Abstrak—Boil  Off  Gas  (BOG)  merupakan  gas  yang  terbentuk karena  adanya  panas  yang  masuk  (heat  leak)  kedalam  tangki Liquefied  Natural  Gas  (LNG).  Evaporasi  yang  terjadi  secara terus  menerus  dapat  meningkatkan  tekanan  pada  tangki, menyebabkan tekanan berlebih yang berbahaya. BOG tersebut harus dimanfaatkan atau dibuang melalui proses pembakaran untuk  menjaga  tekanan  tangki  muatan.  BOG  yang  dibuang merupakan sebuah kerugian bagi perusahaan. Pada FSRU ini memiliki nilai rata – rata BOG perharinya sebesar  92.714,936 m³n  Gas  dan  boil  off  rate  0,237%.  Pemanfaatan  BOG  pada FSRU  digunakan  untuk  bahan  bakar  generator  DFDE  dan boiler  dengan  nilai  rata  –  rata  perharinya  837,363  MMBTU, sehingga  memiliki  nilai  BOG  berlebih  rata  –  rata  perharinya 2.823,184 MMBTU. Metode pemanfaatan BOG berlebih dengan melakukan  reliquefaction,  atau  langsung  menyalurkannya  ke linepack  offshore  pipeline  menggunakan  MSO  compressor. Dalam  pemilihannya,  menggunakan  reliquefaction  plant Wartsila  HGS  Mark  III,  menggunakan  siklus  kerja  inverse brayton,  berkapasitas  7.000  kg/h.  Sedangkan  untuk  MSO compressor menggunakan BOG kompresor  Burckhard Laby GI Compressor LP250 4 stages, kapasitas 10.000 kg/h. Berdasarkan aspek  ekonomis  penggunaan  MSO  compressor  memiliki  nilai CAPEX dan OPEX lebih rendah, tetapi secara nilai NPV, IRR dan  PP  penggunaan  reliquefaction  plant  memiliki  nilai  lebih baik.  Sedangkan  berdasarkan  kondisi  operasional  FSRU, reliquefaction plant lebih cocok secara teknis untuk digunakan.
Kata  Kunci—Boil  Off  Gas,  FSRU,  LNG,  MSO  Compressor, Reliquefaction Plant.

## I. PENDAHULUAN
ALAH  satu  alternatif  bahan  bakar  yang  dapat dimanfaatkan  adalah  gas  bumi. Gas  bumi  merupakan energi primer ketiga yang paling banyak digunakan didalam negeri  setelah  minyak  bumi  dan  batubara.  Berdasarkan  PP No. 79 Tahun 2014, Kebijakan Energi Nasional (KEN), target proporsi  gas  bumi  dan  EBT  pada  bauran  energi nasional  di 2050 adalah 55%. Cadangan gas bumi Indonesia per Januari 2017  mencapai  142.72  TSCF,  sebesar  100.36  TSCF merupakan  cadangan  terbukti  dan  42.36  TSCF  merupakan cadangan  potensial  [1].  Pemanfaatan  gas  bumi  Indonesia untuk  domestik  dari  tahun  ke  tahun  meningkat,  dengan peningkatan  rata  –  rata  7%.  Tentunya  dalam  hal  ini diperlukan  peningkatan  infrastruktur  dalam  menunjang optimalisasi penggunaan gas. Khususnya dalam penggunaan LNG dibutuhkan fasilitas penerima LNG atau LNG receiving dan regasification  terminal seperti  halnya Floating  Storage Regasification Unit atau FSRU.
Selama  proses  penyimpanan  LNG,  dimungkinkan  terjadi panas yang masuk kedalam tangki penyimpanan atau disebut
dengan heat  leak sehingga  dapat  menyebabkan  LNG terevaporasi menjadi gas yang disebut dengan Boil Off Gas (BOG).  Evaporasi  yang  berterusan  dapat  meningkatkan tekanan pada tangki, yang dapat menyebabkan tekanan yang berlebih yang sangat berbahaya. Gas tersebut harus dibuang atau  ditangani  dengan  khusus.  BOG  dapat  dimanfaatkan untuk bahan bakar,  dicairkan kembali,  atau  dikompresi  dan dialirkan  melalui  pipa  jaringan  gas  transmisi  atau  distribusi ke  konsumen.  Namun  dalam  hal  ini  di  FSRU,  BOG  akan dialirkan  ke Dual  Fuel Diesel Engine (DFDE)  untuk menghasilkan energi listrik, auxiliary boiler untuk pemanas dan Gas Combustion Unit (GCU) untuk dibakar dan dibuang dalam  bentuk  karbon  atau  CO 2 .  Hal  itu  tentunya menimbulkan  kerugian  karena  BOG  yang  berlebih  tersebut dapat  dimanfaatkan  kembali  dan  memiliki  nilai  komersial yang cukup tinggi.
Saat  beroperasi  secara normal  BOG  yang  dihasilkan  dari tangki  LNG  sekitar  0.10  –  0.15%  berdasarkan  berat  per harinya  [2].  FSRU  ini  memiliki  kapasitas  penyimpanan sebesar  170.000  m³.  Menurut  perhitungan  BOG  yang dihasilkan adalah 255 m³ yang dikonversikan menjadi 6.000 MMBTUd.    BOG  tersebut  digunakan  untuk  bahan  bakar generator  dan  kebutuhan  FSRU  lainnya  sebesar  2.000 MMBTUd.  Kebutuhan  dari  FSRU  ini  adalah  3 generator menggunakan  Wartsila  6L50DF,  regasifikasi  dan  peralatan lainnya.  Sehingga  terdapat  BOG  berlebih  yang  tidak dimanfaatkan sebesar 4.000 MMBTUd yang dibuang dengan furnace. Dengan harga LNG saat ini US$ 10 per MMBTU, BOG berlebih yang tidak  dimanfaatkan bisa mencapai US$ 40.000.  Sedangkan metode pemanfaatan BOG lainnya dapat menggunakan  MSO compressor yang  nantinya  akan dialirkan  ke  jaringan  pipa  gas  dan  disimpan  pada linepack pipeline atau  dirubah  menjadi  LNG  kembali  dengan reliquefaction plant . Pada saat ini fasilitas tersebut belum ada di FSRU tersebut. Oleh karena itu diperlukan sebuah kajian kelayakan antara MSO compressor dan reliquefaction plant sebagai bentuk rekomendasi pemanfaatan BOG berlebih dari segi  teknis  maupun  ekonomi  beserta  perancangan  desain sistem yang tepat pada FSRU dengan kapasitas penyimpanan 170.000m³.

## II. URAIAN PENELITIAN

## A. Perumusan Masalah
Penelitian  ini  dilatar  belakangi  oleh  suatu  permasalahan dalam pemanfaatan BOG pada FSRU, sehingga memerlukan

## Kajian Kelayakan Pemilihan Teknologi

## Reliquefaction Plant atau MSO Compressor Sebagai Alternatif Pemanfaatan Boil Off Gas (BOG) pada FSRU 170.000 m³
Hanif Nur Fauzi Margono, I Made Ariana dan Beny Cahyono Departemen Teknik Sistem Perkapalan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : ariana@its.ac.id
S
kajian  kelayakan  teknologi  yang  akan  digunakan  untuk pemanfaatan  BOG  pada  FSRU.  Berdasarkan  latar  belakang tersebut, dilakukan kajian terhadap masalah – masalah yang dapat  terjadi  pada  objek  penelitian.  Setelah  menentukan masalah  yang  terjadi  maka  dapat  dilakukan  perumusan masalah  terhadap  obek  yang  akan  diteliti.  difokuskan  pada rumusan masalah yang diambil dari masalah – masalah yang terjadi  pada  objek  dan  tujuan  penelitian,  yang dibatasi  oleh batasan – batasan permasalahan yang ada sehinggal hasil dari penelitian menjadi tepat sasaran.

## B. Studi Literatur
Studi  literatur  merupakan  tahapan  selanjutnya  untuk mendapatkan informasi yang mendukung dalam penyelesaian tugas akhir ini. Informasi tersebut berupa teori, metode pengerjaan, regulasi, dan standar. Studi literatur dapat diperoleh dengan membaca buku, jurnal, paper, regulasi dan standar terkait bahasan pada tugas akhir ini. Hal – hal tersebut digunakan sebagai referensi dan dasaran dari penelitian ini.

## C. Pengumpulan Data
Tahapan  selanjutnya  merupakan  pengumpulan  data. Penelitian  ini  membutuhkan  studi  literatur  dan  data  secara aktual  sebagai  bahan  pertimbangan,  penunjang  dan  sebagai acuan  untuk  perhitungan  serta  desain  yang  akan  dibuat. Beberapa data yang diperlukan, seperti berikut;
(1)Spesifikasi FSRU; (2)Data operasional BOG terdiri antara lain : (a)Nilai BOG yang dihasilkan; (b)Nilai muatan LNG; (c)Kondisi send-out FSRU; (d)Penggunaan bahan bakar gas (BOG)  pada  peralatan  di  FSRU;  (3)Harga  indikatif  untuk reliquefaction plant dan MSO compressor .

## D. Penghitungan Nilai BOG pada FSRU
Pada rumusan masalah pertama pada penelitan ini adalah mengetahui nilai BOG yang dihasilkan dan boil off rate dari FSRU.  Untuk  melakukan  perhitungan  kondisi  BOG  yang dihasilkan  didapatkan  dari  dataa  nilai  BOG  perharinya selama satu tahun dan nilai muatan LNG perharinya selama satu  tahun.  Dari  data  tersebut  dilakukan  perhitungan  untuk mencari nilai total BOG yang dihasilkan selama setahun dan rata  –  rata  produksi  BOG  perharinya,  serta  persentase berdasarkan  kondisi  operasional  dari boil  off  rate daripada FSRU tersebut untuk membandingkannya dengan spesifikasi yang diberikan dari storage tank.

## E. Penghitungan Nilai BOG Berlebih pada FSRU
Untuk mengetahui spesifikasi teknologi pemanfaatan BOG maka diperlukan untuk mengetahui nilai BOG berlebih dari FSRU  yang  dapat  dimanfaatkan.  Nilai  BOG  berlebih  dari FSRU  ini  didapatkan  dari hasil  perhitungan dari  nilai  BOG yang  dihasilkan  dan  dikurangi  dari  kebutuhan  bahan  bakar gas (BOG) daripada peralatan yang ada di FSRU pada hal ini
Tabel 1.
Nilai muatan LNG dan BOG pada FSRU
Bulan Muatan LNG BOG (MMBTU) (m³) (MMBTU) [m³ (LNG)] Januari 15.278.989 635.605,96 85.997,49 3.730,7 Februari 20.558.556 855.235,91 86.449,64 3.741,16 Maret 67.780.385 2.819.664 110.212,81 4.836,86 April 78.965.028 3.284.945 162.256,52 7.189,18 Mei 67.486.321 2.807.431 166.769,42 7.361,29 Juni 46.086.428 1.917.195 159.393,99 7.003,94 Juli 37.385.372 1.555.231 150.490,4 6.601,13 Agustus 83.351.852 3.467.437 100.387,75 4.341,02 September 46.900.940 1.951.079 79.475,16 3.494,38 Oktober 78.651.734 3.271.912 80.827,47 3.587,79 November 55.325.503 2.301.541 87.628,59 3.881,84 Desember 4.562.706 189.809 86.003,25 3.809,84 Total 602.333.814 25.057.087 1.355.892 59.579,14 Rata-Rata/Bulan 50.194.484 2.088.091 112.991,04 4.964,93 Rata-Rata/Hari 1.650.230 68.650 3.714,77 163,23 Tabel 2. Karakteristik Indonesia – Badak LNG Origin LNG Density (kg/m 3 ) Gas Density (kg/m 3 n) Expansion ratio (m 3 n/m 3 liq) GCV (MJ/m³n) Indonesia-Badak 456 0,801 568 43,9 Tabel 3. Nilai BOG selama setahun pada FSRU Bulan BOG MMBTU m³(LNG) m³n Januari 85.997,49 3.730,7 2.031.979 Februari 86.449,64 3.741,16 2.124.976 Maret 110.212,81 4.836,86 2.747.339 April 162.256,52 7.189,18 4.083.453 Mei 166.769,42 7.361,29 4.181.212 Juni 159.393,99 7.003,94 3.978.239 Juli 150.490,4 6.601,13 3.749.442 Agustus 100.387,75 4.341,02 2.465.701 September 79.475,16 3.494,38 1.984.809 Oktober 80.827,47 3.587,79 2.037.864 November 87.628,59 3.881,84 2.204.886 Desember 86.003,25 3.809,84 2.163.990
Gambar 1.  Data perbandingan kondisi send-out LNG  dengan konsumsi BOG.
Gambar 2. Kondisi operasional FSRU selama satu tahun.
Tabel 4. Nilai BOG berlebih pada FSRU Kondisi Hotel Mode Low Gas Supply Normal Gas Supply Max Gas Supply 195 Hari 105 Hari 45 Hari 20 Hari (MMBTU) Maks 8.278,88 7.665,25 6.462,43 7.587,22 Min 19,97 0 0 0 Total 701.428,85 232.512,08 72.481,49 24.039,66 Rata-Rata 3.597,07 2.214,40 1.610,70 1.201,98
yaitu generator DFDE dan boiler.

## F. Penghitungan Spesifikasi Komponen Sistem
Pada tahapan ini dilakukan perhitungan untuk mengetahui kebutuhan  komponen  pada  sistem minimum  Sent  Out Compressor dan reliquefaction  plant .  Sehingga  dari perhitungan  kebutuhan  komponen,  dapat  ditentukan komponen-komponen  dengan  spesifikasi  yang  sesuai  untuk sistem minimum sent out compressor dan reliquefaction plant pada FSRU tersebut, serta disesuaikan dengan standar yang digunakan atau best engineering practice yang berlaku.

## G. Perancangan P&ID Sistem
Setelah  melakukan  perhitungan  spesifikasi  komponen berdasarkan  kebutuhan  yang  telah  ditentukan  pada  tahap sebelumnya. Sehingga dapat dilakukan penggambaran P&ID yang sesuai dan realistis dengan FSRU tersebut.

## H. Analisa Kelayakan Ekonomi
Setelah  mendapatkan  perhitungan  dan  penggambaran sistem yang sesuai dan layak dipasang pada FSRU tersebut, langkah  selanjutnya  adalah  menghitung  estimasi  biaya investasi pada pemasangan teknologi dan melakukan analisis kelayakan dari segi ekonomi. Antara lain berisi : 1. Capital expenditure (CAPEX).
2. Operational expenditure (OPEX).
3. Pemasukan ( revenue).
4. Net present value (NPV).
5. Internal rate of return (IRR).
6. Payback period (PP).

## I. Studi Komparasi
Setelah  mengetahui  kelayakan  dari  segi  teknis  dan ekonomi  pada  sistem  MSO compressor dan reliquefaction plant ,  dibandingkan  secara  kualitatif  dan  kuantitatif  untuk selanjutnya  dapat  memberikan  rekomendasi  kedepannya terhadap FSRU tersebut.

## J. Saran dan Kesimpulan
Tahap terakhir pada penelitian ini adalah kesimpulan dan saran yang didapatkan dengan menyelesaikan semua tahapan penelitan  dan  harus  menjawab  semua  permasalahan  yang sudah  dirumuskan.  Sehingga  saran  yang  diberikan  dan penelitian  ini  dapat  dijadikan  dasar  untuk  penelitian selanjutnya terkait dengan pengaplikasian pemanfaatan BOG berlebih pada FSRU.

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Analisis Boil Off Gas (BOG)
Parameter pertama dalam melakukan penelitian ini adalah mengetahui  BOG  yang  dihasilkan  daripada  FSRU  tersebut. Jumlah  BOG  yang  dihasilkan  bergantung  daripada  jenis cargo tank yang digunakan oleh FSRU tersebut. Pada FSRU ini  menggunakan  sistem cargo  tank Gaz  Transport  & Technigaz  (GTT)  Mark  III membrane  system. Berdasarkan
Tabel 5.
Nilai BOG berlebih selama satu tahun Bulan BOG Berlebih (MMBTU) Januari 66.134,67 Februari 62.587,85 Maret 88.641,11 April 140.482,82 Mei 141.084,82 Juni 136.513,49 Juli 129.333,76 Agustus 71.282,05 September 51.452,53 Oktober 50.548,4 November 59.129,63 Desember 65.808,64 Total 1.030.46 Rata-Rata/Bulan 85.872 Rata-Rata/Hari 2.823 Rata-Rata/Jam 118 Tabel 6. Nilai BOG berlebih pada FSRU Kondisi BOG Berlebih MMBTU m³ Gas kg kg/h Hotel Mode 8.278,88 201.673,58 161.540,53 6.730,86 Low Gas Supply 7.665,26 186.725,60 149.567,21 6.231,97 Normal Gas Supply 6.462,43 157.424,90 126.097,34 5.254,06 Max Gas Supply 7.587,22 184.824,68 148.044,57 6.168,52 Tabel 7. Komposisi BOG Operating Mode Unloading Mode Hotel Mode Gas Composition Methane 0,933 0,929 (Mole Fractions) Nitrogen 0,066 0,071 Mass Flow kg/h 6.231,97 6.730,86 Inlet Pressure bar 1 1 psia 14,504 14,504 Inlet Temperature °C -160 -160 °F -256 -256 Discharge Pressure bar 76,53 76,53 psia 1.109,97 1.109,97 psig 1.095 1.095 Discharge Temperature °C 18,3 18,3 °F 361,4 361,4
Gambar 3.  Grafik pemilihan kompresor.
Tabel 8.
Perbandingan kompresor reciprocating dengan sentrifugal Reciprocating Centrifugal Kapasitas Kecil - Menengah Menengah - Besar Dis. Pressure Tinggi Rendah Space Besar Kecil Suction Temperature Range Lebar Sempit Kontrol Kapasitas 25,50,70,100% 80-100% Efisiensi Tinggi Menegah Driver Output Kecil Besar Tabel 9. Perhitungan tiap stage kompresor 1st stage Suction Ps = 14,50 psi Discharge Pd = 45,80 psi 2nd stage Suction Ps = 42,90 psi Discharge Pd = 129,78 psi 3nd stage Suction Ps = 126,88 psi Discharge Pd = 378,18 psi 4rd stage Suction Ps = 375,28 psi Discharge Pd = 1.109,97 psi
ketentuan dari spesifikasi cargo tank , boil-off rate memiliki nilai 0,15 – 0,125% dari volume muatan yang ada pada cargo tank .  Sedangkan  untuk  volume  muatan  dari  FSRU  ini memiliki  nilai  170.000  m³.  Namun  pada  kondisi  nyata, perhitungan secara teoritis tersebut tidak selalu benar secara nilainya, Karena cargo tank FSRU setiap harinya bervariasi, dan  nilai  BOR  yang  terjadi  bergantung  dengan  kondisi operasional  dari  FSRU  tersebut.  Berdasarkan  data  yang didapatkan  nilai  muatan  LNG  dan  BOG  yang  dihasilkan dalam satu tahunnya pada FSRU berdasarkan Tabel 1.
Hasil  dari  BOR  berdasarkan  rata  –  rata  harian  kondisi FSRU memiliki nilai 0,237%, nilai tersebut didapatkan dari hasil  pembagian  rata  –  rata  perhari  volume  muatan  LNG dengan  nilai  rata  –  rata  perhari  BOG.  Berdasarkan perhitungan memiliki nilai yang lebih tinggi dari spesifikasi cargo tank yang ada pada FSRU tersebut.
Selanjutnya  nilai  BOG  pada  data  yang  diberikan merupakan  nilai  volume  saat  dalam  kondisi  LNG  sehingga perlu  dikonversi  menjadi  nilai  volume  dalam  Natural  Gas. Dikarenakan  LNG  yang  digunakan  FSRU  ini  berasal  dari Indonesia – Badak [3] maka memiliki komposisi berdasarkan Tabel 2.
Untuk  mengetahui  jumlah  BOG  dalam  bentuk  volume Natural Gas, maka dilakukan konversi nilai dari volume LNG menjadi  volume  Natural  Gas  dalam  satuan  meter  kubik normal.
𝑉(𝑁𝐺) = 𝑉(𝐿𝑁𝐺) 𝑥 Expansion Ratio
Dimana:  V(NG) = Volume Natural Gas (m 3 n) V(LNG) = Volume LNG (m 3 ) Expansion Ratio = 568 m 3 n/m 3 liq
Dari  Tabel  3  terlihat  bahwa  BOG  pada  FSRU  memiliki nilai  yang  fluktuatif,  dikarenakan  kondisi  operasional  dari FSRU.  Faktor  yang  menyebabkan  terjadinya  fluktuatif dikarenakan  selama  rentang  satu  tahun  ada  kondisi  FSRU mengalami operasi Hotel Mode atau Holding Mode dimana tidak  terjadi loading  –  unloading LNG  atau  proses regasifikasi send – out LNG dan Loading - Unloading Mode dimana  terdapat  LNG  yang  ditransfer  atau  adanya  proses regasifikasi  LNG  untuk send  –  out .  Kondisi  BOG  yang dihasilkan  mengalami  nilai  tertinggi  pada umumnya  Ketika FSRU dalam kondisi tidak ada send –out atau disebut Hotel Mode dan dalam kondisi unloading pada nilai maksimum.
B. Konsumsi Boil Off Gas (BOG)
Penggunaan  BOG  pada  FSRU  diperuntukkan  untuk peralatan  Generator  (DFDE),  Boiler  dan Gas  Combustion Unit (GCU).  Penggunaan  GCU  digunakan  pada  saat  BOG mengalami  sisa  atau  berlebih  setelah  digunakan  untuk Generator dan Boiler.
Dalam  satu  tahunnya  nilai  penggunaan  BOG  mengalami fluktuatif,  hal  itu  disebabkan  oleh  kondisi  operasional  dari
Gambar 4. Simulasi Aspen HYSYS pada unloading mode.
Gambar 5. Simulasi Aspen HYSYS pada hotel mod.
Tabel 10. Kesimpulan desain BOG kompresor Spesifikasi Keterangan Type Reciprocating Staged Jumlah stage 4 Bahan Carbon Stell Kondisi operasi P suction 100kPa T suction -160 o C P discharge 7.653kPa T discharge 129,1 o C Ka     Kapasitas (Kg/jam) 6.731 Ratio Kompresor 2,958 Gambar 6. P&ID MSO compressor.
Tabel 11. Spesifkasi pipa NPS 16 DN 400 Outside Diameter 406,4 mm Thickness 4,19 mm Inside Diameter 398,02 mm Schedule 5S Weight 41,56 kg/m Material Stainless Steel
Tabel 12.
Spesifkasi MSO kompresor BOG Compressor Manufactured by Burckhardt Name Laby GI Compressor Type LP250 Stages 4 Flowrate 10.000 kg/h Outlet Pressure 100 bar 1450 psia Suction Temperature (-170 to 45) ℃ (-274 to 113) ℉ RPM 520 Power 4.000 kW 5.360 hp Unit 1
FSRU tersebut. Jika FSRU pada kondisi Hotel Mode tentunya penggunaan  BOG  lebih  sedikit  dibandingkan  jika  dalam kondisi Loading/Unloading  Mode karena  kebutuhan peralatan  yang  dibutuhkan  lebih  banyak  dan  dengan  bahan bakar yang lebih banyak dibandingkan kondisi Hotel Mode. Hal ini dijelaskan berdasarkan Gambar 1.
Umumnya kondisi unloading atau send – out LNG relatif jarang  terjadi,  dengan  perkiraan  sekali  atau  dua  kali  dalam seminggu  tergantung  permintaan.  Berdasarkan  proporsinya dapat dijelaskan pada Gambar 2.

## C. Perhitungan BOG Berlebih
Setelah  mengetahui  nilai  BOG  yang  dihasilkan  dan konsumsi  BOG,  selanjutnya  untuk  dapat  mengetahui teknologi yang tepat dalam pemanfaatan BOG yang berlebih diperlukan  untuk  mengetahui  nilai  daripada  BOG  berlebih tersebut.
Untuk  menentukan  nilai  BOG  berlebih  didapatkan  dari beberapa  skenario  yaitu  ketika  kondisi  0  mmscf  ( Hotel Mode ),  0  –  100  mmscf  ( low  gas  supply ),  100-200  mmscf ( normal gas supply ), lebih dari 200 mmscf ( max gas supply ). Hal itu dikarenakan kondisi konsumsi BOG yang berbeda – beda tergantung dari kondisi send – out LNG, sehingga dapat menentukan teknologi yang tepat pada penggunaannya, yang dijelaskan  pada  Tabel  4.  Secara  umum  nilai  BOG  berlebih
selama setahun pada tiap bulannya dapat dilihat berdasarkan Tabel 5.
D. Pemilihan Teknologi Minimum Send-Out Compressor
Teknologi Minimum Send –  Out  Compressor memanfaatkan  BOG  Kompresor  yang  akan  disalurkan  ke send – out pipeline bersama gas hasil regasifikasi dari FSRU. Penggunaan BOG Kompresor ini berfungsi untuk mengontrol tekanan dari gas agar sesuai dengan ketentuan.

## 1) Kapasitas BOG Kompresor
Berdasarkan  Tabel  4  diketahui  nilai  BOG  berlebih  dari masing  –  masing  kondisi  operasi  dalam  satuan  energi (MMBTU), untuk dapat mencari kompresor yang diinginkan diperlukan  nilai  mass  flow  dari  BOG.  Dalam  menghitung nilai  mass  flow  BOG  yang  digunakan  adalah  saat  kondisi maksimal agar kompresor yang digunakan dapat digunakan pada setiap kondisi. yang dijelaskan pada Tabel 6.

## 2) Komposisi BOG
Dalam  menentukan  kompresor  yang  ingin  dipakai diperlukan  mengetahui  komposisi  BOG  yang  ada  sebagai bahan  pertimbangan  dari  penentuan  kompresor  yang  dapat dilihat pada Tabel 7.

## 3) Pemilihan jenis kompresor
Selanjutnya untuk memilih kompresor dapat menggunaan grafik pemilihan kompresor pada Gambar 3 [4]. Berdasarkan Gambar 3 hasil yang didapatkan kompresor yang tepat untuk pemanfaatan  BOG  ini  dapat  menggunakan  kompresor reciprocating atau  sentrifugal.  Karena  volume  BOG  cukup besar  dibandingkan  dengan  kapasitas  kompresor  BOG,
Tabel 13.
Nilai BOG berlebih setelah penggunaan MSO kompresor
Kondisi BOG Berlebih BOG Berlebih (Setelah Penggunaan) m³ n Gas m³ n Gas Hotel Mode 87.624,65 68.905,74 Unloading Mode 47.148,53 28.429,62 Tabel 14. Tipe reliquefaction plant Reliquefaction Plant Variabel Mark III EcoRel Supplier HGS Cryostar Operational Cycle Brayton Brayton Refrigerant N₂ N₂ Work. Pressure (bar) 58-14,5 47-9,5 Expansion Temp (-163℃) (-168℃) BOG Cycle Compressor Type Centrifuge Centrifuge N Compressor 3 2 Compress. Press - 4,8 bar Suction Temp Room tem (-120℃) Observation Interm. Refig Interm. Refig sea water with N₂ Capacity Liquefaction 7t/h 7 t/h 1,94 kg/s 1,94 kg/s Power kW 5.500 6.000
Gambar 7. P&ID reliquefaction plant.
Tabel 15.
Nilai BOG berlebih setelah penggunaan Reliquefaction Plant Kondisi BOG Berlebih BOG Berlebih (Setelah Penggunaan) m³ n Gas m³ n Gas Hotel Mode 87.624,65 61.886,15 Unloading Mode 47.148,53 21.410,03 Tabel 16. Analisis Ekonomi Variabel Satuan Reliquefaction Plant MSO Compressor Waktu beroperasi Hari 365 170 Pemasukan US$/Tahun 6.495.009 3.519.455 CAPEX US$ 32.779.862 20.443.726 OPEX US$ 561.000 280.500 NPV US$ 26.400.911 11.905.921 PP 7 Tahun 2 Bulan 8 Tahun 2 bulan IRR 13% 11% Tabel 17. Komparasi secara kuantitatif Variabel Satuan Reliquefaction Plant MSO Compressor Kapasitas kg/h 7.000 10.000 Daya kW 5.500 4.000 Konsumsi Bahan Bakar MMBTU/h 44,08 32,056 Dimensi (L x W x H) m 25,6 x 7,9 x 8,6 13 x 7 x 5,2 Waktu beroperasi Hari 365 170 Pemasukan US$/Tahun 6.495.009 3.519.455 CAPEX US$ 32.779.862 20.443.726 OPEX US$ 561.000 280.500 NPV US$ 26.400.911 11.905.921 PP 7 Tahun 2 Bulan 8 Tahun 2 bulan IRR 13% 11%
diperlukan  kontrol  dengan  tipe  berlangkah  (step)  sehingga mudah dalam menangani laju perubahan ini, dengan rentang kendali  kapasitas  besar  diperlukan.  Untuk  kompresor reciprocating ,  suction  valve  unloader  dengan  clearance pocket  memungkinkan  berbagai  range  kontrol  kapasitas. Kontrol  kapasitas  jenis  berlangkah  ini  tersedia  hingga  lima langkah. Dengan cara ini, rentang kendali kapasitas yaitu (0 - 25%  -  50%  -  75%  -  100%)  yang  disuplai  oleh  kompresor reciprocating [5].
Sedangkan sebagian besar kompresor sentrifugal, kisaran kontrol dibatasi (menurut desain) sekitar 80 - 100%, dan suhu gas masuk dan gravitasi spesifik tidak boleh bervariasi karena kompresor  sentrifugal  harus  beroperasi  pada  kurva desainnya,  dan  hanya  beroperasi  setidaknya  10%  di  atas lonjakan  atau  titik  daur  ulang  [5].  Selain  itu,  jika  kondisi layanan bervariasi, kompresor reciprocating dapat melepaskan  ke  tekanan  tinggi,  terlepas  dari  volume  BOG, tanpa persyaratan khusus untuk mengontrol suhu gas saluran masuk, atau menghindari operasi daur ulang seperti dengan kompresor  sentrifugal.  Oleh  karena  itu,  desain  kompresor reciprocating adalah  kompresor  yang  paling  cocok  untuk digunakan  untuk  layanan  BOG  LNG  untuk  fasilitas penyimpanan LNG.
Kontrol  kompresor reciprocating cukup  sesuai  dengan perubahan volume BOG, dan dengan demikian mengurangi biaya  operasi  keseluruhan,  sehingga  pada  umumnya  selalu dipakai  untuk  layanan  BOG  LNG  di  fasilitas  penerimaan/ penyimpanan LNG. Perbandingan antara kompresor reciprocating dengan sentrifugal dijelaskan pada Tabel  8. Selanjutnya untuk material yang digunakan pada kompresor reciprocating ini adalah carbon steel [6].
4) Penentuan jumlah stages
Selanjutnya  perlu  untuk  menentukan  jumlah  stage  dari kompresor reciprocating .  Dikarenakan  ketentuan pressure suction dan pressure discharge memiliki rentang yang sangat jauh.  Perhitungan  untuk  menentukan  jumlah  stage  sebagai berikut.
r  = √ 𝑃𝑜𝑢𝑡 𝑃𝑖𝑛 𝑁
Dimana: r = Compression ratio
N = Stage
Pout = Pressure Out Pin = Presure In Dengan  ketentuan compression  ratio untuk  kompresor reciprocating adalah 3,0 – 4,0 [4], atau dengan nilai dibawah 4,0  [7].  Sebagai  asumsi  menggunakan  4  stages.  Nilai  r sebesar 2,958 mendekati nilai 3 dan dibawah nilai 4 sehingga sesuai  dengan  ketentuan  yang  ada.  Jika  jumlah  stage diturunkan menjadi 3 stages nilai r nya menjadi 4,246 dimana diluar  ketentuan  yang  ada.  Sehingga  kompresor  ini menggunakan 4 stages .
5) Perhitungan tekanan tiap stages
Selanjutnya  menghitung  nilai  tekanan suction dan discharge pada  tiap stage kompresor.  Pada  kompresor multistage terdapat pressure  drop pada  tiap  aliran  stagenya, nilai pressure drop pada kompresor ini adalah  0,19  bar dan 0,2 bar pada tekanan tinggi dan rendah [8]. Perhitungan tiap stagenya seperti pada Tabel 9

## 6) Simulasi Aspen HYSYS
Berdasarkan  data  yang  sudah  ada  yaitu  komposisi  BOG, suction  temperature,  suction  pressure,  discharge  pressure dan mass  flow .  Menggunakan  Aspen  HYSYS  untuk mendapatkan  nilai discharge  temperature , molar  flow dan liqvol. Kompresor  ini  menggunakan multistage sehingga diperlukan  adanya intercooler dengan  adanya intercooler hasil discharge temperature dapat memiliki nilai yang lebih kecil sesuai dengan kondisi pada send-out pipeline.
7) Kesimpulan desain kompresor
Kesimpulan  desian  BOG  kompresor  dapat  dilihat  pada Tabel 10.

## 8) P&ID MSO Compressor
P&ID MSO compressor dapat dilihat pada Gambar 6.

## 9) Desain pipa
Dalam  proses  mendesain  sistem  diperlukan  untuk mengetahui pipa yang akan digunakan. Diameter pipa yang dibutuhkan dalam sistem sebagai berikut.

## 𝑑ℎ = √ 4𝑄 𝜋𝑥𝑣
Dimana:  dH = Diameter minimum Q = Flowrate (m³/s) v  = Kecepatan dari fluida ( natural gas ) (m/s) Berdasarkan  DNV  GL Part  5  Chapter  7  Section  6 4.1.2 Tabel  4  pada  suhu  operasi  –165℃  material  pipa  yang digunakan  adalah  9% nickel  steel,  austenitic  steels , aluminium  alloys .  Untuk  pipa  yang  digunakan  berdasarkan ASME B36.19M.

## 10) Pemilihan MSO Kompresor
Berdasarkan  perhitungan  sebelumnya  kompresor  yang paling tepat dan sesuai dengan spesifikasi desain yang sudah ada adalah sesuai dengan Tabel 12.

## 11) Nilai BOG berlebih setelah penggunaan MSO kompresor
Setelah mengetahui MSO kompresor yang akan digunakan diperlukan  untuk  mengetahui  konsumsi  bahan  bakar  gas, berdasarkan Tabel 2 dan Project Guide Generator Wartsila 6L50DF yang digunakan oleh FSRU.
Setelah  mengetahui  konsumsi  bahan  bakar  gas  MSO kompresor  yang  dalam  hal  ini  menggunakan  BOG,  perlu diketahui  nilai  BOG  berlebih  setelah  instalasi  MSO kompresor. Nilai BOG berlebih diklasifikasikan berdasarkan kondisi operasional FSRU seperti pada Tabel 13.

## 12) Operasional MSO kompresor
Prinsip  kerja  dari  sistem  MSO compressor adalah memanfaatkan  BOG  berlebih  dengan  mendistribusikannya menggunakan  BOG  kompresor  untuk  diarahkan  langsung menuju  konsumen,  melalui send-out  pipeline ,  sehingga sistem  ini  dapat  melakukan  gas send-out secara  mandiri diluar sistem regasifikasi yang ada, tetapi tidak adanya proses regasifikasi  dikarenakan  tidak  ada  demand,  sehingga pemanfaatan BOG berlebih menjadi tidak maksimal. Namun, penggunaan  MSO compressor ,  BOG  dapat  tersimpan  pada linepack  pipeline .  Untuk  mengetahui  besaran  volume  BOG berlebih yang dapat termanfaatkan ketika kondisi Hotel Mode
jika  menggunakan  MSO compressor adalah  dengan mengetahui  volume  pipa  sebelum  memasuki Onshore Receiving Facility (ORF).
Berdasarkan  perhitungan,  volume  dari pipeline sebesar 5.511,19  m³  dimana  nilai  tersebut  dijadikan  batas  kapasitas volume  BOG  yang  dapat  ditampung  ketika  menggunakan MSO compressor pada kondisi Hotel Mode. Selanjutnya nilai BOG  berlebih  yang  dapat  dimanfatkan  setelah  dikurangi penggunaan  MSO compressor pada Hotel  Mode sebesar 68.905,74  m³n/d  per  harinya,  sehingga  penggunaan  MSO compressor dapat  dilaksanakan  secara  maksimal  selama  2 jam pada Hotel Mode.

## E. Pemilihan Teknologi Reliquefaction Plant
Metode  lain  untuk  memanfaatkan  BOG  berlebih  dapat dengan  mencairkan  kembali  dan  mengembalikannya  ke tangki  – tangki muatan yang disebut dengan reliquefaction. Penggunaan reliquefaction ini juga ditujukan agar komposisi LNG  tetap  identik  sepanjang waktu  sehingga  terhindar  dari fenomena LNG ageing yang sering terjadi.
Kapasitas  reliquefaction  plant  yang  dibutuhkan  dapat dilihat dari nilai BOG berlebih yang dihasilkan pada kondisi maksimal  yang  pada  kondisi Hotel  Mode sebesar  6.730,86 kg/h dan kondisi Unloading Mode tertinggi adalah 6.231,97 kg/h.
Teknologi  yang  digunakan  pada reliquefaction  plant ini adalah  menggunakan Brayton  Cooling  Cycle dengan  N 2 sebagai  fluida  kerja  pendingin.Penggunaan reliquefaction plant membutuhkan gas  combustion  unit (GCU)  yang diperuntukkan sebagai backup atau alternatif dari reliquefaction  plant yang  berfungsi  membuang  nilai  BOG dari cargo tanks . GCU sudah terdapat pada FSRU ini.
1) Tipe Reliquefaction Plan
Berdasarkan  implentasi  yang  sudah  ada  di  FSRU  pada umumnya  ada  beberapa  sistem reliquefaction  plant dijelaskan pada Tabel 14.
Penggunaan Brayton  Cycle  reliquefaction memiliki konsumsi energi yang tinggi, namun tipe ini dicirikan dengan kekompakannya  dan  kekokohannya,  sederhana  dan  sedikit penggunaan peralatan tambahan. Tujuannya untuk mengurangi  kebutuhan  daya  terkait  dengan  kebutuhan meningkatakan  kemampuan reliquefaction yang  pada umumnya  membutuhkan  sistem  yang  lebih  kompleks  dan penggunaan peralatan tambahan yang lebih banyak.
Pada  FSRU  penggunaan  HGS  Mark  III reliquefaction dirasa paling tepat karena dari kapasitas mencukupi, namun memiliki daya yang lebih rendah.
2) P&ID Reliquefaction Plant
P7ID Reliquefaction plant dapat dilihat pada Gambar 7.
3) Desain pipa
Desain  pipa  yang  dibutuhkan  dikarenakan  nilai flowrate yang  sama  dengan  kebutuhan  di  MSO compressor maka memiliki spesifkasi yang sama seperti pada Tabel 9.
4) Nilai BOG berlebih setelah penggunaan Reliquefaction Plant
Setelah  mengetahui reliquefaction  plant yang  akan digunakan  diperlukan  untuk  mengetahui  konsumsi  bahan bakar gas, berdasarkan Tabel 2 dan Project Guide Generator
Wartsila 6L50DF yang digunakan oleh FSRU. Sama seperti MSO compressir, setelah mengetahui konsumsi bahan bakar gas  dari reliquefaction  plant ,  perlu  diketahui  nilai  BOG berlebih setelah instalasi sistem tersebut. Nilai BOG berlebih diklasifkasikan  berdasasrkan  kondisi  operasional  FSRU seperti pada Tabel 15.

## 5) Operasional Reliquefaction Plant
Berdasarkan  kondisi  operasional  yang  ada  pada  FSRU, penggunaan reliquefaction plant ini tidak terpengaruh kondisi operasional  yang  ada,  dikarenakan  sistem  ini  dapat  terus berlangsung  secara  fungsinya.  Sehingga  penggunaan reliquefaction  plant sangat  sesuai  untuk  skala  jangka Panjang.Kekurangan  dari  penggunan  reliquefaction  plant adalah  sistem  yang  kompleks,  dan  memerlukan refrigerant sebagai pendinginannya.

## F. Analisis Ekonomi
Analisis ekonomi yang dilakukan pada penelitian ini hanya mencakup  biaya  investasi  dan  biaya  operasional  yang dibutuhkan  pada  penggunaan  teknologi  pemanfaatan  BOG, yang dalam hal ini yaitu MSO compressor dan reliquefaction plant dan  melakukan  perhitungan  kelayakan  apakah  sistem tersebut  layak  untuk  diinstalasi  pada  FSRU  berdasarkan NPV, IRR dan PP selama masa guna alat 20 tahun. Analisis ekonomi  berfungsi  sebagai preliminary  study yang berdasaran  AACE International ( Association  for  the Advancement of Cost Engineering ) mengacu pada kelas 4. Analisis  ekonomi  ini  menggunakan  asumsi  keekonomian kurs USD sebesar Rp 14.500, harga gas US$ 10,08/MMBTU berdasarkan  Indexmundi  (Indonesia  LNG),  eskalasi  OPEX 2%  berdasarkan  Peraturan  Menteri  ESDM  No.  58  Tahun 2017. Hasil dari analisis ekonomi dijelaskan pada Tabel 16
Kedua sistem dapat dikatan layak dikarenakan nilai NPV lebih  dari  nol  (0),  dan nilai  IRR  yang  lebih  besar  dari  nilai suku  bunga  ( discount  rate) sebesar  4,5%  yang  berasal  dari suku bunga repo Bank Indonesia.

## G. Studi Komparasi
Setelah  melakukan  analisis  secara  teknis  dan  ekonomi, berikut komparasi antara penggunaan teknologi reliquefaction  plant dengan  MSO compressor, secara kuantitatif dan kualitatif.

## 1) Komparasi kuantitatif
Komparasi secara kuantitatif dapat dilihat pada Tabel 17.

## 2) Komparasi kualitatif
Selain komparasi secara kuantitatif berdasarkan Tabel 17, diperlukan mengkomparasi secara kualitatif. Pertama, untuk MSO compressor sebagai  berikut:  (a)Dapat  melakukan  gas send-out secara  mandiri;  (b)Cocok  dalam  kondisi minimum send-out dikarenakan  kontrol  kompresor  yang  fleksibel; (c)Kurang  sesuai  dalam  operasi  yang  dimana  sering  terjadi zero  send-out  (Hotel  Mode) ;  (d)Memiliki  sistem  yang sederhana.  Selanjutnya  untuk reliquefaction  plant sebagai berikut: (a)Memiliki sistem yang kompleks; (b)Memerlukan beberapa peralatan dan utilitas tambahan seperti refrigerant dalam bentuk nitrogen, air laut, dan lain – lain; (c)Sesuai pada penggunaan  jangka  panjang,  tidak  bergantung  pada  kondisi operasional FSRU.

## IV. KESIMPULAN
Berdasarkan hasil perhitungan, analisis, serta pembahasan maka  didapatkan  kesimpulan  sebagai  berikut.  (1)FSRU  ini memiliki  nilai  rata  –  rata  perharinya  untuk  volume  muatan LNG  sebesar  68.649,55  m³,  nilai  BOG  sebesar  163,23 m³LNG  atau  92.714,94  m³n  Gas  dan boil  off  rate 0,237%; (2)Nilai  rata  –  rata  nilai  BOG  berlebih  perharinya  sebesar 2.823,184 MMBTU. Nilai BOG berlebih memiliki nilai yang fluktuatif  karena  bergantung  kondisi  operasional  FSRU; (3)Perancangan  MSO compressor menghasilkan  bahwa membutuhkan  BOG  kompresor  yang  memiliki  tipe reciprocating dengan 4 stages, berbahan carbon steel, suction pressure 100 kPa, discharge pressure 7.653 kPa, suhu suction -160 o C,  suhu discharge 129,1 o C,  dengan  kapasitas  pada kondisi  Hotel  Mode  sebesar  6.730,856  kg/h  dan  kondisi Unloading Mode adalah 62.331,967 kg/h.Dalam pemilihannya menggunakan BOG kompresor dari Burckhard Laby GI Compressor LP250 4 stages , kapasitas 10.000 kg/h, daya  4.000  kW,  dan  konsumsi  bahan  bakar  32,056 MMBTU/h; (4)Perancangan reliquefaction plant berdasarkan prinsip  operasi  siklus  pendinginan  Brayton,  yang  memiliki kapasitas pada kondisi hotel mode sebesar 6.730,86 kg/h dan kondisi unloading  mode adalah  6.231,97  kg/h.  Dalam pemilihannya  menggunakan reliquefaction  plant Wartsila HGS  Mark  III,  yang  menggunakan  siklus  kerja inverse Brayton ,  berkapasitas  7.000  kg/h,  daya  5.500  kW,  dan konsumsi  bahan  bakar  44,08  MMBTU/h;  (5)Berdasarkan analisis ekonomi, MSO compressor memiliki nilai NPV US$ 11.905.921,  IRR  11%  dan  PP  selama  8  tahun  2  bulan. Sedangkan reliquefaction  plant memiliki nilai  NPV  US$
26.400.911,  IRR  13%  dan  PP  selama  7  tahun  2  bulan; (6)Rekomendasi  pemanfaatan  BOG  berlebih  pada  FSRU berdasarkan  aspek  teknis  kondisi  FSRU  yang  lebih  sering mengalami  kondisi hotel  mode dianjurkan  lebih  baik menggunakan reliquefaction  plant dikarenakan  dapat digunakan  dalam  jangka  panjang.  Berdasarkan  aspek ekonomis  penggunaan  MSO compressor memiliki  nilai CAPEX  dan  OPEX  lebih  rendah,  tetapi  secara  nilai  NPV, IRR dan PP penggunaan reliquefaction plant memiliki nilai lebih baik karena sesuai dengan penggunaan jangka panjang.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  K. E. dan S. D. M. R. Indonesia, Neraca Gas Bumi Indonesia . Jakarta:
Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, 2018.
[2]  B. Songhurst, “The outlook for floating storage and regasification units (frsus),” Minerva Urol. , vol. 12, no. July, pp. 1–54, 2017.
[3]  I.  G.  Union,  “Natural  Gas  Conversion  Guide,”  2012,  [Online]. Available:  http://agnatural.pt/documentos/ver/natural-gas-conversion- guide_cb4f0ccd80ccaf88ca5ec336a38600867db5aaf1.pdf.
[4]  H. Silla, Chemical Process Engineering: Design And Economics . New York: Marcel Dekker, Inc, 2003.
[5]  N. Akamo, “Process critical compressors.” 2006, [Online]. Available: https://www.researchgate.net/publication/294455577_Process_critical _compressors.
[6]  G.  Ulrich,  “A  guide  to  chemical  engineering  process  design  and economics. John Wiley&Sons,” Inc., New York , 1984.
[7]  S.  Mokhatab,  W.  A.  Poe,  and  J.  Y.  Mak, Handbook  of  Natural  Gas Transmission and Processing: Principles and Practices: Third Edition , 3rd ed. Oxford: Elsevier Inc., 2015.
[8]  S. K. Kochunni, P. Ghosh, and K. Chowdhury, “Optimization of UA of heat  exchangers  and  BOG  compressor  exit pressure of  LNG  boil-off gas  reliquefaction  system  using  exergy  analysis,” IOP  Conf.  Ser. Mater.  Sci.  Eng. ,  vol.  101,  no.  1,  2015,  doi:  10.1088/1757- 899X/101/1/012090.