Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan (tidak untuk tujuan pengangkutan). Sebagai contoh, untuk operasi jaringan pipa yang hanya digunakan untuk perniagaan, maka gas yang terdapat didalam jaringan pipa tersebut adalah milik si pemilik jaringan, sehingga jika terjadi perbedaan hasil pengukuran antara volume gas yang dimasukkan dan yang dikeluarkan dari sistem jaringan tidak akan menimbulkan permasalahan. Hal ini berbeda pada operasi jaringan pipa gas open access, perbedaan hasil pengukuran tersebut tentu akan menjadi permasalahan bagi para shipper (pengguna jaringan pipa), terutama jika terjadi hasil pengukuran volume gas yang dimasukkan kedalam jaringan lebih besar dari hasil pengukuran volume gas yang dikeluarkan dari jaraingan. Mereka akan bertanya kenapa terjadi selisih dan dimana keberadaan selisih volume gas tersebut, apakah hilang atau tersimpan didalam jaringan pipa gas. Ini hanya contoh sederhana dari sekian banyak permasalahan yang dapat timbul dalam pengoperasian jaringan pipa gas secara open access. Oleh sebab itu didalam operasi jaringan pipa open acces dibutuhkan adanya suatu sistem manajemen gas untuk mengelola berbagai persoalan didalam operasi pipa, baik persoalan teknik maupun komersial. Sistem tersebut lebih umum dikenal sebagai Gas Management System (GMS). Secara garis besar fungsi dari GMS adalah sebagai berikut:
- Mengatur nominasi gas yang akan dimaksukkan kedalam sistem jaringan pipa gas oleh sejumlah shippers
- Mengatur pemasukan gas kedalam sistem jaringan pada setiap titik terima (recive point)
- Mengatur pengeluaran gas dari sistem pada setiap titik serah (delivery point)
- Menganilis arah dan besar aliran gas pada masing-masing ruas pipa pada sistem jaringan pipa gas yang lebih dikenal dengan istilah balancing.
- Menghitung linepack gas pada masing-masing ruas pipa pada sistem jaringan pipa gas
- Menghitung stock account (jumlah gas yang dimiliki masing-masing shippers) pada masing-masing ruas pipa pada sistem jaringan pipa gas
- Menghitung unaccounted for gas and losses (UAFGL) pada masing-masing ruas pipa pada sistem jaringan, dan menghitung pembagian UAFGL bagi masing-masing shippers pada masing-masing ruas pipa.
Dalam pengoperasian jaringan pipa gas selalu terjadi ketidakseimbangan (imbalance), yaitu pebedaaan volume gas yang dimasukkan oleh para shippers kedalam sistem jaringan pipa gas dengan volume gas yang dikeluarkan oleh transporter dari sistem jaringan pipa gas. Apabila dalam waktu (perioda) tertentu, jumlah volume gas yang dimasukkan oleh para shipper kedalam sistem, dikurangi dengan volume gas untuk kebutuhan bahan bakar (missalnya untuk kebutuhan kompresor dan listrik di stasiun kompresor), dikurangi jumlah toleransi unaccounted for gas and losses (UAFGL), jumlahnya sama dengan volume gas yang dikeluarkan oleh transporter dari sistem, maka sistem jaringan pipa gas tersebut dikatakan dalam keadaan keseimbangan (balance).
Imbalance yang kecil secara umum tidak berdampak terhadap operasi jaringan pipa, namun apabila terjadi imbalance yang besar akan sangat berdampak kepada operasi jaringan. Sebagai contoh, apabila pada suatu hari tertentu, sistem jaringan pipa menerima gas jauh lebih banyak dari yang dikeluarkan dari sistem, maka tekanan sistem akan naik sampai level tekanan berbahaya. Sebaliknya jika terlalu sedikit gas yang dimasukkan kedalam sistem dibandingkan yang dikeluarkan dari sistem, tekanan sistem akan turun sedemikian rendah sehingga sistem tidak mampu menyalurkan gas pada downstream pipeline yang membutuhkan tekanan lebih tinggi.
Istilah balancing pada jaringan pipa gas mengacu pada manajemen inventory gas didalam pipa, yang umum dikenal sebagai linepack. Tanpa balancing yang efektif, transportasi gas yang handal adalah mustahil. Oleh karena itu balancing yang efektif terhadap jaringan pipa gas merupakan elemen kunci dari suksesnya implementasi open access.
2. Linepack
2.1 Linepack dan Tekanan
Setiap saat, jaringan pipa gas selalu menyimpan sejumlah gas di dalamnya, disebut sebagai linepack. Oleh karena itu, balancing dapat diartikan sebagai manajemen pengelolaan linepack. Linepack dikelola dengan mengontrol tingkat pemasukan gas ke dalam sistem perpipaan dan pengeluaran gas dari sistem perpipaan. Jika pemasukan melebihi pengeluaran maka linepack naik, sebaliknya jika pengeluran melebihi pemasukan maka linepack turun.
Karena linepack adalah volume gas didalam pipa, maka peningkatan linepack menyebabkan naiknya tekanan gas dalam pipa. Tekanan pipa harus dijaga dalam batas atas dan bawah. Jika tekanan terlalu rendah, pasokan gas ke konsumen akan terganggu yang mengarah pada situasi kritis darurat, yaitu pembatasan penyaluran bahkan penghentian pasokan gas. Sebaliknya, jika tekanan terlalu tinggi, memungkinkan penerimaan gas pada titik-titik terima tertentu dapat terkena imbasanya, yaitu beberapa shippers pada titik-titik tersebut tidak dapat memasukkan gas ke dalam sistem pipa kerena tekanannya lebih rendah dari tekanan sistem, dengan demikin mengharuskan adanya gas venting yang berakibat pada gas loss.
Kegagalan untuk mengelola tekanan dalam batas-batas tertentu dapat berdampak pada konsekuensi ekonomi yang luas, yaitu terganggunya perencanaan komersial dan produksi. Dalam situasi ekstrim, kegagalan tersebut juga akan menimbulkan isu-isu lingkungan dan keselamatan manakala gas di venting dari sistem untuk menjaga agar tekanan gas didalam sistem tetap terjaga pada batas operasi yang aman.
2.2 Penggunaan Linepack
Didalam operasi jaringan pipa gas dibutuhkan sejumlah minimum gas tertentu yang harus ada didalam jaringan pipa gas, dan disebut sebagai minimum linepack. Minimum linepack ini kadang disebut sebagai batas bawah operasi aman jaringan
Minimum Linepack terdiri dari flowing linepack dan emergency and contingency linepack. Flowing linepack dibutuhkan untuk menciptakan adanya suatu gradien tekanan (pressure gradient) tertentu yang dibutuhkan untuk menggerakan gas di sepanjang pipa dari titik terima gas dimasukkan kedalam sistem sampai titik serah gas dikeluarkan dari sistem, dimana tekanan gas pada titik serah harus memenuhi minimum delivery pressure pada titik serah tersebut sebagaimana disebutkan dalam Gas Transportation Agreement.
Adapun Emergency and Contingency linepack adalah kebutuhan extra linepack sebagai penyangga untuk menghadapi keadaan darurat.
- Emergency, yaitu linepack atau jumlah gas yang disediakan untuk merespo waktu menghadapi emergency shutdown, misalnya 1,5 jam, sehingga manakala terjadi shutdown pada sebagian atau seluruh sistem perpipaan, jaringan pipa tersebut masih mampu mengalirkan gas kepada konsumen selama 1,5 jam.
- Contingency, yaitu linepack yang disediakan untuk menghadapi plant outage (suatu kondisi dimana terjadi kegagalan pasokan gas dari hulu atau produsen gas), sehingga masih memungkinkan konsumen tetap mendapatkan pasokan gas selama perioda waktu tertentu, misalanya 2 jam.
Selain minimum linepack, juga terdapat maximum linepack, yaitu jumlah gas yang tersedia di dalam pipa apabila jaringan pipa tersebut dioperasikan pada tekanan maksimum operasi jaringan pipa. Maximum Linepack kadang disebut sebagai batas atas operasi aman jaringan.
Jumlah gas yang tersedia diantara batas maximum dan minimum linepack tersebut diatas merupakan linepack yang dapat digunakan dan disebut sebagai linepack flexibility. Bagi para shipper, linepack flexibility adalah merupakan stock account dari masing-masing shipper. Di dalam pengoperasian jaringan pipa, transporter wajib menjaga agar jumlah gas yang ada di dalam pipa selalu berada di antara batas maksimum dan batas minimum dari linepack tersebut.
Apabila jumlah gas didalam pipa jumlahnya lebih kecil dari minimum linepack, maka pasokan gas ke konsumen akan terganggu, sebaliknya apabila jumlah gas didalam pipa melampaui maximum linepack maka tekanan operasi pipa dapat meningkat melampaui batas tekanan operasi aman, sehingga mengharuskan adanya pelepasan gas ke udara (gas venting) yang berakibat pada terjadinya gas losses. Gambar skematik berikut menunjukkan contoh gambaran komposisi linepack dalam suatu jaringan pipa gas.
Gambar 3-1: Contoh Ilustrasi Komposisi Linepack Pada Suatu Jaringan Pipa Gas
Sebagaimana telah dibahas di depan, Flowing Linepack adalah sejumlah gas yang harus dimasukkan pertama kali kedalam sistem jaringan pipa gas, yang dibutuhkan untuk menimbulkan adanya gradien tekanan (pressure gradient) sehingga gas dapat mengalir dari titik terima sampai ke titik serah sedemikian rupa sehingga tekanan pada titik serah memenuhi syarat minimum tekanan yang dikehendaki oleh offtaker di titik serah. Gas yang pertamakali dimasukkan kedalam sistem perpipaan untuk memenuhi Initial fill ini adalah milik transporter, sehingga merupakan stock account transporter. Sedangkan selisih antara actual linepack dengan flowing linepack merupakan gas milik para shipper sehingga disebut sebagai shippers stock account.
Dalam suatu sistem jaringan pipa gas yang dioperasikan secara open access, titik-titik injeksi dimana gas dimasukkan kedalam sistem oleh para shippers umum disebut sebagai receiving point stations atau intake point stations yang pengoperasiaannya atau pengendaliannya dilakukan oleh masing-masing shippers. Sedangkan titik-titik pengeluaran gas dari sistem jaringan biasanya disebut sebagai offtake station atau delivery points stations yang dioperasikan atau dikendalikan oleh transporter. Dengan demikian, diperlukan komonikasi dan koordinasi yang baik antara transporter dan para shipper dalam mengendalikan masing-masing stasiunnya agar linepack gas tetap terjaga dalam batas maksimum dan minimum linepack yang telah ditentukan.
2.2 Variasi Linepack Harian
Real-time, selalu terjadi perbedaan antara gas yang diijeksikan kedalam jaringan pipa dan gas yang diambil dari jaringan pipa dalam perioda harian, sebab selalu ada ketidaksesuaian profil antara pasokan dan demand. Biasanya profil demand berbentuk cycle di sepanjang hari sedangkan profil pasokan cenderung berbentuk datar. Namun demikian, apabila tekanan gas didalam sistem pada akhir perioda harian sama dengan tekanan gas pada awal perioda harian, maka jumlah total volume demand harian akan sama dengan jumlah total volume pasokan harian. Jika hal ini terpenuhi, maka sistem jaringan gas berada dalam keadaan keadaan balance (keseimbangan) pada perioda harian yang dimaksud. Keadaan ini dapat diilustrasikan dengan Gambar 3-2 berikut
Gambar 3-2: Ilustrasi linepack harian, dimana pada tekanan gas pada akhir perioda harian kembali sama sebagaimana tekanan gas pada awal perioda harian
Akan tetapi, terdapat kesulitan untuk meramalkan dengan akurat jumlah gas yang akan dikonsumsi pada hari tertentu. Dengan demikian apabila realisasi demand pada hari yang bersangkutan lebih besar dari pasokan, maka pada akhir perioda harian linepack akan lebih rendah daripada pada awal perioda harian, seperti digambarkan pada Gambar 3-3 berikut:
Gambar 3-3: Ilustrasi linepack pada akhir perioda harian lebih rendah dari awal perioda harian
Jika pada hari-hari berikutnya realisasi demand ini dibiarkan selalu lebih dari pasokan, tanpa dilakukan koreksi (penambahan) terhadap pasokan, maka variasi antara demand dan pasokan dalam beberapa hari akan terakumulasi sehingga linepack akan mencapai batas minimum, seperti digambarkan dalam Gambar 3-4. Dalam gambar tersebut diilustrasikan linepack pada awalnya adalah 210 MMscf. Akumulasi harian demand gas selalu lebih besar dari akumulasi pasokan gas pada hari yang bersangkutan, sehingga pada akhir hari ke tujuh linepack gas turun menembus batas minimum linepack, yaitu 150 MMscf.
Gambar 3-4: Ilustrasi berkurangnya akumulasi linepack hingga mencapai batas minimum
Keadaan sebagaimana diilustrasikan pada Gamabar 3-3 dan 3-4, harus dihindari dengan mengatur pasokan sedemikian rupa sehingga linepack selalu berada pada batas maksimum dan minimum. Pengaturan ini disebut sebagai balancing. Dalam kasus diatas maka pasokan hari-hari berikutnya harus ditambah, sehingga linepack diupayakan kembali kepada posisi sebelumnya.
Pada kondisi dimana batas linepack (maksimum dan minimum) akan terlewati, maka transporter berhak menutup atau memperkecil atau memperbesar valve pada setiap titik terima (recive point) atau setiap titik serah (delivery point) untuk menjaga sistem jaringan pipa gas selalu berada dalam kondisi aman.
Berdasarkan diskusi di atas, mengetahui profil demand gas adalah menjadi hal yang sangat penting dalam pengoperasian pipa, karena profil tersebut sangat berpengaruh terhadap perubahan linepack terutama jika profil supply gas relatif konstan. Berikut disajikan profil dimand gas yang diturunkan dari profil konsumsi listrik di Jawa Timur. Penurunan yang dimaksud disini adalah dengan mengkonversikan konsumsi listrik di Jawa Timur dari Megawat (MW) kedalam satuan MMscf Gas/Jam dengan asumsi efisiensi pembangkit listrik gas sebesar 50%, dan nilai kalori gas bumi 1 Mscf = 1000 MMBtu.
Tabel 3-1: Konsumsi Listrik Jawa Timur yang dikonversikan ke kebutuhan Gas
Berdasarkan data pada Tabel 3-1 tersebut di atas, maka profil kebutuhan gas untuk pembangkit listrik di Jawa Timur adalah sebagai berikut:
Gambar 3-5: Contoh profil demand gas yang diturunkan dari konsumsi listrik Jawa Timur
Gambar 3-5: Contoh profil demand gas yang diturunkan dari konsumsi listrik Jawa Timur
Berdasarkan data pada Tabel 3-1, maka kebutuhan gas bumi yang harus dipasok oleh pipa transmisi gas adalah 549,05 MMscfd. Misalkan supply gas pada pembangkit listrik tersebut dipasok oleh suatu pipa transmisi dengan pasokan konstan sebesar 22,88 MMscf/jam, dan andaikan jumlah gas didalam pipa tersebut pada jam 00.00 (open linepack) adalah sebesar 1300 MMscf, maka closing linepack pada pipa transmisi gas tersebut per jamnya ditunjukkan pada Tabel 3-2.
Tabel 3-2: Perhitungan Closing Linepack Per Jam
Gambar 3-6 berikut menunjukkan profil supply, demand dan closing linepack dari hasil perhitungan yang dirincikan pada Tabel 3-2.
Gambar 3-6: Contoh profil demand dan supply gas serta closing linepack dari suatu pipa transmisi gas imajiner yang diturunkan dari konsumsi listrik Jawa Timur
2.3 Persamaan Linepack
Andaikan terdapat sebuah pipa gas, memiliki panjang L dengan diameter konstan, yang mana diameter bagian dalam dari pipa tersebut adalah Di, maka, jika VGeo adalah volume geomitri dari pipa gas tersebut, maka:
Jika volume dinyatakan dalam juta ft3 (MMcf) maka:
VGeo = Volume geometri pipa, MMcf
L = Panjang pipa, km
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
JIka pipa tersebut diisi dengan gas bumi dengan tekanan P dan temperature T, maka volume gas bumi standar (Vgas) didalam pipa tersebut dapat dihitung dengan persamaan berikut.
Dimana, Ps dan Ts, masing-masing adalah tekanan dan temperature standar, sedangkan Zav adalah faktor kompresibilitas gas rata-rata di dalam pipa.
Substitusikan persamaan (3-1) ke persamaan (3-2), maka akan diperoleh persamaan berikut.
Dimana:
Vgas = Volume gas di dalam pipa, MMscfTs = Temperatur standar, oR atau (460 + oF)
Ps = Tekanan standar, psia
Zav = Faktor kompresibilitas gas rata-rata di dalam pipa
T = Temperatur gas di dalam pipa, oR atau (460 + oF)
L = Panjang pipa, km
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
Jumlah gas yang terdapat didalam pipa sebagaimana dihitung dengan persamaan (3-3) adalah benar, hanya jika tekanan gas didalam pipa konstan. Padahal sebagaimana kita ketahui, tekanan gas di dalam pipa tidaklah konstan manakala gas tersebut mengalir dari ujung hulu pipa ke ujung hilir pipa, dimana tekanan gas tersebut berangsur angsur akan turun.
Untuk mengetahui profil penurunan tekanan dari gas yang sedang mengalir didalam pipa, terlebih dahulu marilah kita mengingat kembali persamaan umum aliran gas di dalam pipa yaitu:
Dengan menggunakan persamaan tersebut, kita akan menganalisis profil tekanan gas yang sedang mengalir di dalam suatu pipa sebagaimana diilustrasikan melalui Gambar 3-8 berikut:
Dengan menggunakan persamaan (3-4), maka volume gas yang mengalir dari titik A ke titik C pada ruas pipa A-C adalah:
Sedangkan volume gas yang mengalir dari titik C ke titik B pada ruas pipa C-B adalah:
Mengingat bahwa volume gas yang mengalir pada ruas A-C dan C-B besarnya sama, dan dengan mengabaikan perbedaan angka faktor kompresibilitas gas (Z), maka saling substitusi antar persamaan (3-5) dan (3-6) akan menghasilkan persamaan berikut:
Persamaan ini jika diplot pada diagram Kartesian akan menghasilkan profil tekanan sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 3-9.
Dalam menentukan linepack dari gas yang sedang mengalir di dalam pipa, dibutuhkan tekanan rata-rata dari gas yang sedang mengalir tersebut. Melihat bahwa profil tekanan dari gas yang sedang mengalir berbentuk parabolik yang kontinu sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 3-9, maka tekanan rata-rata dari gas tersebut dapat dicari dengan menggunakan Teorema Nilai Rata Rata Integral.
Gambar 3-9: Kurva parabolik tekanan gas dari gas yang sedang mengalir di dalam pipa
Dalam teorema nilai rata-rata integral dinyatakan, jika terdapat fungsi f kontinu pada selang [a,b], maka terdapat c [a,b] sedemikian rupa sehingga:
Nilai f(c) dalam teorema ini disebut sebagai nilai rata-rata integral dari fungsi f pada selang [a,b] Jika Pav adalah tekanan rata-rata gas yang sedang mengalir di dalam pipa, maka tekanan rata-rata tersebut dapat dicari dengan menggunakan teorema ini. Mengacu pada Gambar 3-6, maka nilai rata-rata dari dan persamaan (3-7) dapat dicari sebagaimana berikut:
Maka nilai rata-rata dari persamaan ini adalah:
Perhatikan Gambar 3-6, maka pada titik x = 0, nilai U = P12, sedangkan pada titik x = 1, nilai U = P22, dengan demikian maka,
Jadi:
Persamaan (3-9), masih dapat disederhanakan melalui penurunan sebagai berikut:
Jadi persamaan (3-9) ditulis dalam bentuk persamaan berikut:
Persamaan (3-10) menunjukkan tekanan rata-rata gas yang sedang mengalir di dalam pipa.
Sekarang substitusikan persamaan (3-10) ini kedalam persamaan (3-3), maka akan diperoleh persamaan Linepack dari gas yang sedang mengalir di dalam pipa,yaitu:
Dimana:
LP = Linepack, MMscfP1 = Tekanan gas masuk kedalam pipa (receipt point), psia
P2 = Tekanan gas keluar dari pipa (delivery point), psia
Ts = Temperatur standar, oR atau (460 + oF)
Ps = Tekanan standar, psia
Zav = Faktor kompresibilitas gas rata-rata di dalam pipa
Tav = Temperatur gas rata-rata di dalam pipa, oR atau (460 + oF)
L = Panjang pipa, km
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
2.4 Persamaan Flexibility Linepack
Sebagaimana telah didiskusikan sebelumnya, flexibility linepack adalah selisih antara maximum linepack dengan minimum linepack. Apabil adalah tekanan rata-rata gas didalam pipa pada operasi maximum linepack dan adalah tekanan rata-rata gas didalam pipa pada operasi minimum linepack, flexibility linepack dapat ditentukan dengan persamaan berikut:
Dimana:
FLP = Flexibility Linepack, MMscf
Ts = Temperatur standar, oR atau (460 + oF)
Ps = Tekanan standar, psia
T = Temperatur gas di dalam pipa, oR atau (460 + oF)
L = Panjang pipa, km
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
PMaxLP = Tekanan rata-rata gas didalam pipa pada operasi maximum linepack, psia
PMinLP = Tekanan rata-rata gas didalam pipa pada operasi minimum linepack, psia
ZMaxLP = Faktor kompresibilitas gas pada tekanan rata-rata gas didalam pipa pada
pada operasi maximum linepack
ZMinLP = Faktor kompresibilitas gas pada tekanan rata-rata gas didalam pipa pada
pada operasi minimum linepack
Contoh 3-1
Sebuah pipa transmisi gas bumi, panjang 1000 km, schedule API 5LX dengan Nominal Pipe Size 36 inch yang mempunyai inside diameter 35,062 inch. Pipa transmisi tersebut dibangun untuk mengalirkan gas bumi sebanyak 290 MMscfd. Gas yang dialirkan didalam pipa ini harus mampu mensuplai tekanan pada delivery point minimum sebesar 596 psia (40 Barg). Tekanan operasi maksimum pipa transmisi ini adalah 1065 psia (72.4 Barg). Gambar skematik dari pipa transmisi diilustrasikan pada berikut:
Sifat fisika dari gas bumi yang mengalir didalam pipa transmisi ini telah dianalisis, yaitu mempunyai specific gravity (S) sebesar 0.688, critical pressure (Pr) sebesar 663,3 psia dan critical temperature (Tr)sebesar 374,1 oR.
Tentukan:
a) Tekanan gas minimum di receipt point (A), sedemikian rupa agar tekanan gas pada delivery point (B) memenuhi tekanan minimum delivery point yang dibutuhkan, yaitu 596 psia
b) Flowing Linepack, yaitu linepack pada kondisi butir (a)
c) Tekanan gas pada Initial Fill.
d) Apabila jumlah volume gas di dalam pipa untuk mengantisipasi contingency dan emergency
linepack adalah ditentukan 4 jam dari flow rate gas, tentukan minimum linepack.
e) Tekanan operasi pipa pada receipt dan delivery points pada operasi linepack minimum.
f) Tekanan pada delivery point (B) apabila tekanan gas pada receipt point (A) diset pada
tekanan maksimum operasi yang diijikan yaitu 1065 psia
g) Maximum linepack, yaitu linepack pada kondisi butir (f)
h) Linepack Flexibility
Penyelesaian Contoh 3-1
Untuk menjawab persoalan pada Contoh 3-1 ini, anda dipandang telah familier dengan teori persamaan gas nyata, yaitu PV = ZnRT, dimana Z adalah compressibility factor (Z) dari gas bumi. Untuk itu mari mengingat kembali 13 buah persamaan Z hasil penelitian Dr. Chi U. Ikoku sebagimana ditunjukkan pada Tabel 3-2 berikut.
Tabel 3-3: Persamaan Faktor Kompresibilitas Gas Bumi dari Dr Chi U Ikoku
Sumber: Natural Gas Production Engineering hal-47, Chi U Ikoku, Pennsylvania State University
Persamaan-persamaan Z tersebut di atas akan kita gunakan dalam melakukan perhitungan menjawab soal Contoh 3-1.
a). Menentukan Tekanan Minimum Gas Pada Receipt Point
Asumsi tekanan pada receipt point 849 psia, sedangkan tekanan minimum delivery point adalah 596 psia, dengan demikian maka tekanan rata-rata gas didalam pipa adalah:
Reduce pressure, Pr = tekanan rata-rata/critical pressure = 730/663,3 = 1,10
Temperatur gas rata-rata di dalam pipa 530 oR, maka Reeduce temperature, Tr = temperature rata-rata/critical temperature = 530/374,1 = 1,42
Gunakan persamaan-3 Dr. Chi U. Ikoku, maka:
Tekanan receipt point dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan empiris aliran gas Panhandle-B, sebagai berikut:
Dimana:
Qg = Volume alir gas, MMsc
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
P1 = Tekanan inlet pipa, psia
P2 = Tekanan outlet pipa, psia
L = Panjang pipa, km
S = Specific gravity gas
T = Temperatur gas dalam pipa, oR
Z = Faktor kompresibilitas gas
E = Efisiensi pipa, diasumsikan 0,95
Qg = Volume alir gas, MMsc
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
P1 = Tekanan inlet pipa, psia
P2 = Tekanan outlet pipa, psia
L = Panjang pipa, km
S = Specific gravity gas
T = Temperatur gas dalam pipa, oR
Z = Faktor kompresibilitas gas
E = Efisiensi pipa, diasumsikan 0,95
Jadi, PFlowRP = 849 psia
Dengan demikian, tekanan gas yang dibutuhkan pada receipt point A adalah sebesar 849 psia, untuk menyalurkan gas sebanyak 290 MMscfd pada delivery point B dengan tekanan minimum sebesar 596 psia.
b). Menentukan Flowing Linepack
Flowing linepack adalah jumlah gas minimum yang dibutuhkan terdapat didalam pipa untuk menciptakan adanya suatu gradien tekanan (pressure gradient) sedemikian rupa sehingga dapat menimbulkan tekanan pada delivery point sebesar minimum delivery pressure yang telah ditentukan pada titik serah tersebut.
Sebagaimana telah dihitung pada jawaban pertanyaan (a), untuk mengalirkan 290 MMscfd dibutuhkan tekanan pada recive point A (P1) sebesar 849 psia, sehingga tekanan pada delivery point B (P2) minimum 596 psia. Berdasarkan kedua tekanan ini, maka dengan menggunakan persamaan (3-10), flowing linepack dapat dihitung yaitu:
Dengan demikian, besar volue gas untuk flowing linepack adalahsebesar 1209 MMscf
c). Menentukan Gas Untuk Initial Fill
Pada jawaban (b), telah dihitung bahwa untuk mengalirkan gas bumi sebanyak 290 MMscfd, dibutuhkan tekanan sebesar 894 psia pada recive point A dan akan menimbulkan tekanan sebesar 596 psia pada delivery point B.
Sebelum pipa dioperasikan untuk pengangkutan, maka sejumlah gas sebagaimana yang dihitung pada jawaban pertanyaan (b) harus terlebih dahulu diisikan kedalam pipa. Gas yang dimasukkan ini sering disebut sebagai Initial Fill, yang pada umumnya adalah gas milik transporter.
Pertanyaannya bagaimana transporter mengetahui bahwa jumlah gas yang dimasukkan kedalam pipa ini telah sama jumlahnya dengan flowing linepack.
Caranya adalah sebagai berikut:
· Kerangan (valve) pada delivery point B ditutup, dan gas dimasukkan kedalam pipa melalui receipt point A.
· Tekanan gas di dalam pipa berangsur-angsur akan naik
· Begitu tekanan mencapai tekanan rata-rata sebagaimana digunakan untuk menghitung flowing linepack (persamaan 3-9) dicapai, maka pengisian dihentikan.
Dengan alur cerita tersebut di atas, maka kini kita dapat menghitung tekanan Initial Fill, sebagai berikut:
Jadi pengisian gas untuk initial fill dihentikan ketika tekanan gas di dalam pipa mencapai 730 psia. Pada tekanan ini maka jumlah gas di dalam pipa akan sama besarnya dengan flowing linepack.
d). Menentukan Minimum Linepack
Jumlah volume gas di dalam pipa untuk mengantisipasi contingency dan emergency linepack adalah ditentukan 4 jam dari flow rate gas, dengan demikian maka;
Sedangkan Minimum Linepack didefinisikan sebagai:
Dengan demikian, maka:
e). Tekanan operasi pipa pada receipt dan delivery points pada operasi linepack minimum.
Lakukan tahapan sebagai berikut:
1. Tekanan receipt point yang dibutuhkkan untuk flowing linepack yaitu sebesar PFlowRP = 849 psia, berangsur angsur dinaikkan sebesar 1 psi, dan pada setiap kenaikan 1 psi ini, hitunglah tekanan pada delivery point dengan menggunakan persamaan (3-13) dan linepack-nya dengan menggunakan persamaan (3-11), pada laju alir gas sebesar 290 MMscfd
2. Langkah tersebut di atas di teruskan hingga hasil perhitungan mencapai minimum linepack yaitu sebesar 1257 MMscf
3. Hasil perhitungan tekanan receipt point dan delivery point pada langkah (b) adalah merupakan tekanan operasi minimum linepack
Tabel 3-4 berikut, menunjukkan hasil perhitungan sebagaimana dimaksud pada langkah tersebut di atas.
Tabel 3-4: Mencari Tekanan Receipt dan Delivery Points Pada Operasi Minimum Linepack
Dari hasil perhitungan sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-2 di atas, dapat dilihat bahwa untuk mengalirkan gas sebanyak 290 MMscfd dan agar jumlah gas di dalam pipa volumenya sama dengan minimum linepack yaitu 1257 MMscf, maka tekanan pada receipt point harus di set pada 870 psia, dan akan menimbulkan tekanan pada delivery point sebesar 628 psia.
Jadi tekanan pada receipt point sebesar 870 psia dan tekanan pada delivery point sebesar 628, adalah merupakan tekanan operasi minimum linepack. Transporter harus menjaga tekanan operasinya agar tidak turun dari kedua tekanan tersebut, sebab jika terjadi hal demikian maka jumlah gas di dalam pipa akan berada dibwah minimum linepack (yaitu 1257 MMscf)
f). Menentukan tekanan Delivery Point jika tekanan di Receipt Point di set pada tekanan
maksimum sebesar 1065 psia
Asumsi tekanan pada delivery point 887 psia, sedangkan tekanan maksimum pada receipt point adalah 1065 psia, dengan demikian maka tekanan rata-rata gas didalam pipa adalah:
Reduce pressure, Pr = tekanan rata-rata/critical pressure = 979/663,3 = 1,48
Temperatur gas rata-rata di dalam pipa 530 oR, maka Reeduce temperature, Tr = temperature rata-rata/critical temperature = 530/374,1 = 1,42
Faktor kompresibilitas dihitung dengan menggunakan persamaan-7 Dr. Chi U. Ikoku sebagai berikut:
Tekanan pada Delivery Point ditentukan dengan persamaan Panhandle-B, sebagai berikut:
Dengan demikian, maka PMaxDP = 887 psia
Jadi jika tekanan pada receipt point (titik A) di set pada tekanan maksimumnya yaitu 1065 psia, maka tekanan gas pada delivery point (tiik B) akan menjadi 887 psia.
g). Menentukan Maximum Linepack
Sebagaimana telah dihitung pada jawaban pertanyaan (f), untuk mengalirkan 290 MMscfd dengan tekanan pada recive point A (P1) di set pada tekanan maksimum sebesar 1065 psia, maka tekanan pada delivery point B (P2) menjadi 887 psia. Berdasarkan kedua tekanan tersebut, dan dengan menggunakan persamaan (3-10), maka maximum linepack dapat dihitung sebagaimana berikut:
Jadi besar maximum linepack adalah 1692 MMscf
h). Gambar Linepack Flexibility
Linepack Flexibility = LPFlex = Maximum Linepack – Minimum Linepack
LPFlex = cf = 435 MMscf
Flexibility linepack juga dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3-11), yaitu:
LPFlex = cf = 435 MMscf
Flexibility linepack juga dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3-11), yaitu:
Tekanan rata-rata gas pada operasi maximum linepack, dimana tekanan pada recive point adalah 1065 psia dan tekanan pada delivery point adalah 872 psia, adalah:
Tekanan rata-rata gas pada operasi minimum linepack, dimana tekanan pada receipt point adalah 870 psia dan tekanan pada delivery point 628 psia, adalah:
Dengan demikian kita dapat menghitung flexibility linepack dengan menggunakan persamaan (3-11), yaitu:
Jadi jumlah gas untuk mempertahankan linepack flexibility pada pipa ini adalah sebesar 435 MMscfDengan demikian gambaran linepack flexibility pada pipa ini adalah sebagai berikut:
Gambar 3-10: Linepack flexibility dan profil tekanan gas disepanjang pipa.
Dalam Gambar 3-10, area yang dibatasi garis PmaxRP, PMaxDP, PMinRP dan PMinOperasiDP, menggambarkan potensi gas yang tersimpan didalam pipa sekaligus menggambarkan batas bawah (perbedaan kuadrat tekanan PMinRP dan PMinOperasiDP) yang memastikan pengaliran gas sesuai dengan laju alir volume (flow rate) yang diinginkan, dan batas atas (perbedaan kuadrat tekanan PmaxRP dan PMaxDP) yang memastikan pengaliran gas sesuai dengan laju alir volume yang diinginkan. Sedangkan PmaxRP dan PMinRP, masing-masing menunjukkan batas atas dan batas bawah tekanan operasional dari pipa transmisi yang dimaksud.
Dalam operasi open access terhadap pipa transmisi sebagaimana diilustrasikan pada Gambar 3-8, transporter bertanggungjawab menjaga agar tekanan gas didalam pipa berada pada rentang flexibility linepack tersebut.
2.5 Kapasitas Alir Maksimum Pipa
Banyak orang keliru dalam menafsirkan kapasitas alir maksimum pipa. Mereka beranggapan bahwa kapasitas maksimum pipa ditentukan berdasarkan tekanan maksimum yang diijinkan pada receipt point dan tekanan minimum yang diijinkan pada delivery point. Anggapan ini adalah sebenarnya kurang tepat, sebab dengan mengoperasikan pipa secara demikian, berarti linepack flexibility di dalam pipa tersebut adalah nol, sehingga jika pipa tersebut dipaksa dioperasikan secara demikian, maka jumlah gas yang dimasukkan kedalam pipa harus persis sama dengan jumlah gas yang dikeluarkan dari pipa. Memastikan jumlah gas yang masuk kedalam pipa harus sama dengan yang dikeluarkan dari pipa tidak mungkin dapat dilakukan dalam operasinya. Dengan kata lain mengoperasikan pipa dengan linepack flexibility sama dengan nol adalah operasi yang mustahil. Dengan demikian maka anggapan banyak orang yang mendefinisikan bahwa kapasitas maksimum pipa ditentukan berdasarkan tekanan maksimum yang diijinkan pada receipt point dan tekanan minimum yang diijinkan pada delivery point adalah kurang tepat.
Oleh karena itu kapasitas maksimum pipa selain ditentukan oleh tekanan maksimum yang diijinkan pada receipt point dan tekanan minimum yang diijinkan pada delivery point, juga ditentukan oleh linepack flexibility. Makin besar perbedaan tekanan antara receipt point dengan delivery point, maka akan memperbesar kapasitas maksimum pipa, berbeda dengan linepack flexibility, semakin besar linepack flexibility menyebabkan kapasitas maksimum pipa berkurang.
Dengan demikian dalam menentukan toleransi linepack flexibility, diperlukan profil volume gas akan dimaksukkan kedalam, maupun yang akan dikeluarkan dari, sistem perpipaan gas perharinya sehingga dapat diketahui profil closing linepack-nya. Perbedaan antara closing linepack tertinggi dan terendah dalam 1 hari operasi tersebut dapat dijadikan sebagai dasar menentukan minimum linepack flexibility. Sebagai contoh pada kasus konsumsi listrik di Jawa Timur sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 3-6, closing linepack tertinggi adalah 1317,47 MMscf yang terjadi pada jam 09.00 dan closing linepack terendah adalah 1298,88 yang tetrjadi pada jama 23.00, dengan demikian linepack flexibility untuk pengoperasian pipa tersebut tidak boleh lebih kecil dari 18,59 MMscf
Contoh 3-2, Perhitungan Menentukan Kapasitas Maksimum Pipa
Melanjutkan kasus pada Contoh 3-1. Sebagaimana telah dihitung pada Contoh 3-1, untuk mengalirkan gas sebanyak 290 MMscfd, pada operasi minimum linepack, diperoleh bahwa tekanan pada receipt point adalah 870 psia dan tekanan pada delivery point adalah 628 psia. Telah disebutkan pula didalam Contoh 3-1, bahwa pipa transmisi gas tersebut dapat dioperasikan pada tekanan maksimum pada recive point sebesar 1065 psia, dan tekanan minimum delivery point yang dapat diterima oleh offtaker adalah 596 psia. Dengan demikian dapat dipastikan bahwa pipa transmisi tersebut masih dapat dioperasikan pada volume alir (flow rate) lebih dari 290 MMscfd.
Sebagaimana diketahui bahwa kapasitas maksimum pipa besarnya tidak hanya tergantung dari besar tekanan pada reeive dan delivery point saja, tetapi juga tergantung pada linepack flexibility, maka tentukanlah kapasitas maksimum dari pipa transmisi gas tersebut, untuk berbagai linepack flexibility, dengan asumsi bahwa contingency and emergency linepack adalah 4 jam dari flow rate gas harian.
Penyelesaian Contoh 3-2
Untuk menyelesaikan persoalan di atas, lakukan langkah-langkah perhitungan sebagai berikut:
1. Pada tekanan maksimum receipt point 1065 psia (tekanan maksimum operasi), dan pada volume alir (flow rate) tertentu, hitung tekanan delivery point, dan maximum linepack
2. Berdasarkan flow rate pada butir (1), dan dengan menggunakan minimum delivery point yaitu 596 psia, hitung tekanan receipt point dan flowing linepack.
3. Berdasarkan flow rate pada butir (1), hitung contingency and emergency linepack
4. Hitung minimum linepack, yaitu dengan menambahkan contingency and emergency linepack sebagaimana yang telah dihitung pada langkah (3) pada hasil perhitungan flowing linepack yang telah dihitung pada langkah (2)
5. Hitung flexibility linepack, yaitu dengan mengurangi maximum linepack sebagaimana telah dihitung pada langkah (1) dengan minimum linepack sebagaimana telah dihitung pada langkah (4)
6. Langkah 1 sampai dengan 5, dilakukan mulai dari flow rate 290 MMscfd dan terus dinaikkan flow rate-nya dan dihentikan ketika diperoleh flexibility linepack sama dengan nol.
Hasil perhitungan dari setiap langkah sebagaimana dimaksud di atas, ditunjukkan pada Tabel 3-5.
Dengan Tabel 3-5 tersebut, kita dapat menentukan maksimum kapasitas pipa, yang mana besarnya tergantung dari flexibility linepack. Sebagai contoh apabila flexibility linepack ditentukan sebesar 134 MMscf, maka kapasitas maksimum dari pipa tersebut adalah 380 MMscfd. Demikian pula, apabila toleransi flexibility linepack ditentukan sebesar 61 MMscf, maka kapasitas maksimum pipa yang dimaksud adalah 400 MMscfd.
Jika kita hanya mempertimbangkan tekanan maximum pada receipt point (1065 psia) dan tekanan minimum pada delivery point (596 psia), maka kapasitas maksimum pipa tersebut adalah 434 MMscfd. Apabila pipa dioperasikan dengan kapasitas 434 MMscfd, artinya tidak tersedia flexibility linepack, sehingga gas yang dimaksukkan kedalam perpipaan setiap saat harus sama dengan gas yang dikeluarkan dari sistem perpipaan. Hal ini adalah mustahil dilakukan, sebab profil suplai gas yang pada umumnya datar atau hampir konstan tidak sama dengan profil demand yang biasanya fluktuatif, dengan demikian pasti membutuhkan flexibility linepack.
Contoh 3-3, Perhitungan Linepack Dengan Shipper Lebih Dari Satu
Sebuah pipa transmisi gas bumi, panjang 1000 km, schedule API 5LX dengan Nominal Pipe Size 36 inch yang mempunyai inside diameter 35,062 inch, sebagaimana ditunjukkan secara skematik pada Gambar 3-11. Pipa transmisi tersebut dibangun untuk melayani 3 buah shipper yaitu Shipper-A, Shipper-B dan Shipper-C. Pada kondisi normal operasi, gas bumi sebanyak 200 MMscfd dimasukkan oleh Shipper-A pada Receipt Point-1 dan sebanyak 100 MMscfd gas bumi dimasukkkan oleh Shipper-C pada Receipt Point-1. Sedangkan pada Receipt Point-2 Shipper-B memasukkan gas bumi sebanyak 150 MMscfd. Shipper-A memiliki 2 offtaker masing-masing pada Delivery Point-3 dan Delivery Point-4 yang masing-masing pada operasi normal mengeluarkan gas sebanyak 100 MMscfd. Shipper-C memiliki 1 offtaker yaitu pada Delivery Point-3 yang pada kondisi operasi normal mengeluarkan gas sebanyak 100 MMscfd. Sedangkan Shipper-B juga hanya memiliki 1 offtaker yaitu pada Delivery Point-4 yang pada kondisi operasi normal mengeluarkan gas sebanyak 150 MMscfd. Sesuai kontrak antara Transporter dan Shipper, minimum tekanan gas pada Delivery Point-4 adalah 596 psia (40 Barg), sedangkan tekanan operasi maksimum pipa transmisi ini adalah 1065 psia (72.4 Barg). Untuk mengantisipasi Contingency and Emergency Linepack maka tekanan minimum pada delivery point-4 di set pada tekanan 620 psia. Sifat fisika dari ke-3 gas bumi dari Shipper-A.B dan C diasumsikan sama, yaitu mempunyai specific gravity (S) sebesar 0.688, critical pressure (Pr) sebesar 663,3 psia dan critical temperature (Tr) sebesar 374,1 oR.
Gambar 3-11: Skematik Pipa Untuk Contoh 3-3.
Tentukan flowing linepack, contingency and emergency linepack, minimum linepack, dan maximum linepack jika pipa dioperasikan pada tekanan receipt point maksimum (1065 psia), serta flexi bility linepack, pada masing-masing segment pipa tersebut.
Penyelesaian Contoh 3-3
Dengan langkah-langkah perhitungan sebagaimana telah diuraikan pada Contoh 3-1, hasil penyelesaian soal Contoh 3-3, ditunjukkan pada Tabel 3-6 dan Gambar 3-12, berikut
Gambar 3-12: Linepack flexibility dan profil tekanan dari jawaban Contoh 3-3.
Dari jawaban Contoh 3-3, sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-6 dan Gambar 3-12, terlihat bahwa flexibility linepack pada masing-masing segmen pipa sangat besar. Ini menandakan bahwa pipa tersebut masih memungkinkan untuk dioperasikan pada kapasitas yang lebih besar dari kapasitas sekarang.
2.6 Pembagian Flexibility Linepack (Flexibility Linepack Account)
Mengingat bahwa sistem perpipaan digunakan oleh sejumlah shipper, maka setiap shipper memiliki flexibility linepack account yang pada umumnya ditentukan berdasarkan persentase reserve capacity masing-masing shipper.
Contoh 3-4 Pembagian Flexibility Linepack
Misalkan kapasitas pipa sebagaimana pada Contoh 3-3, telah dipesan oleh masing-masing shiper pada setiap segemen pipa sebagaimana ditunjukkan pada tabel berikut:
Tentukan flexibility linepack account dari setiap shipper pada masing-masing segmen pipa tersebut.
Penyelesaian Contoh 3-4 Pembagian Flexibility Linepack
Pada Contoh 3-3, telah dihitung flexibility linepack pada setiap segmen pipa sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-6. Dengan demikian karena reserve capacity dari masing-masing shiper diketahui, maka flexibility linepack account dapat dihitung. Hasil perhitungan ditunjukkan pada Tabel 3-7 berikut:
2.7 Perubahan Linepack Akibat Perbedaan Profil Volume Injeksi dan Penarikan Gas
Dalam pengoperasian pipa, sebagaimana telah disinggung di depan, profil volume injeksi gas pada umumnya berbeda dengan profil volume penarikan gas dari sistem perpipaan. Profil volume injeksi gas biasanya datar sedangkan profil volume penarikan gas berbentuk gelombang.
Pada umumnya penggunaan energi di masyarakat cenderung terus turun mulai dari jam 00.00 sampai dengan jam 07.00, sehingga gas yang ditarik dari sistem perpipaan pada kurun waktu jam tersebut juga cenderung menurun. Dengan demikian, karena injeksi gas kedalam sistem perpipaan cenderung konstan, maka penurunan volume penarikan gas pada perioda jam tersebut mengakibatkan naiknya linepack.
Pada Contoh 3-5 berikut, dijelaskan bagaimana kondisi operasi pipa saat menghadapi keadaan seperti ini.
Contoh 3-5: Pengaruh profil volume injeksi dan penarikan gas terhadap linepack
Perhatikan kembali gambar skematik pipa sebagaimana dimaksud pada Gambar 3-11 pada Contoh 3-3 .
Pada jam buka operasi harian perpipaan, yaitu jam 00.00, tekanan gas pada RP-1 adalah 1000 psia, tekanan gas pada RP-2 adalah 942.2 psia, tekanan gas pada DP-3 adalah 797.8 psia dan pada DP-4 adalah 726.6 psia. Sedangkan suhu gas di dalam pipa adalah 70 oF.
Berdasarkan data tekanan dan suhu gas tersebut, maka dengan menggunakan persamaan linepack (persamaan 3-11), diperoleh linepack pada masing-masing segemen pipa (open linepack) adalah sebagai berikut:
- Linepack pada segmen pipa 1-2 sebesar 1677.8 MMscf,
- Linepack pada segmen pipa 2-3 sebesar 1488.9 MMscf dan
- Linepack pada segmen 3-4 sebesar 1270.7 MMscf.
Kondisi sistem perpipaan selengkapnya pada pembukaan hari operasi jam 00.00 ditunjukkan pada Tabel 3-8.
Sejak pembukaan operasi harian jam 00.00 sampai dengan jam 07.00, gas bumi yang diinjeksikan pada masing-masing receipt point-1 dan receipt point-2 adalah konstan yaitu 300 MMscfd atau 12,50 MMscf per jam pada receipt point-1 dan 150 MMscfd atau 6,25 MMscf per jam pada point-2, sedangkan gas yang ditarik oleh para offtaker pada delivery point-3 dan delivery point-4 berangsur asur turun pada kurun waktu yang sama. Profil volume injeksi dan penarikan gas pada sistem perpipaan tersebut ditunjukkan pada Tabel 3-9.
Hitung perubahan linepack dari jam 00.00 sampai jam 07.00, atau closing linepack pada jama 07.00, akibat dari adanya penurunan penarikan gas tersebut, dan gambarkanperubahan profil tekanan gas pada jam 00.00 dan 07.00
Penyelesaian Contoh 3-5
Perhitunagn perubahan linepack akibat penarikan gas yang lebih kecil dari injeksi gas selama kurun waktu 7 jam, dari jam 00.00 s/d jam 07.00 ditunjukkan pada Tabel 3-10.
Naiknya linepack tersebut akan mengakibatkan naiknya tekanan gas dalam sistem perpipaan. Apabila tekanan pada receipt point-1 dipertahankan konstan sebagaimana pada keadaan semula (jam 00.00) yaitu sebesar 1000 psia, maka tekanan pada recive point-2, delivery point-3 dan delivery point-4 akan meningkat.
Untuk mencari tekanan pada receipt dan delivery points tersebut, anda dapat menggunakan persamaan linepack (3-11) sebab linepack pada masing-masing segmen pipa tersebut telah diketahui sehingga tekanan dapat dihitung.
Tabel 3-11, berikut menunjukkan perubahan kondisi tekanan sistem perpipaan, yaitu kondisi tekanan sistem pada jam 00.00 dan pada jam 07.00.
Perubahan tekanan akibat terjadinya perubahan linepack dapat divisualisasikan melalui Gambar 3-13 berikut.
Gambar 3-13: Perubahan tekanan akibat perubahan Linepack pada Contoh 3-5.
Sistem pipa gas yang sedang kita diskusikan ini, kebetulan adalah merupakan jaringan pipa gas berdiameter besar dan panjang, sehingga perubahan linepack tidak terlalu signifikan pengaruhnya terhadap perubahan tekanan operasi. Pengaruh perubahan linepack terhadap perubahan tekanan operasi akan tampak sekali jika untuk pipa berdiameter kecil dan pendek. Hal ini dapat dijelaskan dengan persamaan (3-11), yaitu persamaan linepack sebagaimana berikut:
Dimana:
LP = Linepack, MMscf
P1 = Tekanan gas masuk kedalam pipa (recive point), psia
P2 = Tekanan gas keluar dari pipa (delivery point), psia
Ts = Temperatur standar, oR atau (460 + oF)
Ps = Tekanan standar, psia
Zav = Faktor kompresibilitas gas rata-rata di dalam pipa
Tav = Temperatur gas rata-rata di dalam pipa, oR atau (460 + oF)
L = Panjang pipa, km
Di = Diameter bagian dalam pipa, inch
Pada persamaan (3-11) tersebut, L (panjang pipa) dan D (diameter pipa) menunjukkan ukuran dari sistem perpipaan. Bagilah persamaan (3-11) dibagi dengan , maka:
Perhatikan ruas sebelah kiri, untuk besar linepack tertentu, makin kecil nilai mengakibatkan makin besar nilai pada ruas kanan. Sementara itu ruas kanan tersusun oleh tekanan P1 dan P2, dengan demikian nilai tekanan P1 dan P2 akan lebih sensitive perubahannya apabila nilai makin kecil. Dengan demikian perubahan tekanan operasi gas pada sistem perpipaan akibat adanya perubahan linepack akan lebih signifikan pada sistem pipa yang lebih pendek dan berdiameter lebih kecil dibandingkan dengan pipa panjang berdiameter besar.
3. Stock Account Management Pada Pipa Open Acces
Dalam operasi pipa open access, terdapat istilah Stock Account, yaitu jumlah gas yang dimiliki oleh setiap shiper yang terdapat didalam pipa. Stock Account seluruh Shipper atau Total Stock Account adalah selisih antara Actual Linepack dengan Flowing Linepack.
Selain itu, dalam pengoperasian pipa open access, selalu terjadi perubahan linepack, dengan demikian stock account dari setiap shipper juga selalu berubah. Transporter harus menjaga dan malakukan tindakan penyesuaian, agar stock account dari setiap shipper tetap dalam rentang nilai minimum stock account dan maximum stock account masing-masing shipper yang besarnya telah disepakati bersama antara transporter dan seluruh shipper.
Transporter wajib menghitung perubahan stock account setiap shipper setiap jam, dan melaporkannya kepada masing-masing shipper, agar kedua belah pihak dapat mengantisipasi secara dini apabila stock account dari masing-masing shipper mendekati minimum stock acoount atau mendekati maximum stock account.
Dalam pengoperasian pipa open access dikenal istilah operation day, open day dan closing day. Operation day adalah operasi harian yang jumlah waktunya 24 jam. Open day adalah jam buka operasi harian yang pada umumnya adalah jam 00.00, sedangkan closing day adalah jam tutup operasi harian yaitu 24 jam setelah open day, jika open day ditetapkan jam 00.00, maka closing day adalah jam 24.00.
Dengan demikian, jika open day ditetapkan jam 00.00, maka open stock account setiap Shipper-Adalah stock account yang dimiliki shipper bersangkutan yang terhitung pada jam 00.00, dan stok account setiap shipper pada closing day atau disebut sebagai closing stock account yang dimiliki shipper bersangkutan yang terhitung pada jam 24.00.
Jika pada sistem perpipaan tidak terjadi adanya unaccounted for gas and lossess (UAFGL), UAFGL ini akan dibahas pada bab selanjutnya, maka hubungan antara closing linepack dan open linepack setiap shipper dapat dihitung dengan persamaan (3-15) berikut:
Dimana:
CSAi = Closing Stock Account shipper – i, pada jam 24.00
OSAi = Open Stock Account shipper – i, pada jam 00.00
Qini = Gas yang dimasukkan shipper – i, dalam satu hari operasi yaitu dari jam 00.00
sampai dengan jam 24.00
sampai dengan jam 24.00
Qouti = Gas yang dikeluarkan shipper – i, dalam satu hari operasi yaitu dar jam 00.00
sampai dengan jam 24.00
sampai dengan jam 24.00
Dari persamaan (3-15), jika n adalah jumlah shipper, maka total closing stock account seluruh shipper dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3-16) berikut:
Untuk memudahkan penjelasan tentang pengelolaan stock account, pada Sub Bab 3 ini, maka kita akan menggunakan acuan suatu sistem pipa transmisi gas sebagaimana diilustrasikan secara skematik pada Gambar 3-14 berikut:
Gambar 3-14: Skematik Sistem Pipa Transmi Untuk Penjelasan Sub Bab 3-3, Tentang Pengelolaan (Manajemen) Stock Account Pada Pipa Open Access
Sistem pipa transmisi open access sebagaiman digambarkan secara skematik pada Gambar 3-14, mempunyai panjang pipa 1000 km dengan diameter 32 inchi dan tebal pipa 0.5 inchi. Terdapat stasiun kompresor pada km 500, yang menggunakan fuel gas yang diambil dari pipa sebagai sumber energi penggerak kompressor
Pipa transmisi tersebut digunakan oleh 5 buah shipper. Shiper-A dan Shipper-B adalah merupakan shipper group. Dalam menginjeksikan gas kedalam pipa Shipper-A dan Shipper-B hanya menggunakan satu fasilitas receipt point yaitu RP-1AB. Demikian juga Shipper-D dan Shipper-E, juga merupakan shipper group dengan hanya menggunakan satu fasilitas receipt point yaitu RP-1DE. Sedangkan Shipper-C memiliki fasilitas receipt point sendiri yaitu RP-1C.
Kapasitas terkontrak (reserve capacity) oleh kelima shipper pipa tersebut adalah 445 MMscfd. Reserve capacity kontrak masing-masing shipper tersebut adalah: Shipper-A dan Shipper-B masing-masing sebesar 102 MMscfd, Shipper-C sebesar 131 MMscfd, dan Shipper-D dan Shipper-E masing-masing sebesar 55 MMscfd.
Fasilitas Delivery Point DP-3AB digunakan untuk melayani 2 offtaker, yaitu Perusahaan Distribusi Gas Bumi sebagai offtaker dari Shipper-A dan Industri Petrokimia sebagai offtaker Shipper-B, Delivery Point DP-3DE digunakan untuk melayani Pabrik Pupuk sebagai offtaker dari dua shipper yaitu Shipper-D dan Shipper-E, dan Delivery Point DP-3C digunakan untuk melayani offtaker dari Shipper-C yaitu Power Plant.
Dalam kontrak antara masing-masing shipper dengan transporter, disebutkan bahwa tekanan minimum yang dibutuhkan oleh semua offtaker pada semua delivery point-3 adalah sebesar 508 psia. Dengan demikian untuk mengalirkan sebanyak 445 MMscfd gas tersebut dibutuhkan tekanan pada masing-masing Receipt Point 1 dan pada discharge comppressor (point 2) sebesar 1011 psia, untuk mesuplai tekanan minimum pada delivery point sebesar 508 psia. Pada kondisi ini jumlah gas yang ada di dalam pipa (flowing linepack) adalah sebesar 1030 MMscf. Dengan demikian gas sebanyak 1030 MMscf ini adalah merupakan Initial Fill atau gas yang harus disediakan oleh transporter untuk diisikan kedalam pipa, sebelum pipa dioperasikan secara komersial.
Sesuai kesepakatan antara transporter dan kelima shipper tersebut, ditentukan bahwa minimum tekanan sistem pipa transmisi pada receipt point dan delivery point, masing-masing adalah sebear 1015 psia dan 525 psia, agar tersedia gas sebanyak 24 MMscf untuk menghadapi keadaan darurat (contingency). Pada kondisi ini jumlah gas yang terdapat didalam pipa atau disebut sebagai minimum linepack adalah sebesar 1053 MMscf.
Pipa transmisi ini masih dapat dioperasikan pada tekanan maksimum sebesar 1065 psia. Sehingga apabila tekanan pada receipt point diset sebesar 1065, maka tekanan pada delivery point akan menjadi 620 psia. Pada kondisi ini jumlah gas yang terdapat di dalam pipa atau disebut sebagai maximum linepack adalah sebesar 1149 MMscf
Profil tekanan pipa transmisi Gambar 3-14, ditunjukkan pada Gambar 3-15 berikut:
Gambar 3-15: Profil Tekanan Sistem Pipa Transmi Gambar 3-14
3.1 Maximum dan Minimum Stock Account
Berdasarkan penjelasan pada sistem pipa transmisi Gambar 3-14 diatas, maka sistem pipa transmisi ini mempunyai flexibility linepack sebesar 96 MMscf, yaitu selisih antara maximum linepack (1149 MMscf) dengan minimum linepack (1053 MMscf).
Selain itu, dari penjelasan di atas, bahwa pipa transmisi ini mempunyai total maximum stock account sebesar 119 MMscf, yang merupakan selisih antara maximum linepack (1149 MMscf) dengan flowing linepack (1030 MMscf)
Tabel 3-14 berikut, menunjukan kondisi tekanan pada operasi maximum linepack, minimum linepack, dan flowing linepack, serta besar maximum total stock account dari pipa transmisi pada Gambar 3-14.
Total maximum stock account 119 MMscf sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-12 di atas, dibagikan kepada setiap shipper sesuai dengan besar reserve capacity dari masing-masing shipper. Dengan demikian besar maximum stock account masing-masing Shipper adalah: Untuk Shipper-A dan Shipper-B masing-masing sebesar 27.28 MMscf, Shipper-E dan Shipper-D masing-masing sebesar 14.71 MMscf dan Shipper-C adalah sebesar 35.03 MMscf.
Misalkan nilai kalori atau gros heating value gas bumi dari kelima shipper tersebut telah diketahui yaitu: gas bumi milik Shipper-A adalah 1000 Btu/scf, milik Shiper-B adalah 1025 Btu/scf, milik Shipper-C adalah 1050 Btu/scf, milik Shipper-D 1010 Btu/scf, dan Shipper-E adalah 1020 Btu/scf. Dengan demikian dapat dihitung maksimum stock account masing-masing shipper dalam satuan energi, sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-13.
Selain maximum stock account, masing-masing shipper juga mempunyai minimum stock account. Minimum Total Stock Account adalah selisih Minimum Linepack dengan Flowing Linepack. Total minimum stock account untuk pipa transmisi Gambar 3-14 yang sedang kita bahas ini, ditunjukkan pada Tabel 3-14.
Total minimum stock account sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-14 tersebt, yaitu sebesar 23 MMscf, dibagikan kepada setiap shipper berdasarkan reserve capacity. Dengan demikian besar minimum stock account masing-masing adalah: Untuk Shipper-A sebesar 5.27 MMscf, Shipper-B sebesar 5.27 MMscf, Shipper-C sebesar 6.77 MMscf, Shipper-D sebesar 2.84 MMsc, dan Shipper-E sebesar 2.84 MMscf. Dalam satuan energi, minimum stock account masing-masing shipper ini ditunjukkan pada Tabel 3-15.
3.2 Perencanaan Pengoperasian Pipa Open Access Sebelum Hari Operasi Berjalan
3.2.1 Opening Stock
Perencanaan pengoperasian pipa dimulai dari menentukan Opening Stock, yaitu Closing Stock pada hari sebelumnya setelah diseuaikan dengan Stock Adjustment dan Stock Transfer. Perhitungan Opening Stock bagi setiap shipper dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:
Persamaan 3-17
Opening Stock = Closing Stock + Stock Adjustment + Stock Transfer
|
Dimana:
- Stock Adjustment adalah penyesuaian Stock Account karena adanya Stock Correction dan/atau Stock Reconcilation.
- Stock Correction adalah koreksi atas Stock Account yang dapat dilakukan sewaktu-waktu apabila terjadi Mismeasurement.
- Stock Reconcilation adalah rekonsilasi atas Stock Account akibat adanya Stock Difference yang pada umumnya dilakukukan setiap tahun.
- Stock Difference adalah keadaan dimana terdapat perbedaan antara Actual System Stock dan total Available Stock seluruh shipper yang diperhitungkan setiap bulan
- Actual System Stock adalah jumlah total gas bumi aktual di dalam sistem perpipaan (Closing Linepack) dikurangi dengan Initial Fill (Flowing Linepack)
- Stock transfer adalah transfer atas seluruh atau sebagian available stock suatu shipper ke Stock Account shipper lainnya.
Contoh 3-6: Menetukan Actual Linepack dan Actual System Stock
Misalkan, hari ini tanggal 31 Juli 2013, pada jam 24.00, tekanan operasi pada sistem pipa transmisi sebagaimana diilustrasikan pada Gambar 3-14, adalah sebagai berikut. Pada receipt point-1 sebesar 1040 psia, dan tekanan gas pada point-2 sebelum masuk kompresor (suction kompresor pada point-2) adalah sebesar 574 psia. Tekanan gas pada poit-2 setelah keluar dari kompresor (discharge kompresor pada point-2) adalah sebesar 1040 psia, dan tekanan pada delivery point-3 sebesar 585 psia. Hitunglah Actual system stock pipa transmisi tersebut, jika diketahui bahwa gas bumi yang didalam pipa mempunyai tekanan kritis 663.3 psia dan suhu kritis 374.1, sedangkan suhu rata-rata gas didalam pipa 70 oF (530 oR).
Penyelesaian
a. Cari factor kompresibilitas rata-rata (Z) gas pada segmen pipa 1-2 dan segmen pipa 2-3
Pada segmen pipa 1-2:
Gunakan persamaan 7, Dr ChiU Ikoku:
Z1-2 = Pr (0.0984 Tr – 0.2053) + 0.0621 Tr + 0.8580 = 0.864
Pada segmen pipa 2-3
Gunakan persamaan 7, Dr ChiU Ikoku:
Z1-2 = Pr (0.0984 Tr – 0.2053) + 0.0621 Tr + 0.8580 = 0.864
b. Hitung actual linepack pada masing-masing segmen pipa
Pada segmen pipa 1-2:
Pada segmen pipa 2-3:
Jadi actual linepack pada segemen pipa 1-2 adalah 1001.7 MMscf, sedangkan pada segmen pipa 2-3 adalah 1107.9 MMscf
c. Hitung total actual stock account (total actual system stock) pada masing-masing segmen pipa
Pada Tabel 3-14, telah dibahas bahwa flowing linepack sistem pipa ini, masing-masing pada segmen pipa 1-2 dan segmen pipa 2-3 adalah 1030 MMscf, maka:
Pada segmen Pipa 1-2:
Total Actual Stock Account = 1101.7 MMscf - 1030 MMscf = 71.7 MMscf
Pada segmen Pipa 2-3:
Total Actual Stock Account = 1107.9 MMscf - 1030 MMscf = 77.9 MMscf
d. Hitung actual stock account (actual system stock) masing-masing shipper pada setiap segmen
pipa dalam satuan energi.
Diasumsikan bahwa porsi stock account masing-masing shipper disesuikan dengan reserve capacity masing-masing shipper.
Pada segmen Pipa 1-2:
Total actual stock account pada segmen pipa 1-2, yaitu sebesar 71.7 MMscf dibagikan kepada setiap shipper sesuai dengan reserve capacity masing-masing. Dengan demikian besar stock account masing-masing shipper pada pipa tersebut adalah: Untuk Shipper-A sebesar 16.43 MMscf, Shipper-B sebesar 16.43 MMscf, shipper C sebesar 21.11 MMscf, Shipper-D sebesar 8.86 MMscf, dan Shipper-E sebesar 8.86 MMscf.
Pada segmen Pipa 2-3:
Total actual stock account pada segmen pipa 1-3, yaitu sebesar 77.9 MMscf dibagikan kepada setiap shipper sesuai dengan reserve capacity masing-masing. Dengan demikian besar stock account masing-masing shipper pada pipa tersebut adalah: Untuk Shipper-A sebesar 17.86 MMscf, Shipper-B sebesar 17.86 MMscf, shipper C sebesar 22.93 MMscf, Shipper-D sebesar 9.63 MMscf, dan Shipper-E sebesar 9.63 MMscf.
Tabel 3-16, menunjukkan perhitungan actual system stock atau actual closing stock dari masing-masing shipper dalam satuan energi pada tanggal 31 Juli 2013 jam 24.00, dengan catatan bahwa nilai kalori gas bumi milik Shipper-A adalah 1000 Btu/scf, milik shiper B adalah 1025 Btu/scf, milik shipper C adalah 1050 Btu/scf, milik Shipper-D adalah 1010 Btu/scf, dan Shipper-E adalah 1020 Btu/scf.
Perhatikan bahwa actual system stock atau total closing stock tanggal 31 Juli 2013 Jam 24.00 tersebut, masing terletak diantara minimum dan maksimum stock account sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-13 dan Tabel 3-15. Perbandingan antara actual closing stock account tanggal 31 Juli 2013, jam 24.00, dengan maximum dan minimum stock account ditunjukkan Pada Tabel 3-17.
Contoh 3-7: Menentukan Open Stock Untuk Operasi Tanggal 1 Agustus 2013
Tentukan open stock untuk operasi tanggal 1 Agustus 2013, apabila tidak perlu adanya stock adjustment dan stock transfer, mengingat bahwa closing stock pada tanggal 31 Juli 2013 jam 24.00, masih aman karena relative terletak ditengah-tengah maximum dan minimum stock account yang diijinkan.
Perhitungan open stock untuk operasi pada esok hari, tanggal 1 Agustus 2013 ditunjukkan pada Tabel 3-18.
4. Nominasi
Nominasi adalah proses penting sebagai dasar perencanaan operasi pipa untuk hari berikutnya. Masing-masing shipper diwajibkan menyampaikan kepada transporter, sedikitnya tentang informasi sebagai berikut:
- Offtaker Nominated Quantity
- Shipper-Availability,
- Shipper proportion dan
- Usulan Target Closing Stock
Offtaker Nominated Quantity adalah jumlah gas bumi harian yang dibutuhkan offtaker dari suatu shipper pada delivery point untuk offtaker tersebut. Pada umunya penyajian data tersebut terperinci setiap jam untuk satu hari penyaluran gas.
Shipper-Availability adalah perkiraan jumlah maksimum gas yang dapat diserahkan oleh shipper kepada transporter pada receipt point, setip satu jam dalam satu hari.
Shipper proportion adalah proporsi suatu shipper dalam shipper group yang diberitahukan oleh Shipper Group Representative kepada transporter.
Informasi tersebut di atas disampaikan oleh shipper kepada transporter pada jam tertentu pada hari sebelum operasi, yang bpada umumnya adalah sebelum jam 17.30, dan apabila ada perubahan, memberitahukan kembali pada jam 18.30 dan 21.30.
Informasi tersebut diatas digunakan oleh transporter untuk menentukan shipper nominated quantity dan menghitung rate in force.
Shipper Nominated Quantity adalah jumlah gas bumi yang akan diserahkan oleh shipper pada receipt point, sedangkan rate in force adalah laju aliran gas bumi harian yang ditargetkan oleh transporter pada receipt point tersebut dan diberitahukan kepada shipper yang bersangkutan.
Apabila pada receipt point hanya satu shipper yang menggunakan fasilitas receipt point tersebut maka shipper nominated quantity sama dengan offtaker nominated quantity.
Persamaan 3-18
Shipper Nominated Quantity = Offtaker Nominated Quantity
|
Apabila pada receipt point terdapat lebih dari satu shipper (shipper group) yang menggunakan fasilitas receipt point tersebut, maka shipper nominated quantity dari masing-masing shipper pada receipt point tersebut ditentukan dengan persamaan berikut.
Persamaan 3-19
Shipper Nominated Quantity = Shipper Proportion x Offtaker Nominated Quantity
|
Contoh 3-8: Shipper Nominated Quantity untuk operasi tanggal 1 Agustus 2013
Untuk perencanaan operasi pipa tanggal 1 Agustus 2013, masing-masing offtaker mengajukan offtaker nominated quantity kepada shipper yang kemudian diteruskan kepada transporter sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-19, yang dilengkapi dengan Shipper Proportion dan Shipper Availability. Tentukan Shipper Nominated Quantity dari data nominasi yang disampaikan kepada transporter tersebut.
Penyelesaian:
Shipper Nominated Quantity untuk Shipper-C adalah sama dengan Offtaker Nominated Quantity sebab fasilitas Receipt Point RP-1C hanya dipakai oleh satu shipper, yaitu Shipper-C.
Sedangkan untuk Shipper-A, Shipper-B, Shipper-D dan Shipper-E, Shipper Nominated Quantity dihitung dengan menggunakan Persamaan 3-19 sebab Receipt Point RP-1AB dan RP-1DE, masing-masing digunakan oleh lebih dari satu shipper.
Tabel 3-20 berikut, menunjukkan hasil perhitungan Shipper Nominated Quantity untuk rencana operasi tanggal 1 Agustus 2013
4.1 Rate In Force
Rate in force adalah laju aliran gas bumi harian yang ditargetkan oleh transporter pada suatu receipt point. Perhitungan Rate in Force dilakukan melalui beberapa tahapan perhitungan yaitu:
- Initial Rate in Force
- Subsequent Rate in Force
- Shipper Forecasted Fuel Gas
- Rate in Force
4.1.1 Initial Rate in Force
Initial Rate in Force, dihitung berdasarkan data shipper nominated quantity, opening stock dan target closing stock, dengan persamaan berikut:
Persamaan 3-20
Initial Rate in Force = Target Closing Stock – Opening Stock
+ Shipper Nominated Quantity
|
Apabila Shipper menyerahkan Gas Bumi di lebih dari satu Receipt Point, maka Initial Rate in Force akan dibagi menurut jumlah Receipt Point tersebut hingga hingga batas maksimum Shipper Availability-nya di setiap Receipt Point
Contoh 3-9: Menentukan Initial Rate in Force
Misalkan seluruh shipper menghendaki bahwa target closing stock untuk tanggal 1 Agustus 2013 yaitu jam 24.00, tidak berubah sebagaimana open stock pada tanggal 1 Agustus 2013 yaitu jam 00.00 sebagaimana telah dibahas pada Contoh 3-7. Maka tentukan Initial Rate in Force masing-masing shipper tersebut.
Penyelesaian:
Dengan mengacu pada perhitungan Shipper Nominated Quantity sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-20, dan open stock serta target closing stock sebagaiman telah dijelaskan di atas, maka perhitungan Initial Rate in Force ditunjukkan pada Tabel 3-21 berikut.
4.1.2 Subsequent Rate in Force
Pada saat shipper memberitahuan Nominasi kepada transporter, disamping memberitahukan Offtaker Nominated Quantity, shipper memberitahukan Shipper Availability, yaitu perkiraan jumlah ketersediaan gas yang dapat diserahkan oleh shipper kepada transporter pada receipt point yang bersangkutan. Disamping itu shipper juga wajib menyampaikan data shipper proportion pada receipt point tersebut apabila receipt point digunakan lebih dari satu shipper. Data Shipper Availability dan Shipper Proportion tersebut akan digunakan oleh transporter untuk menentukan Subsequent Rate in Force.
Apabila suatu receipt point hanya digunakan oleh satu shipper;
Jika Shipper Availability-nya lebih besar dari Initial Rate in Force, maka:
Persamaan 3-21
Subsequent Rate in Force = Initial Rate in Force
Jika Shipper-Availability-nya lebih kecil dari Initial Rate in Force, maka:
Persamaan 3-22
Subsequent Rate in Force = Shipper Availability
|
Apabila pada suatu receipt point digunakan oleh lebih dari satu shipper;
Bagi shipper dalam shiper group, yang mempunyai Shipper Availability lebih kecil dari Initial Rate in Force maka shipper tersebut disebut sebagai Unavailable Shipper, dan Subsequent Rate in Force bagi shipper tersebut adalah:
Persamaan 3-23
Subsequent Rate in Force = Shipper-Availability
Selisih antara Shipper Availability dan Initial Rate in Force bagi Unavailable Shipper disebut sebagai Shipper Unavailability Quantity
Persamaan 3-24
Shipper Unavailability Quantity = Shipper Availability - Initial Rate in Force
|
Sebagaimana telah dibahasa pada Contoh 3-8, Shipper Availability masing-masing shipper sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-19 adalah: untuk Shipper-A = 100,000 MMBtu, Shipper-B = 108,650 MMBtu, Shipper-C = 138,600 MMBtu, Shipper-D = 54,450 MMBtu, dan Shipper-E = 59,160 MMBtu. Sedangkan shipper proportion dalam shipper group AB, masing-masing adalah untuk Shipper-A = 102,677 MMBtu dan untuk Shipper-B = 104,730 MMBtu, sementara itu shipper proportion dalam shipper group DE masing-masing adalah Shipper-D = 55,959 MMBtu dan untuk Shipper-E = 56,554 MMBtu. Berdasarkan data tersebut tentukan Subsequent Rate in Force setiap shipper.
Penyelesaian
Dari penjelasan pada contoh soal di atas, dan hasil perhitungan Initial Rate in Force pada Contoh 3-9, dapat dilihat bahwa Initial Rate in Force Force Shipper-A (102,677 MMBtu) lebih besar dari Shipper-A Availability (100,000 MMBtu), dengan demikian Shipper-A disebut sebagai Unavailability Shipper, dan oleh karenanya:
Subsequent Rate in Force Shipper-A = Shipper-A Availability = 100,000 MMBtu
|
Sedangkan besar Unavailability Quantity Shipper-A adalah Shipper-A Availability dikurangi Initial Rate in Force Shipper-B, dengan demikian maka besar Unavailability Quantity Shipper-A, adalah:
Unavailability Quantity Shipper-A = 102,677 - 100,000 = 2,677 MMBtu
|
Mari kita lihat keadaan shipper lain dalam Shipper Group AB yaitu Shipper-B. Tidak seperti Shipper-A, besar Initial Rate in Force Shipper-B yaitu 104,730 MMBtu lebih kecil dari Shipper-B Availability yaitu 108,650 MMBtu, dengan demikian maka Shipper-B disebut sebagai Availability Shipper.
Mengingat bahwa pada shipper group tersebut hanya terdiri atas Shipper-A dan Shipper-B saja, maka Unavailability Quantity Shipper-A ditanggung semua oleh Shipper-B. Perhutungan Subsequent Rate in Force Shipper-B adalah sebagai berikut:
Hal yang sama juga terjadi pada Shipper Group DE, dimana Shipper-D mengalami Unavailability Shipper sedangkan Shipper-E merupakan Availability Shipper. Dengan cara yang sama maka:
4.1.3 Shipper Forecasted Fuel Gas
Transporter wajib memperkirakan jumlah fuel gas (Forcasted Fule Gas) pada setiap alat ukur pengukuran volume fuel gas (Fuel Gas Meter) yang terpasang pada setiap peralatan atau stasiun yang menggunakan gas sebagai bahan bakar, misalnya pada stasiun kompresor. Perkiraan jumlah fuel gas ini dapat menggunakan data penggunaan fuel gas sebelumnya atau berdasarkan disain peralatan yang menggunakan fuel gas tersebut.
Forecasted Fuel Gas di setiap Fuel Gas Meter wajib dibagikan kepada setiap shipper yang mengalirkan gas bumi melalui peralatan yang membutuhkan fuel gas tersebut, sesuai dengan proporsi Subsequent Rate in Force (dalam satuan volume) masing-masing shipper dengan total Subsequent Rate In Force dari seluruh shipper yang mengalirkan gas bumi melalui peralatan tersebut.
Contoh 3-11
Misalkan perkiraan kebutuhan fuel gas (forecasted fuel gas) pada stasiun kompresor sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 3-14 untuk operasi tanggal 1 Agustus 2013 adalah sebesar 3.64 MMscf. Tentukan jatah shipper forcasted fuel gas setiap shipper untuk perencanaan operasi tanggal 1 Agustus 2013.
Penyelesaian
Pertama kita harus mengkonversikan Subsequent Rate in Force pada Contoh-3-10 kedalam satuan volume, dengan menggunakan data nilai kalori gas bumi dari masing-masing shipper. Perhitungan Subsequent Rate in Force dalam volume sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-23.
Dengan menggunakan persamaan 3-26, maka dapat dihitung jatah shipper forcasted fuel gas setiap shipper untuk perencanaan operasi tanggal 1 Agustus 2013, sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3-24.
4.1.4 Rate In Force
Rate in Force bagi suatu Shipper adalah Shipper Subsequent Rate in Force dari shipper tersebut ditambah dengan Shipper Forecast Fuel Gas.
Persamaan 3-27
Rate in Force = Shipper Subsequent Rate in Force + Shipper Forecasted Fuel Gas
|
Contoh 3-12
Setelah dapat diketahui jatah shipper forecasted fuel gas sebagaimana telah dihitung pada Contoh 3-11, tentukan Rate in Force masing-masing shipper tersebut.
PenyelesaianRate in Force dihitung dengan menggunakan persamaan 3-27, dan hasil perhitungannya ditunjukkan pada Tabel 3-25 berikut.
4.1.5 Final Rate In Force
Apabila suatu receipt point hanya digunakan oleh satu shipper, maka Final Rate in Force, dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:
Persamaan 3-28
Apabila Shipper Availability lebih besar dari Rate in Force, maka:
Final Rate in Force = Rate in Force
Persamaan 3-29
Apabila Shipper-Availability lebih kecil dari Rate in Force, maka:
Final Rate in Force = Shipper Availability
|
Apabila pada suatu receipt point merupakan kumpulan shipper (Shipper Group) yang menggunakan fasilitas receipt point tersebut maka Final Rate in Force, dihitung dengan menggunakan persamaan-persamaan berikut:
Bagi shipper dalam shiper group, yang Shipper-Availability-nya lebih kecil dari Rate in Force maka shipper tersebut disebut sebagai Unavailable Shipper, dan Final Rate in Force bagi shipper tersebut adalah:
Persamaan 3-30
Final Rate in Force = Shipper Availability
Selisih antara Rate in Force dengan Shipper-Availability dari shipper sebagaimana dimaksud pada butir (a) disebut kekurangan atau Shipper Unavailability Quantity
Persamaan 3-31
Shipper Unavailability Quantity = Rate in Force – Shipper Availability
Shipper Unavailability Quantity yang dihitung dengan menggunakan Persamaan 3-31, dibebankan kepada shipper dalam Shipper Group tersebut yang mempunyai Shipper-Availability lebih besar dari Rate in Force (disebut sebagai Available Shipper), berdasarkan Shipper Proportion.
|
3.3.2 Fuel Gas Allocation to Shippers
3.3.3 Shipper Net Receipt
3.3.4 Available Stock
3.4 Atribusi Gas Tersalur (Delivered Quantity) dari Pipa Open Access Pada Hari Operasi Berjalan
3.4.1. Attributed Quantity, apabila Delivery Point Hanya Melayani Satu Offtaker
3.4.2 Attributed Quantity, apabila Delivery Point Melayani Lebih Dari Satu Offtaker
3.4.3 First Attributed Quantity
3.4.4 Second Attributed Quantity
3.5 Pengalokasian Attributed Quantity Kepada Setiap Shipper pada Pipa Open Access pada Hari Operasi Berjalan
Attributed Quantity dari setiap shipper terhadap masing-masing offtaker-nya, sebagaimana dibahas pada 3.3.4 harus dialokasikan kepada para shipper dari offtaker yang bersangkutan. Alokasi Attributed Quantity kepada suatu shipper disebut sebagai Shipper Alocated Delivery.
3.5.1 Shipper Alocated Delivery, apabila Offtaker Hanya Dipasok Oleh Satu Shipper
Apabila suatu Offtaker hanya mendapatkan pasokan gas dari satu shipper saja, maka Shipper Alocated Delivery sama dengan Atribut Quantity shipper tersebut.
3.5.5 Shipper Alocated Delivery, apabila Offtaker Dipasok Oleh Lebih Dari Satu Shipper
Apabila suatu offtaker mendapatkan pasokan gas lebih dari satu shipper, maka perhitungan Shipper Alocated Delivery dilakukan melalui tahapan perhitungan sebagai berikut.
3.5.5.1 Shipper Initial Allocated Delivery
3.5.2.2 Shipper Subsequent Allocated Delivery
3.5.3 Closing Stock Setiap Shipper pada Pipa Open Access pada Hari Operasi Berjalan
4. Unaccounted for Gas and Loss, Gain & Loss
4.1 Pengertian UFGL, Gain & Loss
4.2 Toleransi Loss
5. Penutup
Dari pembahasan yang rinci tentng GMS di atas, maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:Pertama
Syarat utama pipa gas bumi dapat dioperasikan secara open access adalah, bahwa pada setiap intake points (titik titik injeksi gas), pada setiap titik offtake (titik titik penarikan gas), pda setiap titik titik percabangan pipa dan pada setiap titik titik perubahan diameter pipa harus dipasang pressure indicator dan temperature indicator, guna perhitungan linepack gas pada masing-masing segmen diantara titik titik tersebut.
Titik-titik tersebut dikenal dengan istilah node dalam jaringan distribusi gas bumi
Kedua
Jaringan pipa transmisi gas bumi, jumlah node-nya terbatas sehingga mudah untuk dioperasikan secara open access, sebab biaya untuk pemasangan pressure dan temperature indicator tidak terlalu banyak, dan memungkinkan pelaporan tekanan dan suhu dari masing-msing node dapat disampaikan dengan alat komunikasi yang sederhana
Jaringn pipa distribusi gas bumi dapat terdiri dari ribuan node, oleh karenan itu operasi open access pada jaringan pipa distribusi membutuhkn biaya yang besar untuk pemasangan pressure dan temperature indicator, dan penyampaian data tekakan dan suhu dari masing-masing node membutuhkan peralatan komunikasi yang janggih seperti SCADA dan sebagainya.
Adalah merupakan kebodohan, apabila ada sementara orang menyatakan bahwa jaringan distribusi gas bumi harus bertindak sebagai transporter saja. Kebodohannya siapa yang akan menanggung biaya GMS tersebut. Dan tidak ada di belahan dunia manapun, jaringan distribusi gas bumi hanya bertindak sebagai transporter saja. Yang lumrah di dunia dari ujung Eropa sampai Amerika, jaringan distribusi gas bumi melakukan dua kegiatan sekaligus yaitu kegiatan pengangkutan dan niaga.
Ketiga
Jaringan distribusi gas bumi, sebaiknya dan logikanya, diperlakukan sebagai kegiatan usaha pengangkutan dan niaga secara bersamaan karena akan bertindak sebagai aggregator gas yang dapat memberikan harga yang sama kepada konsumennya (contoh PLN), sebab jika gas bumi telah digunakan oleh masyarakat secara luas sebagai bahan bakar untuk transportasi dan rumah tangga, maka jika harganya berbeda dari satu tempat ketempat lain, niscaya akan terjadi disstabilitas Negara yang potensial untuk memimbulkan kerusuhan
