LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG), SEBUAH ALTERNATIF TRANSPORTASI GAS ALAM
Oleh: MIRA MAULIDIANA 640506007Y
MAKALAH PEMANFAATAN GAS ALAM
MANAJEMEN GAS ALAM PROGRAM PASCA SARJANA DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA APRIL 2006
LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG), SEBUAH ALTERNATIF TRANSPORTASI GAS ALAM
Abstraksi Liquefied Natural Gas (LNG) sebagai salah satu alternatif transportasi gas alam telah berkembang menjadi industri yang cukup matang. Industri ini memiliki beberapa tingkat rantai nilai yaitu eksplorasi dan produksi, pencairan, transportasi, serta penyimpanan dan regasifikasi. Rantai nilai yang bertingkat ini berpengaruh pada biaya pengembangan LNG. Makalah ini membahas teknologi yang digunakan pada rantai nilai pencairan, transportasi, serta penyimpanan dan regasifikasi LNG disertai dengan pembahasan biaya yang terkait. Aspek lingkungan dan keselamatan LNG di mana LNG memiliki banyak keunggulan dibanding energi fosil lainnya juga dibahas dalam makalah ini. Perkembangan pasar LNG di dunia menuntut adanya pemenuhan permintaan yang semakin meningkat. Berbagai tantangan yang harus dihadapi dalam pengembangan industri LNG juga dikemukakan dalam makalah ini. Kemajuan teknologi yang dapat menurunkan biaya pengembangan LNG diharapkan akan memberikan pengaruh yang signifikan terhadap perkembangan industri LNG di masa mendatang.. 1. Pendahuluan Liquefied Natural Gas (LNG) adalah gas alam yang dicairkan dengan didinginkan hingga mencapai suhu -160oC pada tekanan 1 atm. Pada kondisi cair LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas air, dengan reduksi volume 1/600 dibanding kondisi gasnya. Kompresi volume yang cukup besar ini memungkinkan transportasi gas dalam bentuk cair 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 untuk mengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian dihilangkan pengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi yang ditentukan. - Pencairan Gas yang diproduksikan tersebut memasuki tahap pencairan untuk mengubah gas alam menjadi cair (LNG) sehingga dapat ditransportasikan menggunakan kapal.
2
-
-
Pengapalan Untuk membawa LNG ke pembeli, LNG ditransportasikan dengan menggunakan tanker khusus. Penyimpanan dan regasifikasi Setelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian ditempatkan pada tangki 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 porsi biaya terbesar biasanya terdapat pada proses pencairannya. Investasi yang dibutuhkan untuk 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 yang dikeluarkan oleh Douglas – Westwood seperti yang terdapat pada Gambar 2, terjadi peningkatan pembangunan fasilitas LNG yang cukup signifikan dalam kurun waktu 30 tahun. Seperti yang dapat dilihat pada grafik di atas, sebagian besar fasilitas pencairan LNG terdapat di Asia. Douglas-Westwood Ltd. juga memprediksikan tingkat belanja kapital (capital expenditure) untuk penyelesaian fasilitas LNG hingga tahun 2009, seperti digambarkan pada grafik di bawah. Trend keseluruhan menunjukkan pertumbuhan pasar yang cukup tinggi, dan tingkat belanja kapital (capital expenditure) pada periode 2005-2009 diperkirakan hingga hampir US$ 70 miliar, melesat jauh dari yang dibelanjakan pada periode lima tahun sebelumnya.
3
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 dan permintaannya adalah sebagai berikut. - Terus bertambahnya konsumsi gas dunia IEA memprediksikan bahwa konsumsi gas akan akan tumbuh pada tingkat 2,7% per tahun pada periode hingga 2025, dibandingkan dengan 1,8% untuk minyak, dan 1,5% untuk batubara. Porsi penggunaan gas akan berada pada angka 28% dari penggunaan energi global pada 2025. - Permintaan impor yang cukup tinggi Sebagian 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 akhirnya bergantung pada gas impor (Amerika Serikat, Inggris). - Monetisasi cadangan stranded gas Sejumlah signifikan cadangan gas alam terletak pada lokasi yang jauh dari pasarnya atau tidak memiliki infrastruktur pipa. Tanpa akses ke pasar, gas yang diproduksi tersebut cenderung dibakar atau direinjeksi. LNG menawarkan sebuah mekanisme akses, sebuah metode untuk memonetisasi cadangan-cadangan gas tersebut serta mengurangi dampak lingkungan akibat dari gas yang langsung dibakar tersebut. - Kemajuan teknologi Kemajuan teknologi pencairan telah menyebabkan penurunan pada tingkat belanja kapital (capital expenditure) yang cukup besar, di samping karena ukuran train yang lebih besar. Biaya pembawa (carrier) LNG juga berkurang cukup signifikan. Pengurangan biaya pengembangan LNG ini membuka peluang untuk meningkatkan penggunaan teknologi LNG ini di mana mungkin sebelumnya teknologi ini sulit mencapai keekonomiannya. Gambar 4 di bawah menunjukkan penurunan biaya pengembangan LNG saat ini dibandingkan tahun 1970-an.
4
2.53 0.49 1.54
0.50
1.80 0.40 1.00
Liquefaction
Sumber:
Transportation
Regasification
Total
Liquefaction
30% decline of costs into pipeline
0.40
Transportation
Regas- Total ification
McKinsey & Company / El Paso $/MMBtu—2,500 mile voyage
Gambar 4.
Perbandingan Biaya Rantai Nilai LNG Tahun 1970-an vs Sekarang
Pada bagian-bagian berikut akan dibahas berbagai aspek yang terkait dengan LNG yang meliputi perdagangan LNG, teknologi yang digunakan dalam rantai LNG, beserta aspek lingkungan dan keselamatannya. 2. Perdagangan LNG Perdagangan LNG sebagian besar dilakukan berdasarkan kontrak jangka panjang 20 tahun atau lebih. Meskipun demikian, saat ini juga telah terdapat kontrak jangka menengah 3 sampai 10 tahun. Pada tahun 2004, volume kontrak jangka menengah dan panjang ini mencapai 138,79 MT, di mana Asia memiliki porsi yang cukup signifikan dalam kontrak tersebut, seperti digambarkan pada grafik di bawah ini.
Gambar 5.
Volume Kontrak Jangka Menengah dan Panjang LNG Dunia
5
Sebagian kecil LNG diperdagangkan pada pasar spot. Pada tahun 2003, volume LNG yang diperdagangkan di pasar spot mencapai 14,8 Bcm (10,8 MT). Meskipun baru mencapai 8,7% dari perdagangan total LNG, dengan besarnya ekspansi kapasitas produksi 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 rintangan perdagangan spot LNG. Kini, permintaan LNG semakin meningkat dan telah melebihi kapasitas produksi. Oleh karena itu kesetimbangan antara penawaran dan permintaan menjadi hal yang tidak bisa dihindarkan. Penentuan harga LNG berbeda setiap wilayah. Di Asia, harga umumnya dikaitkan dengan JCC (Japan Crude Oil), yang mana adalah harga Cost, Insurance, Freight (CIF) rata-rata minyak mentah Jepang. Di Eropa, harga impor LNG biasanya dikaitkan dengan produk perminyakan dan harga minyak mentah Brent. Di Eropa, harga LNG juga bersaing dengan harga gas pipa. Di Amerika Serikat, harga lebih ditentukan oleh penawaran dan permintaan berdasarkan perdagangan gas alam pada berbagai hub seperti 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
6
perminyakan, terdapat kesamaan pada grafik pergerakan harganya. Di sisi lain, harga di Amerika Serikat pada periode yang sama lebih fluktuatif. Karena tingginya permintaan terhadap harga gas domestik, harga LNG AS meningkat hingga US$ 6.41 pada bulan Januari 2001. Tetapi kemudian harga tersebut anjlok, dan kemudian naik kembali pada tahun 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 menunjukkan pergerakan signifikan dengan kaitan tertentu, yang berarti globalisasi harga LNG belum akan 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 harga gas pasar harga gas pipa dan tidak bergantung pada harga yang ada pada wilayah lainnya. - Globalisasi harga LNG juga membutuhkan likuiditas yang lebih tinggi pada perdagangan LNG. Terlebih lagi perdagangan LNG melibatkan permasalahan seperti boil-off-gas (BOG) dan nilai kalori yang rendah, bahkan terminal penerimaan barupun tidak dapat selalu menerima kandungan LNG yang kurang sesuai. - Pasokan LNG dunia kini masih dikendalikan oleh segelintir pemain, yaitu perusahaan minyak negara dan perusahaan minyak besar. Karena adanya kepentingan tersendiri, para pemain cenderung tidak mau meninggalkan sistem penentuan harga sekarang yang masih berada bawah kontrol mereka. Mereka dapat merespon positif terhadap globalisasi harga LNG jika terdapat alasan logis di balik alasan tersebut. 3. Teknologi Pencairan LNG Proses pencairan gas menjadi LNG berupa pencairan gas alam menggunakan media pendingin (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 -100oF. Teknologi pencairan merupakan elemen utama pada kilang LNG. Terdapat beberapa proses lisensi pencairan dengan berbagai tingkat penerapan dan pengalaman. Prinsip dasar untuk pendinginan dan pencairan gas menggunakan pendingin adalah termasuk menyesuaikan sedekat mungkin kurva pendinginan/pemanasan gas proses dan pendingin. Hasilnya berupa proses termodinamika yang lebih efisien yang membutuhkan daya yang lebih efisien per unit LNG yang diproduksi. Hal ini berlaku pada semua proses pencairan.
7
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 mensirkulasikan pendingin, penggerak kompresor, dan alat penukar panas untuk mencairkan dan menukar panas antar pendingin. Gas alam, mencair pada kisaran temperatur tertentu. Kurva panas dapat disesuaikan dengan meminimalkan perbedaan temperatur antara proses pendinginan gas dan aliran pendingin. Hal ini dapat tercapai dengan menggunakan lebih dari satu pendingin pada tingkat tekanan yang berbeda untuk kemudian selanjutnya memecah kisaran temperatur untuk dapat mendekati kurva panas. Terdapat beberapa pemegang lisensi (licensors) proses pendinginan LNG seperti terlihat pada tabel di bawah. Untuk saat ini, teknologi yang paling banyak digunakan adalah yang berasal dari APCI. Berikut akan dijelaskan beberapa proses pendinginan dari beberapa pemegang lisensi (licencors). Tabel 1.
Pemegang Lisensi Pendinginan LNG
Sumber: Barclay, 2005
8
1. Proses APCI propane pre-cooled mixed refrigerant
Sumber: Hydrocarbon Engineering, February 2004, Dr. Tariq Sukri, Foster Wheeler, UK
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 pendinginan menggunakan komponen murni propana. Siklus pencairan dan sub pendinginan menggunakan pendingin campuran (mixed refrigerant/MR) yang terdiri dari nitrogen, metana, etana, dan propana. Siklus proses pra-pendinginan menggunakan propana pada tiga atau empat tingkat tekanan dan dalam mendinginkan gas proses ke temperatur -40oC. Propana juga digunakan 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 dicairkan secara parsial dipisahkan menjadi aliran uap dan cairan yang digunakan untuk mencairkan dan dan mebsub-dinginkan aliran proses dari sekitar -35oC menjadi suhu sekitar -150oC - -160oC. Proses ini dilakukan di alat penukar panas yang disebut main cryogenic heat exchanger (MCHE). LNG kemudian keluar dari atas MCHE pada tekanan yang tinggi. Kemudian aliran LNG tersebut didepresurisasi dengan cara seperti staged end-flashes, liquid expander, dan sebagainya. Dengan menggunakan proses ini, kapasitas pengolahan per train bisa mencapai 4,7 mmtpa.
9
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 dicapai dengan menggunakan 3 pendingin murni yaitu propana, ethylene, dan metana. Pada siklus pendinginan propana, gas didinginkan hingga -40oC. Sistem pendinginan propana juga mendinginkan pendingin ethylene dan mendinginkan pendingin metana. Gas kemudian memasuki sistem pendinginan ethylene di mana gas tersebut didinginkan hingga mencapai suhu -90oC. Pendingin ethylene juga mengembunkan pendingin metana. Gas yang masuk tersebut akhirnya didinginkan dengan pendingin metana untuk menghasilkan LNG. Sistem pendinginan metana adalah siklus terbuka yaitu aliran pendingin metana diambil dari gas yang dicairkan. Hal ini memungkinkan memungkinkan gas boil off untuk dimasukkan kembali ke proses pencairan tanpa diperlukan kompresor gas boil off yang berukuran besar. Kapasitas train dengan proses bertingkat ini telah mencapai 3,3 mmtpa, dengan kapasitas train sebesar 5,4 mmtpa sedang dalam pembangunan.
10
3. Proses Black & Veatch PRICO (R)
Sumber: Hydrocarbon Engineering, February 2004, Dr. Tariq Sukri, Foster Wheeler, UK
Gambar 10.
Proses Black & Veatch PRICO
Proses ini adalah proses pendingin campuran tunggal (single mixed refrigerant process). Pendingin campuran tersebut terdiri dari nitrogen, metana, etana, propana, dan isopentana. Pendinginan dan pencairan dilakukan dengan berbagai tingkat tekanan pada plate fin heat exchanger pada kotak dingin. Pendingin dikompres dan disirkulasi menggunakan train kompresi tunggal. Kapasitas train-nya mencapai 1,3 mmtpa. 4. Proses bertingkat fluida campuran (mixed fluid cascade process / MFCP) Statoil/Linde
Sumber: Hydrocarbon Engineering, February 2004, Dr. Tariq Sukri, Foster Wheeler, UK
Gambar 11.
Proses Bertingkat Fluida Campuran Statoil/Linde
11
Pada proses ini tiga pendingin campuran digunakan untuk melakukan pendinginan dan pencairan. Pra-pendinginan dilakukan pada plate fin heat exchanger (PFHE) dengan pendingin campuran pertama, dan pencairan dan sub-pendinginan dilakukan di spiral wound heat exhanger (SWHE) dengan dua pendingin lainnya. SWHE ini dibuat oleh Linde, dan bisa juga digunakan untuk tahap pra-pendinginan. Penukar panas tersebut bisa juga digunakan untuk tahap pra-pendinginan. Pendingin yang digunakan terdiri dari metana, etana, propana, dan nitrogen. SWHE sendiri biasanya dipasang dengan proses pencairan lainnya, pada proyek baru atau ekspansi atau sebagai pengganti dari penukar panas kriogenik yang lama. Kapasitas train proses ini bisa mencapai 4 mmtpa. 5. Proses Axens LiquefinTM
Sumber: Hydrocarbon Engineering, February 2004, Dr. Tariq Sukri, Foster Wheeler, UK
Gambar 12.
Proses Axens LiquefinTM
Proses ini adalah proses yang menggunakan dua pendingin campuran. Semua pendinginan dan pencairan dilakukan di plate fin heat exchanger (PFHE) yang tersusun pada kotak dingin. Pendingin campuran yang digunakan terdiri dari metana, etana, propana, butana, dan nitrogen. Pendingin campuran pertama digunakan pada tiga tingkat tekanan untuk mempra-pendinginkan gas proses dan memprapendinginkan dan mencairkan pendingin campuran kedua. Pendingin campuran kedua digunakan untuk mencairkan dan mensubdinginkan gas proses. Mendinginkan pendingin campuran untuk tahap pra-pendinginan memungkinkan untuk mencapai suhu yang lebih rendah dibanding komposisi pendingin. Kapasitas train based load mencapai 6 mmtpa sedang direncanakan untuk dikembangkan. 6. Proses pendingin campuran ganda (double mixed refrigerant) Shell Konfigurasi proses ini mirip dengan proses pendingin campuran pra-pendinginan propana, dengan pra-pendinginan dilakukan oleh pendingin campuran (yang sebagian besar terdiri dari etana dan propana). Perbedaan lainnya adalah bahwa prapendinginan dilakukan pada spiral wound heat exchanger (SWHE), bukan pada tipe kettle. SWHE yang digunakan untuk pra-pendinginan dan pencairan untuk proses ini dipasok oleh Linde
12
Proses-proses di atas adalah proses yang terdapat pada kilang LNG saat ini serta pada beberapa proyek LNG yang saat ini tengah berjalan. Terdapat juga beberapa proses lainnya yang saat ini sedang dikembangkan. Pemilihan teknologi proses dan peralatan adalah berdasarkan pertimbangan teknis dan ekonomi. Pertimbangan teknis termasuk di antaranya pengalaman terhadap penggunaan proses dan peralatan tersebut, keandalan, efisiensi proses, kondisi lapangan, serta dampak lingkungan. Pertimbangan ekonomi termasuk biaya kapital, biaya operasi serta biaya siklus. Semua aspek ini harus dievaluasi untuk medapatkan pilihan yang optimal. Risiko teknis berkaitan dengan proses yang terkait dengan catatan masa lampau selama proses beroperasi, serta pengembangan yang terkait pada proyek, seperti misalnya penambahan kapasitas. Efisiensi proses, contohnya, energi yang dibutuhkan untuk memproduksi LNG, tidak hanya terkait dengan efisiensi termodinamik proses pencairan tetapi juga efisiensi peralatan utama seperti kompresor untuk pendingin utama serta penggeraknya. Kondisi suatu lapangan mungkin bisa lebih cocok dengan suatu proses dibanding proses lainnya. Contohnya, dengan suhu lingkungan yang sangat dingin proses multi pendingin campuran bisa menjadi pilihan optimal. Kebutuhan proses dan konfigurasi juga mempengaruhi pilihan. Adanya kebutuhan untuk menghasilkan LPG yang lebih tinggi mungkin cocok dengan proses dengan suhu pra-pendinginan yang lebih rendah. Kisaran gas umpan yang lebar juga membutuhkan adaptabilitas proses yang lebih baik dan mungkin membutuhkan proses pendingin campuran dengan fleksibilitas tambahan untuk mengubah komposisi pendingin yang berubah. Pendingin yang terbuat dari komponen yang diproduksi dari proses (pada unit fraksinasi) akan mengurangi kebutuhan untuk pasokan eksternal untuk memasok kembali hilangnya pendingin. Seiring dengan berjalannya waktu, desain kilang LNG semakin menunjukkan kapasitas yang semakin besar, hingga lebih dari 5 mmtpa, baik dengan cara meningkatkan kapabilitas proses yang ada serta mengembangkan proses baru yang menunjang kapasitas LNG yang besar. Beberapa hal yang harus diperhatikan dalam merancang ukuran optimal train pada 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 biaya pembangunan 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.
13
Gambar 13.
Biaya Unit vs Ukuran Train LNG
Namun demikian, secara umum, semakin besar kapasitas train yang dibangun dapat menurunkan biaya yang terkait. Gambar di atas menunjukkan kisaran biaya unit sebagai fungsi dari ukuran train. Biaya-biaya yang digambarkan mewakili kilang train tunggal dengan kapasitas penyimpanan LNG yang sesuai. Semua ukuran train di atas 3 mmtpa diasumsikan sebagai train dengan konsep dua jadi satu (two in one). 4. Transportasi LNG Setelah gas alam melewati proses pencairan menjadi LNG, seperti yang dijelaskan pada proses sebelumnya, LNG kemudian disimpan dalam tangki penyimpanan untuk kemudian ditransfer ke kapal untuk dibawa ke pembeli. Kapal yang digunakan adalah tanker yang khusus dibuat untuk transportasi LNG. Tanker LNG dirancang secara canggih 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 stainless steel, aluminium, dan invar. Material ini, tentu saja, tidaklah murah dan membutuhkan teknik pengelasan khusus. - Boil off LNG Tidak seperti kapal pendinginan LPG yang memiliki kilang pencairan di atasnya, tanker LNG hanya bisa mengatur uap yang timbul (boil off) dari kargo, yang terjadi karena tidak ada insulasi yang 100% efisien, dengan mengeluarkan (venting) atau membakarnya pada boiler. Venting sangat jarang terjadi, yaitu biasanya hanya terjadi pada terbukanya safety valves. Jumlah maksimum untuk uap yang timbul pada umumnya 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 kargo jenis Moss, seperti dapat dilihat pada grafik di bawah. Pada bagian berikutnya akan dijelaskan mengenai kargo jenis Moss dan membran.
14
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 skirt silinder logam kontinu yang terhubung dengan garis tengah dengan ekstrusi khusus yang memungkinkan bentuk bulat tersebut mengembang dan dan berkontraksi secara bebas. Skirt-nya sendiri dilas dengan struktur hull yang dirancang untuk menyerap defleksi kapal. 2. Desain Membran
Gambar 16.
Desain Kargo Membran
15
Tangki dengan desain membran adalah sangat berbeda dengan bentuk Moss dalam hal penggunaan membran baja fleksibel untuk memuat kargo. Membran tersebut dikelilingi oleh material insulasi yang terhubung secara langsung dengan lambung (hull) ganda kapal. Berat kargo ditransfer melalui insulasi dan ditopang oleh struktur kapal. Desain membran biasanya terdiri dari membran utama dan kedua. Membran kedua mampu memuat kargo selama 15 hari, jika terdapat kegagalan membran pertama. Terdapat insulasi antara membran utama dan membran kedua serta antara membran kedua dengan lambung bagian dalam. Celah ini dibersihkan dengan Nitrogen dan terus menerus dimonitor keberadaaan gasnya maupun perubahan suhunya. Terdapat dua jenis desain tangki membran, sistem GazTransport, yang menggunakan membran utama invar dengan panel rata dan sistem Technigaz yang menggunakan membran stainless steel yang 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 tidak dianggap bahaya karena celah tersebut dibersihkan dengan menggunakan nitrogen, tapi bisa menimbulkan masalah. - Kapal membran lebih cepat mendingin dibanding kapal Moss, umumnya 9-10 jam dibandingkan dengan 24 jam bahkan lebih, karena masa baja yang lebih kecil pada kapal membran. Hal ini dapat mengurangi waktu berlabuh tanker. - Kapal membran secara fisik lebih kecil dibanding kapal Moss dengan kapasitas yang sama, sehingga juga mengurangi baja yang digunakan pada saat konstruksi. - Kapal Moss dapat membawa kargo sebagian di mana kapal membran memiliki keterbatasan pengisian – umumnya antara 10 dan 80% volume tangki – karena kerusakan potensial karena sloshing pada kargo yang diisi sebagian. Kapal LNG yang biasanya digunakan memiliki kapasitas transportasi 125.000 – 138.000 m3. Tanker LNG umumnya relatif tidak menimbulkan polusi dibandingkan jenis kapal lainnya karena kemampuannya untuk membakar gas alam selain bahan bakar minyaknya yang digunakan untuk propulsi. Saat ini terdapat lebih dari 140 kapal LNG yang beroperasi. Hanya terdapat sedikit galangan kapal yang memiliki kemampuan membangun tanker LNG karena faktor kompleksitas 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 tanker LNG dari tahun ke tahun.
16
Sumber: The LNG & GTL Projects Database
Gambar 17.
Pertumbuhan Armada Tanker LNG
Harga tanker LNG cukup mahal, bisa mencapai tiga kali lipat harga tanker minyak dengan 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 sekitar US$ 250 juta pada tahun 1998. Penurunan harga yang cukup tajam pada periode tersebut karena disebabkan persaingan yang cukup ketat di antara galangan kapal di Timur 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 yang menghubungkan dengan pengguna. Kapasitas terminal penerimaan LNG berkisar antara 2 mmtpa dan 12 mmtpa. Diagram alir proses pada terminal penerimaan yang disederhanakan dapat dilihat gambar berikut.
17
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 disimpan pada tangki khusus. LNG tersebut kemudian diuapkan, dan gas hasil penguapan tersebut dikirimkan ke pengguna melalui pipa distribusi. Terminal penerimaan dirancang untuk dapat mengirimkan gas pada laju tertentu ke pipa distribusi dan menjaga kapasitas cadangan LNG pada tangki. Jumlah kapasitas cadangan tergantung pada adanya kelancaran pengapalan, variasi musim pasokan dan konsumsi, dan kebutuhan cadangan strategis (cadangan strategis dibutuhkan ketika terminal dibutuhkan untuk menggantikan sumber gas lainnya baik dari pipa atau terminal penerimaan lainnya secara mendadak). Terminal penerimaan LNG terdiri dari komponen sebagai berikut. 1. Sistem bongkar muat (unloading) LNG Setelah kapal berlabuh dan penghubung bongkar muat didinginkan, LNG kemudian dipindahkan ke tangki LNG di darat dengan menggunakan pompa yang terletak di kapal. Fasilitas bongkar muat (unloading) sering dirancang untuk kisaran ukuran tanker yang cukup besar yaitu dari 87.000 m3 to 145.000 m3. Laju bongkar muat dari kapal umumnya 10.000-12.000 m3/jam yang umumnya dilakukan dengan delapan pompa dengan dua pompa yang terletak pada masing-masing tangki kargo yang berada di tanker. Dibutuhkan kira-kira 12-14 jam untuk membongkar buat satu kapal dengan kapasitas 135.000 m3. Dari kapal, LNG mengalir melalui penghubung bongkar 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 tangki penyimpanan dikembalikan ke tangki kargo kapal melalui pipa pengembalian uap (vapour return line) dan pipa penghubung (arm), untuk mempertahankan tekanan positif pada kapal. Karena perbedaan tekanan yang kecil antara tangki penyimpanan dan kapal, blower untuk uap yang kembali kadang-kadang dibutuhkan. Meskipun demikian, untuk tangki penyimpanan dengan full containment ketika tekanan desain
18
sekitar 290 mbarg, tekanan yang memadai biasanya tersedia untuk mengalirkan kembali uap tanpa harus menggunakan pipa pengembalian uap (vapour return blower). 2. Tangki penyimpanan LNG Satu atau lebih tangki di atas tanah (above ground) umumnya dipasang untuk menerima dan menyimpan LNG. Kapasitas tangki penyimpanan berkisar antara 40.000 m3 to 180.000 m3. Untuk mengefisienkan biaya, desain diupayakan untuk meminimalkan jumlah tangki dan memaksimalkan kapasitas penyimpanan per tangki. Jika fasilitas tersebut hanya memiliki satu tangki maka pengiriman dan bongkar muat LNG akan berasal dari tangki yang sama. Hal ini tidak menimbulkan persoalan jika sistem dirancang dan dioperasikan dengan benar. Terdapat beberapa jenis tangki penyimpanan seperti dapat dilihat pada gambar di bawah, 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 containment Tangki single containment memiliki dinding bagian dalam yang terbuat dari baja nikel 9% yang berdiri sendiri (self supporting). Bagian dalam tangki ini dikelilingi oleh dinding bagian luar yang terbuat dari baja karbon yang memberikan insulasi perlit pada ruang annular. Bagian luar tangki yang berupa baja karbon tidak memiliki kemampuan untuk diisi material kriogenik, sehingga perlindungan hanya dilakukan oleh tangki bagian dalam. Meskipun demikian, tangki single containment dikelilingi oleh saluran atau wadah penampungan eksternal (dike) terhadap tangki, yang salah satunya memberikan penampungan lapisan kedua apabila terjadi kegagalan pada dinding tangki bagian dalam. Double containment Tangki double containment adalah hampir sama dengan tangki single containment, tetapi sebagai pengganti saluran eksternal, terdapat dinding luar
19
-
yang terbuat dari beton pre-stressed. Sehingga jika dinding bagian dalam mengalami kegagalan, maka dinding bagian luar dapat menampung cairan kriogenik. Beton untuk dinding bagian luar tersebut bisa menambah biaya, tetapi jumlah lahan yang dibutuhkan berkurang karena tidak adanya saluran di luar seperti pada single containment. Jika terjadi kegagalan pada tangki bagian dalam, 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 tangki di ditutup (sealed). Umumnya jenis tangki ini memiliki atap beton maupun dinding bagian luar yang terbuat dari beton pre-stressed. Dinding bagian luar dan atapnya 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
1. Reinforced concrete tank cover 2. Steel roof 3. Suspended deck 4. Glass wool insulations 5. Non-CFC rigid polyurethane form (PUF) insulation 6. 18Cr-8Ni stainless steel membrane 7. Reinforced concrete side wall 8. Reinforced concrete cut-off wall 9. Side heater 10. Reinforced concrete bottom slab 11. Bottom heater 12. Gravel layer Sumber: Tokyo Gas
Gambar 21.
Tangki Penyimpanan LNG di Dalam Tanah
Karena letak tangki di dalam tanah, maka hanya bagian atapnya saja yang bisa terlihat dari luar. Tangki jenis ini dapat menghemat penggunaan lahan karena tidak membutuhkan saluran pembendung (dike) serta tidak dibutuhkan jarak-jarak khusus yang lebar untuk perlindungannya. Selain itu jenis tangki ini juga relatif lebih tahan terhadap guncangan gempa dan lebih aman jika terjadi gangguan keamanan karena letaknya yang berada di dalam tanah
20
Dinding bagian samping serta lempeng bagian bawah tangki dalam tanah ini memiliki struktur berlapis yang terdiri dari beton, insulasi, dan membran. Karena tangki terletak di dalam tanah, di mana terdapat tekanan eksternal dari luar serta tekanan air yang bisa melebihi tekanan internal dari LNG itu sendiri, digunakanlah beton reinforced sebagai penahannya karena beton ini memiliki kekuatan kompresif yang besar. Insulasi dibutuhkan untuk menahan perambatan panas dari luar serta memindahkan gas internal serta tekanan LNG ke dinding bagian samping serta lempeng bagian bawah tangki. Sedangkan lapisan membran dibutuhkan untuk menjaga LNG dan kerapatan gas. Membran tersebut memiliki kerut untuk menyerap konstraksi 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 kapital dan operasi, ketersediaan lahan, jarak pisah dengan dermaga, dan juga perlindungan dari faktor eksternal seperti potensi timbulnya tekanan awan uap, gangguan keamanan, dan lain sebagainya. Dalam penentuan jenis tangki, adalah penting untuk mempertimbangkan juga biaya kapital serta biaya operasi yang lebih tinggi yang terkait, untuk peralatan penanganan uap maupun biaya peralatan keselamatan. Untuk itu, dibutuhkan analisis ekonomi yang menyeluruh dalam pengambilan keputusannya. 3. Penanganan uap Selama operasi normal, uap boil-off diproduksi pada tangki dan pipa yang berisi cairan akibat transfer panas dari sekitar. Uap ini dikumpulkan pada boil-off header yang terhubung dengan boil-off compressor suction drum. Sebuah in-line desuperheater, yang terletak pada hulu drum akan menginjeksi LNG pada aliran gas jika temperatur meningkat di atas -80oC. Uap boil-off yang dihasilkan selama operasi normal karena adanya panas yang terserap ke tangki penyimpanan dan pipa dikompres dan dicairkan pada recondenser. Selama bongkar muat, jumlah uap pada outlet tangki naik secara signifikan. Uap tambahan ini adalah kombinasi dari volume yang digantikan pada tangki oleh LNG yang masuk, uap yang datang dari terbebasnya input energi pada pompa kapal, uap flash karena perbedaan tekanan antara kapal dan tangki penyimpanan serta penguapan dari bocornya panas pada penghubung bongkar muat dan pipa transfer. Uap dapat dialirkan kembali menuju kapal melalui boil-off gas blower atau menuju boil-off compressor. Uap yang tidak dialirkan kembali ke kapal dikompres dan dialirkan ke recondenser. Banyaknya uap yang bisa direkondensasi tergantung pada jumlah LNG yang dikirimkan. Jika tidak terdapat cukup LNG yang dikirimkan untuk menyerap boil-off gas, uap tersebut dikompresi hingga tekanan pipa atau bisa juga dibakar atau dikeluarkan ke atmosfer (vented). Prioritas untuk penanganan uap adalah 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
21
4. Pompa pengiriman LNG tahap pertama Beberapa pompa pengiriman LNG dengan head yang rendah biasanya terpasang pada masing-masing tangki penyimpanan LNG. Pompa-pompa ini beroperasi terendam dalam LNG dan terletak dalam kolom pompa, yang memudahkan baik memasang dan melepasnya. Kolom-kolom pompa juga berfungsi sebagai pipa pengeluaran dari pompa, dan terhubung dengan bagian atas perpipaan. Pompapompa LNG ini akan mengalirkan LNG dan mensirkulasikan LNG pada pipa bongkar muat kapal untuk menjaga pipa tersebut tetap dingin di antara waktu bongkar muat kapal. Pompa tahap pertama ini umumnya memiliki tekanan keluar sekitar 11 bar. Oleh karena tekanan jenuh adalah sekitar 1 bar, LNG secara efektif dapat disub-dinginkan dengan 10 bar. Sub-pendinginan ini memberikan kapasitas panas yang dibutuhkan untuk mengkondensasikan uap boil-off pada proses selanjutnya. 5. Recondenser LNG dari pompa dalam tangki dialirkan langsung ke recondenser. Uap boil-off yang dihasilkan selama operasi normal juga dialirkan ke recondenser dan dicampurkan dengan LNG subdingin untuk dikondensasikan. Hal ini dapat menghindarkan pembakaran atau pengeluaran uap ke atmosfer. Recondenser tersebut berisi packed bed sehingga terdapat area permukaan yang luas untuk kontak cairan dan uap. 6. Pompa pengiriman LNG tahap kedua Gas yang dikirimkan umumnya diinjeksikan pada sistem distribusi gas tekanan tinggi yaitu sekitar 80 barg. Untuk mencapai tekanan ini, dibutuhkan pompa pengiriman dengan head tinggi beberapa tingkat. Pompa-pompa tersebut mengambil LNG dari recondenser dan mengalirkannya ke penguap (vaporiser) pada tekanan yang sesuai pada pipa. 7. Penguap LNG
Sumber: LNG Import Terminal – Recent Developments, Janusz Tarlowski et al.
Gambar 22.
Open Rack Vaporisers (ORV)
22
Fasilitas terminal LNG memiliki beberapa penguap yang beroperasi secara paralel dengan juga disertai cadangan. Open Rack Vaporisers (ORV) adalah yang banyak digunakan dan menggunakan air laut untuk memanaskan dan menguapkan LNG. Jenis lainnya adalah Submerged Combustion Vaporiser (SCV) yang menggunakan gas yang dikirimkan sebagai bahan bakar untuk pembakaran yang memberikan panas pembakaran. Mahalnya pemasangan sistem ORV air laut menyebabkan biaya kapital yang tinggi. Di lain pihak, SCV memiliki biaya operasi yang lebih tinggi karena biaya bahan bakar. Pada beberapa fasilitas, karena pertimbangan ekonomi, ORV biasa digunakan pada kisaran operasi normal pengiriman dan SCV digunakan sebagai cadangan.
Sumber: LNG Import Terminal – Recent Developments, Janusz Tarlowski et al.
Gambar 23.
Submerged Combustion Vaporiser (SCV)
Pertimbangan kondisi lapangan juga mempengaruhi penggunaan apakah menggunakan ORV atau SCV. Jika temperatur air laut di bawah kira-kira 5oC, ORV tidak digunakan karena bekunya air laut. Pada beberapa lapangan, terkadang tidak memungkinkan untuk memisahkan keluar dan masuknya air laut, dan SCV harus dipasang untuk mencegah masalah resirkulasi. SCV juga berukuran lebih kecil dibanding ORV dan memiliki efisiensi panas yang lebih tinggi (>95%). Penggunaan SCV tetapi memiliki masalah lingkungan karena adanya emisi karbondioksida dan NOX. Kelebihan air yang diproduksi sebagai hasil pembakaran juga membutuhkan perlakuan sebelum dikeluarkan. Selain ORV dan SCV, penguap cangkang dan tabung sekarang juga dipertimbangkan 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 kapasitas recondenser dan kompresor pipa (jika ada). Jika ini terjadi, uap harus dikeluarkan ke udara 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
23
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 vent juga lebih problematis dibanding dari pembakaran karena 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 tangki terbuka. Tangki penyimpanan itu sendiri dilengkapi dengan relief valve sebagai pertahanan terakhir menahan overpressure. 9. Utilitas pendukung Fasilitas di bawah ini dibutuhkan untuk memberikan utilitas pada terminal penerimaan 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 LNG Perlindungan terhadap tanker LNG selama navigasi, berlabuh/berlayar dan ketika bersandar dan bongkar muat adalah pertimbangan utama. Juga, transfer LNG adalah relatif berisiko tinggi dan spesifikasi khusus biasanya ditentukan oleh perancang terminal untuk melindungi kepentingan umum maupun pekerja di terminal. Hal-hal tersebut termasuk, sistem shutdown darurat, penampungan apabila terjadi tumpah (spill), proteksi anti-pressure surge untuk perpipaan. Tata letak terminal LNG dan pemilihan lokasi umumnya berdasarkan parameter kapal berikut. - Kapasitas 80.000 – 145.000 m3 memiliki panjang keseluruhan hingga 310 m, lebar 46 m, dan draft jika penuh setinggi 11,6 m. Laju bongkar muat pengiriman bersih pada terminal penerimaan kira-kira sekitar 12,000 m3/jam. Sekalipun terdapat kapal dengan ukuran yang lebih kecil yang dapat dimasukkan pada basis desain dermaga, trend industri saat ini menggunakan ukuran kapal yang lebih besar. - Kedalaman air di head dermaga adalah 15 m. Terminal penerimaan hingga saat ini diharapkan dapat beroperasi hampir 365 hari per tahun dan memiliki peralatan cadangan untuk dapat mencapai hal tersebut. Meskipun demikian, shutdown dibutuhkan inspeksi kapal dan pemeliharaan peralatan-peralatan yang penting. Peralatan cadangan dapat dihilangkan dan dapat dilakukan penghematan biaya jika dapat digunakan line packing atau jika pengguna gas dapat mentoleransi adanya interupsi pasokan gas tersebut.
24
Biaya terminal penerimaan LNG adalah sangat bergantung pada kondisi lapangan yang ada. 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% 100% Total
Sumber: LNG Import Terminal – Recent Developments, Janusz Tarlowski et al.
Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi komponen biaya di atas antara lain adalah sebagai berikut. - Kondisi laut Jika kedalaman dasar laut bertambah secara gradual, panjang dermaga bertambah. Biaya dermaga biasanya terkait dengan panjang dermaga. Pengerukan mungkin bisa menjadi pilihan di mana biaya kapital (dermaga ditambah pengerukan) bisa jadi lebih rendah daripada biaya operasi bertambah karena dibutuhkannya pemeliharaan pengerukan. Biaya dermaga juga bergantung kondisi tanah bawah laut jika dibutuhkan tiang pancang khusus. Komponen utama lainnya yang mungkin diperlukan adalah breakwater jika kodisi lapangan tidak memiliki garis pantai yang memadai untuk melindungi dari ombak yang besar. - Kondisi tanah daratan Kondisi tanah daratan yang ideal memungkinkan penggunaan pondasi yang baik. Jika tanah 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 biasanya relatif mahal. Biaya tiang pancang biasanya bisa mencapai US$ 5000-10000 masingmasingnya. - Tipe penyimpanan Secara umum single containment adalah yang termurah dibanding yang lain, meskipun jenis ini membutuhkan tanah yang lebih luas. Tangki LNG dengan hidrotes tinggi penuh akan memiliki tekanan hidrostatis dua kali lipat serta berat selama tes dibanding dengan pengoperasian sebenarnya. Ketebalan cangkang dan pondasi tangki harus dirancang untuk beban hidrotes penuh dan hal ini menambah biaya. Kapasitas tangki penyimpanan juga mempengaruhi banyaknya tangki yang dibutuhkan. - Sumber panas penguapan Sumber pemanasan untuk penguap LNG bisa berasal dari air laut, atau sumber lainnya seperti gas hasil LNG itu sendiri. Penggunaan air laut untuk penguapan bisa mengurangi biaya operasi, meskipun biaya kapital yang dibutuhkan untuk peralatan yang digunakan cukup tinggi. - Pembangkit listrik Salah satu dari utilitas yang mahal pada suatu terminal penerimaan adalah pembangkit listrik. Meskipun demikian beberapa fasilitas mengambil listrik dari pembangkit lainnya untuk mengurangi biaya kapital. Terminal LNG juga memiliki generator darurat jika terjadi kegagalan pasokan listrik.
25
- Tenaga kerja Tenaga kerja konstruksi merupakan faktor biaya utama yang beragam pada berbagai lokasi Tidak seperti pada terminal pencairan, terminal penerimaan seringnya terletak dekat dengan pemukiman penduduk, sehingga mereka dapat diberdayakan untuk menjadi tenaga konstruksinya. Pada tabel di atas dapat dilihat bahwa tangki LNG membutuhkan porsi biaya yang cukup besar pada sebuah terminal penerimaan LNG. Kemajuan teknologi, material, dan teknik konstruksi meningkatkan kapasitas menjadi hingga 200.000 m3 saat ini. Biaya untuk tangki LNG single containment juga telah menurun pada 10 tahun terakhir. Saat ini, harga untuk tangki single containment dengan kapasitas 130.000 m3 adalah sekitar US$ 27 juta, dibandingkan dengan US$ 55 juta pada awal tahun 1990-an dengan kapasitas 160.000 m3. Pada era tersebut, untuk jenis tangki full containment adalah lebih 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 masingmasing terminal berbeda serta bergantung banyak faktor seperti yang telah disebutkan di atas. Sebagai rule of thumb, sebuah tangki penyimpanan LNG adalah setara setidaknya dengan satu tanker tunggal ditambah kilang regasifikasi dengan kapasitas 135.000 m3 seharga US$ 400 juta, yang berarti pada kisaran US$ 0.3 – 0.5 per mmbtu. 6. Aspek Lingkungan dan Keselamatan LNG Secara umum dapat dikatakan bahwa jika dibandingkan dengan bahan bakar fosil lainnya, LNG memiliki beberapa keunggulan. LNG tergolong ramah lingkungan serta memiliki 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 ditangani dengan 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 paling bersih. Hasil pembakaran gas alam adalah karbondioksida dan uap air. Namun hasil gas alam pembakarannya menghasilkan polutan yang jauh lebih sedikit dibandingkan bahan bakar lainnya seperti minyak bumi dan batubara, seperti terlihat pada tabel berikut. Gas alam menghasilkan paling sedikit karbondioksida, SO2, NOx, partikulat, dan merkuri. Tabel 3.
Tingkat Emisi dari Pembakaran Bahan Bakar Fosil
26
- Tumpahan Sudah banyak diketahui bahwa tumpahan minyak dapat menimbulkan dampak yang luar biasa baik dari segi lingkungan maupun ekonomi. Jika LNG tumpah baik ke laut atau ke darat, LNG akan terbebas ke udara di mana LNG akan menguap sehingga menyebabkan awan uap yang dapat terlihat. Kemungkinan awan uap ini terbakar adalah sangat kecil, karena uap LNG lebih ringan daripada udara, yang dapat terdisipasi secara cepat. Tidak seperti minyak bumi, tumpahan LNG tidak meninggalkan residu. 2. Aspek Keselamatan LNG tidak mudah meledak atau terbakar karena tidak berada pada tekanan serta tidak mengandung oksigen. Jika terjadi gas alam yang terlepas, gas alam tersebut hanya dalam rentang yang sempit terhadap rasio udara. Jika konsentrasi bahan bakar kurang dari 5 persen bahan bakar tidak dapat terbakar karena jumlah bahan bakar tidak memadai. Jika konsentrasi bahan bakar lebih tinggi dari 15 persen juga tidak dapat terbakar karena jumlah oksigen yang tidak memadai. Secara umum, untuk membuat LNG jadi terbakar, LNG harus dibebaskan, diuapkan, dan dicampur dengan udara pada rasio 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 tidak akan meledak. Kontras dengan LPG yan memiliki risiko yang tinggi karena disimpan di bawah tekanan serta lebih berat daripada udara sehingga tidak bisa terdisipasi dengan cepat. Minyak bumi juga beracun, dan jika tumpah terutama di air, akan menimbulkan dampak yang besar pada lingkungan. Keselamatan pada industri LNG dijamin dengan beberapa elemen yang memberikan perlindungan berlapis untuk keselamatan baik pekerja yang terlibat langsung maupun penduduk di sekitar fasilitas LNG, baik pada fasilitasnya di daratan maupun fasilitas transportasinya di lautan. Keselamatan fasilitas LNG di darat Beberapa elemen untuk menjamin keselamatan pengoperasian fasilitas LNG di darat adalah sebagai berikut. - Containment utama Keselamatan dijamin dengan menggunakan material yang sesuai untuk tangki penyimpanan, dan peralatan lainnya, dengan menggunakan rancangan engineering yang sesuai di seluruh rantai nilai LNG. - Containment kedua Containment ini adalah untuk menjamin jika terjadi kebocoran atau tumpah, LNG dapat ditampung dan diisolasi. Pada instalasi darat biasanya terdapat saluran di sekitar tangki penyimpanan untuk menampung cairan jika terjadi tumpah LNG.
27
-
-
-
Sistem pengamanan Sistem pengamanan ini dibutuhkan untuk mengurangi terbebasnya LNG dan mengurangi akibat dari terbebasnya LNG tersebut. Jarak separasi Peraturan mempersyaratkan bahwa fasilitas LNG terletak pada jarak yang aman dari kawasan industri, pemukiman, serta area publik lainnya. Fitur keselamatan lainnya Di 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 LNG Tanker LNG dirancang dengan seperangkat fitur keselamatan. Kapal LNG memiliki dinding ganda (double hull). Containment kargo menggunakan beberapa lapisan perlindungan untuk mencegah kebocoran. Lapis pertama terdiri dari penghalang cair yang diikuti dengan lapisan insulasi, di atasnya terdapat penghalang cairan kedua dengan lapisan insulasi lainnya. Masing-masing insulasi dimonitor serta dilengkapi dengan 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 mematikan sistem secara aman apabila sistem mulai beroperasi di luar ambang batas parameterparameter yang diizinkan. Tanker juga dilengkapi dengan radar dan sistem pemosisian yang dapat memberikan peringatan kepada awak kapal mengenai lalu lintas lautan serta potensi bahaya disekitar tanker. Area keselamatan juga disediakan di sekitar lokasi LNG baik kapal sedang berjalan maupun ketika bersandar. Secara umum industri LNG telah berkembang secara teknis dan operasional dengan menjamin pengoperasian yang aman dan selamat. Kemajuan teknis dan operasional tersebut termasuk dari engineering, prosedur operasi, hingga kompetensi pekerja. Standard, kode, dan peraturan yang diterapkan pada industri LNG juga menjamin keamanan dan keselamatan pengoperasiannya. 7. Masa Depan LNG Setelah lebih 40 tahun semenjak kargo LNG komersial dikirimkan, industri LNG ini telah menjadi cukup matang. Volume perdagangan LNG yang saat ini mencapai lebih dari 125 mmtpa dan diperkirakan akan meningkat dua kali lipat dalam jangka waktu kurang dari 10 tahun dengan permintaan diperkirakan akan meningkat melebihi 500 mmtpa pada tahun 2030. Beberapa hal berikut ini merupakan tantangan dalam rangka memenuhi permintaan LNG pada masa mendatang yang semakin meningkat. Peningkatan teknologi pencairan LNG, berkaitan dengan: - Ukuran train (skala keekonomian) - Konfigurasi peralatan (process driver dan 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 reserve menggunakan unit terapung dan fasilitas penerimaan).
28
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 sebagai ganti bahan bakar fosil lainnya. Standarisasi spesifikasi LNG akan menciptakan kualitas perdagangan LNG yang standard 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 permintaan dengan adanya biaya yang lebih rendah. Terdapat trend tertentu pada perkembangan perdagangan jangka pendek dan spot LNG. Hal ini terjadi karena fasilitas produksi LNG yang ada memproduksikan lebih banyak LNG dibanding kontrak yang ada oleh karena pengoperasian kilang yang lebih efisien dari kilang serta adanya variasi pada standar spesifikasi LNG.
Kapasitas train LNG terus meningkat dari waktu ke waktu dan terus berlangsung untuk mendapatkan keuntungan dari skala keekonomian. Grafik berikut memperlihatkan percepatan ukuran train dengan kapasitas potensial hingga 8 mmtpa yang diperkirakan akan beroperasi pada tahun 2010.
Sumber: M.W. Kellogg
Gambar 24.
Kapasitas Kilang Pencairan LNG
Industri LNG telah memfokuskan pada ukuran train dari 3 hingga 8 mmtpa dan bahkan 10 mmtpa. Terdapat satu pertanyaan besar yang dihadapi para pengembang teknologi train LNG yang berukuran besar yaitu lebih menguntungkan mana train tunggal LNG (8+ mmtpa), baik dalam segi biaya maupun fleksibilitas operasional, dibanding dengan 2 train 50% yang lebih kecil (2 x 4 mmtpa). Terdapat penghematan lebih dari 10% biaya kapital dari train tunggal. Tetapi ketika train tunggal berukuran besar ini beroperasi,
29
masih belum terdapat data mengenai bagaimana fleksibilitas operasi serta keamanan pengoperasiannya. Di masa mendatang diharapkan juga gas di lepas pantai (offshore) dapat dimanfaatkan untuk LNG lepas pantai. Pada saat ini produksi LNG lepas pantai ini masih dalam tahapan studi. LNG lepas pantai ini dapat memperpendek rantai LNG antara eksplorasi dan produksi LNG dan fasilitas pencairan. Namun untuk membuatnya menjadi ekonomis, lapangan gas harus cukup besar tetapi jauh dari pantai, sehingga pilihan penyaluran menggunakan pipa menjadi kurang ekonomis. Kilang LNG untuk menghasilkan 5 mmtpa membutuhkan umpan gas sekitar 800 mmscfsd. Jika produksi LNG lepas pantai masih dalam tahap studi, penyimpanan serta terminal regasifikasi LNG lepas pantai sudah mulai dikembangkan. Menurut Peta LNG dari Petroleum Economist World LNG edisi 2005, 8 terminal penerimaan LNG direncanakan mulai beroperasi pada tahun 2008/9 di antaranya di Teluk Meksiko dan lepas pantai timur 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 telah terbukti pada substruktur kapal lepas pantai yang telah banyak digunakan pada industri minyak dan gas, desain regasifikasi darat, serta transportasi LNG dan sistem transfer pengisian dan bongkar muat LNG. 8. Kesimpulan LNG sebagai salah satu alternatif transportasi gas alam memiliki rantai nilai yang bertingkat berkaitan dengan pengubahan fase gas untuk dapat dikirimkan ke pengguna. Biaya pengembangan LNG merupakan penjumlahan dari biaya pada keseluruhan rantai nilai tersebut, sehingga dibutuhkan biaya yang cukup tinggi untuk pembangunan fasilitas-fasilitas LNG hingga LNG sampai pada pembeli. Oleh karenanya, keekonomian pembangunan fasilitas LNG baru memadai apabila terdapat jumlah cadangan gas yang cukup besar serta memiliki lokasi cadangan yang jauh dari pengguna. LNG memiliki keunggulan dibanding energi fosil lainnya dari aspek lingkungan dan keselamatan. Kemajuan teknis dan operasional saat ini termasuk dari engineering, prosedur operasi, peraturan, standard hingga kompetensi pekerja yang dapat menjamin keamanan dan keselamatan pengoperasiannya, diharapkan dapat terus meningkatkan catatan keselamatan yang selama ini telah memiliki sejarah yang bagus. Saat ini industri LNG telah berkembang menjadi industri yang cukup matang. Seiring dengan perkembangan teknologi dan perkembangan pasar, biaya pengembangan LNG menunjukkan trend yang semakin menurun di tengah terus meningkatnya permintaan LNG. Pengurangan biaya pengembangan LNG ini diharapkan dapat membuka peluang untuk meningkatkan penggunaan teknologi LNG ini di mana mungkin sebelumnya teknologi ini sulit mencapai keekonomiannya. 9. Referensi [1] Barklay, Michael & Noel Denton, 2003, Selecting Offshore LNG Processes, LNG Journal, October 2003. [2] Clifton, Andrew, 2005, LNG on the Boil, Seaways, February 2005.
30
[3] Department of Trade and Industry UK, 2005, UK Capability in the LNG Global Market, London. [4] Deshpande, Asim & Michael J. Economides, 2004, CNG: A Competitive Technology to LNG for the Transport of Natural Gas, Houston: College of Engineering - University of Houston. [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, University of Hawaii at Manoa. [7] Jensen, James T., 2003, The LNG Revolution, Energy Journal of the International Association 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, February 2004. [10] Tarlowski, Janusz et al., 2005, LNG Import Terminals – Recent Development, Houston. [11] Ueda, Shunzo, 2002, Change in Natural Gas Market and Challenges for LNG Industry, 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
31
Lampiran 1 Tabel Konversi Satuan LNG
32
