Post on 26-Oct-2021
LAPORAN AKHIR
PENELITIAN PTUPT
Konsep Desain Kapal Pengangkut LNG sebagai Solusi dalam
Memenuhi Kebutuhan Gas di Indonesia
Tim Peneliti :
Ketua : Prof. Ketut Buda Artana, S.T., M.T. (DTSP/FTK)
Anggota 1 : Dr. I Made Ariana, S.T., M.Sc. (DTSP/FTK)
Anggota 2 : AAB. Dinariyana D.P., S.T., MES., Ph.D. (DTSP/FTK)
Anggota 3 : Dr. Taufiq Arif S., S.T., M.Eng. (BPPT)
Mahasiswa 1 : Hayy Nur Abdillah, S.T., M.T. (DTSP/FBMT)
Mahasiswa 2 : Ni Luh Putu Pujiyanti, S.T. (MMT/FTK)
Mahasiswa 3 : Putu Widhi Aprilia, S.T. (DTSP/FTK)
Mahasiswa 4 : Nanda Dwi Wuryaningrum, S.T. (DTSP/FTK)
Mahasiswa 5 : Lilik Khoiriyah (DTSP/FTK)
Mahasiswa 6 : Mahsa Gyda Rahma (DTSP/FTK)
Sesuai Surat Perjanjian Pelaksanaan Penelitian No: 1348/PKS/ITS/2020
DIREKTORAT RISET DAN PENGABDIAN KEPADA MASYARAKAT
INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER
SURABAYA
2020
i
Daftar Isi
Daftar Isi ............................................................................................................................................ i
Daftar Tabel ...................................................................................................................................... ii
Daftar Gambar ................................................................................................................................. iii
BAB I RINGKASAN ....................................................................................................................... 1
BAB II HASIL PENELITIAN.......................................................................................................... 2
II. 1. Analisis Permintaan dan Penawaran untuk Kelistrikan di Wilayah Indonesia Timur
[Papua, Papua Barat Dan Maluku] ................................................................................................ 2
II.2. Skema Distribusi LNG .......................................................................................................... 6
II. 3. Desain Alternatif Distribusi LNG Pada Setiap Pembangkit Listrik ................................... 11
II. 4. Optimasi Skema Distribusi Lng Dengan Menggunakan Greedy Search ............................ 14
II. 5 Desain Penerima Terminal LNG ......................................................................................... 31
II. 6. Desain Layout Berdasarkan NFPA 59A ............................................................................. 35
II. 7. Konseptual Desain – Lines Plan ......................................................................................... 37
II. 8. Konseptual Desain – General Arrangement ....................................................................... 41
II. 9. Konseptual Desain – Uji Tahanan Kapal Skala Software .................................................. 45
II. 10. Konseptual Desain – Uji Stabilitas Kapal Skala Software ............................................... 48
BAB III STATUS LUARAN.......................................................................................................... 53
III.1. Luaran yang Dihasilkan ...................................................................................................... 53
III.2. Fokus Utama Inovasi yang dihasilkan dan Jenis Invoasi ................................................... 53
BAB IV PERAN MITRA ............................................................................................................... 57
BAB V KENDALA PELAKSANAAN PENELITIAN ................................................................. 60
BAB VI RENCANA TAHAPAN SELANJUTNYA ..................................................................... 61
Lampiran 1 Tabel Daftar Luaran .................................................................................................... 62
Lampiran 2. Identitas Peneliti ......................................................................................................... 63
ii
Daftar Tabel
Tabel 1. Pembangkit listrik di area Papua ......................................................................................... 2
Tabel 2. Pembangkit listrik di area Maluku ...................................................................................... 3
Tabel 3. Estimasi permintaan LNG di daerah Papua ........................................................................ 4
Tabel 4. Estimasi permintaan LNG di area Maluku ......................................................................... 5
Tabel 5. Konstrain dan solusi distribusi LNG ................................................................................. 13
Tabel 6 Kapal yang dibutuhkan untuk distribusi LNG ................................................................... 21
Tabel 7. Fasilitas pada termainal penerimaan di provinsi Papua .................................................... 24
Tabel 8 Fasilitas penerimaan terminal di provinsi Papua ............................................................... 25
Tabel 9 Failitas terminal penerimaan di provinsi Maluku .............................................................. 27
Tabel 10 Facility of receiving terminal in Province Maluku Utara ................................................ 29
Tabel 11 Daftar peralatan untuk terminal penerimaan LNG .......................................................... 32
Tabel 12 Regulasi dari jarak minimal NFPA 59A .......................................................................... 35
Tabel 13 Lokasi terminal dan Kebutuhan LNG .............................................................................. 38
Tabel 14 Jarak Satu kali Trip Kapal LNG ...................................................................................... 39
Tabel 15 Ukuran dan Data Utama Kapal ........................................................................................ 40
Tabel 16 Daftar kebutuhan consumable kapal LNG ....................................................................... 44
Tabel 17 Spesifikasi Pompa Kargo ................................................................................................. 45
Tabel 18 Spesifikasi mesin Wartsila 9L32 ..................................................................................... 47
Tabel 19 Tabel kriteria stabilitas kapal kondisi muatan penuh ....................................................... 49
Tabel 20 Tabel kriteria stabilitas kapal kondisi muatan kosong ..................................................... 50
Tabel 21 Tabel Kriteria Stabilitas pada Kondisi Departure/Arrival .............................................. 51
Tabel 22. Rute Optimal untuk distribusi wilayah Indonesia Timur ................................................ 56
Tabel 23. Kapal yang dibutuhkan pada distribusi wilayah Indonesia Timur .................................. 56
iii
Daftar Gambar
Gambar 1. Rantai pasok LNG ........................................................................................................... 7
Gambar 2. Alternatif supply chain .................................................................................................... 8
Gambar 3. Jumlah pembangkit listrik di setiap tahapan ................................................................. 11
Gambar 4. Flowchart Metodologi ................................................................................................... 14
Gambar 5. Komputasi dibagi menjadi 3 fase .................................................................................. 15
Gambar 6. Pencarian Rute Awal ..................................................................................................... 16
Gambar 7. Pembuatan Skenario Distribusi ..................................................................................... 17
Gambar 8. Memilah kriteria komputasi .......................................................................................... 18
Gambar 9. Konsep skema distribusi LNG ...................................................................................... 19
Gambar 10. Skema Distribusi LNG yang mencakup semua pembangkit listrik (Setelah 2022) .... 20
Gambar 11. FSU sebagai main hub berlokasi di Fak-Fak ............................................................. 21
Gambar 12. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik di
Papua barat ...................................................................................................................................... 23
Gambar 13. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik di
Maluku ............................................................................................................................................ 25
Gambar 14. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan di Maluku Utara .................... 26
Gambar 15. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik di
Papua ............................................................................................................................................... 28
Gambar 1516. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik di
Papua [Lanjutan] ............................................................................................................................. 29
Gambar 17. Diagram proses dari tipe 1 terminal penerimaan LNG .............................................. 33
Gambar 18. Diagram proses dari tipe 2 terminal penerimaan LNG .............................................. 34
Gambar 19. Diagram proses dari tipe 3 terminal penerimaan LNG .............................................. 34
Gambar 20.Diagram proses dari tipe 1 terminal penerimaan LNG ............................................... 35
Gambar 21.Layout terminal penerimaan berdasarkan NFPA 59A ................................................. 36
Gambar 22. Layout terminal penerimaan LNG type 1 berdasarkan NFPA 59A ........................... 36
Gambar 23. Layout terminal penerimaan LNG type 3 berdasarkan NFPA 59A ........................... 37
Gambar 24. Layout terminal penerimaan LNG type 4 berdasarkan NFPA 59A ........................... 37
Gambar 25. Peta Sebaran Lokasi Terminal Penerima dan Rute Distribusinya............................... 38
Gambar 26. Kapal Pembanding 1 ................................................................................................... 39
Gambar 27. Kapal Pembanding 2 ................................................................................................... 40
Gambar 28. Lines Plan .................................................................................................................... 41
iv
Gambar 29. Desain Rencana Umum Kapal LNG ........................................................................... 43
Gambar 30 Bentuk 3 Dimensi LNG ............................................................................................... 44
Gambar 31 Model bentuk lambung 3D menggunakan software maxsurf modeler ....................... 45
Gambar 32 Wake friction Kapal LNG ............................................................................................ 46
Gambar 33 Grafik Holtrop Kapal LNG .......................................................................................... 46
Gambar 34 Alur penyaluran daya mesin ......................................................................................... 47
Gambar 35 Konfigurasi mesin utama kapal LNG Tipe 9L32 ......................................................... 47
Gambar 36. Ukuran single depot dan multiple vessel ..................................................................... 54
Gambar 37.Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dalam model yang umum ................. 55
Gambar 38. Distribusi LNG untuk tahap III dan II ......................................................................... 55
Gambar 39. Hasil konseptual desain 3D Kapal Mini LNG 10.000DWT ....................................... 56
Gambar 40 . Presentasi dari pihak ITS mewakili tim PRN Mini LNG di PT PAL Indonesia ........ 57
Gambar 41 . Site Visit Steel Fabrication Service PT Lintech Duta Pratama .................................. 58
Gambar 42 . Site Visit Offshore Construction PT Profab/NOV ..................................................... 58
Gambar 43 . Site Visit Workshop PT Citra Turbindo Engineering ................................................ 59
Gambar 44 . Site Visit ke lokasi proyek pembuatan kapal PT MOS .............................................. 59
Gambar 45 . Site Visit dan Presentasi dari Tim Mini LNG ITS ke PT PaxOcean ......................... 59
1
BAB I RINGKASAN
Inovasi pengembangan teknologi maritim menjadi prioritas riset nasional berdasarkan RPJMN 2020-
2024 yang disampaikan dalam Rakornas Ristek/Brin. Prioritas ini didasarkan kepada urgensi bidang
energi khususnya konversi pembangkit dengan menggunakan bahan bakar gas demi menciptakan green
energy, PLN melalui RUPTL melaporkan rencana pengembangan pembangkit listrik
bermesin/berbahan bakar gas (PLTG/MG) di Indonesia yang akan beroperasi dengan suplai gas bumi
dari Kilang yang memproduksi gas alam cair atau LNG (Liquefied Natural Gas). Banyak faktor
pendukung yang perlu disiapkan jika rencana ini terealisasi diantaranya adalah support system seperti
moda transportasi pengangkut bahan bakar gas dan bagaimana konsep rute operasinya. Kapal LNG
dapat dijadikan sebagai salah satu moda transportasi yang penting untuk dikaji dalam rangka
mendukung kebutuhan distribusi gas di Indonesia. LNG (Liquid Natural Gas) dapat dijadikan sebagai
energi alternatif terbarukan dan ramah lingkungan dalam keterbatasan energi yang mengharuskan
Indonesia untuk mengimpor bahan bahan bakar minyak dari negara lain. Kapal menjadi pilihan yang
optimal dalam mendukung terpenuhinya distrubusi gas kepada konsumen, pemenuhan moda
transportasi dapat menggunakan dua opsi alternatif yaitu pembangunan kapal baru atau konversi dari
kapal eksisting.
Tujuan dari penelitian ini adalah untuk melakukan studi kelayakan teknik dan ekonomis dari rantai
pasokan LNG untuk memenuhi kebutuhan energi pembangkit listrik yang berada di Wilayah Indonesia
Timur, Tengah dan Barat dimana pasokan LNG tersebut berasal dari alokasi LNG dalam negeri dan
berdasarkan peraturan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Indonesia. Output dari
penelitian ini adalah optimasi distribusi sistem transportasi LNG dari terminal origin terpilih ke seluruh
pembangkit listrik di Indonesia [wilayah Timur, Tengah dan Barat] yang membutuhkan LNG sebagai
sumber energinya engineering and cost estimate; analisa keekonomian; safety assessment; publikasi
baik melalui seminar internasional maupun jurnal internasional.
Optimasi untuk skema distribusi LNG telah diperoleh dengan menggunakan Metode Greedy Search.
Semua Tahapan didasarkan pada RUPTL (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik) 2016-2025
dengan pengaruh tertentu lainnya juga dipertimbangkan. Hasil optimasi total kebutuhan LNG untuk
seluruh pembangkit listrik di Wilayah Indonesia Timur (Papua dan Maluku) telah diperoleh. Berbagai
jenis kapal yang dimanfaatkan untuk penyaluran LNG pada wilayah ini, yaitu LNG carrier 14.000 m3,
LNG carrier 12.000 m3, LNG Carrier 10.000 m3, LNG Carrier 7.500 m3, LNG barge / LCT 100 feet.
Pada akhir tahun pertama penelitian ini didapatkan hasil optimasi rute yang disuplai oleh kapal dan
konseptual desain kapal mini LNG 10.000. Konseptual desain ini diantaranya terdiri atas desain lines
plan, general arrangement, analisa stabilitas serta desain 3D.
2
Ringkasan penelitian berisi latar belakang penelitian,tujuan dan tahapan metode
penelitian, luaran yang ditargetkan, kata kunci
BAB II HASIL PENELITIAN
II. 1. Analisis Permintaan dan Penawaran untuk Kelistrikan di Wilayah Indonesia Timur
[Papua, Papua Barat Dan Maluku]
Lokasi skema distribusi LNG perlu mempertimbangkan semua permintaan di lokasi tersebut.
Studi ini membahas tentang distribusi LNG untuk wilayah Papua. Berdasarkan surat
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Indonesia, 20 mmscfd LNG dialokasikan untuk
listrik wilayah Papua. Skema pendistribusian LNG perlu mempertimbangkan semua
kebutuhan, tidak hanya listrik di satu wilayah seperti Papua Barat saja, tetapi juga
mempertimbangkan lokasi lain seperti Provinsi Papua dan Maluku. Hal ini bertujuan untuk
mendapatkan skema distribusi yang lebih ekonomis. Berdasarkan alasan tersebut, studi ini
dibawa untuk memperluas cakupan lokasi distribusi LNG termasuk Wilayah Papua dan
Maluku. PT. PLN (Persero) melalui “Rencana Umum Pengembangan Pembangkit Tenaga
Listrik” (RUPTL) 2016 - 2025 melaporkan rencana pembangunan Infrastruktur
Ketenagalistrikan di Indonesia, termasuk pembangkit listrik di wilayah Papua dan wilayah
Maluku. Terdapat 25 Pembangkit Listrik Tenaga Gas di Wilayah Papua dan 33 Pembangkit
Listrik Tenaga Gas di Wilayah Maluku dengan total kapasitas keluaran 1.155 MW. Tabel 1 dan
Tabel 2 menunjukkan daftar pembangkit listrik di Wilayah Maluku dan Papua.
Tabel 1. Pembangkit listrik di area Papua
No Nama Provinsi Tipe Operasi COD Output
(MW)
1 Bintuni Papua Barat PLTMG Baseload 2018 10
2 Biak 1 Papua PLTMG Baseload 2017 15
3 Biak 2 Papua PLTMG Baseload 2019 20
4 Fak-Fak Papua Barat PLTMG Baseload 2019 10
5 Jayapura Papua PLTMG Baseload 2025 50
6 Jayapura Peaker Papua PLTMG Baseload 2018 40
7 Kaimana Papua Barat PLTMG Baseload 2017 10
8 Manokwari 1 Papua Barat PLTMG Baseload 2019 20
9 Manokwari 2 Papua Barat PLTMG Baseload 2022 20
10 Merauke 1 Papua PLTMG Baseload 2017 20
11 Merauke 2 Papua PLTMG Baseload 2018 20
12 Fak-Fak MPP Papua Barat PLTG/MG Baseload 2017 10
13 Jayapura MPP Papua PLTG/MG Baseload 2017 50
3
No Nama Provinsi Tipe Operasi COD Output
(MW)
14 Manokwari MPP Papua Barat PLTG/MG Baseload 2017 20
15 Nabire MPP Papua PLTG/MG Baseload 2017 20
16 Timika MPP Papua PLTG/MG Baseload 2017 10
17 Nabire 2 Papua PLTMG Baseload 2019 20
18 Nabire 3 Papua PLTMG Baseload 2024 10
19 Raja Ampat Papua Barat PLTMG Baseload 2017 10
20 Sarmi Papua PLTMG Baseload 2019 5
21 Serui 1 Papua PLTMG Baseload 2017 10
22 Serui 2 Papua PLTMG Baseload 2019 10
23 Sorong 1 Papua Barat PLTMG Baseload 2017 50
24 Sorong 2 Papua Barat PLTMG Peaker 2022 50
25 Timika Papua PLTMG Peaker 2018 40
Tabel 2. Pembangkit listrik di area Maluku
No Nama Provinsi Tipe Operasi COD Output
(MW)
1 Ambon Maluku PLTMG Baseload 2018 70
2 Ambon 1 Maluku PLTMG Peaker 2018 30
3 Ambon 2 Maluku PLTMG Peaker 2021 20
4 Bacan Maluku Utara PLTMG Baseload 2018 20
5 Bula Maluku PLTMG Baseload 2018 10
6 Dobo 1 Maluku PLTMG Baseload 2017 10
7 Dobo 2 Maluku PLTMG Baseload 2020 10
8 Halmahera Maluku Utara PLTMG Peaker 2021 40
9 Langgur 1 Maluku PLTMG Baseload 2017 20
10 Langgur 2 Maluku PLTMG Baseload 2020 20
11 Maba Maluku Utara PLTMG Baseload 2023 10
12 Malifut Maluku Utara PLTMG Peaker 2017 5
13 Moa Maluku PLTMG Baseload 2022 10
14 Morotai Maluku Utara PLTMG Baseload 2019 10
15 Sofifi MPP Maluku Utara PLTG/MG Baseload 2017 10
16 Ternate MPP Maluku Utara PLTG/MG Baseload 2017 30
17 Tobelo MPP Maluku Utara PLTG/MG Baseload 2017 10
18 Namlea 1 Maluku PLTMG Baseload 2017 10
19 Namlea 2 Maluku PLTMG Baseload 2020 10
20 Namrole Maluku PLTMG Baseload 2019 10
21 Sanana Maluku Utara PLTMG Baseload 2018 15
22 Saparua Maluku PLTMG Baseload 2022 10
23 Saumlaki 1 Maluku PLTMG Baseload 2020 10
24 Saumlaki 2 Maluku PLTMG Baseload 2017 10
25 Seram Peaker 1 Maluku PLTMG Peaker 2018 20
26 Seram Peaker 2 Maluku PLTMG Peaker 2020 30
4
No Nama Provinsi Tipe Operasi COD Output
(MW)
27 Ternate 1 Maluku Utara PLTMG Baseload 2020 30
28 Ternate 2 Maluku Utara PLTMG Baseload 2018 40
29 Ternate 3 Maluku Utara PLTMG Peaker 2022 10
30 Tidore 1 Maluku Utara PLTMG Baseload 2021 20
31 Tidore 1 Maluku Utara PLTMG Baseload 2020 20
32 Tobelo Maluku Utara PLTMG Baseload 2020 20
33 Wetar Maluku PLTMG Baseload 2018 5
Berdasarkan kapasitas keluaran pembangkit dan jenis operasi pembangkit (Base load, load
follower atau peaking power plant) dihasilkan estimasi kebutuhan LNG untuk masing-masing
pembangkit. Beberapa asumsi yang diambil untuk menghitung kebutuhan LNG masing-masing
pembangkit, sebagai berikut:
Asumsi Konversi
LNG Density = 0.46 ton/m3
Base load = 0.12 BBTUD/MW
Peaker = 0.035 BBTUD/MW
1 MMSCFD = 46 m3 LNG
1 BBTUD = 0.96 MMSCFD
1 BBTUD = 44.16 m3 LNG
Permintaan LNG untuk setiap pembangkit listrik akan ditampilkan di tabel 3 dan tabel 4.
Tabel 3. Estimasi permintaan LNG di daerah Papua
No Nama Output (MW) Konsumsi
(BBTUD)
Konsumsi
(MMSCFD) LNG (m3)
1 Biak 1 15 1.8 1.62 79.5
2 Biak 2 20 2.4 2.16 106.0
3 Bintuni 10 1.4 1.26 61.8
4 Fak-Fak 10 1.4 1.26 61.8
5 Jayapura 1 50 6 5.40 265.0
6 Jayapura 2 40 4.8 4.32 212.0
7 Kaimana 10 1.2 1.08 53.0
8 Manokwari 1 20 2.4 2.16 106.0
9 Manokwari 2 20 2.4 2.16 106.0
10 Merauke 1 20 2.4 2.16 106.0
11 Merauke 2 20 2.4 2.16 106.0
12 Fak-Fak MPP 10 1.2 1.08 53.0
13 Jayapura MPP 50 6 5.40 265.0
14 Manokwari MPP 20 2.4 2.16 106.0
5
No Nama Output (MW) Konsumsi
(BBTUD)
Konsumsi
(MMSCFD) LNG (m3)
15 Nabire MPP 20 2.4 2.16 106.0
16 Timika MPP 10 1.2 1.08 53.0
17 Nabire 2 20 2.4 2.16 106.0
18 Nabire 3 10 1.2 1.08 53.0
19 Raja Ampat 10 1.2 1.08 53.0
20 Sarmi 5 0.6 0.54 26.5
21 Serui 1 10 1.2 1.08 53.0
22 Serui 2 10 1.2 1.08 53.0
23 Sorong 1 50 6 5.40 265.0
24 Sorong 2 50 6 5.40 265.0
25 Timika 40 1.4 1.26 61.8
550 63 56.07 2782.1
Tabel 4. Estimasi permintaan LNG di area Maluku
No Nama Output
(MW)
Konsumsi
(BBTUD)
Konsumsi
(MMSCFD) LNG (m3)
1 Ambon 70 8.4 7.56 370.9
2 Ambon 1 30 1.05 0.95 46.4
3 Ambon 2 20 0.7 0.63 30.9
4 Bacan 20 2.4 2.16 106.0
5 Bula 10 1.2 1.08 53.0
6 Dobo 1 10 1.2 1.08 53.0
7 Dobo 2 10 1.2 1.08 53.0
8 Halmahera 40 1.4 1.26 61.8
9 Langgur 1 20 2.4 2.16 106.0
10 Langgur 2 20 2.4 2.16 106.0
11 Maba 10 1.2 1.08 53.0
12 Malifut 5 0.175 0.16 7.7
13 Moa 10 1.2 1.08 53.0
14 Morotai 10 1.2 1.08 53.0
15 Sofifi MPP 10 1.2 1.08 53.0
16 Ternate MPP 30 3.6 3.24 159.0
17 Tobelo MPP 10 1.2 1.08 53.0
18 Namlea 1 10 1.2 1.08 53.0
19 Namlea 2 10 1.2 1.08 53.0
20 Namrole 10 1.2 1.08 53.0
21 Sanana 15 1.8 1.62 79.5
22 Saparua 10 1.2 1.08 53.0
23 Saumlaki 1 10 1.2 1.08 53.0
24 Saumlaki 2 10 1.2 1.08 53.0
25 Seram 1 20 0.7 0.63 30.9
26 Seram 2 30 1.05 0.95 46.4
6
No Nama Output
(MW)
Konsumsi
(BBTUD)
Konsumsi
(MMSCFD) LNG (m3)
27 Ternate 1 30 3.6 3.24 159.0
28 Ternate 2 40 4.8 4.32 212.0
29 Ternate 3 10 0.35 0.32 15.5
30 Tidore 1 20 2.4 2.16 106.0
31 Tidore 1 20 2.4 2.16 106.0
32 Tobelo 20 2.4 2.16 106.0
33 Wetar 5 0.6 0.54 26.5
605 59.425 67.07 2624.2
II.2. Skema Distribusi LNG
Liquefied Natural Gas (LNG) adalah Gas Alam yang sebagian besar terdiri dari Metana (CH4),
didinginkan hingga suhu minus 160 derajat Celcius pada tekanan atmosfer yang mengubahnya
menjadi bentuk cair. Volume LNG menjadi 1/600 dari kondisi aslinya sebagai gas. Dengan
keadaan cair, memungkinkan pengangkutan LNG dilakukan secara massal oleh kapal tanker
LNG. Sebelum gas alam cair diperoleh, gas alam dibersihkan dan diproses untuk
menghilangkan partikel yang tidak digunakan melalui pembersihan desulfurisasi, dehidrasi,
dan karbon dioksida. Setelah itu, LNG siap diangkut ke pengguna. Dalam studi ini, sumber gas
bumi diperoleh dari sumur gas BP Tangguh di Papua. Sedangkan pengguna LNG yang
dihasilkan adalah pembangkit listrik yang rencananya akan dibangun dan dioperasikan di Papua
Barat, Papua dan Maluku.
Rantai Pasokan LNG adalah proses produksi, penyimpanan, pengangkutan, dan pendistribusian
gas bumi dari lokasi produksi gas sampai ke lokasi penggunaan gas. Secara umum, pasokan
LNG dapat ditentukan dengan konsep sebagai berikut:
Sumur gas
Kilang LNG (kilang pencairan)
Memuat terminal
Pembawa LNG
Menerima terminal
Unit regasification
Pengguna akhir
7
Gambar 1. Rantai pasok LNG
Gambar 1 menunjukkan rantai pasokan umum LNG mulai dari platform gas hingga pengguna
akhir. Gas alam diperoleh dari sumur gas yang memanfaatkan platform gas untuk menghasilkan
gas alam. Gas alam dipindahkan ke kilang LNG untuk proses pencairan. Prosesnya dilakukan
dengan menurunkan suhu gas bumi yang mencapai negatif 160 derajat celcius. Pada tingkat
suhu ini, gas alam berubah bentuk menjadi cair yang disebut dengan gas alam cair (LNG).
Sebelum melakukan ini, gas alam dibersihkan dengan pembersihan desulfurisasi, dehidrasi, dan
karbon dioksida. LNG tersebut kemudian dipindahkan ke tangki penyimpanan LNG agar siap
diangkut. Terminal pemuatan adalah tempat di mana LNG ditransfer dari tangki penyimpanan
ke pembawa LNG. Melalui pengangkut LNG, LNG diangkut dari terminal LNG ke lokasi yang
membutuhkan LNG (user). Terminal penerima diperlukan untuk memungkinkan kapal tanker
LNG berlabuh dan mengejar proses bongkar muat LNG. LNG tersebut kemudian dipindahkan
ke tangki penyimpanan LNG sebelum disuplai ke pengguna akhir seperti keperluan industri,
pembangkit listrik dan-lain-lain.
Alternatif Rantai Pasokan LNG:
a) Sumber LNG - Kilang LNG - Antar-Jemput LNG - Terminal Penerima & Unit Regas
- Pembangkit Listrik - Pengguna Akhir (Alternatif 1)
Rantai pasokan ini berlaku dengan memuat LNG dari terminal dermaga LNG Tangguh
LNG. LNG shuttle berlabuh dan proses pemuatan dilakukan langsung dengan lengan
pemuatan. Alternatif ini harus mempertimbangkan frekuensi jadwal kapal untuk berlabuh
ke terminal BP Tangguh LNG. Saat ini, alternatif rantai pasokan ini tidak berlaku karena
jadwal berlabuh kapal telah dialokasikan sepenuhnya. Tangguh LNG memiliki Train I dan
II dengan satu jetty untuk pengangkut LNG besar. Selain itu, terminal LNG Tangguh tidak
mampu menangani pengangkut LNG mini untuk berlabuh karena terminal ini dirancang
8
hanya untuk pengangkut LNG besar. Alternatif ini bisa diterapkan setelah terminal LNG
train III Tangguh dan jetty II selesai dibangun pada tahun 2020.
b) Sumber LNG - Kilang LNG - STS - LNG Shuttle - Terminal Penerima & Unit Regas
- Pembangkit Listrik - Pengguna Akhir (Alternatif 2)
Berbeda dengan alternatif pertama di atas, shuttle LNG tidak sampai ke terminal pemuatan
LNG. Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 16, pengiriman LNG ke kapal (STS)
dilakukan untuk mentransfer LNG dari pengangkut LNG besar ke pengangkut LNG mini
yang mendistribusikan LNG ke pembangkit listrik. Pengangkut LNG besar mengambil
LNG dari terminal LNG di Tangguh LNG berdasarkan jadwal berlabuh pengangkut LNG.
Pengangkut LNG besar dengan muatan penuh datang ke lokasi di mana STS dapat
dilakukan. STS dilakukan di daerah perairan laut yang tenang, ketinggian air laut yang
cukup untuk kedua kapal sarat. Pengangkut LNG mini membawa LNG ke terminal
penerima untuk dibongkar. Proses regasifikasi dilakukan untuk mengubah LNG menjadi
gas untuk digunakan sebagai bahan bakar di pembangkit listrik. Alternatif ini menjadi
solusi rantai pasokan LNG selama selesainya BP Tangguh Train III (sebelum 2022).
Seluruh PLTU di Papua, Papua Barat dan Maluku akan dipasok oleh LNG dengan
menggunakan alternatif supply chain ini sebelum BP terminal Tangguh LNG Train III
selesai dibangun pada tahun 2022. Alternatif ini juga merupakan solusi atas alokasi sandar
LNG yang terbatas yang hanya 37 kargo. per tahun untuk pembawa LNG mini. Dengan
penerapan STS, bongkar muat LNG dapat dilakukan tanpa harus melakukan sandar kapal
di jetty tangguh. Ini berupaya untuk meningkatkan peluang bongkar muat.
Gambar 2. Alternatif supply chain
9
c) LNG source – LNG Plant – STS – Barge (CNG atau LNG) – Receiving Terminal dan
Regas unit – Power Plant – End user
Alternatif ini untuk pembangkit listrik yang memiliki terminal penerima LNG yang
terletak di perairan dangkal atau jika terletak di jalur perairan pedalaman seperti di sungai.
Ini seperti pembangkit listrik di Bintuni. Pembangkit listrik Bintuni terletak di daerah
dengan kedalaman air yang dangkal dimana pengangkut LNG konvensional tidak dapat
beroperasi. Tongkang LNG merupakan salah satu pilihan yang cocok untuk lokasi ini
karena memiliki draft yang rendah. Pada alternatif rantai pasokan ini seperti yang
ditunjukkan pada Gambar 16, tongkang LNG melakukan pemuatan LNG di hub STS untuk
dipindahkan ke terminal LNG. Pada pilihan lain, jika terdapat dua pembangkit dengan jarak
yang dekat, alternatif ini juga dapat diterapkan. Jika jarak kedua pembangkit tidak jauh,
transfer LNG trucking dan perpipaan juga menjadi alternatif lain. Keputusan pemilihan
alternatif perlu dilakukan ketika menghadapi masalah ini. Kedua masalah tersebut muncul
di pembangkit listrik di Bintuni dan Sarmi. Lokasi PP Bintuni relatif dekat dengan terminal
BP Tangguh dan terletak di perairan pedalaman dengan kedalaman perairan yang dangkal.
Penggunaan tongkang LNG / CNG dapat menjadi salah satu alternatif rantai pasokan LNG
di Bintuni. Sedangkan PP Sarmi terletak di dekat PP Jayapura. Selain trucking, perpipaan
dan penggunaan jaringan kabel listrik, tongkang LNG merupakan salah satu alternatif.
d) LNG source – LNG Plant – LNG Shuttle – Receiving terminal & Regas unit – Power
plant 1 – LNG Truck – Power plant 2 – End user (Alternative 4)
Alternatif rantai pasok ini serupa dengan alternatif rantai pasok yang ditunjukkan pada poin
a. Jika ada satu atau dua pembangkit listrik lain yang lokasinya relatif dekat, opsi alternatif
rantai pasokan ini memungkinkan untuk diadopsi. Opsi ini menggunakan truk LNG / CNG
untuk mengangkut LNG dari terminal penerima LNG pembangkit listrik 1 ke pembangkit
listrik lainnya. Sebenarnya alternatif ini tergantung pada kondisi jalan darat antara dua
lokasi tempat LNG perlu diangkut. Maluku, khususnya Papua dan Papua Barat memiliki
beberapa lokasi yang menunjukkan topografi yang cukup ekstrim. Jenis topografi ini
membuat truk LNG tidak mungkin diterapkan untuk mengangkut LNG ke pembangkit
listrik lainnya.
10
e) LNG source – LNG Plant – LNG shuttle – Receiving terminal & Regas unit – Gas
pipeline – Power plant 1/Power plant 2 – End user (Alternative 5)
Sama halnya dengan opsi a dan d, alternatif rantai pasokan LNG ini memanfaatkan jaringan
pipa sebagai media pengangkutan LNG. Alternatif ini mungkin layak diterapkan jika jarak
antar pembangkit sudah dekat. Kondisi topografi atau batimetri lokasi dimana letak
perpipaan harus memiliki kontur yang khas, tidak ada kondisi ekstrim seperti dasar sungai
dll. LNG diangkut dari sumber LNG ke terminal penerima LNG dengan menggunakan
shuttle LNG. Perpipaan dipasang ke fasilitas regasifikasi. LNG yang telah diubah menjadi
gas dengan menggunakan fasilitas regasifikasi, diangkut menggunakan pipa ke pembangkit
listrik terdekat. Jenis skema rantai pasok seperti ini tidak memungkinkan jika kondisi
ekstrim seperti tersebut di atas ada.
f) LNG source – LNG plant – Regas unit – Gas pipeline – Power plant 1/ Power plant 2
– End user (Alternative 6)
Disini LNG yang telah diubah menjadi gas dipindahkan ke pembangkit listrik dengan
menggunakan pipa gas. Gas yang dikirim ke pembangkit listrik digunakan sebagai bahan
bakar untuk menghasilkan listrik. Pipa gas memungkinkan untuk mengalirkan gas alam
tidak hanya untuk satu pembangkit listrik tetapi juga untuk beberapa pembangkit listrik.
Skema rantai pasokan ini sangat berguna ketika alternatif angkutan truk tidak
memungkinkan terkait transportasi darat dan akses pengiriman tidak memungkinkan.
Untuk menerapkan skema alternatif ini perlu diperhatikan kondisi lingkungan, seperti data
/ kondisi topografi dimana pipa direncanakan akan diletakkan.
g) LNG source – LNG plant – Regas unit – Power plant – Subsea Cable/Electric grid –
End user (Alternatif)
Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 16, kabel bawah laut menjadi salah satu alternatif.
LNG yang diperoleh dari sumber LNG dan kilang LNG langsung masuk ke fasilitas
regasifikasi. Di fasilitas ini, gas yang telah dihasilkan digunakan untuk bahan bakar
pembangkit listrik. Tenaga listrik disalurkan ke pengguna akhir dengan menggunakan
jaringan listrik / kabel / kabel bawah laut. Alternatif rantai pasokan LNG jenis ini layak
untuk pembangkit listrik yang memiliki kedalaman air dangkal. Oleh karena itu, shuttle
LNG tidak memungkinkan secara ekonomis untuk dipilih sebagai supply chain alternative,
karena dibutuhkan Jetty yang jaraknya cukup jauh untuk mencapai kedalaman laut yang
cukup, agar shuttle LNG dapat berlabuh.
11
II. 3. Desain Alternatif Distribusi LNG Pada Setiap Pembangkit Listrik
Rancangan penyaluran LNG untuk seluruh pembangkit listrik di wilayah timur Indonesia yaitu
di Papua, Papua Barat dan Maluku memiliki beberapa tahapan yang dibedakan berdasarkan
beberapa kondisi prioritas dan khususnya berdasarkan RUPTL 2016. Prioritas pertama adalah
untuk Tahap I yang sebagian pembangkitnya Pabrik harus siap beroperasi untuk merealisasikan
Program Papua Terang 2019. Pada tahap ini, skema distribusi perlu diselesaikan hingga tahun
2019. Tahap II terkait dengan pembangunan Kilang Tangguh III yang akan selesai pada tahun
2022. Skema distribusi selama Papua Terang 2019 hingga Kereta III tahun 2022 akan berbeda
(skema ini akan digunakan mulai 2019 hingga 2022). Tahap III akan ada skema distribusi LNG
yang dimulai pada tahun 2022.
Gambar 3. Jumlah pembangkit listrik di setiap tahapan
Gambar 3 di atas menunjukkan peta yang menunjukkan lokasi semua pembangkit listrik dengan
tanggal operasi komersialnya (COD). Dari peta tersebut dapat diketahui lokasi serta COD
pembangkit pada setiap tahapan realisasi skema distribusi. Berdasarkan peta pada gambar di
atas, kami menyadari bahwa lokasi pembangkit listrik tersebar di berbagai lokasi di wilayah
timur Indonesia. Lokasi pembangkit listrik sebagian besar berada di pulau yang berbeda,
12
dengan pulau utama adalah Papua tetapi banyak pembangkit listrik lainnya tersebar di banyak
pulau yang relatif lebih kecil, seperti pulau di Maluku Utara dan Selatan.
Skema pendistribusian LNG menghadapi kenyataan bahwa seluruh pembangkit listrik tersebar
di wilayah yang luas dengan kondisi geografis khas Indonesia bagian timur yaitu ciri khas
negara kepulauan dengan banyak pulau. Kondisi ini membuat skema pendistribusian harus
dipadukan antara menggunakan shuttle LNG dengan cara pendistribusian LNG lainnya, seperti
yang telah dibahas pada bab sebelumnya. Banyak pilihan kombinasi distribusi LNG yang telah
dipertimbangkan. Skema distribusi yang paling optimal dibahas dengan mempertimbangkan
banyak pilihan skema distribusi.
Dalam penentuan skema distribusi yang paling optimal, beberapa batasan telah
dipertimbangkan terkait kondisi lingkungan dan geografis wilayah Papua dan Maluku. Studi
ini juga mempertimbangkan hasil diskusi dengan berbagai pemangku kepentingan dan
pemerintah daerah serta pusat di Indonesia untuk mendapatkan hasil skema distribusi yang
paling optimal dengan memasukkan beberapa kendala yang dikenali pada saat diskusi dan
kunjungan lapangan di lokasi pembangkit listrik. Beberapa analisis fasilitas kebutuhan yang
dipertimbangkan dalam proses optimasi disebutkan di deskripsi.
1. Pembawa LNG
Berdasarkan kondisi lingkungan (ombak) di perairan Maluku - Wilayah Papua, dipilih
pengangkut LNG Konvensional (bukan LNG barge / LCT) dengan kapasitas di atas
5000 ton.
Kasus khusus adalah pendistribusian LNG ke Bintuni. Tongkang LNG / LCT
digunakan karena lokasi terminal penerima berada di Teluk Bintuni dan Sungai dengan
kedalaman perairan yang dangkal. Jenis pengangkut LNG konvensional tidak mampu
berlayar di perairan tersebut. Oleh karena itu, tongkang LNG / LCT digunakan untuk
jalur distribusi LNG ini.
2. Dermaga
Pemanfaatan kapal LNG konvensional membutuhkan tiang jetty yang lebih panjang di
setiap terminal penerima. Hal ini dipengaruhi oleh draft pengangkut LNG
konvensional yang lebih tinggi dari LNG barge / LCT. Untuk memungkinkan berlabuh,
tiang penyangga harus dirancang untuk mencapai kedalaman air di mana kapal
memiliki cukup ruang di bawah lunas untuk menghindari landasan. Panjang jembatan
mempengaruhi biaya modal.
13
Alternatif penggunaan jetty dari pelabuhan eksisting terdekat yang berada disekitar
PLTU perlu mempertimbangkan jenis pelabuhan, areal ketersediaan unit regasifikasi,
serta perizinan dan ketersediaan jalur pipa gas menuju pembangkit. Pembangunan pipa
gas juga perlu memperhatikan masalah sosial yang muncul.
3. Unit Regasifikasi
Unit regasifikasi sedapat mungkin ditempatkan di sekitar area jetty untuk
meminimalkan penggunaan pipa kriogenik.
Tabel 5. Konstrain dan solusi distribusi LNG
No
Saran dari Kementrian Energi
dan Sumber Daya Mineral
(ESDM)
Solusi dan konstrain
1 Kementerian ESDM
menyarankan untuk tidak
menerapkan skema distribusi jalan
darat menggunakan truk, tetapi
semuanya menggunakan jalur laut
Skema distribusi yang dibangun
menggunakan transportasi jalur laut
2 Mengingat kondisi perairan di
wilayah Papua - Maluku dengan
gelombang yang relatif tinggi
(kondisi kasar), disarankan kapal
dengan tonase tidak kurang dari
5000 untuk menjamin
keselamatan operasi.
LNG-C yang dipilih dalam skema distribusi
berkapasitas di atas 5.000 ton untuk mencegah
pengoperasian kapal di laut lepas di Wilayah
Maluku dan Papua
Khusus untuk penyaluran LNG ke Bintuni
dari Fakfak melalui sungai dan teluk dengan
kedalaman yang terbatas masih
memungkinkan untuk menggunakan LCT /
LNG Barge.
3.
Diharapkan untuk tidak
menggunakan Jetty yang
diperpanjang
Penggunaan kapal pengangkut LNG
konvensional membutuhkan jetty untuk
mencapai kedalaman air yang cukup,
sehingga jenis jetty harus diperpanjang Jetty.
Pemilihan alternatif penggunaan jetty
eksisting di pelabuhan terdekat akan
berpengaruh pada kebutuhan lokasi lahan
untuk unit regasifikasi di pelabuhan, semakin
jauhnya jarak pipa gas dari unit regasifikasi ke
pembangkit listrik, serta kebutuhan area.
untuk pipa gas ke lokasi pembangkit listrik.
14
II. 4. Optimasi Skema Distribusi Lng Dengan Menggunakan Greedy Search
Tujuan utama dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan solusi distribusi LNG yang
memiliki biaya transportasi tahunan dan biaya investasi tangki di darat yang minimal. Untuk
mencapai tujuan tersebut, analisis perhitungan dilakukan dalam dua tahap yaitu: optimasi rute
distribusi LNG dan analisis ekonomi skenario distribusi LNG terpilih. Optimasi rute distribusi
sangat diperlukan karena hasil optimasi akan berpengaruh langsung terhadap waktu pulang
pergi (RTT, total pelayaran kapal) dan kapasitas penyimpanan di darat pada terminal penerima.
Jika jumlah trayek dalam skenario distribusi LNG berkurang, maka setiap trayek akan lebih
panjang karena lebih banyak terminal yang dikunjungi, RTT juga akan membutuhkan waktu
lebih lama dan akan membutuhkan kapasitas yang lebih besar untuk tangki di darat di terminal
penerima. Kapasitas tangki darat yang lebih besar dari terminal penerima akan membutuhkan
lebih banyak biaya investasi. Begitu pula jika jumlah trayek tiap skenario bertambah, maka
jarak tiap trayek semakin kecil, kapasitas terminal penerima juga berkurang tetapi biaya
operasional akan bertambah karena jumlah kapal yang digunakan bertambah. Dari gambaran
tersebut dapat disimpulkan bahwa permasalahan optimasi rute distribusi merupakan optimasi
multi tujuan yang bertujuan untuk meminimalisasi biaya operasional kapal dan investasi on
shore tank.
Gambar 4. Flowchart Metodologi
Seperti banyak metode optimasi lainnya, terdapat beberapa kendala, yaitu: 1) setiap terminal
penerima hanya dilayani satu kali di setiap trayek, 2) demand setiap terminal penerima lebih
15
kecil dari kapasitas kapal tanker LNG, 3) setiap trayek dilayani oleh kapal yang berbeda,
meskipun dimungkinkan menggunakan ukuran kapal tanker LNG yang sama, 4) terdapat
beberapa kapasitas kapal tanker mulai dari kapasitas mulai dari 3.000 m3, 7.500 m3, 10.000
m3, 12.000 m3, 14.000 m3, 18.000 m3, 20.000 m3 dan 40.000 m3. Perhitungan distribusi rute
memerlukan beberapa data, yaitu: a) jarak matriks antar terminal penerima b) matriks
permintaan LNG harian masing-masing terminal penerima c) data kapal tanker LNG, seperti:
kapasitas tangki kapal, biaya sewa harian, dan tingkat konsumsi bahan bakar . Gambar 86
menunjukkan diagram alir metodologi optimasi rute distribusi yang digunakan:
Prosedur komputasi optimasi rute distribusi dibagi menjadi 3 tahap, yaitu: 1) pencarian rute
awal menggunakan semua terminal sebagai seed rute, 2) pembuatan skenario distribusi dengan
memperluas rute awal, 3) perhitungan detail parameter yang digunakan untuk sortasi dan
seleksi solusi terbaik. Gambar 5 di bawah ini menunjukkan ilustrasi tiap fase:
Gambar 5. Komputasi dibagi menjadi 3 fase
Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 5 di atas, fase 1 menghasilkan rute awal dengan
menggunakan setiap terminal sebagai seed. Rute tersebut dilayani oleh kapal tertentu. Semua
16
spesifikasi rute, seperti kapasitas kapal akan tetap tidak berubah untuk fase yang tersisa. Pada
fase 2, rute awal yang dihasilkan pada fase 1 diperluas hingga semua terminal penerima
dilayani. Pada fase ini, skenario distribusi dibentuk dengan sebagian parameternya dihitung.
Tahap 3 melanjutkan penghitungan tahap 2 dengan menghitung semua parameter yang akan
digunakan untuk mengurutkan skenario distribusi. Tindakan yang dilakukan pada fase 3 adalah
memilih skenario terbaik. Prosedur rinci algoritma optimasi dapat ditemukan pada deskripsi
pseudocodes di bawah ini:
Gambar 6. Pencarian Rute Awal
Pencarian Rute Awal
Dalam penelitian ini, teknik yang sedikit berbeda digunakan untuk pemilihan seed awal, semua
terminal penerima akan digunakan sebagai seed dalam pembangkitan jalur awal. Ini bertujuan
untuk memperluas area cakupan pencarian solusi, sehingga algoritma optimasi dapat dengan
mudah menemukan solusi global yang optimal. Dengan bertambahnya jumlah seed, semakin
banyak jalur awal yang akan dihasilkan. Proses iterasi (pada baris 16, Gambar 87), dimulai
dengan loop untuk setiap terminal yang disediakan. Pada iterasi level selanjutnya (line 17,
Gambar 87) dilakukan looping lebih lanjut untuk setiap kapasitas kapal Tanker LNG mulai dari
yang terkecil hingga yang terbesar.
Proses selanjutnya adalah pembuatan rute awal berdasarkan terminal benih dan kapal. Seperti
prosedur perhitungan CVRP lainnya, pembangkitan rute dimulai dari benih kemudian
disebarkan ke terminal terdekat dan berlanjut hingga batas bawah kapasitas kapal terpenuhi.
Logika yang sama juga digunakan dalam fungsi Make Route Ship (baris 1, Gambar 87). Rute
yang dibangkitkan untuk kapal tertentu, kemudian akan digunakan untuk membangkitkan rute
17
lain dengan kapal yang lebih besar, sehingga diperoleh rute yang lebih panjang. Perulangan
berlanjut sampai semua spesifikasi kapal digunakan. Output fase 1 merupakan kumpulan rute
awal yang akan digunakan untuk menghasilkan skenario distribusi pada fase 2.
Pembuatan Skenario Distribusi
Setelah mendapatkan rute tersebut pada fase 1, proses perhitungan dilanjutkan dengan
perluasan setiap rute awal hingga semua terminal telah terlayani. Algoritma melakukan
pengecekan apakah ada terminal yang belum terlayani, jika ada maka akan dilanjutkan dengan
membuat rute baru. Rute baru dibuat menggunakan terminal benih yang terdekat dengan
terminal terakhir pada rute sebelumnya. Proses berlanjut dengan kapasitas kapal yang lebih
besar untuk menghasilkan rute lain yang lebih panjang. Prosedur Make Route Ship (baris 1,
Gambar 87) digunakan sekali lagi untuk menyederhanakan dan mempercepat perhitungan.
Proses iterasi akan dihentikan jika semua terminal penerima dilayani, yang berarti skenario
distribusi sudah terbentuk. Mengulangi proses iterasi untuk semua rute awal dari fase 1 dan
spesifikasi kapal akan menghasilkan kumpulan skenario distribusi. Setiap skenario terdiri dari
beberapa rute dan setiap rute dilayani oleh satu kapal tanker LNG. Setiap trayek pada masing-
masing skenario terdiri dari jarak trayek (dalam nautical miles), round trip time (RTT in days)
dan spesifikasi kapal LNG Tanker. Data tersebut akan digunakan sebagai masukan untuk
perhitungan selanjutnya pada tahap 3 yaitu memilih skenario distribusi terbaik.
Gambar 7. Pembuatan Skenario Distribusi
Memilah dan Memilih Skenario Terbaik
Setelah mendapatkan beberapa data rute dari tahap 2 di atas, proses dilanjutkan dengan
perhitungan total biaya transportasi tahunan dan kapasitas tangki LNG darat untuk masing-
18
masing skenario. Kedua parameter ini, bersama dengan parameter dasar lainnya seperti: jarak
skenario total, skenario RTT rata-rata, penjumlahan seluruh kapasitas kapal, akan digunakan
sebagai parameter pemilahan dan selanjutnya dipilih skenario terbaik sesuai dengan tujuan
yang telah ditentukan. Pada titik ini optimasi rute distribusi telah selesai dan keluarannya
berupa beberapa skenario terbaik. Skenario terbaik ini kemudian akan digunakan sebagai
masukan untuk analisis ekonomi untuk mendapatkan lebih banyak data kinerja ekonomi,
seperti: total biaya operasional selama 10 tahun dan biaya investasi yang dibutuhkan untuk
membangun dermaga, tangki penyimpanan LNG dan fasilitas penerima di darat.
Proses perhitungan dilakukan melalui iterasi perhitungan yang tersusun atas operasi seleksi,
operasi rekombinasi (crossover) dan operasi mutasi. Proses iterasi akan berhenti apabila
mencapai kondisi konvergen (mencapai error yang kecil) atau jumlah iterasi tertentu.
Gambar 8. Memilah kriteria komputasi
Gambar 9 menunjukkan konsep distribusi LNG yang diterapkan dalam penelitian ini. Angka
ini tidak memuat semua pembangkit listrik yang harus dipasok oleh LNG karena hanya
sebagian pembangkit yang ditarik untuk menafsirkan skema distribusi umum untuk penyaluran
LNG. Gambar di bawah ini menunjukkan lokasi sumber LNG di Teluk Bintuni (Tangguh
LNG), FSU sebagai hub utama terletak di Fakfak dan beberapa terminal penerima yang
berfungsi sebagai mini hub distribusi LNG pembangkit listrik lainnya.
Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 9, skema distribusi LNG untuk wilayah Papua terdiri
dari beberapa alternatif distribusi. Alternatif terpilih dalam gambar ini tidak menggunakan
semua alternatif yang tersedia pada bab sebelumnya. Transportasi darat merupakan salah satu
19
alternatif yang tidak diperhatikan. Transportasi darat belum siap di wilayah Papua karena
infrastruktur belum tersedia. Transportasi darat tidak mendukung transportasi LNG karena
kondisi jalan yang tidak datar dengan topografi pegunungan. Hal ini menyulitkan truk untuk
mengangkut LNG melalui jalur darat.
Gambar 9. Konsep skema distribusi LNG
Dalam pemilihan skema distribusi LNG juga memperhatikan cara untuk menekan biaya modal
awal serta biaya operasional kapal. Misal, memilih ukuran carrier LNG yang lebih besar,
berarti biaya awal akan meningkat. Untuk meminimalisir biaya tersebut dapat dilakukan dengan
menggunakan kapal LNG yang lebih kecil. Untuk melakukannya, mini Hub dapat dibuat.
Berdasarkan Gambar 9, penyaluran LNG secara umum membutuhkan beberapa infrastruktur
seperti di bawah ini.
1. Sumber LNG dari Tangguh LNG
2. Floating Storage Unit (FSU) sebagai Hub utama ada di Fakfak
3. Transportasi dari Hub utama - mini Hub menggunakan pengangkut LNG konvensional
4. Mini Hub - terminal penerima menggunakan pembawa LNG konvensional dan tongkang
LNG / LCT
20
Dengan memperhatikan konsep penyaluran LNG Umum di atas dan berdasarkan metode
optimasi Greedy Search maka penyaluran LNG untuk Provinsi Papua, Papua Barat dan Maluku
dapat dilihat seperti pada Gambar 10. Gambar tersebut merupakan skema penyaluran LNG
untuk seluruh pembangkit yang beroperasi setelah tahun 2022.
Gambar 10. Skema Distribusi LNG yang mencakup semua pembangkit listrik (Setelah 2022)
Pada tahap ini seluruh pembangkit listrik telah dioperasikan. Kilang Tangguh III juga telah
selesai konstruksi dan siap dioperasikan. Namun FSU sebagai sarana hub STS masih beroperasi
pada tahap ini meskipun Jetty Tangguh II akan siap beroperasi pada tahun 2022. Pasalnya
alokasi sandar Tangguh jetty II untuk pengangkut LNG skala kecil terbatas. Dalam satu tahun,
baru ada 37 kargo pengangkut LNG skala kecil yang dialokasikan untuk kebutuhan lokal.
Sebaliknya, jumlah perjalanan kebutuhan lokal pembangkit listrik di wilayah Papua dan
Maluku lebih dari 150 trip / tahun. Jumlah ini lebih dari jumlah alokasi sandar kapal pengangkut
LNG mini. Selain itu, kepadatan lalu lintas akan meningkat drastis ketika semua pengangkut
LNG skala kecil harus datang ke Jetty Tangguh II untuk pemuatan LNG. Operasi STS
ditunjukkan pada Gambar 11.
21
Gambar 11. FSU sebagai main hub berlokasi di Fak-Fak
Semua terminal penerima pembangkit listrik tersebar di lokasi-lokasi seperti yang ditunjukkan
pada Gambar 11. Ada beberapa jalur distribusi LNG. Jumlah dan ukuran masing-masing
pengangkut LNG, FSU, tongkang LNG dan LCT yang dioperasikan pada tahap ini dapat dilihat
pada Tabel 24. Tongkang LNG dan LCT digunakan karena kedalaman air yang rendah yang
membuat pengangkut LNG konvensional tidak mampu untuk datang. lokasi ini seperti di
Bintuni. Kedalaman air tidak cukup untuk draft pembawa LNG.
Gambar 11 juga menunjukkan skema distribusi LNG yang telah diusulkan untuk Tahap III
(setelah 2022). Skema distribusi ini merupakan alternatif yang paling optimal. Pada bab ini,
kita akan melihat lebih detail skema yang diusulkan agar distribusi LNG secara ekonomis layak
untuk dilihat dari segi bisnis. Skema distribusi yang diusulkan membutuhkan kapal yang dapat
dilihat pada Tabel 6.
Tabel 6 Kapal yang dibutuhkan untuk distribusi LNG
Shuttle Vessel Number
FSU (125,000 - 150,000 m3) 1
Mini LNG Carrier 14,000 m3 2
22
Shuttle Vessel Number
Mini LNG Carrier 12,000 m3 1
Mini LNG Carrier 10,000 m3 1
Mini LNG Carrier 7,500 m3 1
LCT/LNG Barge 100ft
(Special case for Bintuni – Fakfak.
Conventional LNG-C is not capable to be
operated in Bintuni which has shallow
water depth in Batubara River)
1
Pada skema distribusi ini, beberapa rute dibuat dengan mengimplementasikan mini hub
sedangkan STS Fakfak sebagai hub utama dioperasikan secara kontinyu di semua tahapan. Hub
ini melayani semua rute utama dengan menyediakan FSU untuk memungkinkan transfer Kapal
ke Kapal. Skema pendistribusian LNG pada tahap ini membutuhkan FSU sebagai sarana STS,
sedangkan beberapa mini hub juga diterapkan untuk memungkinkan pendistribusian LNG ke
lokasi pembangkit lainnya. Rute utama dengan menggunakan LNG carrier dan mini hub yang
diterapkan dapat dilihat seperti pada Gambar 11 dan secara detail dapat dilihat sebagai berikut.
1. Rute 1 FSU sebagai Hub
Voyage route : STS Fak fak - Sorong - Manokwari - Raja Ampat - STS Fak fak
Shuttle vessel : LNG Carrier 14,000 m3
2. Rute 2 FSU sebagai Hub
Voyage route: STS Fak fak - Maba - Halmahera - Malifut - Tobelo - Morotai - Ternate
- Sofifi - Tidore - Bacan - Sanana - STS Fak fak
Shuttle vessel : LNG Carrier 14,000 m3
3. Rute 3a FSU sebagai Hub
Voyage route: STS Fak fak - Langgur - Kaimana - STS Fak fak
Rute 3b FSU sebagai Hub
Voyage route: STS Fak fak - Fakfak - Seram - Saparua - Ambon - Namrole - Namlea -
Bula - STS Fak fak
Shuttle vessel : LNG Carrier 12,000 m3
4. Rute 4 Manokwari sebagai mini Hub
Voyage route: Manokwari - Biak - Jayapura - Sarmi - Serui - Nabire - Manokwari
Shuttle vessel : LNG Carrier 10,000 m3
23
5. Rute 5 Langgur sebagai mini Hub
Voyage route: Langgur - Dobo - Timika - Merauke - Saumlaki - Moa - Wetar – Langgur
Shuttle vessel : LNG Carrier 7,500 m3
6. Rute 6 Fakfak sebagai mini Hub
Voyage route: Fakfak - Bintuni - Fakfak
Shuttle vessel : LNG/LCT Barge 100 feet
Fasilitas di setiap terminal penerima tergantung pada kebutuhan fasilitas berdasarkan moda
transportasi yang digunakan. Berikut Tabel 7, Tabel 8, Tabel 9 dan Tabel 10 adalah daftar
fasilitas di masing-masing pembangkit listrik di Provinsi Papua, Papua Barat, Maluku dan
Maluku Utara. Fasilitas di setiap lokasi terminal penerima pembangkit di Provinsi Papua Barat
dapat dilihat pada Gambar 3 dan Tabel 2.
Gambar 12. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik
di Papua barat
24
Tabel 7. Fasilitas pada termainal penerimaan di provinsi Papua
LOKASI FASILITAS TAHAP III
Bintuni
Esmasi dari panjang Trestle dari Jetty (m) 50
Number of LNG ISO Tank 40 feet 40
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 2
Fakfak
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 240
Number of standard LNG Storage 400 m3 7
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 3
LNG Filling Station unit 1
Kaimana
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 2
Manokwari
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Capacity of LNG Storage 18,400 m3
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 9
Filling Station unit 1
Raja
Ampat
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 440
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 2
Sorong
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 750
Capacity of LNG Storage 4,800 m3
Capacity of Regasification Unit (MMSCFD) 9
25
Gambar 13. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik
di Maluku
Tabel 8 Fasilitas penerimaan terminal di provinsi Papua
LOCATION FACILITIES STAGE III
Biak
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 5
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
5
Jayapura
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Capacity of LNG Storage 7,600 m3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
19
Merauke
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 8
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
6
Nabire Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 7
26
LOCATION FACILITIES STAGE III
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
7
Serui
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 440
Number of standard LNG Storage 400 m3 3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
3
Timika
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 5
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
3
Sarmi
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 250
Number of standard LNG Storage 400 m3 1
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD)
1
Seperti halnya di Provinsi Papua dan Papua Barat, pembangkit listrik di Provinsi Maluku
dilayani oleh transportasi laut dengan menggunakan pengangkut LNG. Fasilitas yang perlu
disiapkan di terminal penerima ditunjukkan pada Tabel 8.
Gambar 14. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan di Maluku Utara
1
Ambon
1Jetty 200m
12Regas (mmscfd)
1
Bula
2
1
4
Dobo
1Jetty 540m
3Regas (mmscfd)
LNG-C 7.5K
@400m3
1
Langgur
1Jetty 200m
6Regas (mmscfd)
12800m3
1
2
Moa
1Jetty 150m
2Regas (mmscfd)
@400m3
LNG-C 12K
6800m3
2
Regas (mmscfd)
LNG-C 7.5K
1LNG Filling Station
LNG-C 7.5K
Namlea
1
3
1Jetty 440m
3Regas (mmscfd)
@400m3
1
LNG-C 12K LNG-C 12K
@400m3
1Jetty 500m
27
Tabel 9 Failitas terminal penerimaan di provinsi Maluku
LOCATION FACILITIES STAGE III
Ambon
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 200
Capacity of LNG Storage 6,800 m3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 12
Bula
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Dobo
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 540
Number of standard LNG Storage 400 m3 4
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 3
Langgur
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 200
Capacity of LNG Storage 12.800
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 6
Filling Station Unit 1
Moa
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 150
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Namlea
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 440
Number of standard LNG Storage 400 m3 3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 3
Namrole Estimation of Trestle length of Jetty (m) 520
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
28
LOCATION FACILITIES STAGE III
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Saparua
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 150
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Saumlaki
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 250
Number of standard LNG Storage 400 m3 4
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 3
Seram
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Wetar
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 150
Number of standard LNG Storage 400 m3 1
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 1
Gambar 15. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit listrik di
Papua
29
Gambar 1516. Fasilitas yang dibutuhkan untuk terminal penerimaan pada pembangkit
listrik di Papua [Lanjutan]
Tabel 10 Facility of receiving terminal in Province Maluku Utara
LOCATION FACILITIES STAGE III
Bacan
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 630
Number of standard LNG Storage 400 m3 4
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 3
Halmahera
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 560
Number of standard LNG Storage 400 m3 3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Maba
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 440
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Malifut
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 500
Number of standard LNG Storage 400 m3 1
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 1
Morotai Estimation of Trestle length of Jetty (m) 540
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Sanana Sofifi Ternate Tidore Tobelo
1
3
1Jetty 310m
3Regas (mmscfd)
@400m3
13
1
2
2
Regas (mmscfd)
1
1Jetty 240m
14Regas (mmscfd)
LNG-C 14K
7200m3
1
1Jetty 220m
6Regas (mmscfd)
4800m3
1
6
1Jetty 750m
5Regas (mmscfd)
LNG-C 14KLNG-C 14KLNG-C 14KLNG-C 14K
@400m3
@400m3
1Jetty 370m
30
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Sanana
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 310
Number of standard LNG Storage 400 m3 3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 3
Sofifi
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 370
Number of standard LNG Storage 400 m3 2
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 2
Ternate
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 240
Capacity of LNG storage 7,200 m3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 14
Tidore
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 220
Capacity of LNG storage 4,800 m3
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 6
Tobelo
Estimation of Trestle length of Jetty (m) 750
Number of standard LNG Storage 400 m3 6
Capacity of Regasification Unit
(MMSCFD) 5
Fasilitas terminal penerima meliputi panjang tiang penyangga jetty, jumlah tangki penyimpanan
LNG dan kapasitas regasifikasi. Panjang jembatan untuk dermaga bervariasi tergantung pada
data batimetri di setiap pantai terminal penerima. Sedangkan jumlah tangki penyimpan LNG
dan kapasitas unit regasifikasi tergantung dari kapasitas pembangkit, berapa lama pulang pergi
kapal dan kecepatan kapal.
31
II. 5 Desain Penerima Terminal LNG
Operator LNG mengirimkan LNG dari Kilang LNG ke Terminal Penerima. Komponen utama dari
terminal LNG yang diusulkan, termasuk fasilitas dermaga laut untuk pembongkaran LNG, tangki
khusus untuk penyimpanan LNG, peralatan proses untuk regasifikasi LNG, utilitas dan infrastruktur
lainnya. Penelitian ini mengusulkan desain terminal Penerima LNG yang terdiri dari beberapa
sistem sebagai berikut:
1. Sistem Transfer LNG
Dermaga dan jembatan penyangga kapal pengangkut LNG. Desain jetty ini akan bervariasi
berdasarkan ukuran kapal dan faktor lingkungan. Desain jetty dijelaskan pada bab 12.
Sistem pembongkaran LNG menggunakan lengan pemuatan atau selang fleksibel kriogenik
dan sambungan pipa saluran untuk pemindahan LNG dan BOG dari kapal ke fasilitas
penyimpanan di darat.
2. Sistem Penyimpanan LNG
Penyimpanan LNG dirancang dengan menggunakan tangki tipe peluru berinsulasi dengan
kapasitas penyimpanan 400 m3 LNG. Tangki jenis ini diperkirakan akan menghasilkan LNG
Vapor (BOG) sebesar 0,20% -0,25% per hari. Setiap terminal penerima LNG memiliki
jumlah tangki yang bervariasi tergantung pada jadwal pengiriman dan tingkat konsumsi
pembangkit listrik.
Sistem pengolahan BOG dengan pemanas gas dan kompresor booster untuk memanfaatkan
BOG yang dihasilkan pada proses pembongkaran dan penyimpanan LNG.
Pompa umpan LNG untuk memompa LNG dari tangki penyimpanan ke Unit Regasifikasi.
3. Sistem Regasifikasi LNG
Boiler untuk pembangkit steam dan juga berfungsi sebagai pembakaran gas jika
dibangkitkan BOG atau Gas Alam yang dibangkitkan diatas kondisi normal.
Unit vaporizer yang terdiri dari heat exchanger tipe steam tube yang menerima steam dari
boiler. LNG yang berbentuk cair kemudian dipanaskan hingga LNG tersebut berubah
menjadi gas dengan temperatur berkisar antara 400-450Celsius.
Sistem transfer gas alam yang mengirimkan gas alam yang dihasilkan ke titik pengiriman di
pembangkit listrik. Aliran gas bumi menggunakan pipa gas baja karbon pada tekanan 8 - 12
bar dengan debit aliran yang bervariasi. Debit aliran gas alam bergantung pada konsumsi
gas untuk masing-masing pembangkit.
32
4. Sistem Pemuatan LNG, diperlukan terminal Penerima LNG yang dirancang untuk mengalirkan
LNG ke lokasi lain pada penelitian ini. Sistem pemuatan LNG terdiri dari:
Unit Dispenser LNG untuk pengisian tangki LNG ISO yang dikirimkan dengan truk dan
Landing Craft Tank (LCT). Ukuran Dispenser LNG dirancang untuk memenuhi waktu
pemuatan pada Optimalisasi Distribusi.
Pompa pemuatan LNG untuk memuat LNG ke LNG Barge
5. Sistem Pengendalian Proses dan Peralatan Darurat Sistem Pemantauan dan Pengendalian
Peralatan pemadam kebakaran (seperti monitor, Hydrant, Fire Extinguisher, dll.)
Pengecualian Sumber Pengapian. Sumber penyalaan yang tidak terkendali harus berada
dalam area aman yang telah ditentukan sebelumnya yang berpusat pada manifold kargo
pengangkut LNG.
Kait Rilis Cepat. Semua titik tambat harus dilengkapi dengan kait pelepas. Rakitan pengait
ganda harus disediakan pada titik-titik di mana banyak
Sistem Pembebasan Darurat. Di setiap lengan keras, terminal harus sesuai dengan sistem
ERS, yang dapat dihubungkan ke sistem ESD kapal. Sistem ini harus beroperasi dalam dua
tahap: Tahap pertama menghentikan pemompaan LNG dan menutup katup blok di jalur
pipa; tahap kedua memerlukan aktivasi otomatis dari kopling dry-break di PERC bersama
dengan katup pengapit yang bekerja cepat. Sistem ERS harus sesuai dengan standar
industri yang diterima.
Tabel di bawah ini menunjukkan daftar peralatan standar dari Desain Terminal Penerima LNG yang
diusulkan.
Tabel 11 Daftar peralatan untuk terminal penerimaan LNG
Sistem Detail Peralatan
LNG Transfer System
Jetty
LNG Metering Unit
Cryogenic Pipeline
LNG Storage System
LNG Storage Tank
LNG Pump (Feed)
Cryogenic Pipeline
Regasification System
LNG Buffer Tank
Vaporizer
Heat Exchanger (Steam Type)
Gas Heater (Steam)
Boiler
NG-Fired Boiler (Steam Feeder)
33
Sistem Detail Peralatan
Fresh Water Tank
Water Feeder Pump
BOG Treatment/Utilization System BOG Compressor
Gas Transfer System
Compressor (Booster)
Gas Heater
Gas Pipeline
Pigging System (Launcher & Receiver)
NG Metering Unit
Electric Generator Self-Driven Generator (Fuel Oil)
Storage Tank (Fuel Oil)
Building
Control Room
Office Building
Parking Area, Utilization Area, Etc.
Fire Fighting
Hydrant
Fire Alarm, Gas Detector
Portable Fire Extinguisher
Purging System N2 Storage
Piping, Valve, Etc.
Monitoring & Control System Process Control System, Dcs (Hardware &
Software Licenses)
Berdasarkan hasil optimasi terdapat alternatif - alternatif penyaluran LNG dalam penelitian ini.
Untuk mengakomodasi alternatif di atas, desain terminal Penerima LNG akan dikategorikan
menjadi empat jenis, sebagai berikut:
1. Tipe 1 adalah Terminal Penerima LNG standar yang diusulkan pada studi ini. LRT tipe 1
dirancang untuk menerima LNG, regasify LNG, dan mendistribusikan gas melalui pipa
saluran ke Pembangkit Listrik. Gambar 16 menunjukkan diagram proses terminal Penerima
LNG tipe 1.
Gambar 17. Diagram proses dari tipe 1 terminal penerimaan LNG
LNG Carrier
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
Vaporizer
Vaporizer
BOG Compressor
Boiler
Gas HeaterBOG
Compressor
Power Plant
LNG
Hot Steam
Natural Gas
Natural Gas
BOG
BOG
LNG
Hot Steam
34
2. Tipe 2 merupakan modifikasi tipe 1 dengan tambahan sistem pemuatan LNG. Jenis LRT ini
dirancang untuk menampung distribusi LNG menggunakan LNG Barge atau LCT. Gambar
17 menunjukkan diagram proses terminal Penerima LNG tipe 2.
Gambar 18. Diagram proses dari tipe 2 terminal penerimaan LNG
3. Tipe 3 merupakan modifikasi dari tipe 1 dengan tambahan sistem pengisian LNG menjadi
ISO Tank. Jenis LRT ini dirancang untuk menampung distribusi LNG dengan menggunakan
transportasi darat menggunakan Truck. Gambar 18 menunjukkan diagram proses terminal
Penerima LNG tipe 3.
Gambar 19. Diagram proses dari tipe 3 terminal penerimaan LNG
4. Tipe 4 dirancang untuk menerima distribusi LNG melalui transportasi darat. Terminal
Penerima LNG tipe 4 didesain tanpa jetty, Tangki Penyimpanan LNG dan menggunakan
ambient air vaporizer. Gambar 19 menunjukkan diagram proses terminal Penerima LN
LNG Carrier
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
Vaporizer
VaporizerBOG Compressor
Boiler
Gas HeaterBOG
Compressor
Power Plant
LNG
Hot Steam
Natural Gas
BOG
BOG
LNG
Hot Steam
LNG Loading Pump
LNG
LNG BargeFlexible Hose
LNG Carrier
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
LNG Storage Tank
Vaporizer
VaporizerBOG Compressor
Boiler
Gas HeaterBOG
Compressor
Power Plant
LNG
Hot Steam
Natural Gas
BOG
BOG
LNG
Hot Steam
LNG Dispenser Skid
LNG
LNG ISO Container
35
Gambar 20.Diagram proses dari tipe 1 terminal penerimaan LNG
II. 6. Desain Layout Berdasarkan NFPA 59A
National Fire Protection Association (NFPA) 59A Standard For The Production, Storage, And
Handling Of Liquefied Natural Gas (LNG) merupakan standar yang digunakan untuk proses
produksi, penyimpanan, dan penanganan LNG pada penelitian ini. NFPA 59A menjelaskan
pengaturan jarak minimum antara peralatan, tangki, refrigeran, struktur, proteksi kebakaran dan
faktor lain yang terkait dengan keselamatan pekerja dan semua fasilitas di terminal. Tabel di bawah
ini menunjukkan Ringkasan jarak minimum yang digunakan pada Rancangan Terminal Penerima
LNG yang diusulkan pada studi ini.
Tabel 12 Regulasi dari jarak minimal NFPA 59A
Plant and Sitting Layout Minimum
distance
unit
Storage
Distance between storage tank 2.15 m
Distance between storage tank and property 30 m
Clear space for access to all isolation valves serving multiple
containers
0.9 m
Vaporizer
Distance between vaporizer and property 30 m
Distance between vaporizer and storage tank 15 m
Distance between vaporizer and process equipment 15 m
Distance between vaporizer and important plant structures 15 m
Distance between vaporizer and loading/unloading connection 15 m
LNG ISO Tank
LNG ISO Tank
LNG ISO Tank Vaporizer
(Ambient Air)
Vaporizer(Ambient Air)
BOG Compressor
Gas HeaterBOG
Compressor
Power PlantNatural GasLNG
BOG
LNG Trailer & TracktorLand Transportation
36
Plant and Sitting Layout Minimum
distance
unit
Clearance between Vaporizer 1.5 m
Process Equipment
Distance between process equipment and property 15 m
Distance between process equipment and storage tank 15 m
Distance between process equipment and other ignition sources 15 m
Loading/unloading Equipment
Distance between dock for pipeline transfer of LNG and any
bridge
30 m
Distance between loading/unloading manifold and any bridge 61 m
Distance between loading/unloading connection and important
plant structures
15 m
Gambar di bawah ini menunjukkan tampilan atas Tata Letak terminal Penerima LNG yang
diusulkan berdasarkan NFPA 59A.
Gambar 21.Layout terminal penerimaan berdasarkan NFPA 59A
Gambar 22. Layout terminal penerimaan LNG type 1 berdasarkan NFPA 59A
37
Gambar 23. Layout terminal penerimaan LNG type 3 berdasarkan NFPA 59A
Gambar 24. Layout terminal penerimaan LNG type 4 berdasarkan NFPA 59A
II. 7. Konseptual Desain – Lines Plan
Dalam rangka menentukan ukuran utama kapal yang optimal untuk didistribusikan di wilayah
Indonesia bagian timur maka dimulai dari tahap feasibility study. Hal ini dilakukan guna
mempermudahkan menentukan ukuran utama kapal yang disesuaikan dengan keadaan pada daerah
jalur pelayaran kapal yang akan didesain. Untuk feasibility study dilakukan pada kawasan Indonesia
bagian Timur khususnya Papua Bagian Selatan. Sumber gas bumi yang dipilih adalah fasilitas
kilang LNG Tangguh. Pemilihan sumber gas bumi ini dengan pertimbangan kilang LNG Tangguh
38
telah memiliki alokasi pasokan gas bumi untuk keperluan pembangkit listrik di wilayah Papua.
Pertimbangan lainnya adalah lokasi kilang LNG Tangguh yang berada di Teluk Bintuni, sehingga
jarak transportasi gas bumi akan semakin dekat. Kilang LNG Tangguh mempunyai kapasitas
produksi LNG 3,8 juta ton per tahun (MTPA) atau setara dengan 545 juta kaki kubik per hari
(MMSCFD). Gas bumi dari sumber kilang Tangguh akan didistribusikan dalam bentuk LNG yang
ditranportasikan dengan kapal LNG. LNG akan dikirimkan dengan kapal selanjutnya disimpan dan
diolah pada fasilitas terminal penerima LNG. Tabel 13 menunjukkan lokasi terminal penerima LNG
dengan kebutuhan LNG per hari dalam m3.
Tabel 13 Lokasi terminal dan Kebutuhan LNG
No. Lokasi Terminal
Penerima LNG
Kebutuhan LNG
(m3/hari)
1 Bintuni 55.2
2 Fak-fak 110.4
3 Kaimana 55.2
4 Merauke 220.8
5 Raja Ampat 55.2
6 Timika 276
Total 772.8
Sebelum dilakukan pembagian rute pelayaran, maka akan dijelaskan jarak tempuh dari block
pengisian gas hingga keseluruhan PLTG sehingga dapat dipilih rute yang tepat. Berikut merupakan
rute kapal pengangkut LNG seperti yang ditunjukkan pada Gambar 25.
Gambar 25. Peta Sebaran Lokasi Terminal Penerima dan Rute Distribusinya
39
Selain fasilitas untuk produksi kilang LNG Tangguh memiliki fasilitas tambat berupa dermaga
untuk kapal pengangkut LNG. Fasilitas dermaga ini digunakan kilang LNG Tangguh untuk
mendistribusikan LNG yang diproduksi meenggunakan kapal LNG. Dalam rangka menyukseskan
program papua terang, dirancanglah Kapal LNG dengan maksud dapat menjadi inovasi dalam
desain LNG. Pengisian LNG akan dilakukan pada Kilang LNG Tangguh yang berada di Teluk
Bintuni lalu didistribusikan ke setiap stasiun pembangkit listrik tenaga gas didaerah Bintuni, Raja
Ampat, Fakfak, Kaimana,Timika, dan Merauke. Mobile crane digunakan untuk bongkar muat LNG
dimana waktu yang dibutuhkan kapal untuk satu kali round trip adalah 9 hari. Tabel 14.
menunjukkan jarak satu kali trip dari kilang Tangguh menuju terminal penerima LNG yang
didapatkan berdasarkan matriks jarak.
Tabel 14 Jarak Satu kali Trip Kapal LNG
X Origin X Destination Jarak (km)
X14 Tangguh X2 Bintuni 78
X2 Bintuni X9 Rajaampat 693
X9 Rajaampat X3 Fakfak 566
X3 Fakfak X5 Kaimana 379
X5 Kaimana X13 Timika 427
X13 Timika X7 Merauke 762
X7 Merauke X14 Tangguh 1456
Total Jarak 4361
Setelah didapatkan semua data mengenai rute pelayaran, kebutuhan sarat, kebutuhan tangki, dan
lain lain. Maka dilakukan penentuan ukuran utama dan data utama dalam penentuan desain dari
Mini LNG. Penentuan ukuran menggunakan metode kapal pembanding yang telah lebih dulu
berlayar. Berikut data – data kapal pembanding dapat dilihat pada Gambar 26 dan Gambar 27:
Gambar 26. Kapal Pembanding 1
40
Gambar 27. Kapal Pembanding 2
Dari kedua data kapal pembanding diatas lalu disesuaikan rasio perancangan untuk kapal LNG
sehingga dapatkan ukuran utama kapal pada Tabel 15. :
Tabel 15 Ukuran dan Data Utama Kapal
Jenis Kapal : LNG
Jenis Muatan : LNG C TANK
LPP : 128,02 meter
LOA : 135 meter
Breadth : 20 meter
Depth : 10 meter
Draft : 6,5 meter
Kecepatan Dinas : 15 Knot
Cb : 0.77
Radius Pelayaran : 2354,94 Nautica Miles
Lama Waktu Pelayaran : 9 Hari
Rute Pelayaran : Tangguh – Bintuni – Raja Ampat – Fak-fak – Kaimana –
Timika - Merauke
Daerah Pelayaran : Perairan Dalam
Peraturan Klasifikasi : Biro Klasifikasi Indonesia 2014
Crew : 23 ABK
41
Maka selanjutnya dilakukan desain rencana garis dengan acuan data utama pada Tabel 4.5.
Dilakukanlah perancangan kapal meliputi gambar pandangan Body Plan, Half Breatdh Plan, dan
Sheer Plan. Setiap pandangan saling terproyeksi satu dengan lainnya. Berikut hasil rancangan garis
dapat dilihat pada Gambar 28.
Gambar 28. Lines Plan
II. 8. Konseptual Desain – General Arrangement
Rencana umum merupakan salah satu tahap yang ada dalam perencanaan awal suatu kapal
(preliminary design) dalam membuat suatu kapal baru / bangunan baru. Rencana umum sendiri
dapat diartikan sebagai suatu gambar yang mendeskripsikan tata letak dan perencanaan penempatan
peralatan pendukung yang ada di kapal. Berdasarkan pengertian tersebut kita dapat membagi space
kapal menjadi:
1. Ruang muat : merupakan perencanaan besarnya ruang muat yang ada di kapal sesuai
dengan peraturan kelas dan dengan memperhatikan konstruksinya.
2. Kamar mesin : merupakan perencanaan besarnya ruangan yang akan dipakai untuk
penempatan ship power plant dengan sistem pendukungnya.
42
3. Ruang akomodasi : merupakan perencanaan ruangan untuk kegiatan harian awak kapal di
atas kapal.
Selain perencanaan ruangan, gambar rencana umum juga digunakan sebagai pemetaan penampatan
peralatan bantu kapal saat berlayar maupun saat kapal berlabuh dan tambat. Pada gambar rencana
umum segala kebutuhan peralatan dan perlengkapan kapal harus dihitung berdasarkan peraturan
dan regulasi yang berlaku. Adapun kebutuhan-kebutuhan yang perlu diperhitungkan dalam gambar
rencana umum adalah sebagai berikut:
1. Kebutuhan daya motor penggerak utama kapal
Perhitungan ini berdasarkan perhitungan tahanan kapal dengan metode yang dipilih
sehingga dapat dilakukan pemilihan motor induk kapal.
2. Perhitungan konstruksi kapal sesuai dengan peraturan klas yang dipakai
Perencanan tinggi dasar ganda, letak sekat-sekat tubrukan dan jumlahnya di ruang muat,
konstruksi pondasi mesin untuk lining poros baling-baling dengan propeller.
3. Perencanaan kebutuhan pendukung akomodasi
Perencanaan crew dan ruang akomodasi
4. Perencanan kebutuhan pendukung operasional kapal
Perencanaan tangki-tangki, peralatan bongkar muat, peralatan tambat dan berlabuh,
peralatan keselamatan kapal dan navigasi kapal.
Secara umum gambar rencana umum mempunyai fungsi utama adalah sebagai gambar pemetaan
utama ruangan-ruangan di kapal dengan akses jalan antar ruangan yang mudah. Selain itu juga
menunjukkan pemetaan akses jalan ke peralatan-peralatan kapal dan permesinan kapal agar dapat
diakses dengan mudah. Gambar rencana umum ini juga dapat digunakan untuk perencanaan
penempatan peralatan keselamatan kapal dan peralatan pemadam kebakaran (Safety and Fire
Fighting Arrangement).Gambar-gambar yang dibutuhkan untuk pembuatan gambar rencana umum
yang paling utama adalah gambar rencana garis (Lines Plan). Selain itu gambar pendukungnya
lainnya adalah gambar-gambar pendukung bongkar muat, peralatan permesinan geladak
pendukung, dan lain-lain. Gambar desain rencana umum dapat dilihat pada gambar 29.
43
Gambar 29. Desain Rencana Umum Kapal LNG
Berdasarkan kebutuhan crew yang bertugas di kapal LNG adalah sebanyak 23 orang. Dengan
ditentukannya jumlah crew ini maka dapat mengetahui kebutuhan consumable kapal tesebut
diantaranya seperti sludge tank, bilge tank, fresh water, sewage tank dan kebutuhan provision store.
Jumlah berat tersebut diperuntukkan penentuan DWT kapal, dengan demikian payload dapat
disesuaikan dengan berat yang dapat dimuat oleh kapal. Untuk mengurangi komplesitas pula maka
telah ditentukan juga mengenai waktu bongkar muat adalah konstan selama 3 jam, dengan waktu
dipelabuhan adalah konstan selama 6 jam, dan untuk mengatasi ketidakpastian kondisi pelayaran
setiap pelayaran dari satu lokasi ke lokasi lain ditambahkan alokasi 3 jam. Sedangkan kebutuhan
yang berkaitan dengan sistem operasional kapal seperti fuel oil, settling tank, daily tank, diesel oil
dan lubricating oil, merupakan fungsi dari faktor pemilihan mesin, jarak tempuh atau rute
pelayaran, dan koefisien terkait. Berikut adalah perencanaan dan kapasitas tangki dari kapal LNG
sesuai desain di maxsurf:
44
Tabel 16 Daftar kebutuhan consumable kapal LNG Item Perhitungan Berat (ton) Tangki Perencanaan (m3)
Jumlah crew 23 -
FOT 160,48 246,555
DOT 64,19 102,642
Sump Tank 0.056 1,727
Lubricating Oil Tank 0.27 1,676
Sludge Tank - 1,682
Bilge Tank - 34,441
Fresh Water Tank 32,2 52,04
Seawage - 39,948
Forepeak Tank - 114,488
Afterpeak Tank - 585,044
Water Ballast Tank
(WBT)
- 1109,67
Setelah dirancang bagaimana bentuk tiap ruangan dan penempatan semua perangkat penunjang
pada kapal. Untuk membuat bentuk dari rancangan umum menjadi lebih realistis maka dibuatlah
pemodelan dalam bentuk 3 dimensi, bentuk dari 3 dimensi dari LNG dapat dilihat pada Gambar 30.
Gambar 30 Bentuk 3 Dimensi LNG
Pada rancangan umum yang telah dirancang LNG dirancang dengan 2 iso tank tipe C. Menggunakan
crane guna mempermudah dalam proses loading unloading pada daerah – daerah port dengan
45
perlengkapan yang minim. Sehingga Mini LNG dapat melakukan kegiatan tanpa terbatas sarana
prasana port didaerah Indonesia Timur. Kapal LNG pun dilengkapi dengan bow thruster guna
memudahkan manuver didaerah daerah port dengan keterbatasan kapal pandu. Untuk kemudahan
loading unloading pun pipa guna distribusi LNG pun dibuat menjadi 3 port pengisian. Dilakukan
pula perhitungan kebutuhan waktu untuk bongkar muat tiap port guna mengetahui kebutuhan waktu
kapal untuk sekali trip. Berikut rumusan guna perhitungan waktu bongkar muat tertera pada
persamaan 1 :
𝑊𝑎𝑘𝑡𝑢 𝑏𝑜𝑛𝑔𝑘𝑎𝑟 𝑚𝑢𝑎𝑡 (ℎ𝑜𝑢𝑟) =𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑚𝑢𝑎𝑡𝑎𝑛 (𝑚3)
kapasitas pompa yang dipakai (m3
hr) (1)
Dilakukanlah pemilihan pompa kargo sebagai data penunjang perhitungan waktu bongkar muat.
Guna mempersingkat waktu bongkar muat dibutuhkan pompa kargo yang dapat melakukan supply
muatan dengan waktu minimalis. Sehingga setelah dilakukan perhitungan ditentukanlah digunakan
pompa WARTSILA EFP24-8. Berikut spesifikasi lengkap dari pompa tersebut dapat dilihat pada
Tabel 17.
Tabel 17 Spesifikasi Pompa Kargo
Merk : WÄRTSILÄ SVANEHØJ ECA
FUEL PUMP MODEL EFP
Type : EFP24 – 8
Capacity Range (m3/hr) : 1.5 – 30
Head (mlc) : 20 – 480
Differential Pressure for Lng (Bar) : 1 – 24
Power Consumption at nominal duty point (kW) : 31
Motor Size (kW) : 34.5
Diameter Suction (mm) : 800
Untuk mengetahui segi stabilitas kapal dari Mini LNG dilakukan simulasi stabilitas statis
menggunakan perangkat lunak Maxsurf Stability.
II. 9. Konseptual Desain – Uji Tahanan Kapal Skala Software
Gambar 31 Model bentuk lambung 3D menggunakan software maxsurf modeler
46
Dari lines plan pada Gambar 28 dilakukan pemodelan menggunakan perangkat lunak Maxsurf
Modeler. Pemodelan dilakukan guna memvisualisasikan bentuk dari LNG dan menghitung
beberapa paramater dalam desain. Bentuk model 3D model dapat dilihat pada Gambar 31. Setelah
bentuk model 3D terbentuk dapat dihitung analisa hambatannya untuk mengetahui berapa besar
daya yang diperlukan untuk mengatasi gaya hambat tersebut sehingga kapal dapat beroperasi sesuai
dengan kecepatan dinasnya. Berdasarkan perhitungan prediksi hambatan yang dianalisa adalah
sebesar 6891.736 N dengan bentuk wake friction seperti pada Gambar 32.
Gambar 32 Wake friction Kapal LNG
Gambar 33 Grafik Holtrop Kapal LNG
Secara umum kapal yang bergerak di media air dengan kecepatan tertentu akan mengalami gaya
hambat (resistance) yang berlawanan dengan arah gerak kapal tersebut. Besarnya gaya hambat yang
terjadi harus mampu diatasi oleh gaya dorong kapal (thrust) yang dihasilkan dari kerja alat gerak
kapal (propulsor). Daya yang disalurkan (DHP) ke alat gerak kapal adalah berasal dari Daya Poros
47
(SHP), sedangkan daya poros sendiri bersumber dari daya rem (BHP) yang merupakan daya luaran
motor penggerak kapal.
Gambar 34 Alur penyaluran daya mesin
Ada beberapa pengertian mengenai daya yang sering digunakan dalam estimasi terhadap kebutuhan
daya pada system penggerak kapal, antara lain:
- Effective horse power (EHP)
- Tthrust horse power (THP)
- Delivered horse power (DHP)
- Shaft horse power (SHP)
- Brake horse power (BHP)
- Indicated horse power (IHP)
Dalam maxsurf resistance sehinggga dibutuhkan 1 buah mesin utama dengan daya mesin sebesar
5220 kW. Spesifikasi tipe mesin utama yang dipilih dapat dilihat pada Gambar 35 dan Tabel 18.
Gambar 35 Konfigurasi mesin utama kapal LNG Tipe 9L32
Tabel 18 Spesifikasi mesin Wartsila 9L32
Wartsila 9L32 ME IMO Tier II
Cylinder bore 200 mm Fuel specification : Fuel oil
Speed 720/750 rpm SFOC 183 g/kWh at ISO condition
48
Mean effective pressure 2.88 MPa
Rate power 720/750 rpm
Engine type 9L32
Dimension
LE1 : 6869 mm He1 : 2375 mm WE1 : 2610 mm HE2 : 2345 mm HE4 : 500 mm HE3 : 1155 mm LE2 : 5140 mm LE4 : 250 mm WE3 : 880 mm WE2 : 1350 mm WE5 : 1650 mm LE3 : 1285 mm HE5 : 1780 mm HE6 : 545 mm WE6 : 1340 mm LE5 : 705 mm Weight : 49.2
II. 10. Konseptual Desain – Uji Stabilitas Kapal Skala Software
Dalam melakukan perhitungan stabilitas diperlukan beberapa komponen untuk dianalisa
diantaranya adalah daftar komponen DWT dan LWT kapal kemudian ditentukan titik beratnya
seperti longitudinal center of gravity (LCG), transversal center of gravity (TCG), vertical center of
gravity (VCG). Masing-masing daripada titik berat terseut adalah diukur berdasarkan centerline
maupun base line. Analisa stabilitas dilakukan pada dua kondisi ekstrim diantaranya ketika kapal
dalam keadaan kosong dan penuh membawa muatan. Berikut merupakan kurva analisa stabilitas
pada kondis penuh:
49
Tabel 19 Tabel kriteria stabilitas kapal kondisi muatan penuh
Code Criteria Value Units Actual Status Margin %
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.1: Area 0 to 30 3,1513 m.deg 22,382
2
Pass +610,25
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.1: Area 0 to 40 5,1566 m.deg 39,156
5
Pass +659,35
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.1: Area 30 to
40
1,7189 m.deg 16,774
3
Pass +875,87
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.2: Max GZ at
30 or greater
0,200 m 1,712 Pass +756,00
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.3: Angle of
maximum GZ
25,0 deg 37,3 Pass +49,09
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.4: Initial GMt 0,150 m 2,527 Pass +1584,67
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.5: Passenger
crowding: angle of
equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.1.2.6: Turn: angle
of equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 -
Design criteria
applicable to all ships
3.2.2: Severe wind
and rolling
Pass
Angle of steady heel
shall not be greater
than (<=)
16,0 deg 0,6 Pass +95,97
Angle of steady heel
/ Deck edge
immersion angle
shall not be greater
than (<=)
80,00 % 2,65 Pass +96,69
Area1 / Area2 shall
not be less than (>=)
100,00 % 347,57 Pass +247,57
Dari kondisi penuh, kapal LNG memenuhi dari berbagai segi kriteria stabilitas baik stabilitas secara
umum. Didapatkan tinggi lengan pengembali maksimum pada 37,3 derajat dengan tinggi lengan
pengembali sebesar 1,712 meter. Selanjutnya disimulasikan kondisi kapal kosong guna mengetahui
kondisi stabilitas kapal saat melakukan peluncuran. Berikut hasil analisa kondisi kosong pada kapal
LNG :
50
Tabel 20 Tabel kriteria stabilitas kapal kondisi muatan kosong
Code Criteria Value Units Actual Status Margin %
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 0 to 30 3,1513 m.deg 21,5965 Pass +585,32
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 0 to 40 5,1566 m.deg 37,9831 Pass +636,59
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 30 to 40 1,7189 m.deg 16,3867 Pass +853,32
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.2: Max GZ at 30
or greater
0,200 m 1,671 Pass +735,50
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.3: Angle of
maximum GZ
25,0 deg 37,3 Pass +49,09
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.4: Initial GMt 0,150 m 2,379 Pass +1486,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.5: Passenger
crowding: angle of
equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.6: Turn: angle of
equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
3.2.2: Severe wind and
rolling
Pass
51
ships
Angle of steady heel
shall not be greater
than (<=)
16,0 deg 0,7 Pass +95,50
Angle of steady heel /
Deck edge immersion
angle shall not be
greater than (<=)
80,00 % 2,76 Pass +96,55
Area1 / Area2 shall not
be less than (>=)
100,00 % 349,57 Pass +249,57
Dari kondisi kosong, seluruh kriteria memenuhi rules yang ada dari berbagai segi kriteria stabilitas
baik stabilitas secara umum. Dan selanjutnya adalah analisa stabilitas pada saat keadaan
arrival/departure. Dengan asumsi bahwa jumlah muatan/payload berupa LNG 70% dari total
seluruh muatan, sedangkan tangki freshwater dan makanan 20% dari seluruh total durasi voyage 9
hari.
Tabel 21 Tabel Kriteria Stabilitas pada Kondisi Departure/Arrival
Code Criteria Value Units Actual Status Margin %
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 0 to 30 3,1513 m.deg 22,3680 Pass +609,80
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 0 to 40 5,1566 m.deg 38,1004 Pass +638,87
52
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.1: Area 30 to 40 1,7189 m.deg 15,7324 Pass +815,26
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.2: Max GZ at 30
or greater
0,200 m 1,596 Pass +698,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.3: Angle of
maximum GZ
25,0 deg 36,4 Pass +45,46
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.4: Initial GMt 0,150 m 2,534 Pass +1589,33
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.5: Passenger
crowding: angle of
equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.1.2.6: Turn: angle
of equilibrium
10,0 deg 0,0 Pass +100,00
A.749(18) Ch3 - Design
criteria applicable to all
ships
3.2.2: Severe wind
and rolling
Pass
Angle of steady heel
shall not be greater
than (<=)
16,0 deg 0,9 Pass +94,67
Angle of steady heel /
Deck edge immersion
angle shall not be
greater than (<=)
80,00 % 3,16 Pass +96,05
Area1 / Area2 shall
not be less than (>=)
100,00 % 317,89 Pass +217,89
Dapat dikatakan bahwa stabilitas untuk konversi kapal ini adalah baik ditunjukkan dengan
memenuhi semua kriteria yang disyaratkan.
53
BAB III STATUS LUARAN
III.1. Luaran yang Dihasilkan
Pada penelitian inovasi ini dititikberatkan pada feasibility study untuk mewujudkan jaringan rantai
pasok LNG, beberapa pemangku kepentingan harus berkontribusi sesuai dengan kemampuan
mereka untuk mendukung penggunaan gas sebagai pembangkit listrik di wilayah Indonesia.
Distribusi LNG terdiri dari beberapa bagian seperti Produksi LNG, Distribusi LNG, Terminal
Penerima, Pembangkit Listrik, dan Distribusi Tenaga Listrik. Peran penanganan produksi LNG,
pembangkit listrik dan distribusi listrik sudah jelas diambil oleh stakeholders baik dari pemerintah,
industri dan stakeholders lain. Ada peluang bagi BUMD untuk berperan di bidang pendistribusian
LNG dan terminal penerima LNG, seperti investasi modal jetty di terminal penerima atau FSU dan
lain-lain. Hal ini akan dibahas secara detail dalam ruang lingkup Feasibility Study guna memberikan
gambaran yang jelas tentang peran stakeholders. Selain itu pada akhir tahun pertama penelitian
ini didapatkan hasil optimasi rute yang disuplai oleh kapal dan konseptual desain kapal mini LNG
10.000. Konseptual desain ini diantaranya terdiri atas desain lines plan, general arrangement,
analisa stabilitas serta desain 3D.
III.2. Fokus Utama Inovasi yang dihasilkan dan Jenis Invoasi
Adapun fokus utama terhadap inovasi yang dilakukan adalah memanfaatkan metode Greedy Search
untuk menentukan optimasi skema distribusi LNG di wilayah Indonesia bagian Timur, Tengah dan
Barat. Tahapan didasarkan pada RUPTL (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik) 2016-2025
dengan pengaruh tertentu lainnya juga dipertimbangkan. Dengan menggunakan metode pemilihan
Analithic Hierarchy Process (AHP) yang mempertimbangkan tiga alternatif skema distribusi (LNG
barge / LCT, kabel bawah laut dan pipa gas bawah laut), dipilih tongkang LNG / LCT untuk
mengalirkan LNG ke pembangkit listrik Bintuni. Rute kapal yang diperoleh, jumlah kapal yang
dibutuhkan serta kapasitasnya ditunjukkan pada Gambar 38, Tabel 22 dan Tabel 23.
Strategi greedy untuk masalah rute kendaraan berkapasitas (yang memiliki kompleksitas komputasi
tinggi) adalah dengan heuristik sebagai berikut: "Pada setiap tahap, kunjungi terminal yang tidak
dikunjungi dan yang terdekat dengan kota saat ini". Heuristik ini tidak perlu menemukan solusi
terbaik, tetapi diakhiri dalam sejumlah langkah yang wajar; menemukan solusi optimal biasanya
membutuhkan banyak langkah yang tidak masuk akal. Dengan optimasi intematik, algoritma greedy
54
dapat memecahkan masalah kombinatorial yang memiliki sifat matroid. Secara umum, algoritma
greedy memiliki lima komponen:
1. Kumpulan kandidat, dari mana solusi tersebut dibuat
2. Fungsi seleksi, memilih kandidat terbaik untuk ditambahkan ke dalam solusi
3. Fungsi kelayakan, digunakan untuk menentukan apakah sebuah kandidat dapat digunakan
untuk berkontribusi pada solusi
4. Fungsi objektif, memberikan nilai pada solusi, atau solusi parsial, dan
5. Fungsi solusi, indikasi yang menunjukkan ketika kita telah menemukan solusi lengkap
Gambar 36. Ukuran single depot dan multiple vessel
Algoritma greedy yang menghasilkan solusi yang baik untuk beberapa masalah matematika, tetapi
tidak pada masalah lainnya. Sebagian besar masalah terjadi akan memiliki dua properti:
1. Greedy choice property
Kita dapat membuat pilihan apa pun yang tampaknya terbaik saat ini dan kemudian menyelesaikan
submasalah yang muncul kemudian. Pilihan yang dibuat oleh algoritma greedy mungkin
bergantung pada pilihan yang dibuat sejauh ini, tetapi tidak pada pilihan di masa mendatang atau
semua solusi untuk sub-masalah tersebut. Ini secara berulang membuat satu pilihan greedy demi
satu, mengurangi setiap masalah yang diberikan menjadi yang lebih kecil. Dengan kata lain,
algoritma serakah tidak pernah mempertimbangkan kembali pilihannya. Inilah perbedaan utama
dari pemrograman dinamis, yang lengkap dan dijamin akan menemukan solusinya. Setelah setiap
tahap, pemrograman dinamis membuat keputusan berdasarkan semua keputusan yang dibuat di
tahap sebelumnya, dan dapat mempertimbangkan kembali jalur algoritmik tahap sebelumnya ke
solusi.
55
2. Substruktur yang optimal
"Masalah menunjukkan substruktur yang optimal jika solusi optimal untuk masalah tersebut berisi
solusi optimal untuk sub-masalah tersebut." Model CVRP Generik ditunjukkan pada Gambar 36.
Gambar 37.Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dalam model yang umum
Gambar 38. Distribusi LNG untuk tahap III dan II
56
Tabel 22. Rute Optimal untuk distribusi wilayah Indonesia Timur
Tabel 23. Kapal yang dibutuhkan pada distribusi wilayah Indonesia Timur
Gambar 39. Hasil konseptual desain 3D Kapal Mini LNG 10.000DWT
Tipe Kapal Rute
1 x LCT 100 feet
(Fakfak sebagai mini Hub) Fakfak - Bintuni - Fakfak
1 x LNG Carrier 14,000 m3
(FSU sebagai Hub) STS Fak fak - Sorong - Manokwari - Raja Ampat - STS Fakfak
1 x LNG Carrier 14,000 m3
(FSU sebagai Hub)
STS Fak fak - Maba - Halmahera - Malifut - Tobelo - Morotai -
Ternate - Sofifi - Tidore - Bacan - Sanana - STS Fak fak
1 x LNG Carrier 12,000 m3
(FSU sebagai Hub)
STS Fak fak - Langgur - Kaimana - STS Fak fak
STS Fak fak - Fakfak - Seram - Saparua - Ambon - Namrole -
Namlea – Bula - STS Fak fak
1 x LNG Carrier 10,000 m3
(Manokwari sebagai mini
Hub)
Manokwari - Biak - Jayapura - Sarmi - Serui - Nabire -
Manokwari
1 x LNG Carrier 7,500 m3
(Langgur sebagai mini Hub)
Langgur - Dobo - Timika - Merauke - Saumlaki - Moa - Wetar -
Langgur
Kapal Shuttle Nomor
FSU (125,000 - 150,000 m3) 1
Mini LNG Carrier 14,000 m3 2
Mini LNG Carrier 12,000 m3 1
Mini LNG Carrier 10,000 m3 1
Mini LNG Carrier 7,500 m3 1
LCT/LNG Barge 100ft
(Kasus khusus untuk Bintuni - Fakfak. LNG-C konvensional tidak mampu
dioperasikan di Bintuni yang memiliki kedalaman perairan dangkal)
1
57
BAB IV PERAN MITRA
Peneliti melakukan survei/kunjungan industri ke industri galangan dan industri manufaktur tangki
dilakukan untuk mengetahui kapasitas produksi serta menjaring masukan dan saran dari terhadap
hasil studi yang dilakukan oleh Tim Mini LNG ITS. Survei dilakukan dengan observasi, kunjungan
lapangan, pemaparan materi serta diskusi secara langsung dengan masing-masing perwakilan
perusahaan yang memiliki tanggung jawab langsung terhadap fasilitas yang ada. Adapun tujuan
kegiatan survei/kunjungan industri ini diantaranya adalah:
1. Mengidentifikasi kapasitas, kapabilitas dan fasilitas industri galangan kapal serta
manufaktur tangki sebagai benchmark dalam mengakomodasi kesiapan dalam
pembangunan kapal LNG dalam negeri. Hasil survei dijadikan sebagai rekomendasi untuk
mengevaluasi lebih lanjut hasil studi yang telah dilakukan.
2. Menjaring mitra yang dapat mendukung kegiatan Prioritas Riset Nasional Mini LNG
khususnya dalam industri galangan kapal dan manufaktur tangki.
Gambar 40 . Presentasi dari pihak ITS mewakili tim PRN Mini LNG di PT PAL Indonesia
58
Gambar 41 . Site Visit Steel Fabrication Service PT Lintech Duta Pratama
Gambar 42 . Site Visit Offshore Construction PT Profab/NOV
59
Gambar 43 . Site Visit Workshop PT Citra Turbindo Engineering
Gambar 44 . Site Visit ke lokasi proyek pembuatan kapal PT MOS
Gambar 45 . Site Visit dan Presentasi dari Tim Mini LNG ITS ke PT PaxOcean
60
BAB V KENDALA PELAKSANAAN PENELITIAN
Kendala pelaksanaan penelitian ini terjadi adalah memastikan bahwa produk desain kapal Mini
LNG yang nantinya akan dibangun memiliki TKDN yang tinggi, dari sisi teknologi kapasitas dan
kapabilitas galangan kapal nasional sangat mampu untuk membangun kapal LNG sedangkan dari
sisi tangki masih terus dilakukan pengembangan dan alih teknologi dari luar untuk dapat
membangun tangki cylindrical dengan muatan LNG dengan suhu dibawah -160oC. Tantangan
TKDN berada pada aspek ketersediaan material, sehingga hal ini menjadi challege bersama dengan
pemangku kebijakan untuk menyediakan dan mendukung ketersediaan bahan/material sehingga
dapat mewujudkan produk kapal LNG dalam negeri.
61
BAB VI RENCANA TAHAPAN SELANJUTNYA
Tahun ke dua dan ketiga pada penelitian ini akan fokus terhadap pengembangan fasilitas pendukung
dan pengembangan tangki LNG tipe cylindrical. Fasilitas pendukung dapat berupa cargo handling
dan filling station, kedua hal ini akan dilakukan kajian feasibility study terhadap aspek teknis dan
kelayakan ekonomi.
62
Lampiran 1 Tabel Daftar Luaran
Program : PTUPT
Nama Ketua Tim : Prof. Ketut Buda Artana, S.T., M.Sc.
Judul : Konsep Desain Kapal Pengangkut LNG sebagai Solusi dalam Memenuhi Kebutuhan Gas di Indonesia
1.Artikel Jurnal
No Judul Artikel Nama Jurnal Status Kemajuan*)
*) Status kemajuan: Persiapan, submitted, under review, accepted, published
2. Artikel Konferensi
No Judul Artikel Nama Konferensi (Nama
Penyelenggara, Tempat, Tanggal)
Status
Kemajuan*)
1 Study on the LNG Distribution to Bali –
Nusa Tenggara Power Plants Utilizing
Mini LNG Carriers SENTA 2020 yang diselenggarakan
secara online pada hari Selasa 8
Desember 2020
presented
2 Economic analysis on the LNG
Distribution to power plants in Bali and
Lombok by utilizing mini-LNG carriers
presented
*) Status kemajuan: Persiapan, submitted, under review, accepted, presented
3. Paten
No Judul Usulan Paten Status Kemajuan
*) Status kemajuan: Persiapan, submitted, under review
4. Buku
No Judul Buku (Rencana) Penerbit Status Kemajuan*)
*) Status kemajuan: Persiapan, under review, published
5. Hasil Lain
No Nama Output Detail Output Status Kemajuan*)
*) Status kemajuan: cantumkan status kemajuan sesuai kondisi saat ini
6. Disertasi/Tesis/Tugas Akhir/PKM yang dihasilkan
No Nama Mahasiswa NRP Judul Status*)
*) Status kemajuan: cantumkan lulus dan tahun kelulusan atau in progress
63
Lampiran 2. Identitas Peneliti
Ketua Peneliti
Nama : Prof. Dr. Ketut Buda Artana, ST, MSc
NIP : 1971 09 15 1994 12 1001
Jabatan : Guru Besar
Pangkat dan Golongan: Pembina/ IVa
Pekerjaan : Staf Pengajar Jurusan Teknik Sistem Perkapalan
Fakultas Teknologi Kelautan ITS
Email : ketutbuda@its.ac.id
DISIPLIN KEILMUAN
Marine System Engineering titik berat pada Keandalan, Keselamatan dan Manajemen Perawatan,
LNG Technology
RIWAYAT PENDIDIKAN
1983 Lulus SD Negeri 1 Kaliuntu Singaraja-Bali
1986 Lulus SMP Negeri 1 Singaraja-Bali
1989 Lulus SMA Negeri 1 Singaraja-Bali
1993 Lulus S1 Jurusan Teknik Sistem Perkapalan - ITS
Thesis : " Studi Kemungkinan Pemanfaatan Gas Buang Motor Induk untuk
Pendingin Absorbsi di Kapal Pengangkut Buah"
1997 Lulus S2 University of Newcastle Upon Tyne The UK
Thesis : " Reliability Assessment of Main Engine Cooling System "
2003 Lulus S3 Kobe University of Mercantile Marine, Japan
Thesis: “A Research on Marine Machinery Selection Using Hybrid Method
of Generalized Reduced Gradient and Decision Matrix”
RIWAYAT PEKERJAAN
1993 – Skrg Staf Pengajar Jurusan Teknik Sistem Perkapalan
2001 - 2003 Teaching Assistance Laboratory of Energy
Kobe University of Mercantile Marine
2002 – 2003 Staf Pengajar Bahasa Indonesia
Chugoku go Koryu Chusin – Kobe
2004 – skrg Sekretaris Dana Masyarakat FTK ITS
2003 – skrg Editor Jurnal Teknologi Kelautan ITS
2003 – skrg Staf Pengajar Program Pasca Sarjana Teknologi
Kelautan ITS Surabaya
2003 – skrg Staf Pengajar Program S3 Kerjasama Pasca Sarjana
64
Teknologi Kelautan ITS Surabaya – PT. Pertamina (Persero)
2003 – 2008 Kepala Laboratorium Keandalan dan Keselamatan, Jurusan Teknik Sistem
Perkapalan FTK-ITS
2003 – skrg Staf Pengajar Sekolah Tinggi Teknologi Angkatan Laut
STTAL–Surabaya
2006-2009 International Standing Committee for Korea Society of Marine Engineering
2006-2009 Editor for Journal of Korea Society of Marine Engineering
2006-2007 Ketua Tim adhoc Perumusan Penelitian Unggulan ITS
2007-2011 Kepala International Office ITS
ORGANISASI PROFESI
Persatuan Insinyur Indonesia (PII)
Japan Institute of Marine Engineering (JIME)
Himpunan Ahli Teknologi Maritim Indonesia (HATMI)
International Marine Engineer, Science and Technology (IMarEst)
Korean Society of Marine Engineering (KOSME)
PUBLIKASI ILMIAH
JURNAL INTERNASIONAL:
1. Artana KB, Ishida K, Determination of Ship Machinery Performance and its Maintenance
Management Scheme Using MARKOV Process Analysis, Marine Technology IV, pp. 379-
389, WIT Press, 2001.
2. Artana KB, Ishida K, Spreadsheet Modeling of Optimum Maintenance Strategy for Marine
Machinery in Wear-Out Phase Subject to Port Location as One of the Maintenance
Constraints, Maritime Engineering & Ports III, pp. 225-237, WIT Press, 2002.
3. Artana KB, Ishida K, The Determination of Optimum Ship’s Design and Power Prediction
Using Spreadsheet Model, Journal of Japan Institute of Marine Engineering, Vol. 37 No. 6,
pp. 48-58, June, 2002.
4. Artana KB, Ishida K, Spreadsheet Modeling of Optimal Maintenance Schedule for
Components in Wear-Out Phase, Journal of Reliability Engineering and System Safety,
ELSEVIER, Vol. 77 pp. 81-91, 2002.
5. Artana KB, Ishida K., Replacement And Maintenance Scheduling Process For Marine
Machinery In Wear-Out Phase, Journal of Kansai Society of Naval Architecture, No. 238,
November 2002.
6. Artana KB, Ishida K, Spreadsheet Modeling to Determine Optimum Ship Main Dimensions
and Power Requirements at Basic Design Stage, Journal of Marine Technology Vol. 40 No.
1, Society of Naval Architects and Marine Engineers (SNAME), January 2003.
7. L. Baliwangi, K. Ishida, H. Arima, K.B. Artana, System Dynamic Simulation for Assisting
System Operation and Maintenance Management, Japan Institution of Marine Engineering
(JIME) Autumn Seminar, 2006
8. L Baliwangi, K Ishida, H Arima , K B Artana, Use of Artificial Neural Network in Obtaining
Optimum Number of Multi-National Crew due to the Maintenance Cost, JIME Journal Vol 41
2006
9. Artana, KB., Journal of The Japan Insitute of Marine Engineering. Ser.464 Vol.42 No.5
September 2007 Judul Tulisan : " Simulation on System Operation and Maintenance Using
System Dynamic."
65
10. Artana, KB., Journal of The Japan Insitute of Marine Engineering. Vol.41 Tahun 2006 Judul
Tulisan : " Obtaining Optimum Composition of Multinational Crew Based on Ship Cost Using
Artificial Neural Network."
SEMINAR INTERNASIONAL:
1. Ishida K, Artana KB, Reliability Based Marine Machinery Selection: a Study Case on Main
Engine Cooling System. Proceedings: Sixth International Symposium on Marine Engineering
(ISME 2000), Tokyo. 2: 791-796, October 2000.
2. Masroeri AA., Priyanta D., Artana KB., Failure Rate Analysis Of 1000 Hp Main Engines
Installed On Small General Cargo Ships: A Proof of Wear-Out Period of Installed Main
Engines. Proceedings: Sixth International Symposium on Marine Engineering (ISME 2000),
Tokyo, 2: pp. 823-828, October, 2000.
3. Artana KB, Ishida K, Optimum Replacement and Maintenance Scheduling Process for Marine
Machinery in Wear-out Period: A Case Study on Main Engine Cooling System Pumps,
Proceeding: 3rd Conference for New Ship and Marine Technology, New-S-Tech Symposium,
Kobe, pp. 111-120, May 21-23, 2002.
4. Artana, KB, Masroeri, K. Ishida, Yanif D.K, Optimum Marine Machinery Maintenance
Schedule Using MARKOV Process Analysis, Proc. Internasional Seminar JSPS-DGHE in
Marine Transportation Engineering, Hiroshima-Japan, October 2003.
5. Artana, KB., Masroeri, K. Ishida, Marine Machinery Selection Using Qualitative-Quantitative
Joint Analysis,, Proc. Internasional Seminar JSPS-DGHE in Marine Transportation
Engineering, Hiroshima-Japan, December 20, 2004, pp. 67-80.
6. Artana, KB., Development of Simulation for Marine Hazard, Risk and Maintenance
Management, Naval Platform Technology Seminar (NPTS 2005), Singapore, May 2005
7. Artana, KB., Simulation for Marine Hazard and Text Mining Using Local Are Network and
Internet, International Symposium on Marine Engineering (ISME 2005) Tokyo-Japan,
October 2005
8. Artana, KB., Lahar Baliwangi, Kenji Ishida Development of optimum procedure for marine
hazard countermeasure using computer simulation., Offshore and Mechanical Arctic
Engineering (OMAE) 2006, , Hamburg, Germany, June 2006
9. L. Baliwangi, K. Ishida, A. Hidetoshi, K.B. Artana, Optimizing Ship Machinery Maintenance
Scheduling Through Risk Analysis and Life Cycle Cost Analysis, 25th Int'l Conference OMAE
Hamburg Germany, June 2006
10. Lahar Baliwangi, Kenji Ishida, Arima Hidetoshi, Ketut Buda Artana, Use of Artificial Neural
Network in Obtaining Optimum Number of Multi-National Crew due to the Maintenance Cost,
ISME 2005
11. Ketut Buda ARTANA, Agoes Achmad MASROERI, Lahar BALIWANGI, Kenji ISHIDA,
Some Considerations in Enhancing Ship Safety Operation and Management of Indonesia,
DGHE-JSPS Program in Marine Transportation Engineering, Ship Safety Management
Group, Hiroshima, oktober 2006
12. Ketut Buda Artana, The Application Of Fuzzy Based-Qualitative Approach In Selecting
Maintenance Management Concept For Navy Fleet , Naval Platform Technology Seminar
2007, Singapore, Mei 2007
13. Artana, KB., Seventh International Symposium on Marine Engineering Tokyo Judul Karya
Ilmiah :" Development of Simulation in Data Mining Concept for Marine Hazard and Risk
Management."
66
14. Artana, KB., Seventh International Symposium on Marine Engineering Tokyo Judul Karya
Ilmiah : " Use of Artificial Neural Network in Obtaining Optimum Number of Multinational
Crew due to Maintenance Cost.
15. Artana, KB., Naval Platform Tecnology Seminar 2005" Judul Karya Ilmiah :" Development
of Simulation and Reliability Database for Marine Hazard, Rizk and Mantenance
Management."
16. Artana, KB., 25th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering
(OMAE 2006) Judul Karya Ilmiah :" The Use Computer Simulation in Developing Procedures
for Marine Hazard Countermeasures."
17. Artana, KB., 25th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering
(OMAE 2006) Judul Karya Ilmiah :" Optimizing Ship Machinery Maintenance Scheduling
Through Risk Analysis and Life Cycle Cost Analysis."
18. Artana, KB., JIME Annual Meeting, Tokyo. 2006 Judul Karya Ilmiah :" System Dynamic for
Assiting System Operation and Manitenance Management."
19. Artana, KB., International Disaster Reduction Conference (IDRC) 2006 Judul Karya Ilmiah
:" Supporting Network of Volunteer Ships Sea During Disaster."
20. Artana, KB., The Report of 11th Seminar of JSPS - DGHE Core University Program on
Marine Transportation Engineering." Judul Karya Ilmiah :" Some Considerations in
Enhancing Ship Safety operation and Management of Indonesia."
21. Artana, KB., 11th Naval Platform Technology Seminar 2007. Judul Karya Ilmiah :" The
Application of Fuzzy Based – Qualitative Approach in Selecting Maintenance Management
Concept for Navy Fleet."
22. Artana, KB., 18th IASTED International Conference : Modelling and Simulation Judul Karya
Ilmiah :" Risk Modification Through System Dynamic Simulation."
23. Artana, KB., 28th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering
(OMAE 2009 -79566) Honolulu, Hawai Judul Karya Ilmiah : " Multiple Criteria Decicion
Making (MCDM) Process in Selecting Location for Floating Storage and Regasification Unit
(FRSU) : A Case Study of Bali Island Project."
JURNAL NASIONAL:
1. Artana, KB., Penjadwalan dan Penentuan Lokasi Perawatan Optimum Sistem Permesinan di
Kapal, Jurnal Teknologi Kelautan, Vol 7, No.1, Januari 2003, pp. 36-48.
2. Yanif DK, Artana, KB, Studi Penerapan Konsep Manajemen Pemeliharaan Berbasis
Keandalan (RCM) pada Armada Perkapalan TNI AL (Stdui Kasus Kelas Korvet/Parchim),
Jurnal IPTEK ITS, 2007
3. Yanif DK, Artana, KB, Studi Pemilihan Konsep Manajemen Perawatan Kapal-Kapal TNI AL
Berdasarkan Kriteria Kualitatif dengan Metoda Fuzzy, Jurnal Teknologi Kelautan, Edisi
Volume 11 Nomor 1 Januari 2007
4. Artana, KB., Jurnal Teknologi Kelautan, Vol.10, No.2 Juli 2006 Akreditasi
No.23a/DIKTI/Kep/2004, Tgl. 04 Juni 2004 Judul Tulisan :" Studi Pemilihan Konsep
Manajemen Perawatan Kapal - kapal TNI AL Berdasarkan Kriteria Kualitatif dengan Metode
Fuzzy."
5. Artana, KB., Jurnal Teknik Industri UK. Petra. Judul Tulisan : " Pengambilan Keputusan
Kriteria Jamak (MCDM) Untuk pemilihan Lokasi Floating Storage and Regasification Unit
(FSRU) : Studi Kasus Suplai LNG Dari Ladang Tangguh ke Bali. Terakreditasi: SK. Dirjen
Dikti No. 45/DIKTI/Kep./2006
6. Artana, KB., Jurnal Teknik Mesin FTI-ITS Judul Tulisan :" Penilaian Risiko Pipa Gas Bawah
Laut Ujung Pangkah - Gresik dengan Standart DNV RP F.107." Vol. 9 Nomor 1, Januari
2009.
67
SEMINAR NASIONAL:
1. Artana, KB., Development of a Tool for Marine Machiney Selection Using Multiple Atrribute
Decision Making (MADM) Approac), Proc. Seminar Nasional Teknologi Kelautan ITS, 15
Oktober 2003 pp. I 1- I 10.
2. Artana, KB., Aplikasi Spreadsheet Model dalam Proses Optimasi Ukuran Utama Kapal dan
Kebutuhan Daya Motor Penggerak Pada Tahap Basic Design, Proc. Seminar Nasional
Pascasarjana ITS, , Vol 1, 24-25 Agustus 2004 pp. 441-451.
3. Yanif, D.K, Artana, K.B., Studi Penerapan Reliability Centered Maintenance (RCM) KRI
Nala, Proc. Seminar Nasional Pascasarjana ITS, , Vol 1, 24-25 Agustus 2004
4. Yanif, D.K, Artana, K.B., Studi Pemilihan Konsep Manaj. Perawatan Kapal TNI AL dengan
Pendekatan Kriteria Jamak, Seminar Nasional Pasca Sarjana ITS, Agustus 2005
5. Yanif, D.K, Artana, K.B., Studi Pemilihan Konsep Manaj. Perawatan Kapal TNI AL dengan
Kriteria Kualitatif, Seminar Nasional Aplikasi dan Teknologi Kelautan V tahun 2005
6. Yanif, D.K, Artana, K.B. Aplikasi Statistik Pemilihan Konsep Manaj. Perawatan Kapal TNI
AL, Seminar Nasional Statistika VII ITS – November 2005
7. Artana, KB, Yanif Dwi Kuntjoro, David Napiun, Pengembangan Perangkat Simulasi
Penanggulangan Marine Hazard Dengan Menggunakan Jaringan Lan, Seminar Nasional
Pasca Sarjana ITS, Agustus 2005
8. Ketut Buda Artana, Arie C Pranoto , Nurkholis, Aplikasi Text Mining Sebagai Perangkat
Analisis Pada Simulasi Penanggulangan Marine Hazard, Seminar Nasional Pasca Sarjana
ITS, Agustus 2005
9. Ketut Buda Artana, Rosiman , Yanif Dwi Kuntjoro, Pemilihan Permesianan di kapal dengan
Pendekatan Kriteria Jamak, Seminar Nasional Pasca Sarjana ITS, Agustus 2005
10. Yanif D.K., Artana, KB, Rusmanto, Metode Pemilihan Konsep Manajemen Perawatan kapal-
Kapal Angkatan Laut dengan Pendekatan Multi Kriteria, Proseding Seminar Nasional
Kelautan II, Universitas Hang Tuah, Surabaya, 2005
11. Yanif D.K., Artana, KB, Rusmanto, Penggunaan Probability Approach dalam pemilihan
Konsep Manajemen Perawatan Kapal-Kapal Angkatan Laut, Proseding Seminar Nasional
Statistika VII, ITS, Surabaya, 2005
12. Yanif D.K., Artana, KB, Rusmanto, Studi Pemilihan Konsep Manajemen Perawatan kapal-
Kapal Angkatan Laut dengan Pendekatan Kriteria Kualitatif, Proseding Seminar Nasional
Teknologi Kelautan V, Surabaya, 2005
13. Aisjah, A.S., Soegiono, Masroeri, Djatmiko EB, Wasis DA, Sutantra, Artana, KB,
Pengembangan Kontrol Tracking Wahana Laut Berbasis Logika Fuzzy, Proseding Seminar
Nasional FTI, 2005
14. Aisjah, A.S., Soegiono, Masroeri, Djatmiko EB, Wasis DA, Sutantra, Artana, KB, A Study of
Extended Fuzzy Logic Control for Ship Maneuvering Based on LQG/LTR Control, Proseding
Seminar Nasional FTI, 2005
15. Aisjah, A.S., Soegiono, Masroeri, Djatmiko EB, Wasis DA, Sutantra, Artana, KB, Robust
control pada Manuver kapal, Proseding Seminar Nasional Teknologi Kelautan, 2005
16. Muh. Badrus Zaman, Artana KB, Penilaian Risiko Pada Boiler di PT. Ipmomi Unit 7&8
Paiton dengan Menggunakan Standard API 581, Seminar Nasional Pascasarjana VI, 2006,
Surabaya.
17. Artana KB, Seminar Nasional Kelautan II " Peran Perguruan Tinggi Dalam Pembangunan
Kelautan." Judul Karya Ilmiah :" Metode Pemilihan Konsep Manajemen Perawatan Kapal
Angkatan Laut dengan Multi Kriteria."
18. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2007, Judul Karya
Ilmiah :" Dynamic System Simulation of Tanker Ship, Evacuation Due To Oil Spill Accident
in Indonesia."
68
19. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2007, Judul Karya
Ilmiah :" Model Pertumbuhan Keandalan Crow untuk Sistem Bahan Bakar dan Sistem
Pelumasan Mesin Kapal."
20. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2008, Judul Karya
Ilmiah : " Studi Pendekatan Maritime Security Risk Assesment Model untuk Pengembangan
Sistem Keamanan Maritime Kepulauan Indonesia."
21. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2008, Judul Karya
Ilmiah :" Formal Safety Assesment Kapal Ikan di Pelabuhan Perikanan Pemangkat Kabupaten
Sambas Prop. Kalimantan Barat.”
22. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2008 Judul Karya
Ilmiah :" Analisa Markov Chain untuk Menentukan Waktu Pelayanan Pemanduan Kapal
Berdasarkan Fluktuasi Perintah Olah Gerak."
23. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2008, Judul Karya
Ilmiah :" Studi Keandalan Sistem Pelumasan Stationary Diesel Engine pada Penggerak Kapal
Ikan Tipe Inboard, Outboard dan Outboard Modifikasi."
24. Artana KB, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan 2008 Judul Karya
Ilmiah :" Pattern Maintenance and Repair Optimation Besed on Reliability at main Enine for
Proffering of Budget Planning Dipa At Cadet Training Ship of Pip Semarang."
25. Artana KB, Seminar Nasional Kelautan IV 2008 " Optimasi Pembangunan Kelautan Berbasis
IPTEK dalam Rangka Peningkatan Kesejah - teraan Masyarakat Maritim." Judul Karya Ilmiah
:" Aplikasi Metode Proses Markov untuk Menentukan Nilai Ketersediaan Sistem Permesinan
Kapal-kapal TNI - AL." (Studi Kasus:Sistem Udara Tekanan Tinggi Kapal Selam Tipe 1300
Kelas 209)
26. Artana KB, Seminar Nasional Kelautan IV 2008 " Optimasi Pembangunan Kelautan Berbasis
IPTEK dalam Rangka Peningkatan Kesejah - teraan Masyarakat Maritim." Judul Karya Ilmiah
: " Aplikasi Multiple Criteria Decicion Making (MCDM) untuk Pemilihan Lokasi Floating
Storage and Regasification Unit (FSRU) dan Sistem Penambatannya." (Studi Kasus Suplai
LNG dari Ladang Tangguh ke Bali)
27. Artana KB, Seminar Nasional Pascasarjana VIII - ITS 2008 Mengembangkan Research
University Melalui Peningkatan Kualitas Penelitian Pascasarjana." Judul Karya Ilmiah :"
Pengukuran Kondisi Teknis Sistem Permesi nan Kapal - kapal TNI AL Dengan Pendekatan
Markov." (Studi Kasus: Sistem Pendingin Udara KRI Singa - 651)
28. Artana KB, Seminar Nasional Pascasarjana VIII - ITS 2008 Mengembangkan Research
University Melalui Peningkatan Kualitas Penelitian Pascasarjana." Judul Karya Ilmiah :"
Quantitative Risk Assessment Pipa Gas Bawah laut Ujung Pangkah Gresik dengan Standart
DNV RP F-70.
29. Artana KB, Seminar Nasional Pascasarjana V 2005 Judul Karya Ilmiah :" Pengembangan
Perangkat Simulasi Penanggulangan Marine Hazard dengan Menggunakan Jaringan LAN."
30. Artana KB, Seminar Nasional Pascasarjana V 2005 Judul Karya Ilmiah :" Aplikasi Text
Mining Sebagai Perangkat Analisis Pada Simulasi Penanggulangan Marine Hazard."
31. Artana KB, Seminar Nasional Pascasarjana V 2005 Judul Karya Ilmiah : " Aplikasi Multiple
Attribute Decision Making (MADM) dalam Pemrograman Komputer untuk Pemilihan
Peralatan Sistem Bahan Bakar di Kapal."
32. Artana KB, Seminar Nasional Manajemen Teknologi II " Peran Manajemen Teknologi dalam
Meningkatkan Kinerja yang Dinamis." Judul Karya Ilmiah :" Parameter Pertumbuhan
Keandalan Crow Pada Inovasi Teknologi Komponen Sistem Dalam Kapal."
69
PELATIHAN
1995 Training on Academic Network, ADB Project, Purwokerto, Jawa Tengah
2004 Workshop Fasilitasi Pengawasan Pendidikan Nasional, Inspektorat Jenderal
Pendidikan Nasional
2005 Workshop Uji Coba Model Fasilitasi Pengawasan Pendidikan
Nasional, Inspektorat Jenderal Pendidikan Nasional
2005 Ship Coordination and Terminal Handling Workshop, BPMIGAS-Carsurin, Surabaya
– Indonesia
2006 Workshop Kurikulum Berbasis Kompetensi dan Pusat Jaminan Mutu, ITS Surabaya
2006 Workshop Program Pengembangan Perguruan Tinggi, UNISTAFF, Surabaya, 2006,
PENELITIAN
1. Artana, KB (member) [1997-2005], Investigation on Ship Safety Management of Indonesia,
Joint Research Program JSPS-DGHE in Marine Transportation Engineering.
2. Artana, KB [1998], Reliability Assessment of Piping System of PDAM Surabaya, funded
by Lembaga Penelitian – ITS
3. Artana, KB [1999], Reliability Based Marine Machinery Selection, Starter Grant Research
Project, Lembaga Penelitian – ITS
4. Artana, KB [1999], The Development of Lecture Note on Dynamic Modelling and
Simulation, Starter Grant Research Project, Lembaga Penelitian – ITS
5. Artana, KB [1999], The Development of Lecture Note on Marine Machinery System I,
Segitiga Biru Research Project, Lembaga Penelitian – ITS
6. Artana, KB, Masroeri, A.A., Baliwangi, L., Route and Reliability-based Optimum
Maintenance Scheduling for ships, funded by JSPS-DGHE research grant.
7. Artana, KB, Priyanta, D.[2000], Investigation on Ship Safety Management in Indonesia: The
Study to develop Failures Coding and Form as an Initial Step to Develop Ships’ Machinery
Database, funded by DGHE.
8. Artana, KB, Masroeri, A.A., Baliwangi, [2003]., Route and Reliability-based Optimum
Maintenance Scheduling for ships, funded by JSPS-DGHE research grant.
9. Artana, KB, Masroeri AA, [2004]., Pengembangan Perangkat Lunak Pemilihan Permesinan
di Kapal Dengan Menggunakan Pendekatan MADM Sebagai Penunjang Sektor Transportasi
Laut, Hibah Bersaing Perguruan Tinggi 2004-2005
10. Artana, KB, Priyanta Dwi, [2004]., Pengembangan Paket Program Simulasi Kecelakaan
Kapal Dengan Menggunakan Fasilitas Jaringan Komputer (LAN), Hibah Bersaing Perguruan
Tinggi 2004-2005
11. Artana, KB [2006], Pengembangan Perangkat Lunak Inspeksi Lambung Kapal Guna
Meningkatkan Kinerja Galangan dan Perusahaan Pelayaran, Hibah JSPS 2005-2006
12. Artana, KB [2005], Aplikasi Penanggulangan Marine Hazard Memanfaatkan Jaringan
Komputer dan Menggunakan Text Mining Sebagai Metode Analisa Data Simulasi, Hibah SP4
13. Artana, KB [2005],Aplikasi Text Mining Sebagai Metode Analisa Data Pada Simulasi
Penanggulangan Marine Hazard, Hibah JSPS 2005-2006
14. Artana, KB [2007], Pengembangan Perangkat Lunak Simulasi Marine Hazard Dan Database
Keandalan Kapal Sebagai Salah Satu Upaya Memperbaiki Tingkat Keselamatan
Pengoperasian Kapal Dan Proteksi Lingkungan Laut Di Indonesia, HIBAH PENELITIAN
TIM PASCASARJANA – HPTP, 2007
70
Anggota Peneliti 1
Name : Dr. I Made Ariana, S.T., M.T.
Phone : 081357870309
E-mail : ariana@its.ac.id
RIWAYAT PENDIDIKAN
1995 - S1 Marine Engineering, ITS Surabaya
2000 - S2 Marine Engineering, ITS Surabaya
2008 - S3 Maritime Science and Technology, Kobe University Japan
RIWAYAT PEKERJAAN
1995 – present, Lecturer in Marine Engineering Department, ITS Surabaya
PUBLIKASI
1. Reduction of Marine Diesel Exhuast Emission by Seawater Electrolysis System, Jurnal
Purifikasi, Vol. 12, No. 1, Juli 2011
2. Analysis of the Dynamic Inertia Forces of Main Bearing Causing the Vibration of Main Engine,
Jurnal IPTEK, 2011
3. Development of Electrolysis System to Reduce Fuel Consumption and Exhaust Emission on
Marine Diesel Engine, Proceeding of Techno-Ocean 2010, Kobe-Japan, 14-16 October 2010
4. Properties Dan Karakteristik Pembakaran Bahan Bakar Emulsi Dari Minyak Residu, Seminar
Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya, Desember 2010
5. I Made Ariana, Reduction of Marine Diesel Exhaust Emission Using Seawater Electrolysis,
National Seminar on Applied Technology, Science and Arts, 1st APTECS 2009, Surabaya
6. Achmad Zubaydi, I Made Ariana, Lahar Baliwangi, Fransiskus Louhenapessy, Marcus Tukan,
Semuel M Taribuka, Application Maintenance Engineering Technology Based Predictive
Analysis and Experimental Review of Vibration Signals Bearing Damage Internal Combustion
Engine, National Seminar on Applied Technology, Science and Arts, 1st APTECS 2009,
Surabaya
7. A.W. Husodo, I. M. Ariana, I. K.A.P. Utama, R. Hantoro, Respons Getaran Model Vertical
Axis Turbine (VAT) Akibat Pengaruh Kecepatan Aliran Arus Laut, Seminar Nasional Teori
dan Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya, Desember 2009
8. Achmad Zubaydi, I Made Ariana, Lahar Baliwangi, Fransiskus Louhenapessy, Marcus Tukan,
Semuel M Taribuka, Analisis Sinyal Getaran Akibat Kerusakan Outer Race Main Bearing
Motor Bakar, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya,
Desember 2009
9. Semuel M Taribuka, Lahar Baliwangi, I Made Ariana, Pengambilan keputusan Penggantian
Ball Bearing pada Motor Bakar Berbasis Monitoring Kondisi, Seminar Nasional Teori dan
Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya, Desember 2009
10. H. Poernomo, I Made Ariana, I.K.A.P. Utama, R. Hantoro, Pengukuran Getaran pada poros
Jenis Cantilever dengan Metode Digital Image Processing, Seminar Nasional Teori dan
Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya, Desember 2009
11. Osami Nishida, Hirotsugu Fujita, Wataru Harano, Kartika Kus Hendratna, I Made Ariana, Ryo
Kawazoe and Megumi Fujio, New System for 80% Reduction of Marine NOx, SOx, and PM,
Journal of The JIME, Vol. 44, No. 1, Januari 2009
71
12. I Made Ariana “Pengaruh Jenis Bahan Bakar terhadap Karakteristik Pembakaran dan
Pembentukan Particulate Matter pada Motor Diesel”, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi
Teknologi Kelautan, ITS Surabaya, Nopember 2008.
13. Kartika K H, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, Harano W, Dong-Hoon Yoo, I Made Ariana,
Nohara Hirotsugu and Kohzo Tsuchida, Heat Release and Exhaust Gas Component
Measurement from Application of Water-C Oil Emulsion Fuel in Diesel Engine, Proceeding of
3rd Pan Asian Association of Maritime Engineering Societies and Advanced Maritime
Engineering Conference, Chiba-Japan, 20 – 22 October 2008
14. Hirotsugu Nohara, Kohzo Tsuchida, Osami Nishida, Hirotsugu Fujita, Wataru Harano, Dong-
Hoon Yoo, I Made Ariana, Kartika Kus Hendratna, Test Result of Practical Engines for
Reduction of Marine Air Pollutants by HFO/Water Emulsion Fuel Oil, Journal of The JIME,
Vol. 43, No. 5, pp. 122-129, September 2008
15. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, and Harano W, Using Water-Plate Collector
and Water Spray on ESP to Reduce Marine Diesel Exhaust Emission, Journal of Marine
Environmental Engineering – Old City Publishing, Vol. 9, 2008
16. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, and Harano W, Using Hole-Plate on Two
Stage type of ESP to Reduce Marine Diesel Particulate Matter, Proceeding of 77th the JIME
Annual meeting, Kobe, 23 – 24 October 2007
17. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, and Harano W, Using Water-Plate Collector
on ESP to Reduce Marine Diesel Exhaust Emissions, Proceeding of International Maritime-
Port Technology and Development Conference, Singapore 26 – 28 September 2007
18. I Made Ariana, Particulate Emission from Ship Operation and its Reduction Methods,
Proceeding of 16th Indonesian Conference Meeting 2007, Kyoto, Agustus 25th
19. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, Harano W and, Kawazoe, Pollutant Reduction
of Diesel Emissions by Electrostatic Precipitator with Water Treatment System, Journal of
Applied Sciences in Environmental Sanitation, Vol. 2, No. 1, pp. 13-18 , 2007
20. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, and Harano W, The Effect of Electrostatic
Precipitator in EGR system on combustion and exhaust gas of marine diesel engine, Journal of
Marine Engineering and Technology (IMarEST), Part A9, pp. 3-9, 2007
21. I Made Ariana, Nishida Osami, Fujita Hirotsugu, Harano Wataro. and Fujio Megumi,
Development of Electrostatic Precipitator to Reduce marine Diesel Particulate Matter, Journal
of The JIME, Vol. 42, No. 2, pp. 122-128, March 2007
22. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, and Harano W, Simultaneous Reduction of
PM, NO and SO2 in Marine Diesel Exhaust Gas by ESP with Water Collector, Proceeding on
76th The JIME Annual Meeting, Tokyo, 15 – 16 May 2007
23. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, Harano W and Tamai M., Effects of Water
Spray on Electrostatic Precipitator to Reduce Marine Diesel Particulate Matter, Proceeding on
75th The JIME Annual Meeting, Oct. 31st – Nov. 1st 2006, Kobe
24. I Made Ariana, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, Harano W and Fujio M, Development of EGR
System with ESP to Reduce Marine Diesel Exhaust Emissions, Proceeding of 2nd Pan Asian
Association of Maritime Engineering Societies and Advanced Maritime Engineering
Conference, Korea, 17 – 20 October 2006
25. Fujio M, Fujita Hirotsugu, Nishida Osami, Harano W and I Made Ariana, Measurement of
Particulate Matter by Laser Scattering Method for Electrostatic Precipitator, Proceeding of 2nd
Pan Asian Association of Maritime Engineering Societies and Advanced Maritime Engineering
Conference, Korea, 17 – 20 October 2006
26. I Made Ariana, Effect of Exhaust Gas Recirculation on Marine Diesel Combustion and Exhaust
Gas, Proceeding of 15th Indonesian Conference Meeting 2006, Hiroshima, Agustus 5th
27. I Made Ariana, Nishida Osami, Fujita Hirotsugu, Harano W and Fujio M, Removal of Marine
Diesel Particulate Matter by Electrostatic Precipitator, Proceeding of 10th International
72
Conference of Air Pollution Abatement Technologies (ICESP-X), Cairns-Australia, 24 - 29
June 2006
28. I Made Ariana, Nishida Osami, Fujita Hirotsugu, and Harano W, Effects of Wire Electrode
Geometric Parameters on Electrostatic Precipitator to Reduce Marine Diesel Particulate Matter,
Proceeding of 77th the JIME Annual meeting, Tokyo, 15 – 16 May 2006
29. I Made Ariana, Diesel Particulate Matter Characteristic by Applied Electrostatic Precipitator at
Low Exhaust Gas Temperature, Proceeding of 14th Indonesian Conference Meeting 2005,
Nagoya, September 3rd
30. “Prediksi Tingkat Getaran dalam Upaya Pengoptimalan Pemilihan Sistem Propulsi Kapal
Katamaran Cepat”, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan, ITS Surabaya,
7 Nopember 2001.
31. “Analisa Dinamika Terhadap Terjadinya Misalignment Poros dari Perencanaan Tipe Pondasi
Terpusat di Kapal”, Seminar Experimental & Theoretical Mechanics, Bandung 27-28 Juni 2001
32. “Resistance And Motions of Commercial High-Speed Catamarans” The Second Regional
Conference on Marine Technology, Surabaya 7-8 September 2000
73
Anggota Peneliti 2
Nama : Dr. A.A. Bgs. Dinariyana Dwi Putranta, ST, MSc
E-mail : kojex@its.ac.id , dinariyana@yahoo.com
Mobile : +62-81231431975
Alamat Kantor : Laboratorium Keandalan dan Keselamatan
Jurusan Teknik Sistem Perkapalan , Fakultas Teknologi Kelautan
Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Surabaya
Gedung WA Lt.2, Kampus ITS Sukolilo Surabaya 60111
Telp. & Fax.: +62 (31) 5994754
Fokus Penelitian : Keandalan dan Keselamatan Sistem Kelautan (Marine System
Safety and Reliability)
Penilaian Risiko (Risk Assessment)
Manajemen Perawatan (Maintenance Management)
Optimasi dan Simulasi Transportasi Sistem Kelautan (Optimation
and Simulation in Marine System Transportation)
Maritim Logistik (Maritime Logistics)
RIWAYAT PENDIDIKAN
2008 : Ph.D. (Doctor of Philosophy), Human and Engineered
Environment, Graduate School of Frontier Sciences, The
University of Tokyo, JAPAN
Disertasi: A Study on Ship Fleet Management Planning Based on
Mathematical Models
2003 : MES (Master of Environmental Studies), Institute of
Environmental Studies, Graduate School of Frontier Sciences, The
University of Tokyo, JAPAN
Thesis: A Study on Heteregeneous Ships with Pickup and Delivery
Operation in a Hub-and-Spokes Environment
1999 : S.T. (Sarjana Teknik), Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas
Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya
Tugas Akhir: Studi Implementasi Reliability-Centered
Maintenance (RCM) pada Sistem Bahan Bakar Motor Induk KM.
Besakih
RIWAYAT PEKERJAAN
2009 – sekarang : Kepala Laboratorium Keandalan dan Keselamatan, Jurusan
Teknik Sistem Perkapalan, FTK – ITS
74
2009 – sekarang : Staf Pengajar Program Pascasarjana Teknologi Kelautan ITS
Surabaya
2010 - 2012 : Ketua Bidang Implementasi dan Pendampingan Sistem
Penjaminan Mutu, Pusat Jaminan Mutu (PJM) - ITS
2009 – sekarang : Editor Jurnal Teknologi Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan
ITS
2009 – sekarang : Anggota Tim Reviewer Artikel Ilmiah (Prosiding/Jurnal) Tingkat
Fakultas Teknologi Kelautan, ITS
2009 – 2011 : Reviewer Program Hibah Kompetisi Berbasis Institusi (PHK-I),
Pusat Jaminan Mutu - ITS
2007 – 2008 : Teaching Assistant untuk mata kuliah WEB Application,
Department of System Innovation, Faculty of Engineering, The
University of Tokyo, JAPAN
2004 – 2005 : Sekretaris Program Pascasarjana Teknologi Kelautan, FTK – ITS
2002 : Teaching Assistant untuk mata kuliah Dynamic Modeling ,
Department of System Inovation, Faculty of Engineering, The
University of Tokyo, JAPAN
1999 – sekarang : Dosen Tetap Fakultas Teknologi Kelautan – ITS
ORGANISASI PROFESI
2008 – sekarang : Member of The Japan Society of Naval Architect and Ocean
Engineers (JASNAOE)
2007 – 2008 : Student Member of The Japan Society of Naval Architect and
Ocean Engineers (JASNAOE)
2004 – sekarang : Anggota Institute of Marine Engineering Science and Technology
(ImarEst) Indonesia Branch
2004 – sekarang : Anggota Ikatan Marine Engineer Indonesia (Indonesian Marine
Engineer Society)
2001 – 2007 : Member of JSPS-DGHE Network Group Studies on Marine
Transportation Engineering
2001 – 2003 : Member of Transportation Research Group, National Maritime
Research Institute of Japan, Tokyo University of Marine Science
and Technology, and The University of Tokyo, JAPAN
PENGALAMAN PENELITIAN, SEMINAR, AND PUBLIKASI
Ketut Buda Artana, A.A.B. Dinariyana, Maroeri, Trika Pitana, Combining AIS Data and Fuzzy
Clustering to Measure Danger Score of Ships., Journal of Maritime Research, Vol.1, No.1, March
2011.
75
Trika Pitana, A.A.B. Dinariyana, Ketut Buda Artana, Masroeri, Develipment of Hazard Navigation
Map by Using AIS Data., ., Journal of Maritime Research, Vol.1, No.1, March 2011.
Dimas Endro, Ketut Buda Artana, A.A.B. Dinariyana, Penentuan Jumlah dan Lokasi FSRU
(Floating Storage and Regasification Unit) dengan Mempertimbangkan Sebaran Pembangkit Listrik
Tenaga Gas/Uap di Indonesia Menggunakan Pendekatan Heuristik., Seminar Nasional Manajemen
Teknologi XIII, Surabaya 5 Februari 2011.
Dian Purnamasari, A.A.B. Dinariyana, Meitha Soetardjo, Analisa Ketidakpastian Pengujian
Resistance Model Kapal LCT 1000 DWT, Jurnal Ilmiah Teknologi Maritim, Wave (BPPT), Vol.4,
No.1, Juli 2010
Minto Basuki, Ketut Buda Artana, Setyo Nugroho, A.A.B. Dinariyana, Probabilistic Risk
Assesment pada Industri Galangan Kapal, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi
Kelautan (SENTA), ITS Surabaya 9-10 Desember 2010
Minto Basuki, Ketut Buda Artana, Setyo Nugroho, A.A.B. dinariyana, Industri Galangan Kapal di
Indonesia: Perspektif Terhadap Risiko, Seminar Nasional Pascasarjana 2010, 4 Agustus 2010
Johan Johannes, Firmanto Hadi, A.A.B. Dinariyana, Studi Pemodelan Sistem Transportasi Laut
Batu Bara Untuk Memenuhi Kebutuhan PLTU 2x15 MW Di Desa WAAI Pulau, Seminar Nasional
Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan (SENTA), ITS Surabaya 9-10 Desember 2010
Dian Purnamasari, A.A.B. Dinariyana, Purhadi, Analisa Ketidakpastian Pada Pengujian Resistance
Model Kapal di Laboratorium Hidrodinamika Indonesia ( UPT-BPPH-BPPT), Seminar Nasional
Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan (SENTA), ITS Surabaya, 9-10 Desember 2010.
Grasiano W.L., Ketut Buda Artana, A.A.B. Dinariyana, Cold Chain System (Future Research
Perspective), 2nd International Seminar on Applied Technology, Science, and Arts, ITS Surabaya,
21-22 Desember 2010
Rubby Prasetya, I Putu Andhi I.K., A.A.B. Dinariyana, Lahar Baliwangi, Ketut Buda Artana,
Maintenance Scheduling for Main Engine Support Systems Using System Dynamics Modelling
(Poster Presentation), Techno Ocean, Kobe 14-16 October 2010
Rendy Maulana B., Ketut Buda Artana, A.A.B. dinariyana, Risk Based Design for LNG Receiving
Terminal in Benoa Bay-Bali, 2nd International Seminar on Applied Technology, Science, and Arts,
ITS Surabaya, 21-22 Desember 2010
Dimas Endro, Ketut Buda Artana, AAB Dinariyana, Penentuan Jumlah dan Lokasi FSRU (Floating
Storage and Regasification Unit) dengan Mempertimbangkan Sebaran Pembangkit Listrik Tenaga
76
Gas/Uap di Indonesia Menggunakan Pendekatan Heuristik, Seminar Nasional Manajemen
Teknologi XIII, Surabaya 5 Pebruari 2011
H. Matsukura, Maytouch Udommahuntisuk , H. Yamato , A.A.B. Dinariyana, Estimation of CO2
Reduction for Japanese Domestic Container Transportation Based on Mathematical Models,
Journal of Marine Science and Technology, DOI 10.1007/s00773-009-0069-y
Betty Ariani, A.A.B. Dinariyana, Studi Marine Inventory Routing Kapal Pengangkut BBM PT.
Pertamina Berbasis Algoritma Genetika, Seminar Nasional Teori dan Aplikasi Teknologi Kelautan
(SENTA), ITS Surabaya, Desember 2009
A.A.B. Dinariyana, H. Yamato, H. Matsukura, Ship routing problem transporting two types of
commodities, JASNAOE Conference, Tokyo, November 2008
A.A.B. Dinariyana, H. Yamato, H. Matsukura, U. Maytouch, A study on marine inventory routing
for petroleum products distribution, JASNAOE Conference, Tokyo, May 2008
H. Matsukura, U. Maytouch, H. Yamato, A.A.B. Dinariyana, Estimation of CO2 Reduction for
Japanese Domestic Container Transportation Based on Mathematical Models, JASNAOE
Conference, Tokyo, May 2008
A.A.B. Dinariyana, H. Yamato, H. Matsukura, U. Maytouch, Ship Routing Problem with Multi-
Product Inventory Constraints in a Hub-and-Spokes Network, JASNAOE Conference, Tokyo,
November 2007
U. Maytouch, H. Yamato, A.A.B. Dinariyana, K. Tsubouchi, A Study on Product Delivery Planning
Improvement: Case Study at Cementhai Logistics Co., Ltd, Thai-Japanese Student Academic
Exchange Meeting, Osaka 2007
H. Yamato, U. Maytouch, A.A.B. Dinariyana, A Study on Product Delivery Planning Improvement:
Case Study at Cementhai Logistics Co., Ltd, AEARU-ICASS Joint workshop, Wuxi China, Oct
2007
A.A.B. Dinariyana, H. Yamato, H. Matsukura, U. Maytouch, Marine inventory routing for multi-
commodity petroleum products in a hub-and-spokes network, AEARU-ICASS Joint Workshop,
Wuxi China, Oct 2007
A.A.B. Dinariyana., Hiroyuki Yamato., Use of simulation optimization approach for determining
number of trips in ship deployment problem., Proceeding of International Seminar on Marine
Transportation Engineering., Jakarta, August 8, 2006.
77
A.A.B. Dinariyana., Hiroyuki Yamato., A study on ship routing design with some problem
variations., Proceeding of the 10th JSPS Seminar on Marine Transportation Engineering.,
Hiroshima, December 7,2005.
Artana K.B., A.A.B. Dinariyana.,Nurchalis., Ishida K., Dwi Kuntjoro Y., Development Simulation
and Data Mining Concept for Marine Hazard and Risk Management., Proceeding of the 7th
International Simposium in Marine Engineering., Tokyo, Oct 24-28, 2005.
A.A.B. Dinariyana., A Study on Model Development for Pickup and Delivery Ship Routing
Problem and Fleet Determination., Research report under JSPS project. Contract no:
822/KO3.17/HK/2004., November 2004.
A.A.B. Dinariyana., A.A. Masroeri., The Development of Ship Routing Model for Semi-Container
Ship Transportation., Proceeding of the 9th JSPS Seminar on Marine Transportation Engineering.,
Hiroshima, October 13, 2004.
A.A.B. Dinariyana., Studi Pemodelan Penentuan Armada Kapal yang Berbasiskan pada Desain
Rute., Seminar Nasional Aplikasi dan Teknologi Kelautan., 7 Oktober 2004.
A.A.B. Dinariyana., A Study on Heterogeneous Ship Routing Problem with Multiple Trip and
Pickup-Delivery in a Hub-and-Spokes Environmental, Master thesis, Institute of Environmental
Studies, The University of Tokyo Japan, 2003.
A.A.B. Dinariyana.,Yamato H., A Study on Ship Routing Problem with Pickup and Delivery in a
Hub-and-Spokes Environment., Research Report , Transportation Research Group, National
Maritime Research Institute of Japan, 2003.
Priyanta Dwi., A.A.B. Dinariyana., Aplikasi Proses Markov dan Simulasi Monte Carlo untuk
Analisa Ketersediaan Sistem Bahan Bakar KM. Besakih., Jurnal Teknologi Kelautan., Volume 5,
Nomor 2, Juli 2001.
A.A.B. Dinariyana, Studi Implementasi Reliability-Centered Maintenance (RCM) pada Sistem
Bahan Bakar Motor Induk KM. Besakih, Thesis S-1, Department of Marine Engineering - ITS,
1999.