alir seperti yang ditunjukkan pada Tabel 4. Tetapi jika mengkontruksi pipa 24 inch, maka pada periode

ghp : horse power compressor (hp) Chp : harga kompresor (US$/hp) Ce : harga listrik (US$/kwh) Hy : jam operasi kompresor (jam/tahun) T : temperature gas (oR) P : tekanan (psia) Tb : base temperature (oR)

IATMI 10 011

ketiga dimana total laju alir mencapai 700 MMSCFD gas akan membutuhkan beberapa kompresor dengan daya yang sangat tinggi sehingga biaya operasinya akan naik. Sebaliknya, jika membangun pipa dengan diameter 42 inch, maka biaya investasi pipa akan besar yang menyebabkan toll fee ke konsumer akan tinggi pula.

Untuk dapat mencapai kapasitas pipa sebesar 700 MMSCFD pada periode ke tiga, maka perlu ditentukan diameter optimum yang dapat mengakomodasi ke tiga jenis laju alir dengan biaya investasi dan O&M yang minimum. Untuk kasus ini akan dilakukan optimasi ukuran pipa dan kompresor dengan mengambil selang diameter 24< OD < 42. Jika sistem membutuhkan intermediat kompresor, proses optimisasi juga akan menentukan letak optimum kompresor yang memberikan biaya paling minimum.

Hasil perhitungan optimisasi memberikan plot seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4. Plot ini memberikan total biaya investasi dan operasi selama 20 tahun proyek untuk ukuran diameter yang berbeda. Hasil optimisasi dengan mengkombinasikan ukuran diameter dan kompresor serta letaknya memberikan ukuran diameter 36 inch sebagai ukuran pipa yang optimum. Tabel 5 memberikan total biaya untuk seluruh jenis diameter. Nilai investasi untuk pipa dan kompresor untuk ukuran diameter yang berbeda ditunjukkan di Tabel 6. Untuk kasus ini investasi pipa hanya dilakukan satu kali yaitu hanya pada tahun awal proyek, sedangkan untuk kompresor dapat dilakukan investasi pada tiap periode jika memang dibutuhkan kompresor agar dapat mengalirkan gas dan memenuhi tekanan yang diminta oleh konsumen di titik B. Tabel 7 memberikan biaya operasi kompresor untuk tiap periode, dimana terjadi penambahan kompresor dengan daya yang berbeda untuk setiap ukuran diameter. Biaya operasi kompresor untuk tiap periode dan ukuran diameter ditunjukkan pada Tabel 8.

Perhitungan toll fee untuk konsumer juga dilakukan untuk tiap periode yaitu laju alir 350, 500 dan 700 MMSCD. Tabel 9 memberikan toll fee untuk setiap ukuran diameter pada tiga periode yang berbeda. Dapat dilihat bahwa dengan mengkontruksi pipa 36 inch hanya diperlukan dua kompresor di sistem yang akan memberikan nilai toll fee yang paling minimum dibandingkan dengan membangun pipa dengan ukuran diameter lainnya.

Kesimpulan Peningkatan kapasitas pipa dapat dilakukan dengan membuat pipa baru, atau menambah kompresor. Optimisasi pipa dan kompresor merupakan salah satu cara untuk meminimalkan biaya investasi dan operasi sepanjang operasi jaringan pipa gas. Metode ini dapat diaplikasikan untuk mendesain ukuran pipa dan kompresor, khususnya untuk sistem dengan permintaan gas yang tidak tetap (meningkat).

Referensi [1]. American Petroleum Institute., 1980, API

Specification for Line Pipe, p.15 [2]. Arsegianto, Soewono, E & Apri, M., Non-Linear

Optimization Model for Gas Transmission System A Case of Grissik - Duri Pipeline, Paper SPE No. 80506.

[3] McAllister, E.W., 2002, Pipeline Rules of Thumb Handbook, 5th edition, p.575-576.

IATMI 10 011

Tabel 1. Periode Perubahan nilai Q

Periode (tahun) Q (MMSCFD) 1-5 350

6-10 500 11-20 700

Table 2. Data desain pipa dan kompresor

Pipe roughness 0.0007 inch

Tambient 60 F

Fluid heat capacity 0.65 Btu.ft/lb

Pipe conductivity 36.3 Btu/hr.ft.F

Soil conductivity 0.8 Btu/hr.ft.F

Depth of burial 1.5 m

10 km 5 km 15 km 10 km 15 km 20 km 50 km

K2 K3 K4

Gambar 1. Kandidat Lokasi stasiun kompresor

A

K5 K6 K7 K1

200 km A

Ps = 500 Psia

T = 100 F

P= 500 Psia

B

Gambar 1 Pipa transmisi gas

IATMI 10 011

Table 3. Data keekonomian proyek

IRR 16% n 20 years Cp 5,000 US$/ton Cins 25 US$/inch/m Ce 0.1 US$/Kwh Ccomp 850 US$/hp

Table 4. Optimum diameter untuk masing-masing laju alir Qgas (MMSCFD) OD (inch) Ketebalan (inch)

300 20 0.5 600 34 0.5 700 42 0.5

Table 5. Total biaya selama 20 tahun

No Diameter pipa ( Inch) Total cost (US$) 1 24

1.267.871.934

2 28 994.203.278

3 32 798.778.713

4 36 795.848.340

5 38 820.010.061

6 40 847.943.038

7 42 875.672.688

IATMI 10 011

Gambar 4. Plot biaya investasi dan operasi pipa serta kompresor terhadap perubahan diameter pipa

Table 6. Total Investasi Pipa dan kompresor

Diameter (inch) Investasi pipa (US$) Investasi compressor (US$) Total Investasi (US$) 24 249.340.032 73.201.319 322.541.351 28 291.210.176 46.491.150 337.701.326 32 333.080.320 27.511.590 360.591.909 36 374.950.464 19.932.803 394.883.267 38 395.885.536 17.117.470 413.003.006 40 416.820.608 17.123.080 433.943.688 42 437.755.680 17.036.380 454.792.060

Table 7. Daya dan posisi kompresor untuk diameter pipa

Diameter (inch) Daya kompresor (hp) Jumlah Kompresor Posisi optimum kompresor

intermediate Periode 1 Periode 2 Periode 3 24 13.728 34.131 106.090 4 1,2,6

28 8.435 25.198 66.539 3 1,3

32 5.119 19.747 35.052 2 1

36 3.127 20.323 27.612 2 1

38 2.461 20.138 25.277 2 1

40 1.949 18.196 20.145 2 1

42 1.554 18.489 20.043 1 0

IATMI 10 011

Table 8. Total biaya operasi kompresor untuk ketiga periode (20 tahun)

Diameter (inch) Biaya operasi Kompresor (US$) 24 849.330.583 28 544.501.952 32 310.186.804 36 256.965.073 38 255.007.056 40 253.999.350 42 252.880.628

Table 9. Toll fee untuk tiap periode dengan diameter yang berbeda

No Diameter

(inch) Periode 1

(US$/MSCF) Periode 2

(US$/MSCF) Periode 3

(US$/MSCF) 1 24 0,163 0,193 0,366 2 28 0,149 0,170 0,254 3 32 0,146 0,160 0,168 4 36 0,150 0,173 0,156 5 38 0,153 0,176 0,159 6 40 0,158 0,181 0,164 7 42 0,163 0,186 0,168