Laporan KP PT Badak NGL

LAPORAN KERJA PRAKTIK

PT BADAK NGL BONTANG-KALIMANTAN BONTANG-KALIMANTAN TIMUR 02 JANUARI 2018 – 16 16 FEBRUARI 2018

Disusun Oleh: Muhammad Rizqi H. Madi

(02211646000016)

Hilman Fauzan Ramadhan

(02211646000024)

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2018

II

LEMBAR PENGESAHAN II LAPORAN KERJA PRAKTIK PT. BADAK NGL 02 JANUARI 2018 – 16 16 FEBRUARI 2018

Disusun Oleh : Muhammad Rizqi H. Madi

(02211646000016)

Hilman Fauzan Ramadhan

(02211646000024)

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2018

Telah disahkan dan disetujui oleh : Surabaya, Maret 2018

Sekretaris Program Studi S1

Dosen Pembimbing

Departemen Teknik Kimia FTI-ITS

Kerja Praktik

Fadlilatul Taufany, S.T., Ph.D

Prof. Ir. Renanto, M.Sc Ph.D

NIP. 19810713 19810713 200501 1 001

NIP. 19530719 197803 1 001

III

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur penulis ucapkan kepada Allah SWT karena atas berkah dan rahmat-Nya, penulis mampu menyelesaikan laporan kerja praktik di PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur. Selama masa kerja praktik yang terhitung mulai tanggal 2 Januari 2018, praktikan melakukan serangkaian kegiatan yang dirangkum ke dalam laporan ini sebagai syarat kelulusan pada jenjang pendidikan S1 di Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Pada kesempatan kali ini, penulis mengucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu dalam penyelesaian laporan kerja praktik ini, diantara nya: 1. Fadlilatul Taufany, S.T., Ph.D selaku Sekretaris Program Studi S1 Teknik Kimia FTIITS. 2. Prof. Ir. Renanto, M.Sc Ph.D selaku dosen pembimbing mata kuliah Kerja Praktik Institut Teknologi Sepuluh Nopember. 3. Fajar Singgih K. P, ST dan Muhammad Silvano Ibrahim Aiwan , S.T selaku pembimbing utama dan lapangan di PT Badak NGL. 4. Para Engineer di Process Engineering &Energy Section. 5. Para teknisi dan staff administrasi Techinical Department 6. pihak Training Section. 7. Rekan-rekan partner kerja praktik di PT Badak NGL 8. Semua pihak yang berperan dalam pelaksanaan penelitian dan penyelesaian laporan yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu. Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna sehingga diperlukan evaluasi untuk peningkatan kualitas yang berkelanjutan. Oleh karena itu, penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari para pembaca. Penulis mengharapkan semoga laporan ini dapat menambah wawasan dan bermanfaat bagi para pembacanya. Bontang, Februari 2018

Penulis

IV

IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTIK Nama Perusahaan

PT Badak Natural Gas Liquefaction.

Lokasi/Alamat

Pantai Kalimantan Timur, Bontang Selatan, sekitar 105 km timur laut Kota Samarinda.

Status, Tahun

Perusahaan Negara, didirikan pada tanggal 26 November

Pendirian, dan Jenis

1974 dengan 2 unit pengilangan pertama (Train A dan B) pada

Perusahaan

bulan Maret 1977, mulai memproduksi LNG pada tanggal 5 Juli 1977.

Produk Perusahaan

Liquefied Natural Gas (LNG)

Visi Perusahaan

“Menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi.”

Misi Perusahaan

"Memproduksi energi bersih serta mengelola dengan standar kinerja terbaik (best performance standard ) sehingga menghasilkan nilai tambah maksimal (maximum return) bagi pemangku kepentingan (Stakeholders)."

Prinsip Perusahaan

- Berupaya dengan sungguh-sungguh untuk mencapai safety excellence dengan menerapkan process safety management - Ramah lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui penerapan dan sertifikat EMS ISO 14001 - Menghasilkan produk yang memenuhi semua persyaratan pelanggan melalui penerapan quality management system dan mempertahankan sertifikat ISO-9001-2000 - Profesional excellence melalui pengembangan SDM yang berdasarkan kompetensi - Mengelola bisnis dengan menerapkan “best industrial practices” dan “good corporate government”

V

DAFTAR ISI LAPORAN KERJA PRAKTIK ................................................................................. I LEMBAR PENGESAHAN II .................................................................................. III KATA PENGANTAR .............................................................................................. IV IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTIK ............................................................V DAFTAR ISI ............................................................................................................. VI DAFTAR GAMBAR ................................................................................................ IX DAFTAR TABEL ..................................................................................................... XI BAB I PENDAHULUAN ............................................................................................1

I.1

Latar Belakang.................................................................................................... 1

I.2

Tujuan Kerja Praktik .......................................................................................... 2

I.3

Manfaat Kerja Praktik ........................................................................................ 2

I.3.1.

Manfaat bagi Mahasiswa ............................................................................. 2

I.3.2.

Manfaat bagi Perusahaan ............................................................................ 3

I.3.3.

Manfaat bagi Perguruan Tinggi................................................................... 3

I.4

Ruang Lingkup Kerja Praktik ............................................................................. 3

I.5

Waktu dan Tempat Pelaksanaan ......................................................................... 4

BAB II TINJAUAN PUSTAKA .................................................................................5

II.1 Sejarah Pabrik..................................................................................................... 5 II.2 Pengertian Produk .............................................................................................. 6 II.2.1.

Produk Utama.............................................................................................. 6

II.2.2.

Produk Samping .......................................................................................... 7

BAB III TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN ........................................................9

III.1 Sejarah Berdirinya Pabrik ................................................................................... 9 III.1.1. Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL ......................................11 III.1.2. Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL ..........................................................12 III.2 STRUKTUR ORGANISASI PERUSAHAAN ................................................13 III.2.1. Production Division ..................................................................................14 III.2.2. Accounting Operation and Control Department .......................................24 III.2.3. Internal Audit Department ........................................................................24 VI

III.2.4. Safety and Health Environment Quality Department ...............................24 III.2.5. Corporate Strategic Planning and Business Development Department ....24 III.2.6. Corporate Secretary Department ...............................................................25 III.3 Visi dan Misi ....................................................................................................25 III.3.1. Kebijakan ( Policy).....................................................................................25 III.3.2. Nilai-nilai Utama PT Badak NGL.............................................................26 III.4 Lokasi dan Tata Letak Pabrik ...........................................................................26 BAB IV PROSES PRODUKSI .................................................................................29

IV.1 Bahan Baku dan Bahan Penunjang...................................................................29 IV.2.1 Bahan Baku ............................................................................................... 29 IV.2.2 Bahan Pendukung......................................................................................30 IV.2 Uraian Proses Produksi .....................................................................................32 Proses Pemisahan CO2 (Plant-1) ...............................................................32 IV.2.2 Proses Penghilangan H 2O dan Hg (Plant-2) ..............................................35 IV.2.3 Proses Fraksionasi (Plant-3) ......................................................................37 IV.2.4 Proses Refrigerasi (Plant-4) ......................................................................41 IV.2.5 Proses Pencairan Gas Alam (Plant-5) .......................................................45 IV.3 Storage & Loading ...........................................................................................46 IV.3.1 Feed Natural Gas Knock Out Drum dan Pig Receiver (Plant-21) ............46 IV.3.2 Hydrocarbon Condensate Stabilizer (Plant-16).........................................49 IV.3.3 Relief and Blow Down System (Plant-19) .................................................50 IV.3.4 C2/C 3 Bullet and Hydrocarbon Condensate Tank (Plant-20) ....................52 IV.3.5 LNG Storage and LNG Loading Dock (Plant-24) .....................................53 IV.3.6 LPG Refrigerant Plant (Plant-15) ..............................................................56 IV.3.7 LPG Storage and LPG Loading Dock (Plant-17) .....................................57 IV.3.8 Nitrogen Generator (Plant-39) ..................................................................59 IV.3.9 Piping System (Plant-38) ..........................................................................60 BAB V SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH ............................61

V.1 Utilitas ..............................................................................................................61 V.1.1

Nitrogen Supply (Plant-29) .......................................................................61

V.1.2

Sistem Distribusi Listrik (Plant-30) ..........................................................63

V.1.3

Penyedia Steam dan Tenaga Listrik (Plant-31) .........................................66 VII

V.1.4

Pressurized Air Supply (Plant-35).............................................................69

V.1.5

Penyedia Air Pendingin (Plant-32) ...........................................................70

V.1.6

Fire Water Supply (Plant-33) ....................................................................71

V.1.7

Penyedia Air Umpan Boiler (Plant-36) .....................................................72

V.2 Pengolahan Limbah ..........................................................................................76 V.2.1

Community Water Treatment System and Sewage (Plant-48 dan-49) .....76

V.2.2

Waste Water Treatment Plant (Plant-34) ..................................................78

BAB VI ANALISA LABORATORIUM .................................................................80 BAB VII KESELAMATAN DAN KESEHATAN KERJA ...................................82 BAB VIII PENUTUP ................................................................................................84 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................ 86 LAMPIRAN A (SPESIFIKASI ALAT UTAMA) LAMPIRAN B (PROCESS FLOW DIAGRAM) LAMPIRAN C (MASS AND HEAT BALANCE) TUGAS KHUSUS (EVALUASI PEMASANGAN PIPA REINJEKSI MELALUI INLET DE BUTANI ZE R COLUMN ) TUGAS KHUSUS (EVALUASI METODE PENGOSONGAN TANGKI LPG)

VIII

DAFTAR GAMBAR

Gambar I I I .1 Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL .......................................... 11 Gambar I I I .2 Rantai Bisnis PT Badak NGL ....................................................................... 12 Gambar I I I .3 Struktur Organisasi PT Badak NGL ............................................................ 14 Gambar I I I .4 Struktur Organisasi Production Division .................................................... 15 Gambar I I I .5 Struktur Organisasi Operation Department ................................................ 15 Gambar I I I .6 Struktur Organisasi Maintenance Department ............................................ 17 Gambar I I I .7 Struktur Organisasi Technical Department ................................................. 21 Gambar I I I .8 Tata Letak PT Badak NGL ........................................................................... 27 Gambar I I I .9 Pembagian Zone Lokasi PT Badak NGL ..................................................... 27 Gambar I I I .10 Layout Zone I PT Badak NGL] .................................................................. 28 Gambar I V.1 Badak ExporManifold ................................................................................... 30 Gambar I V.2 Diagram Blok Proses Produksi LNG di PT Badak NGL .............................. 32 Gambar I V.3 Diagram Alir Sistem Purifikasi Plant-1 ....................................................... 33 Gambar I V.4 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-2 ....................................................... 35 Gambar I V.5 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-3 ....................................................... 38 Gambar I V.6 Pig Receiver di Plant-21 PT Badak NGL ..................................................... 47 Gambar I V.7 Brush Pig [kiri] dan Electrical Pig .............................................................. 47 Gambar I V.8 Knock Out Drum ........................................................................................... 48 Gambar I V.9 Diagram Alir Proses pada Plant-21 ............................................................. 48 Gambar I V.10 Sistem Kontrol Knock Out Drum ................................................................ 49 Gambar I V.11 Diagram Alir Proses pada Plant-16 ........................................................... 49 Gambar I V.12 Diagram Alir Sistem Blowdown Train A,B, C, dan D ................................ 51 Gambar I V.13 Diagram Alir Sistem Blowdown Train E,F,G, dan H ................................. 51 Gambar I V.14 Fasilitas LNG Run Down System di Plant-24 ............................................ 54 Gambar I V.15 Komponen LNG Storage Tank di Plant-24................................................. 54 Gambar I V.16 Fasilitas BOG System di Plant-24 .............................................................. 55 Gambar I V.17 Diagram Alir Plant-17................................................................................ 57 Gambar I V.18 Skema Nitrogen Plant di Plant-39 .............................................................. 59 Gambar V.1 Diagram Alir Proses Pembuatan Nitrogen Plant-29 ..................................... 63 Gambar V.2 Diagram Alir Distribusi Listrik (Plant-30) .................................................... 66 Gambar V.3 Distribusi Steam di Badak .............................................................................. 68 IX

Gambar V.4 Sistem Penyedian Steam dan Tenaga Listrik di PT Badak NGL .................... 68 Gambar V.5 Diagram Alir Plant-35(Proses Penyediaan Udara Bertekan) ....................... 70 Gambar V.6 Diagram Alir Plant-32 (Proses Penyediaan Air Pendingin) ......................... 71 Gambar V.7 Diagram Alir Pengolahan Air Umpan Boiler ................................................ 73 Gambar V.8 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant-48 ................................................ 78

X

DAFTAR TABEL

Tabel I I .1 Produksi Tahunan PT Badak NGL ..................................................................... 6 Tabel I I .2 Kapasitas Desain Tiap LNG Process Train ........................................................ 7 Tabel I I .3 Spesifikasi LNG PT Badak NGL ......................................................................... 7 Tabel I I .4 Spesifikasi LPG PT Badak NGL ......................................................................... 8 Tabel I V.1 Sumber dan Jumlah Bahan Baku PT Badak NGL ........................................... 29 Tabel I V.2 Komposisi dan Kondisi Gas Umpan ................................................................ 30 Tabel I V.3 Bahan Pendukung Utama ................................................................................ 31 Tabel I V.4 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-24 ................................................................... 53 Tabel I V.5 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-17 ................................................................... 58 Tabel I V.6 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-39 ................................................................... 59 Tabel V.1 Spesifikasi Produk Nitrogen dari Plant-29 ....................................................... 62 Tabel V.2 Spesifikasi Air Umpan Boiler ............................................................................ 67 Tabel V.3 Spesifikasi Boiler di Modul I dan II .................................................................. 67 Tabel V.4 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities I ................................................... 69 Tabel V.5 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities II ................................................. 69 Tabel V.6 Jenis Resin Penukar Ion .................................................................................... 75 Tabel V.7 Kapasitas Pengolahan Air dan Air Umpan Ketel (Boiler) .............................. 75 Tabel V.8 Kapasitas Pengolahan Air Minum .................................................................... 76

xi

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur

I.

BAB I

PENDAHULUAN I.1

Latar Belakang

Kerja Praktik merupakan salah satu mata kuliah yang ada di Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember (FTI-ITS). Mata kuliah ini berbeda dari mata kuliah yang lain karena pelaksanaanya dilakukan di perusahaan tertentu dan merupakan implementasi dari mata kuliah teoritis yang telah diperoleh sebelumnya. Mahasiswa diharapkan mampu menyelesaikan permasalahan actual yang terdapat di perusahaan melalui penerapan ilmu yang telah diperoleh. LNG ( Liquefied Natural Gas) merupakan salah satu sumber energi yang potensinya sangat besar dengan berbagai kelebihan seperti lebih ramah terhadap lingkungan dibanding bahan bakar minyak dan dapat menghasilkan energi yang besar. Pencairan gas alam menjadi LNG ( Liquefied Natural Gas) ini merupakan upaya untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar, pembangkit listrik baik industri maupun rumah tangga. Sebagai salah satu perusahaan pengolahan gas alam pertama dan terbaik di dunia, PT Badak NGL adalah perusahaan non-profit yang berperan sebagai operator dalam industri gas alam. Sebagai perusahaan operator, PT Badak NGL dipercayai untuk mengolah devisa negara melalui proses pencairan gas alam di Indonesia. Keuntungan yang didapatkan dari proses pencairan gas alam ini merupakan pemasukan bagi kas negara, menjadikannya salah aset objek vital negara. Gas alam yang diolah adalah gas alam yang berasal dari gas producer yang berasal dari Total, Chevron,Vico dan Eni . Gas alam ini pertama kali berasal dari wilayah dimana sumur gas pertama digali, yaitu muara badak. Hal ini menjadikannya asal usul nama perusahaan ini. PT Badak NGL melalui jaminan mutu proses produksi LNG telah memberikan sumbangan besar terhadap devisa Negara Indonesia. Berdasarkan paparan diatas, PT Badak NGL merupakan perusahaan yang tepat untuk menerapkan ilmu-ilmu yang sudah kita dapatkan dari perkuliahan. Dengan melakukan kerja Praktik selama 1 bulan, maka peserta didik diharapkan mampu memperoleh wawasan proses teknis pencairan gas alam dan kegiatan penunjang terkait serta hal-hal lain yang relevan dengan Ilmu Teknik Kimia.

1


I.2

Tujuan Kerja Praktik

Pelaksanaan program kerja Praktik bagi mahasiswa dalam lingkup program pendidikan strata satu (S1) Program Studi Teknik Kimia Institut Teknologi Sepuluh Nopember memiliki tujuan sebagai berikut: 1. Memenuhi persyaratan akademik, yaitu Mata Kuliah Kerja Praktik yang wajib diikuti oleh Mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopemeber yang dilaksanakan minimal 1 bulan. 2. Sebagai salah satu syarat kelengkapan kurikulum dalam menempuh pendidikan strata satu (S1) Program Studi Teknik Kimia di Institut Teknologi Sepuluh Nopember. 3. Menambah ilmu pengetahuan dan pengalaman bagi Mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Sepuluh Nopember agar dapat menghubungkan ilmu yang didapat di bangku kuliah dengan prakti k yang dijumpai di lapangan. 4. Menumbuhkan dan mengembangkan pola pikir kreatif dan potensial bagi mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia hingga didapat lulusan yang handal. 5. Mengkaji dan meneliti materi di lapangan agar bisa memunculkan pemikiran yang realistis dan sistematis dalam menuju prospek yang lebih baik. I.3

Manfaat Kerja Praktik

Adapun manfaat-manfaat yang diharapkan dari pelaksanaan kerja praktik ini adalah: I.3.1. Manfaat bagi Mahasiswa

1) Mendapatkan gambaran tentang kondisi real dunia industri dan memiliki pengalaman terlibat langsung dalam aktivitas industri, serta mendapatkan kesempatan untuk mengaplikasikan ilmu-ilmu yang diperoleh di bangku perkuliahan untuk mendapatkan pemahaman yang lebih baik mengenai dunia industri. 2) Kegiatan kerja praktik ini juga dapat mengembangkan wawasan berpikir, bernalar, menganalisa dan mengantisipasi suatu problema, dengan mengacu pada materi teoritis dari disiplin ilmu yang ditempuh dan mengaitkannya dengan kondisi sesungguhnya, sehingga mahasiswa dapat lebih sigap dan siap menghadapi berbagai problema di lapangan, serta mempunyai kemampuan untuk mengembangkan ide-ide kreatif dan inovatif.

2


I.3.2. Manfaat bagi Perusahaan

1) Dapat memperoleh masukan mengenai kondisi dan permasalahan yang dihadapi perusahaan. 2) Mengetahui metode-metode baru yang diperoleh dari ma teri diperkuliahan yang dapat diaplikasikan pada perusahaan tersebut berkaitan dengan permasalahan yang dihadapi. I.3.3. Manfaat bagi Perguruan Tinggi

Sebagai tambahan referensi khususnya mengenai perkembangan industri di Indonesia maupun proses dan teknologi yang mutakhir, dan dapat digunakan oleh pihak-pihak yang memerlukan. I.4

Ruang Lingkup Kerja Praktik

Ruang lingkup kegiatan kerja praktik di PT Badak NGL adalah sebagai berikut: 1. Masa Orientasi Umum di Technical Department Pada masa ini, peserta kerja praktik memperoleh penjelasan mengenai aktivitas proses di Process Engineering &Energy (PE&E) , Production Planning & Energy Conservation (PP & EC), Inspection, dan Laboratory & Environmental Control (Lab & EC). Permasalahan terkait proses yang diperoleh pada masa ini adalah: proses pembuatan LNG, penyediaan sarana utilitas, penimbunan LNG dan pemuatan LNG ke kapal dan LPG plant , struktur organisasi dunia perdagangan LNG/LPG, perencanaan produksi LNG/LPG, jadwal pengapalan, dan sistem inspeksi peralatan kilang PT Badak NGL, serta pengendalian mutu LNG. 2. Masa Orientasi Umum di Operation Department Pada masa ini, peserta kerja praktik melihat pekerjaan yang dilakukan di Departemen Operasi di modul II, yang mencakup Process Train EFGH , Utillities II , dan Storage and Loading . Selain itu, peserta juga mendapatkan tour di dalam plant untuk mendapatkan gambaran langsung tentang operasi plant di PT Badak NGL. 3. Penyelesaian tugas umum dan tugas khusus di lakukan di Process Engineering & Energy (PE&E) Engineering Section. Tugas umum yang diberikan adalah membahas dan menyusun laporan mengenai proses pencairan gas alam serta hal-hal lain yang mendukung proses tersebut seperti utilitas, penyimpanan, serta loading khususnya di PT Badak NGL.

3


I.5

Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Kerja praktik dilakukan di PT Badak NGL yang merupakan perusahaan pencairan gas alam yang terletak di wilayah Bontang Kalimantan Timur. Kerja praktik dilakukan selama 1,5 bulan yakni dimulai pada tanggal 02 Januari hingga 15 Februari 2017.

4


II.

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA II.1 Sejarah Pabrik

Pemanfaatan gas alam di Indonesia dimulai pada tahun 1950. Saat itu gas alam banyak dimanfaatkan sebagai bahan bakar penggerak turbin pada kilang-kilang minyak. Namun, terdapat beberapa hambatan dalam usaha pengembangan pemanfaatan gas alam di Indonesia, antara lain: 1. Belum adanya kepastian cadangan gas alam, baik dari segi jumlah maupun kualitasnya 2. Terbatasnya pasar domestik bagi gas alam karena gas alam belum dimanfaatkan secara luas dalam industri dalam negeri. 3. Terbatasnya teknologi pengolahan gas alam, baik dari segi proses, penyimpanan, maupun transportasinya. 4. Usaha pengembangan pemanfaatan gas alam membutuhkan modal yang sangat besar. Pengembangan kilang gas alam di Indonesai baru dimulai pada tahun 1968 setelah pemerintah memulai penyelidikan cadangan-cadangan minyak dan gas yang dilakukan oleh Pertamina beserta mitra kerja perusahaan asing. Usaha tersebut diawali pada akhir tahun 1971 melalui production sharing contract antara Pertamina dengan Mobil Oil Indonesia di lapangan Lhok Sukon, Aceh dan Pertamina dengan HUFFCO Group di Lapangan Badak, Kalimantan Timur. Kerjasama tersebut akhirnya membuahkan hasil dengan ditemukannya gas alam dalam jumlah yang cukup besar sehingga memungkinkan pengembangan lebih lanjut. Pada bulan Juni 1974, dua kilang LNG yang pertama dibangun di Bontang Selatan, Kalimantan Timur. Total kapasitas produksi LNG PT Badak NGL hampir mmencapai 22,5 juta ton setiap tahunnya. Saat ini PT Badak NGL hanya memproduksi sekitar 10 juta ton/tahun akibat semakin berkurangnya feed gas supply dari sumur-sumur gas PT Badak NGL. Untuk meningkatkan nilai usaha perusahaan, maka PT Badak NGL juga menghasilkan produk sampingan berupa LPG ( Liquified Petroleum Gas) selain LNG. Sedangkan untuk aktual produksi tahunan PT Badak NGL baik untuk LNG dan LPG dapat dilihat pada Tabel II.1 dibawah ini.

5

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel II.1 Produksi Tahunan PT Badak NGL PRODUK

2013

2014

2015

2016

2017

LNG (Ton/Tahun)

10.853.547

10.097820

10.618.668

10.090.000

7.000.000

LPG (Ton/Tahun)

447.522

412.367

327.276

260.000

70.000

II.2 Pengertian Produk

Liquefied natural gas atau LNG adalah gas alam yang sudah dibersihkan dan dicairkan. LNG memiliki densitas 600 kali lebih besar dibandingkan dengan gas alam mentah sehingga untuk mengangkut gas alam dengan bobot tertentu, volume LNG 600 kali lebih kecil dibandingkan dengan volume gas alam mentah. Transportasi gas alam jarak j auh dalam bentuk LNG bertujuan untuk menghemat biaya. LNG adalah gas alam cair bersih yang tidak berbau, tidak berwarna, tidak beracun, dan tidak korosif. LNG memiliki densitas 45 persen dari densitas air. Sama seperti gas alam, LNG sebagian besar terdiri dari metana. Sejumlah kecil etana, butana, dan propana sengaja ditambahkan ke dalam LNG untuk meningkatkan HHV-nya. LNG berasal dari Gas alam dengan kandungan gas metana (CH4) serta sejumlah kecil etana (C2H6), propana (C 3H8), butana (C4H10), dan pentana (C5H12). Senyawa-senyawa nonhidrokarbon yang terkandung di dalam gas alam mencakup nitrogen (N 2), hidrogen sulfida (H2S), karbon dioksida (CO 2), helium (He), uap air (H 2O), serta merkuri (Hg). Bila dalam gas alam kandungan CH4 tinggi dinamakan lean gas sedangkan gas alam yang mengandung banyak natural gas liquids (NGL) dinamakan rich gas. Lean gas lebih murni dan lebih mudah dicairkan dibandingkan dengan rich gas, namun memiliki nilai kalor pembakaran yang lebih rendah. II.2.1. Produk Utama

Produk utama yang dihasilkan oleh PT Badak NGL adalah Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapasitas desain mencapai 22,5 MTPA ( Mega Tonne per Annum), tetapi produksi gas alam terus menurun dan nilainya hanya sekitar 11,6 MTPA. Hal ini mengakibatkan hanya 5 train (C, E, F, G, dan H) dari 8 train saja yang dijalankan, sedangkan train A, B dan D dalam kondisi long term idle. Kapasitas desain produksi masing-masing LNG process train ditampilkan pada Tabel II.2.

6

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel II.2 Kapasitas Desain Tiap LNG Process Train Kapasitas Desain Produksi LNG Pr ocess Tr ain LNG (m3/jam) A

716

B

713

C

713

D

708

E

764

F

770

G

776 855

H

Nila HHV ( High Heating Value) dari produk LNG harus sesuai dengan spesifikasi yang disepakati antara PT Badak NGL dengan pihak pembeli LNG, yaitu 1100-1165 Btu/SCF. Tabel 4.1 dan 4.2 menyajikan sifat fisik dan komposisi LNG yang dihasilkan PT Badak NGL. Spesifikasi LNG yang dihasilkan PT Badak NGL diberikan pada Tabel II.3. Sifat Fisik Wujud Bau Warna Temperatur Tekanan gauge

Tabel II.3 Spesifikasi LNG PT Badak NGL Nilai Komponen CH4 Cair Berbau C2H6 hidrokarbon Tidak C3H8 berwarna C4H10 -158°C C5H12 0,07 kg/cm2

Densitas HHV

453 kg/m3 1100-1165 Btu/SCF

Komposisi > 90,0%-mol

< 5,0%-mol < 3,5%-mol < 1,5%-mol < 0,02%-mol

N2

< 0,05%-mol

Hg

0 ppb

CO2

< 50 ppm < 0,25 g/100 SCF < 1,3 g/SCF

H2S Belerang

II.2.2. Produk Samping

PT Badak NGL mulai memproduksi LPG sebagai produk samping sejak 1997 dengan kapasitas desain produksi maksimum mencapai 1,02 MTPA, namun produksi maksimum aktualnya hanya mencapai 0,89 MTPA. Produk LPG yang dihasilkan terdiri dari propana dan butana. LPG yang memiliki tekanan atmosferi k dan temperatur rendah (-38°C untuk propana dan -4°C untuk butana) Sekarang ini, LPG digunakan untuk meningkatkan HHV LNG yang diproduksi dari lean gas. Tabel II.4 menunjukkan spesifikasi produk LPG yang dihasilkan PT Badak NGL.

7

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel II.4 Spesifikasi LPG PT Badak NGL Nilai

Nilai

(LPG Propana)

(LPG Butana)

Tekanan uap pada 100°F

70 psig

200 psig

Komposisi C2H6

< 2,0%-mol

-

Komposisi C3H8

< 96,0%-mol

-

Komposisi C4H10

< 2,5%-mol

< 95,0%-mol

Komposisi C5H12

< 0,02%-mol

< 1,0%-mol

Komposisi belerang

30 ppm

30 ppm

< 60 ppm (38°C)

< 60 ppm (38°C)

< 10 ppm (105°C)

< 10 ppm (105°C)

Properti

Komposisi residu

8


III.

BAB III

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

PT Badak Natural Gas Liquefaction (PT Badak NGL) adalah sebuah perusahaan nonprofit yang bergerak di bidang pencairan gas alam menjadi liquefied natural gas (LNG) sebagai produk utama dan liquefied petroleum gas (LPG) sebagai produk samping. Produk LNG yang dihasilkan PT Badak NGL sebagian besar diekspor menuju Jepang, Korea Selatan, dan Taiwan sedangkan produk LPG yang dihasilkan PT Badak NGL digunakan untuk keperluan domestic PT Badak NGL berhasil menjadi “Center of Excellence” bagi industri LNG dunia selama 40 tahun terakhir. Beberapa pencapaian PT Badak NGL mencakup telah mengirimkan lebih dari 9000 kargo LNG sejak tahun 1977, memiliki operation and maintenance cost terbaik dibandingkan dengan 14 perusahaan LNG kelas dunia, sukses mencapai ISRS8 level 8, dan telah mempertahankan lebih dari 70 juta jam kerja aman sejak tahun 2006. Beberapa sertifikasi ISO yang telah dimiliki oleh PT Badak NGL mencakup ISO 9001 untuk sistem manajemen dan waktu, ISO 14001 untuk lingkungan, dan ISO 17025 untuk laboratorium. PT Badak NGL juga telah menerima penghargaan Proper Emas dari Kementerian Lingkungan Hidup lima kali berturut-turut sejak tahun 2011. PT Badak NGL juga senantiasa menjalankan program community development untuk meningkatkan kesejahteraan warga kota Bontang. III.1 Sejarah Berdirinya Pabrik

Berawal pada akhir tahun 1971 melalui production sharing contract antara Pertamina dengan Mobil Oil Indonesia di lapangan Lhok Sukon, Aceh dan Pertamina dengan HUFFCO Group di Lapangan Badak, Kalimantan Timur. Kerjasama tersebut akhirnya membuahkan hasil dengan ditemukannya gas alam dalam jumlah yang cukup besar sehingga memungkinkan pengembangan lebih lanjut. Pada bulan Juni 1974, dua kilang LNG yang pertama dibangun di Bontang Selatan, Kalimantan Timur. Pembangunan dilakukan di bawah pengawasan Pertamina yang bekerjasama dengan HUFFCO sedangkan kontraktor utama dilakukan oleh: 

Air Product Chemical Inc. yang menangani masalah perancangan proses.



Pacific Bechtel Inc. yang menangani masalah perencanaan engineering dan contruction. 9




Willliam Brother’s Engineering Co. yang menangani perencaaan kontruksi perpipaan gas alam dari Muara Badak ke pabrik pengilangan. Untuk mengoperasikan kilang LNG ini didirikanlah PT Badak NGL pada tanggal 26

November 1974. Nama perusahaan disesuaikan dengan lokasi ditemukannya sumber gas alam tersebut. Dua unit pengilangan pertama, Train A dan B, selesai dibangun pada bulan Maret 1977 dan mulai memproduksi LNG (tetesan pertama) pada tanggal 5 Juli 1977 dengan kapasitas produksi 460 m 3/hr. pada tanggal 1 Agustus 1977, Presiden Soeharto meresmikan pengoperasian kilang LNG Bontang. Kemudian 9 Agustus 1977 dilakukan pengapalan pertama dengan menggunakan tangker AQUARIUS menuju Jepang dengan kapasitas 125.000 m 3. Selain itu ditemukan pula sumber gas alam ditempat lainnya, yaitu Handil, Nilam, dan Tanjung Santan. Dengan adanya penemuan baru itu mendorong untuk didirikannya Train tambahan sebanyak dua buah pada tahun 1978. Konstruksi dimulai pada bulan Juni 1980 dan selesai pada tahun 1983. Kontrak pembelian LNG tambahan ini ditandatangani pada tanggal 14 April 1981 dengan group pembeli dari Jepang untuk ja ngka waktu 20 tahun, dengan sistem Free On Board (FOB). Pengoperasian Train C dimulai pada tanggal 8 Juli 1983, sedangkan Train D pada tanggal 2 September 1983. Peresmian Train C dan D ini dilakukan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 31 Oktober 1983. Pada tahun 1993 dilaksanakan proyek TADD ( Train A-D Debottlenecking) untuk meningkatkan kapasitas produksi di Train A sampai D dari 640 m 3/jam menjadi 710 m 3/jam. Pada bulan Desember 1989 Train E selesai dibangun dan menghasilkan LNG pertama pada tanggal 27 Desember 1989 dengan kapasitas produksi 710 m 3/jam, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 21 Maret 1990. Realisasi pembangunan Train E dilaksanakan oleh Chiyoda sebagai main contractor dan PT. Inti Karya Persada Teknik (IKPT) sebagai sub-contractor, sedangkan Train F mulai berproduksi pada tanggal 11 November 1993 yang realisasi pembangunannya dilaksanakan oleh ICJV (IKPT-Chiyoda Joint Venture) sebagai main contractor. Dengan semakin bertambahnya tempat penemuan gas alam selain di Muara Badak, maka PT Badak NGL kembali menambah dua Train yang baru yaitu Train G dan H. Train G dengan kapasitas produksi 724 m 3/jam dibangun oleh PT IKPT dan diresmikan pada tanggal 12 November 1997, sedangkan Train H mulai beroperasi pada bulan November 1999 dengan kapasitas 803 m 3/jam. Dengan beroperasinya 8 train ini, total kapasitas produksi LNG PT Badak NGL hampir mmencapai 22,5 juta ton setiap tahunnya. Saat ini PT Badak NGL hanya memproduksi sekitar 10 juta ton/tahun akibat semakin berkurangnya feed gas 10


supply dari sumur-sumur gas PT Badak NGL. Untuk meningkatkan nilai usaha perusahaan, maka PT Badak NGL juga menghasilkan produk sampingan berupa LPG ( Liquified Petroleum Gas) selain LNG. Perluasan proyek ini diselesaikan pada bulan Desember 1984 dan kontraknya ditandatangani dengan pembeli dari Jepang pada tanggal 15 Juli 1986, disusul dengan Chinese Petroleum Co. pada tahun 1987. Setahun kemudian, proyek LPG selesai dibangun dan produksi pertama dihasilkan pada tanggal 15 Oktober 1988, dan diresmikan pada tangga 28 November 1988. Akan tetapi karena menyusutnya persediaan feed gas di sumur-sumur PT Badak NGL maka sejak Januari 2006 untuk sementara LPG dihentikan. Namun karena frekuensi bisnis LNG yang fluktuatif pada tahun 2009, LPG mulai diproduksi kembali dengan pengapalan ( shipping) pertama dilakukan pada tanggal 23 Juli 2009. III.1.1.Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL

PT Badak NGL merupakan sebuah perusahaan Joint Venture. Sejak didirikan pada tahun 1974 sampai tahun 1990, kepemilikan sahamnya terdiri dari:  Pertamina (pemilik aset)

: 55 %

 Huffco Inc. (produsen gas)

: 30 %

 JILCO (wakil pembeli dari Jepang)

: 15%

Di tahun 1990, terjadi perubahan kepemilikan dan komposisi saham. Produsen gas, yaitu Total E&P Indonesie, masuk menjadi shareholder baru. Dengan adanya restrukturisasi Huffco Inc. menjadi VICO, kepemilikan saham pun berubah menjadi:  Pertamina

: 55 %

 VICO

: 20%

 JILCO

: 15%

 Total E&P Indonesie

: 10%

Gambar III.1 Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL 11


Dalam perjanjian kerjasama disebutkan bahwa PT Badak NGL tidak akan memperoleh keuntungan dari usaha ini, dan hanya berperan sebagai salah satu jaringan di tengah rantai bisnis LNG. Dengan demikian PT Badak NGL merupakan operating organization yang bersifat nonprofit. III.1.2.Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL

Gambar III.2 Rantai Bisnis PT Badak NGL

Secara umum, rantai bisnis yang diterapkan PT Badak NGL melibatkan beberapa pihak, yaitu produsen gas ( Production Sharing Contractor /PSC), PT Badak NGL sendiri sebagai pihak yang mengoperasikan kilang pencairan gas alam, pengangkut LNG, konsumen, dan SKK Migassebagai pengawas rantai bisnis LNG. Berbeda dari rantai bisnis minyak, pada rantai bisnis gas dan LNG, pembeli harus ditetapkan sebelum produksi dilakukan Sebelum adanya UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, Pertamina berperan sebagai pengelola keuangan, pemasaran, sekaligus pengawas semua pihak yang terlibat dalam rantai bisnis ini. Dengan adanya undang-undang ini, fungsi pengawasan yang dimiliki Pertamina dihilangkan. Namun demikian, Pertamina masih diberi kepercayaan sebagai pengelola keuangan dan pemasaran PT Badak NGL melalui Pertamina JMG ( Joint Management Group). Sebagai pengelola keuangan dan pemasaran produk LNG, Pertamina JMG memiliki hubungan langsung dengan pihak-pihak dalam bisnis ini yang dirumuskan dengan berbagai jenis kontrak, seperti Transportation Agreement (dengan transporter LNG), Plant Use and Operation Agreement (dengan PT Badak NGL), Seller Appointment Agreement PSC Gas (dengan produser gas), Seller Appoinment Agreement State Own Gas (dengan SK MIGAS), dan Seller and Purchase Agreement (dengan pembeli LNG). Selain kontrak yang melibatkan Pertamina JMG, terdapat dua kontrak lainnya, yaitu PSC Agreement (antara SK MIGAS dan 12


produsen gas) dan Processing Agreement (antara PT Badak NGL dan produsen gas). Umumnya, kontrak-kontrak ini berjangka waktu 10-20 tahun. Dalam rantai bisnis LNG, ada dua cara transaksi antara PT Badak NGL dan pembeli, yakni: a. FOB ( Free On Board ) Pada jenis transaksi ini, pihak penjual (dalam hal ini adalah pengelola kilang LNG) hanya bertanggung jawab atas produknya sampai ketika LNG dimasukkan ke dalam kapal tanker. Pengukuran dan penetapan mutu dilakukan di kapal sebelum berangkat, sedangkan transporter bertanggung jawab terhadap LNG selama di perjalanan hingga tiba di tempat tujuan. Sistem transaksi seperti ini akan memberikan risiko yang lebih rendah bagi pengelola kilang. b. CIF (Cost Insurance Freight ) Berbeda dengan jenis transaksi sebelumnya, pada CIF, maka produk LNG menjadi tanggung jawab pengelola kilang sampai produk tersebut tiba di tempat konsumen. Pengecekan mutu dan jumlah LNG yang dijanjikan penjual akan dilakukan di receiving terminal . Oleh karena itu, tanggung jawab dan risiko pengelola kilang menjadi lebih besar. Akan tetapi, jadwal pengapalan dapat menjadi lebih fleksibel karena sepenuhnya diatur oleh pengelola kilang. III.2

STRUKTUR ORGANISASI PERUSAHAAN

PT Badak NGL dalam operasional perusahaannya mempunyai struktur organisasi yang terdiri atas beberapa bagian di mana setiap bagian memiliki tugas masing-masing. PT Badak NGL dipimpin oleh seorang President Director & Chief Executive Officer (CEO) yang berkedudukan di Jakarta. Pada Gambar III.3 menunjukkan struktur organisasi PT Badak NGL.

13


Gambar III.3 Struktur Organisasi PT Badak NGL

Sebagai pelaksana kegiatan operasi kilang LNG/LPG Bontang ditunjuk seorang Director & Chief Operating Officer (COO) yang berkedudukan di Bontang. Director & Chief Operating Officer ini dalam menjalankan tugasnya membawahi dua divisi dan dua departemen, yaitu: a. Production Division. b. Business Support Division. c. Accounting Operation and Control Department. d.

Safety Health & Environtment Quality Department.

Kemudian terdapat tiga departemen/divisi yang langsung berada di bawah pengawasan Chief Executive Officer (CEO), yaitu: a.

Corporate Strategic Planning and Business Development Department.

b.

Corporate Secretary Department.

c. Internal Audit Department. Dari dua divisi dan dua departemen yang telah disebutkan di atas masing-masing juga dibagi menjadi beberapa departemen dan seksi. III.2.1. Pr oduction Division Production Division bertanggung jawab atas kelancaran pengolahan dan perawatan

pabrik. Divisi ini terbagi atas tiga departemen, yaitu Operation Department, Technical

14


Department, dan Maintenance Department . Struktur organisasi Production Division terlihat pada Gambar III.4. Vice President Production

Senior Manager Operations

Senior Manager Technical

Senior Manager Maintanance

Gambar III.4 Struktur Organisasi Production Division

1.

Operation Department Process Trains Section

t n e m t r a p e D n o i t a r e p O

Storage Loading and Marine Section Utilities Section Fire and Safety Section Process Train and Utility I Section Gambar III.5 Struktur Organisasi Operation Department

Departemen ini bertugas mengendalikan jalannya proses pada setiap train, mulai dari penerimaan gas alam dari sumur, pengolahan gas alam, penyediaan utilitas untuk kelancaran proses produksi dan komunitas, penyimpanan LNG dan LPG, sampai pengapalannya. Operasi kilang dilakukan selama 24 jam sehari, sehingga umumnya pekerjaan pada departemen ini dibagi ke dalam 3 shift kerja. Departemen ini terbagi atas 7 seksi, yang masing-masing dikepalai oleh seorang manager . Struktur organisasi departemen ini diberikan pada Gambar III.5, sedangkan deskripsi masing-masing seksi dijelaskan sebagai berikut.

a.

Process Train Section Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus untuk Process Train EFGH, serta menjamin kelangsungan penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada pembeli.

b.

StorageLoading and Marine Section

15


Seksi ini bertanggung jawab atas penerimaan feed natural gas, fasilitas penyimpanan LNG dan LPG, nitrogen plant , dermaga pengapalan dan pemuatan LNG ke kapal dan bertanggung jawab atas fasilitas penyediaan tug boat dan mooring boat serta rambu-rambu yang ada di alur pelayanan kolam pelabuhan. c.

Utility Section Seksi ini bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses Train EFGH, seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan, sistem air pendingin, dan unit pengolahan air boiler

d.

Fire and Safety Section Seksi ini bertanggung jawab atas keselamatan kerja di daerah PT Badak NGL, khususnya apabila terjadi kebakaran di area PT Badak NGL.

e.

Process Train and Utility I Section Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus untuk Process Train ABCD, serta menjamin kelangsungan penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada pembeli. Seksi ini juga bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses Train ABCD, seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan, sistem air pendingin, unit pengolahan air boiler , nitrogenplant , sumur air tawar, unit pengolahan air minum, dan pemadam kebakaran.

2.

Maintenance Departement Departemen ini bertanggung jawab atas perencanaan dan pelaksanaan pemel iharaan

dan perbaikan peralatan dan bangunan baik di kilang maupun servis serta pelabuhan dan pipa gas alam di lapangan gas sampai kilang. Pekerjaan MaintenanceDepartment meliputi: a. pemeriksaan yang bersifat rutin, yaitu harian, bulanan, tiga bulanan, maupun tahunan. b. pembersihan alat-alat dari kotoran. c. pengkalibrasian alat-alat. d. perbaikan alat-alat. e. penggantian alat-alat yang rusak. Sistem pemeliharaan kilang yang dilakukan dibagi menjadi tiga macam yaitu: a. Corrective Maintenance 16


Perbaikan peralatan yang dilakukan langsung setelah terjadi kerusakan pada peralatan tersebut. b. Preventive Maintenance (PM) Pemeliharaan dilaksanakan berdasarkan waktu yang telah ditentukan baik atas dasar rekomendasi pembuat peralatan, regulasi pemerintah, maupun evaluasi mandiri. Pemeliharaan jangka pendek berkisar pada periode 3 bulan-1 tahun, sedangkan jangka panjang 3 – 9 tahun. Pekerjaan-pekerjaan preventive maintenance telah dimasukan ke sistem computer dan maintenance planning and turn around yang mengkoordinir programnya untuk semua seksi. Pekerjaan preventive maintenance yang tidak dapat dikerjakan pada waktu plant on-line dapat dikerjakan pada waktu alat tidak beroperasi ( shutdown). Beberapa pekerjaan seperti overhaul turbin dan kompresor dilakukan dengan bantuan kontraktor. c. Predictive Maintenance Pekerjaan pemeliharaan ini dilaksanakan berdasarkan hasil pengamatan ketika peralatan sedang beroperasi, seperti pengamatan saat pabrik beroperasi adalah online inspection (pengamatan tingkat korosi), pengukuran vibrasi mesin berputar (machinery monitoring system), analisa sampel minyak pelumas, pemeriksaan bahan isolasi (thermal engineering system), dan pengukuran kabel.

MPTA Section

t n e m t r a p e D e c n a n e t n i a M

SEC Section

Machinery and Heavy Equipment Section

Electrical Section

Instrument Section

Warehouse and Suply Chain Section

Gambar III.6 Struktur Organisasi Maintenance Department

17


Sebagaimana ditunjukkan dalam Gambar III.6 , dalam Maintenance Department terdapat enam seksiyang masing-masing dikepalai oleh seorang manager. Keenam seksi tersebut, diantaranya: a. Maintenance Planning & Turn Around (MPTA) Section Adapun tugas dan tanggung jawab dari MPTA section di antaranya adalah sebagai berikut: 

Planning/programming , yakni membuat jadwal aktivitas

maintenance dan

pendistribusian tenaga kerja untuk pekerjaan-pekerjaan shutdown dan non-shutdown. 

Coordinating , yakni mengkoordinasikan semua pelaksana (eksekutor) yang terlibat dalam pemeliharaan kepada seluruh seksi yang ada di Maintenance Department.



Servicing , yakni melayani kebutuhan bahan, material, dan suku cadang dalam suatu pemeliharaan, dengan kata lain menghubungkan Logistic Department dengan eksekutor.



Controlling , yakni mengatur atau mengawasi pekerjaan seperti pemeriksaan ulang terhadap project package dan material serta mengatur atau mengawasi pemakaian budget . MPTA bertugas untuk mengevaluasi work order dan service order .

MPTA section terbagi atas lima sub-seksi yaitu: 

Process Area.



Utilities Area.



Storage/Loading, Off-plot, and Pipeline Coordinator.

 

Preventive Maintenance and Turn Around. Cost Control and Budget.

b. Stationary Equipment and Construction (SEC) Section Dalam menjalankan tugasnya, Stationary Equipment Section dibagi dalam tiga subseksi, yaitu: 

Trains.



Utilities Off-Plot, Storage and Loading.



Fiberglass, Isolation and Painting, Civil & Contract Monitoring.



Tugas dan tanggung jawab dari Stationary Equipment Section ini adalah:



Bertanggungjawab atas pemeliharaan dan perbaikan semua station equipment seperti vessel, column, pipa, dan sebagainya.



Mengkondisikan perbaikan-perbaikan preventive maintenance yang bersifat statis.



Pekerjaan non-listrik, non-instrument , non-mobil and equipment , non-rotating. 18




Perbaikan dan perawatan daerah off-plot , yaitu daerah yang menunjang kegiatan plant .

Contoh peralatan yang ditangani oleh Stationary Equipment Section, yaitu: 

Piping dan sarana penunjang.



Heat Exchanger.

  

Column and Vessel. Fiber Glass. Konstruksi besi.

c. Machinery and Heavy Equipment Section Tanggung jawab Machinery Heavy EquipmentSection adalah merawat dan memperbaiki rotating machineyang terdapat pada plant dan non-plant . Sectionini dibagi atas tiga sub-seksi, yaitu:  Machine and Welding Shop Sub-Section

Sub-seksi ini bertanggung jawab untuk melakukan pengelasan, pembubutan, penggerindaan, dan lain-lain yang berhubungan dengan reparasi dan modifikasi dari peralatan.  Field Rotating Equipment Sub-Section

Sub-seksi ini bertanggung jawab untuk memelihara dan memperbaiki semua peralatan berputar yang ada di kilang agar tetap handal, efisien, dan aman.  Machinery Reliability and Preventive Maintenance Sub-Section

Sub-seksi ini bertanggung jawab melakukan preventive maintenancedan predictive maintenance pada seluruh rotating equipment yang ada di seluruh kilang. d. Electrical Section Tanggung jawab Electrical Section adalah memperbaiki, memelihara, serta memasang suku cadang apabila ada kerusakan yang terjadi pada instalasi komponen elektrik di pabrik. Section ini dibagi dalam 3 sub-seksi, yaitu:  Trains and Utilities

Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen-komponen listrik

yang

dipakai pada sistem pembangkit tenaga listrik dan distribusi serta perlengkapan di PT Badak NGL, baik yang digunakan di plant maupun

di

community dan

bertanggung jawab terhadap kelancaran operasi alat-alat listrik yang digunakan di semua unit train.  Off-Plot, Plant Support Facilities, and Feeder

19


Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen-komponen listrik pada bagian Off-Plot, Plant Support Facilities, dan Feeder . Alat-alat yang dipelihara di antaranya: - Cooling Water Pump Unit. - Storage/Loading LPG and LNG Unit (Loading & Circulation Pumps, BOG Compressors). - Hypochlorinator.  Preventive Maintenance, Air Conditioning, and Shop

Sub-seksi ini memonitor kelayakan alat-alat listrik yang dipakai di plant . Untuk melaksanakan tugasnya dibagi dalam tiga sub-section, yaitu: -

Kalibrasi, tugasnya mengkalibrasi alat-alat yang akan dipakai seperti relay-relay, alat ukur, breaker, dan sebagainya.

- ACPreventive Maintenance Unit, tugasnya mengadakan perawatan perbaikan dan penggantian peralatan AC yang rusak. - Rewinding , dilakukan terhadap motor-motor yang rusak, tetapi hanya mampu mengadakan rewinding untuk motor-motor dengan kapasitas 200 HP ke bawah. e. Instrument Section Instrument Section bertanggung jawab untuk melaksanakan perbaikan serta pemeliharaan alat-alat instrumen yang ada di seluruh plant , rumah sakit, laboratorium, alat-alat rumah tangga, komputer, dan alat-alat elektronika arus lemah lainnya sehingga dapat berjalan dengan baik. Peralatan instrument yang dipelihara dan diperbaiki antara lain adalah control valve, pressure/flow/temperature indicator, controller, dan lain sebagainya. Instrument Section dibagi dalam empat sub-section yaitu:  Instrument Shop

Sub-seksi ini bertanggung jawab memperbaiki dan memelihara seluruh peralatan instrument yang ada di plant , rumah sakit, dan lain- lain. Dalam menjalankan tugas, sub-section ini dibagi antara lain electronic shop, general , dan analyzer .  Train and Preventive Maintenance Sub-Section

Sub-seksi ini bertanggung jawab melakukan perbaikan dan pemeliharan peralatan instrument di plant , dan melakukan preventive maintenance untuk menjaga kualitas alat.  Utilities, Storage/Loading and Off-Plot Sub-Section

Sub-seksi ini bertugas untuk memelihara dan memperbaiki seluruh instrument yang ada di daerah Utilities, Storage and Loading , dan Off-Plot . 20

peralatan


 DCS and PLC Group

Sub-seksi ini melaksanakan pemeliharaan dan perbaikan DCS ( Distributed Control System) dan PLC ( Programmable Logic Controller ) yang terdapat pada plant . f. Warehouse and Supply Chain Warehouse and Supply Chain bertanggung jawab dalam penerimaan, penyimpanan dan pemesanan barang-barang yang diperlukan PT Badak NGL. 3.

Technical Department Departemen ini bertanggung jawab atas kelancaran pengoperasian, perawatan, dan

efisiensi kilang dengan cara memberikan bantuan teknik kepada semua departemen yang terkait, diantaranya: a. Solusi atas masalah yang membutuhkan analisis mendalam. b. Perencanaan produksi berdasarkan permintaan dan kondisi supply gas. c. Quality assurance/quality control , yaitu memberikan jaminan mutu objek yang diverifikasi dan yang diperiksa serta mengendalikan kualitas produksi LNG dan LPG berdasarkan analisis laboratorium. d. Project engineering , yaitu melakukan modifikasi terhadap peralatan-peralatan kilang untuk meningkatkan kehandalan dan efisiensi.

Technical Departement

Process Engineering &Energy

Inspection

Laboratory and Environment Control

Facilities & Project Engineering

Gambar III.7 Struktur Organisasi Technical Department

Dalam pelaksanaannya, Technical Department dibagi menjadi lima seksi yaitu sebagai berikut: a. Process Engineering & Energy Section Process Engineering & Energy Section(PE&E) Section mempunyai tugas sebagai Project Engineering dan Contact Engineering . Dalam melakukan tugasnya Process Engineering & Energy Section bertanggung jawab dalam menentukan segala sesuatu yang berhubungan dengan proses produksi. Dalam hal ini Process Engineering & Energy Sectionmemiliki wewenang untuk menentukan spesifikasi alat dan kemungkinan 21


penggunaan alat atau sistem baru sehubungan dengan optimalisasi proses produksi dan menentukan solusi terhadap permasalah yang berkaitan dengan proses. Selain itu seksi ini juga bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang serta keselamatan pekerja. Process Engineering & Energy Sectiondipimpin oleh seorang Manager . Untuk melaksanakan tugas tersebut Process Engineering & Energy Section dibagi menjadi 4 sub-seksi utama yaitu Process Train, Utilities, Storage & Loading, dan SHE (Safety, Health and Enviroment). Setiap sub-seksi akan diisi oleh seorang lead-engineer dan beberapa orang engineer . Selain engineer-engineer di sub-seksi utama, PSHEE juga memiliki teknisi-teknisi dan administrasi. b. Facilities & Project Engineering Section. Secara umum tugas Facilities & Project Engineering Section sama dengan P&SHE Engineering , tetapi ditambah dengan beberapa tugas seperti memberikan bantuan teknis untuk pembangunan dan proyek ekspansi plant serta mengadakan diskusi teknis, mengevaluasi proyek

yang berhubungan dengan mekanik, instrumen, dan listrik di

dalam suatu manajemen. c. Inspection Section. Inspection Section merupakan bagian dari Technical Department yang bertanggung jawab terhadap kegiatan inspeksi, analisis, pembuatan prosedur perbaikan dan pemeriksaan, serta evaluasi terhadap plant equipment . Berkaitan dengan tugas dan kewajiban seksi inspeksi dalam hal quality assurance dan quality control , terdapat berbagai macam kualifikasi teknik yang harus dipahami. Kualifikasi teknik tersebut diantaranya Ahli Keselamatan dan Kesehatan Kerja (AK3), Pesawat Uap dan Bejana Tekan (Depnaker), Inspektur Bejana Tekan (MIGAS), Inspektur Perpipaan (MIGAS), Inspektur Tangki Penimbun (MIGAS), Radiography Test Interpreter (B4T), dan lain sebagainya. d. Laboratory and Environment Control Section Laboratory & Environment Control Section bertanggung jawab dalam memberikan informasi mengenai kualitas suatu sampel, sehingga hasil dari informasi ini dapat memberikan interpretasi kondisi sampel. Dalam hal ini, seksi ini berperan sebagai kontrol dari kondisi operasi yang dilaksanakan sehari- hari. Tugas dari seksi ini adalah sebagai berikut:  Quality control terhadap gas umpan yang masuk kilang, intermediate maupun final

production. 22


 Technical support , yaitu mempelajari dan memberikan penjelasan mengenai suatu

percobaan dan penelitian. Dalam menjalankan tugasnya seksi ini dibagi menjadi empat bagian:  Control Laboratory yang bekerja selama 24 jam secara kontinu untuk menganalisis

sampel dari bagian operasi.  Project Laboratory yang bertugas memberikan support untuk penelitian atau

performance test dari suatu plant .  Gas Laboratory yang bertugas menganalisis sampel dari lapangan, MCR ( Multi

Component Refrigerant ), LNG, dan lain sebagainya.  Wet Laboratory yang bertugas menganalisa raw water , BFW ( Boiler Feed Water ),

maupun air minum komunitas.  Environment Control yang bertugas:

- Mengawasi pengoperasian Unit Insinerator Limbah B3, TPS, sumur pantau lingkungan, dan peralatan lindungan lingkungan lainnya. - Merencanakan, mengevaluasi

mengkoordinir, dan

mengimplementasikan,

mengawasi,

mengembangkan Program Pengelolaan dan Pemantauan

Lingkungan di seluruh kawasan pengoperasian kilang LNG/LPG Badak serta penunjang lainnya. - Merencanakan,

mengkoordinir,

mengimplementasikan,

mengawa-si,

mengevaluasi, dan mengembangkan Program Inspeksi Lindungan Lingkungan dan Pembuatan Rekomendasi secara rutin dan berkala. 4.

Business Support Di vision Business Support Division bertanggungjawab atas pengelolaan sumber daya

manusia, manajemen, meningkatkan kemampuan dan kesejahteraan pekerja. Divisi ini dibagi menjadi empat departemen dan satu bagian non-departemen: a. Human Resources and Development Department , bertanggungjawab atas masalah kepegawaian dan peningkatan kemampuan para pekerja. Di dalam menjalankan tugasnya, departemen dibagi menjadi dua seksi yaitu Training Section dan Human Resources Service Section. b. Information Technology Department , bertanggung jawab untuk membuat dan menjalankan sistem pengelolaan data informasi, pengelolaan sistem telekomunikasi di lingkungan PT Badak NGL dan pengelolaan perpustakaan pusat. Departe men ini terdiri dari Application Technology Section dan Network Technology Section. 23


c.

Services Department , bertanggung jawab atas penyediaan fasilitas yang layak bagi pekerja dan keluarga, seperti perumahan, sarana olahraga, dan hiburan. Departemen ini terdiri dari Community Planning and Contract Implementation Section dan Facility Service Section.

d. Procurement and Contract Department , bertanggung jawab untuk membantu departemen lain dalam mengadakan perencanaan dan pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di PT Badak NGL, serta mengkoordinasi pelaksanaan persetujuan kontrak. Departemen ini terbagi menjadi dua seksi, yaitu Procurement Section dan Contract Section. III.2.2.Accounting Operation and Control Department

Departemen ini bertanggungjawab atas pengelolaan administrasi keuangan dan transaksi perusahaan serta membuat pembukuan perusahaan. Departemen ini terdiri dari: a. Accounting Operation. b. Accounting Control. III.2.3.Internal Audit Department

Departemen ini berada di bawah pengawasan langsung Director & Chief Executive Officer . Tugas dari departemen ini adalah memeriksa masalah keuangan dan administrasi PT Badak NGL. III.2.4.Safety and Health Environment Quality Department

Departemen ini bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoprasian, perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang, serta keselamatan pekerja. Departemen ini dibagi menjadi tiga, yaitu: a. Occupational Health & Industrial Hygiene. b. Audit & Compliance. c. SHE-Q MS (Safety, Health, Environment-Quality Management System). III.2.5.Corporate Strategic Planning and Business Development Department

Departemen ini bertugas untuk membantu departemen lain dalam mengadakan perencanaan dan pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di PT Badak NGL, melakukan evaluasi pelaksanaan kepada sistem manajemenPT Badak NGL terhadap adanya perluasan kilang yang berskala besar, serta sebagai koordinatorPT Badak NGL pada

24


saat pelaksanaan perluasan kilang serta mengkoordinir pelaksanaan persetujuan kontrak. Departemen ini terdiri dari Gas Processing Group dan Revenue Generating Group. III.2.6.Corporate Secretary Department

Departemen ini bertanggung jawab atas semua yang berhubungan dengan kontrol dokumen dan komunikasi baik internal atau eksternal PT Badak NGL. III.3 Visi dan Misi

Visi PT Badak NGL adalah menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi. Perusahaan energi kelas dunia artinya menjadi perusahaan yang mampu memenuhi kebutuhan energi negara-negara di dunia. Terdepan dalam inovasi artinya menjadi perusahaan yang selalu berusaha menemukan hal-hal baru dari yang sudah ada atau yang sudah dikenal sebelumnya (gagasan, metode, atau alat) yang dapat membawa perubahan kearah yang lebih baik dan efektif. Adapun misi PT Badak NGL adalah memproduksi energi bersih serta mengelola dengan standar kinerja terbaik (best performance standard ) sehingga menghasilkan nilai tambah maksimal (maximumreturn) bagi pemangku kepentingan (Stakeholders). Energi bersih artinya energi yang ramah lingkungan baik dalam proses maupun hasil. Standar kinerja terbaik, artinya berpedoman pada standar kinerja internasional, yaitu:Safety, Health, Environment – Quality Management System (SHE-Q MS) untuk mencapai World Class Safety Culture Standar EMS ISO 14001 untuk mencapai hasil produksi yang ramah lingkungan Standar Quality Management System dan ISO 9001:2000 untuk mencapai kualitas produk yang memenuhi persyaratan pelanggan. Standar Best Industrial Practices dan GCG untuk mencapai tingkat kepatuhan ( compliance) yang diharapkan pemerintah. Nilai tambah maksimal artinya memberikan kontribusi maksimal untuk memenuhi kebutuhan para pemangku kepentingan III.3.1.Kebijakan (Policy )

Untuk mencapai visi perusahaan serta meningkatkan kinerja perusahaan, maka PT Badak NGL menerapkan beberapa kebijakan sebagai berikut: 1. Memperhatikan aspek lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui penerapan Environment Management System dan sertifikasi ISO 14001.

25


2. Mengelola bisnis dengan menerapkan “best industrial practices” dan “ good corporate government”. 3. Menghasilkan produk yang memenuhi spesifikasi/persyaratan yang diinginkan pelanggan melalui penerapan Quality Management System dan sertifikasi ISO 90012000. 4. Mewujudkan professional

excellence

melalui

pengembangan

SDM

yang

berdasarkan kompetensi. 5. Mewujudkan safety excellence melalui penerapan Process Safety Management. III.3.2.Nilai-nilai Utama PT Badak NGL

Nilai-nilai utama yang dipegang teguh olehPT Badak NGL dirumuskan dengan “SINERGY,” yaitu Safety, Health, and Environment – Innovative – Professional – Integrity – Dignity. Berikut ini adalah penjelasan lebih lanjut dari nilai-nilai tersebut. a.

Safety, Healthy, and Environment (Keselamatan, Kesehatan, dan Lingkungan

b. Innovative (Inovatif) c. Professional (Profesional) d. Integrity (Integritas) e. Dignity (Bermartabat) III.4 Lokasi dan Tata Letak Pabrik

PT Badak NGL terletak di 105 km sebelah timur laut kota Samarinda, tepatnya di kota Bontang, Kalimantan Timur. Bahan baku yang digunakan di kilang adalah gas alam yang bersumber dari sumur-sumur gas yang tersebar di wilayah Muara Badak sehingga perusahaan yang terletak di kota Bontang ini memiliki nama PT Badak NGL. Kota Bontang dipilih sebagai lokasi pembangunan kilang disebabkan jarak antara kota Bontang dengan Muara Badak hanya sekitar 57 km

26


Gambar III.8 Tata Letak PT Badak NGL

Kota Bontang terletak di pesisir pantai Selat Makassar dengan ombak yang tenang sehingga proses pengapalan LNG dapat berlangsung dengan mudah dan aman. Pulau Kalimantan bukan bagian dari Pacific Ring of Fire sehingga cukup aman dari ancaman bencana gempa bumi. Lokasi kilang yang dekat dengan laut memudahkan pemanfaatan air laut sebagai air pendingin di penukar panas ataupun sebagai air pemadam kebakaran. Kota Bontang juga memiliki persediaan air tanah yang melimpah dan dapat digunakan sebagai sumber air untuk air umpan boiler . Pembangunan PT Badak NGL di kota Bontang membuka lapangan kerja baru bagi masyarakat setempat sehingga dapat meningkatkan kesejahteraan sosioekonomi warga kota Bontang. Pembangunan PT Badak NGL juga sesuai dengan Kebijakan Pemerintah Provinsi Kalimantan Timur pada tahun 1970 untuk memudahkan pembangunan industri dalam rangka memajukan perekonomian kota Bontang.

Gambar III.9 Pembagian Zone Lokasi PT Badak NGL 27


Seperti pada Gambar III.9, PT Badak NGL dibagi menjadi empat daerah ( zone) zone) yang masing-masing memiliki fungsi sendiri serta peraturan keamanan dan keselamatan masingmasing. Zone masing. Zone tersebut, tersebut, diantaranya: a. Zone I Zone I Zone I Zone I merupakan daerah tempat proses berlangsung. Zone berlangsung. Zone ini ini terdiri dari Process dari Process Train, Train, Utilities, Utilities, dan Storage and Loading . Pabrik pencairan LNG ( process train) train) dan sistem utilities dibagi utilities dibagi menjadi dua modul. Modul I terdiri dari Process dari Process Train ABCD, Utilities I Utilities I , , dan Storage dan Storage and Loading . Modul II terdiri dari Process dari Process Train EFGH dan Utilities II.

Gambar III.10 Layout Zone I PT Badak NGL]

b. Zone II Zone II Zone II Zone II merupakan daerah daera h perkantoran yang berhubungan langsung dengan proses dan sarana pendukung proses. Perkantoran yang terdapat di Zone di Zone II, II, antara lain gedung TOP (Technical/Operation Department) Office, Office, Laboratory,Warehouse, dan Maintenance Department, dan lain sebagainya. c. Buffer Zone Buffer zone z one merupakan merupakan daerah penyangga Zone II dengan Zone dengan Zone III. III. Area ini sebagian besar berupa hutan. Tujuan diadakannya zona ini adalah untuk menghindari dan meminimalisir dampak langsung terhadap area pemukiman jika sewaktu-waktu terjadi kegagalan atau kecelakaan pada area kilang ( Zone I Zone I dan II). d. Zone III Zone III Zone Zone III merupakan daerah lingkungan PT Badak NGL yang tidak berhubungan langsung dengan proses. Zone proses. Zone III III terdiri dari daerah tempat kantor, perumahan pekerja, sarana olah raga, dan fasilitas-fasilitas pendukung perumahan yang lain. Kantor pusat PT Badak NGL (Gedung Putih) terletak di zone di zone ini. ini.

28


IV.

BAB IV

PROSES PRODUKSI IV.1 Bahan Baku dan Bahan Penunjang

PT. Badak LNG LNG memproduksi LNG sebagai produk utama serta gas LPG sebagai produk samping. Untuk mendapatkan produk dengan spesifikasi yang baik tidak lepas dari penggunaan bahan baku utama dan bahan baku penunjang yang terjaga kualitasnya. Berikut rincian bahan baku pada proses pembuatan LMG. LMG. IV.2.1 Bahan Baku

Bahan baku LNG adalah gas alam yang berasal dari berbagai ladang dan dicampur menjadi satu .Gas alam yang diolah di kilang PT Badak NGL berasal dari beberapa sumur gas yang dieksploitasi oleh beberapa perusahaan, yaitu VICO, TOTAL E&P Indonesia, CHEVRON dan PT ENI. Tabel IV.1 Sumber dan Jumlah Bahan Baku PT Badak NGL Sumber

Jumlah (MMSCFD)

Santan (Chevron)

71,460

Sapi (Chevron)

1,577

Badak (VICO) Nilam (VICO)

19,845 22,485

Mutiara (VICO)

26,432

Sembarah (VICO) Tatun (Total)

20,735 626,853

Handil (Total)

13,174

Peciko (Total)

409,198

Jangkrik (Eni)

461

Jumlah

1672,759

Dari sumur tersebut gas alam dialirkan dan dikumpulkan di lapangan Muara Badak (Badak ExporManifold (Badak ExporManifold ) pada KM 53 untuk kemudian dialirkan ke kilang PT Badak NGL di Bontang dengan menggunakan dua buah pipa berdiameter 42 inch dan dua buah pipa berdiameter 36 inch sepanjang 57 km pada tekanan 47 kg/cm2 . Karena penurunan produksi gas alam, hanya dua pipa berdiameter 42 inci yang beroperasi sedangkan dua pipa lainnya berada dalam kondisi idle

29


Badak ExporManifold Gambar IV.1 Badak ExporManifold

Komposisi rata-rata dan kondisi gas umpan yang masuk ke PT Badak NGL ditunjukkan pada Tabel IV.2 Tabel IV.2 Komposisi dan Kondisi Gas Umpan Komponen CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i- C5H12 n- C5H12 C6H14 N2 CO2 Hg H2S Senyawa S

Presentase (%mol) 85,93 – 85,93 – 88,36 88,36 3,20 – 3,20 – 4,05 4,05 2,30 – 2,30 – 2,80 2,80 0,50 – 0,50 – 0,60 0,60 0,57 – 0,57 – 0,74 0,74 0,22 – 0,22 – 0,29 0,29 0,14 – 0,14 – 0,20 0,20 0,31 – 0,31 – 0,40 0,40 0,05 – 0,05 – 0.09 0.09 4,03 – 4,03 – 5,24 5,24 Maks 0,033 ppbw Maks 0,5 ppbw Maks 25 ppb w

IV.2.2 Bahan Pendukung

Bahan pendukung dalam proses produksi LNG dan LPG dapat berasal dari pengolahan bahan baku ataupun dari pihak lain. Tabel Tabel IV.3 menampilkan bahan-bahan pendukung utama yang digunakan untuk produksi LNG dan LPG di kilang PT Badak NGL.

30

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel IV.3 Bahan Pendukung Utama Bahan Pendukung Utama

Lokasi Penggunaan

Fungsi dan Keterangan

Activated methyl diethanol amine (aMDEA)

Kolom absorpsi CO 2 (1C-2)

Absorben CO2 untuk menghilangkan CO2 dari feed gas.

Piperazine

Kolom absorpsi CO 2 (1C-2)

Mengaktifkan aMDEA.

Antifoaming agent diinjeksikan pada Kolom absorpsi CO 2 (1C-2) lean amine yang memasuki kolom 1C2 untuk mencegah foaming . Adsorben untuk mengikat air yang Molecular sieve Kolom adsorpsi air (2C-2A/B/C) terkandung di dalam feed gas. Pengikat merkuri yang terkandung di Sulfur impregnated activated Kolom penghilangan merkuri (2C-4) carbon (SIAC) dalam feed gas. Gas N2 adalah komponen MCR dan Berfungsi sebagai utilitas, sistem refrigerasi di process train ( plant 4), digunakan untuk purging . Gas N2 Gas nitrogen (N2) dan main heat exchanger di process dihasilkan di plant 29 dan plant 39. N2 train (5E-1) cair dihasilkan di plant 39. Propana adalah distilat depropanizer Sistem refrigerasi di process train Propana (C3H8) (3C-6) yang digunakan sebagai salah ( plant 4) satu komponen MCR dan refrigeran. Sistem refrigerasi di process train Multi component refrigerant Refrigeran untuk mencairkan gas ( plant 4) dan main heat exchanger di (MCR) umpan MHE menjadi LNG. process train (5E-1) Ferrosphere (OptiSperse HTP Boiler di sistem penyediaan kukus Senyawa untuk mencegah korosi pada 3001) dan pembangkitan listrik ( plant 31) lapisan dalam tube boiler . Antifoaming agent campuran glikol dan senyawa silika)

Optimeen

Deaerator di plant 31

Trisodium phosphate (TSP) dan Diinjeksikan pada air umpan boiler tripotassium phosphate (TPP) sebelum memasuki boiler di plant (OptiSperse PO 5543) 31 Cortrol

Deaerator di plant 31

Asam sulfat (H2SO4)

Resin penukar kation di system pengolahan air dan penyediaan air umpan boiler ( plant 36)

Natrium hidroksida (NaOH)

Resin penukar anion di plant 36

Air laut

Beberapa sistem pendingin ( plant 1 dan plant 4) dan sebagai air pemadam kebakaran darurat.

Natrium hipoklorit (NaClO)

Pompa air laut di penyediaan air pendingin ( plant 32)

Kalsium hipoklorit (Ca(ClO)2)

Penyediaan air minum komunitas ( plant 48 dan 49) dan iron removal filter di plant 36

Morpholine (C4H9 NO) atau Steamate NA0240

Keluaran deaerator di plant 31

31

Pengikat gas CO 2 yang terlarut dalam air umpan boiler . Senyawa untuk mengatur pH air umpan boiler . Oxygen scavenger untuk mengikat gas O2 terlarut dalam BFW. H2SO4 98%-wt adalah asam kuat yang digunakan untuk regenerasi resin penukar kation. NaOH 10%-wt adalah basa kuat yang digunakan untuk regenerasi resin penukar anion dan meningkatkan pH air pada aerator . Mendinginkan refrigeran propana dan feed gas pada heat exchanger 1E-2 serta berfungsi sebagai air pemadam kebakaran darurat. Diinjeksikan pada sisi suction pompa air laut untuk mencegah biofouling akibat pertumbuhan ganggang dan kerang yang terbawa air laut. Diinjeksikan dengan konsentrasi maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme. Menetralkan asam yang terkandung dalam kondensat keluaran turbin untuk menghindari korosi pada sistem perpipaan.


IV.2 Uraian Proses Produksi

Proses pencairan gas alam di PT Badak NGL menggunakan lisensi dari Air Products and Chemicals, Inc. (APCI). Proses pencairan gas alam dilaksanakan di dalam sebuah LNG process train. Sebuah LNG process train terdiri dari CO2 removal unit ( plant 1), gas dehydration unit ( plant 2), fractionation unit ( plant 3), refrigeration unit ( plant 4), dan liquefaction unit ( plant 5). Kilang PT Badak NGL memiliki delapan buah LNG process train (train A s.d. train H), namun hanya train C, E, F, dan H yang beroperasi disebabkan penurunan persediaan gas alam

Gambar IV.2 Diagram Blok Proses Produksi LNG di PT Badak NGL

Proses Pemisahan CO 2 (Plant-1)

Plant-1 ini dikenal sebagai unit absorpsi CO 2. Proses di Plant -1 ini memiliki fungsi untuk memurnikan feed gas alam dari kandungan CO 2 sampai kadar maksimum yang diizinkan, yaitu 50 ppm v. Feed gas alam yang berasal dari sumur gas lapangan Muara Badak mengandung CO 2 sekitar 6,3% mol. Dengan menggunakan larutan aMDEA ( activated Methyl Diethanol Amine) yang diproduksi oleh BASF sebagai absorben, senyawa CO 2 dipisahkan dari feed gas alam pada Plant-1 ini. Feed gas alam akan dilewatkan dalam suatu kolom CO2 Absorber (unit 1C-2) di mana kandungan CO 2-nya diserap atau diambil dari dalam feed natural gas dengan memakai larutan aMDEA dengan konsentrasi 40%-berat. Pemurnian feed gas alam dari CO2 ini dimaksudkan agar tidak terjadi pembekuan CO 2 yang dapat menyebabkan plugging dalam unit pencairan. Hal ini dapat terjadi karena titik beku CO2 lebih tinggi dibandingkan dengan metana, yakni titik beku CO 2 adalah-56oC sedangkan titik beku CH4 adalah-161 oC. Pada tekanan tinggi dan suhu yang rendah, gas CO 2 membeku 32


dan menyebabkan penyumbatan pada tube-tube di Heat Exchanger (5E-1) yang beroperasi pada tekanan + 40 kg/cm 2 dan suhu-150 oC. Selain itu pada suhu-150 oC, Keberadaan CO2 dapat mengganggu proses secara keseluruhan karena sifatnya CO 2 yang korosif. Larutan absorben aMDEA ini memiliki gugus utama Methyl Diethanol Amine (MDEA) yang telah diaktifkan dengan menggunakan Activated Piperazine. Larutan aMDEA yang digunakan dijaga pada konsentrasi 40%-berat untuk memastikan aMDEA yang diinjeksikan mampu menyerap CO 2 hingga kadar yang diinginkan. Reaksi penyerapan kandungan CO2 dalam feed gas alam oleh aMDEA adalah: a. Pertama, karbondioksida (CO2) terlarut dengan air menghasilkan asam karbonat (H2CO3): O2 (g) +2O (l)

2O3 (aq)

b. Selanjutnya, aMDEA akan bereaksi dengan H 2CO3 membentuk ion karbonat:

Kedua reaksi di atas merupakan reaksi reversibel (reaksi dapat balik). Dengan pengaturan suhu, aMDEA yang sudah terpakai (jenuh) untuk menyerap CO 2 di kolom 1C-2 dapat diregenerasi atau diaktifkan kembali. Reaksi ke kanan bersifat eksotermis sementara reaksi ke kiri bersifat endotermis. Setelah terlepas dari aMDEA, gas CO2 kemudian dibuang ke atmosfer.

Gambar IV.3 Diagram Alir Sistem Purifikasi Plant-1

33


Sebelum feed gas alam memasuki Plant -1, gas alam terlebih dahulu memasuki Knocked Out Drum (KOD) di Plant -21untuk memisahkan gas alam dari kondensat dan glikol. Kondensat adalah fraksi hidrokarbon berat yang berwujud cair sedangkan glikol merupakan senyawa yang diinjeksikan ke dalam feed gas alam untuk mengikat air yang terbawa sepanjang pipa. Kondensat yang terpisahkan akan diolah lebih lanjut di Plant -16 (Condensate Stabilizer ). Lean aMDEA yang merupakan bottom product dari Kolom 1C-5 dialirkan ke bagian shell Heat Exchanger 1E-4 untuk didinginkan dengan memanfaatkan pertukaran panas aliran rich amine dingin dari 1C-4 yang melalui bagian tube. Pendinginan ini menyebabkan penurunan temperatur leanamine dari temperatur 124oC menjadi 79oC. Lean aMDEA tersebut didinginkan lebih lanjut menggunakan Fin-Fan Cooler (1E-9A/B/C/D/E/F) hingga bersuhu sekitar 57oC setelah dipompa dengan Pompa Amine Booster (1G-4). Selanjutnya, aliran akan melalui Cooler 1E-3A/B/C/D untuk pendinginan akhir hingga suhu 40-42 oC. Dari e xchanger ini, larutan aMDEA dipompakan ke dalam CO 2 Absorber 1C-2 dengan Pompa 1G-1A/B/C. Antifoaming agent yang berupa campuran silika dan glikol diinjeksikan pada suction Pompa 1G-1A/B/C untuk mencegah terbentuknya foaming pada keseluruhan sistem absorbsi CO2. Peristiwa foaming disebabkan karena larutan aMDEA yang kotor (kaya CO 2) atau disebabkan aliran feed gas alam yang kotor. Pembentukan foaming dapat menyebabkan kontak antara feed gasalamdan aMDEA menjadi buruk serta menyulitkan pengukuran ketinggian cairan pada kolom. Foaming ini dapat dideteksi dengan melihat beda tekanan yang ditimbulkan. Saat ini, peristiwa foaming sudah jarang terjadi, kalaupun terjadi hanya berupa gejala pada saat start up. Untuk mengatasi foaming ini, selain dengan menginjeksikan antifoaming juga biasanya diatasi dengan mengubah laju alir aMDEA, laju aliran BFW atau bahkan menurunkan laju feed gas alam itu sendiri. Gangguan lain pada plant-1 selain foaming yang terjadi adalah pembacaan BFW ( Boiler Feed Water ) yang tidak sesuai (instrumentasi) sehingga mengakibatkan perubahan strength amine yang akan mempengaruhi proses absorbsi di 1C-2. Selain itu, juga dapat terjadi kebocoran-kebocoran di tube Heat Exchanger . Sebagai contoh, kebocoran di tube 1E-5A/B akan menyebabkan LP steam masuk ke shell dan mengontaminasi strength lean amine. Kebocoran dapat dideteksi dengan metode venting atau dengan analisis fluida pada shell . Salah satu cara mendeteksi kebocoran pada 1E-3A/B adalah dilakukannya analisis sampel dari cooling water ; jika terdeteksi ada amina pada C/W maka terdapat kebocoran pada tube HE. Dari uraian di atas, dapat disimpulkan bahwa kerja proses penyerapan CO 2 34


tergantung pada beberapa variabelberikut: a. Laju sirkulasi aMDEA b. Temperatur aMDEA masuk 1C-2 c. Derajat regenerasi d. Konsentrasi aMDEA e. Kebersihan larutan amine IV.2.2 Proses Penghilangan H 2O dan Hg (Plant-2)

Setelah kandungan CO 2 dalam gas alam telah memenuhi persyaratan, proses selanjutnya adalah penghilangan kandungan air (H 2O) serta senyawa merkuri (Hg). Setelah melewati plant ini, kandungan air pada gas alam maksimal adalah sebesar 0,5 ppm, sedangkan kandungan merkuri maksimal adalah 0,01 ppb. Air perlu dihilangkan dari gas alam dengan alasan yang sama seperti penghilangan CO 2, yaitu titik beku air yang lebih tinggi daripada suhu operasi sehingga dapat menyebabkan plugging . Air akan membeku pada temperatur 0oC pada tekanan atmosfer, sementara proses pencairan gas alam dilakukan pada temperatur-161 oC. Membekunya air dapat mengakibatkan terbentuknya sumbatan pada perpipaan dan peralatan Main Heat Exchanger (unit 5E-1). Sedangkan merkuri perlu dihilangkan karena dapat bereaksi dengan aluminium (yang merupakan material peralatan proses). Reaksi antara merkuri dengan aluminium akan membentuk amalgam yang bersifat korosif. Proses penghilangan air dan merkuri disatukan dalam satu unit karena memiliki prinsip yang sama, yaitu adsorpsi. Adsorben yang digunakan untuk menyerap air adalah Molecular Sieve, sedangkan untuk adsorben merkuri digunakan Sulphur Impregnated ed Carbon (SIAC).

Gambar IV.4 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-2 35


Feed gas alam kering yang keluar dari Kolom 2C-2A/B/C kemudian disaring oleh unit Drier After Filter 2Y-1A untuk menghilangkan debu molecular sieve yang ikut terbawa. Selanjutnya, sebanyak 31.000 m 3/jam aliran gas alam dipisahkan untuk digunakan sebagai pemanas untuk regenerasi yang akan dijelaskan pada bagian bawah. Aliran gas yang tersisa kemudian dilewatkan menuju kolom 2C-4 ( Mercury Removal Vessel ) untuk memisahkan merkuri yang terlarut dalam feed gas alam. Kolom 2C-4 berisi Sulfur-Impregnated Activated Carbon (SIAC) yang dapat bereaksi dengan Hg membentuk HgS. Kadar merkuri maksimum pada feed gas alam yang keluar kolom 2C-4 yaitu sebesar 0,01 ppb w sehingga tidak akan mengakibatkan korosi pada tube-tube Main Heat Exchanger . Kolom 2C-4 ini merupakan unit penghilang merkuri dengan adsorben SIAC. Proses adsorpsi merkuri dengan karbon aktif ini merupakan proses adsorpsi kimiawi, yaitu melibatkan reaksi kimia. Reaksi kimia yang terjadi yaitu antara sulphur dengan merkuri dengan persamaan sebagai berikut: Hg(s) + S(s) → HgS(s) Oleh karena konsentrasi merkuri awal pada gas alam tidak terlalu tinggi (sekitar 0,033 ppb), maka tidak diperlukan adanya susunan kolom adsorber secara paralel. Rendahnya konsentrasi merkuri juga memungkinkan pengurangan tinggi unggun SIAC pada kolom untuk mengurangi hilang tekan di sepanjang kolom. Feed gas alam yang keluar dari Kolom 2C-4 ini kemudian akan disaring dalam Mercury After Filter 2Y-1B untuk menyerap debu karbon yang mungkin terbawa aliran feed gas alam. Feed gas alam yang bebas dari merkuri ini kemudian didinginkan pada Heat Exchanger 4E-12 ( Feed Medium Level Propane Evaporator ) dan 4E-13 ( Feed Low Level Propane Evaporator ) dengan media pendingin hingga temperatur sekitar-32 oC. Proses pendinginan dilakukan untuk mengkondisikan umpan feed gas alam sebelum memasuki Plant -3, yaitu plant unit fraksionasi. Proses penting lain yang terjadi pada Plant-2 adalah tahap regenerasi molecular sieve pada Kolom 2C-2A/B/C. Regenerasi dilakukan pada kolom adsorpsi air selama kurang lebih 570 menit. Selama satu kolom diregenerasi, maka aliran gas akan diarahkan ke dua kolom lainnya. Sebanyak 31.000 m 3/jam aliran gas yang dipisahkan untuk keperluan generasi kemudian dipanaskan dengan high pressure steam (62,5 kg/cm 2, 450oC) pada unit Heat Exchanger 2E-7 ( Drier Reactivation Heater ) hingga suhu sekitar 270

o

C. Pemanasan

dilakukan selama sekitar 420 menit. Dengan pemanasan kolom tersebut, seluruh air yang terserap pada molecular sieve akan teruapkan dan keluar melalui bagian atas kolom. Tahap regenerasi berikutnya adalah pendinginan dengan medium pendingin berupa gas kering yang 36


tidak dipanaskan (suhu 19 oC). Proses ini berlangsung selama 150 menit sampai temperatur kolom mencapai 34 oC. Tujuan pendinginan ini adalah untuk menyiapkan kolom pada temperatur operasi, karena proses adsorpsi terjadi secar a lebih efisien pada temperatur yang rendah. Setelah diregenerasi, kolom dapat digunakan untuk tahap dehidrasi selama 2

900

menit (30 jam). Setelah aliran gas alam digunakan sebagai medium pemanas regenerasi molecular sieve Kolom 2C-2A/B/C, maka suhu aliran gas alam diturunkan kembali. Pendinginan dilakukan oleh Fin Fan Cooler 2E-3A/B hingga mencapai temperatur 78 oC. Pendinginan ini menyebabkan adanya uap air dan hidrokarbon berat yang terkondensasi. Akibat proses pendinginan ini, air dan fraksi hidrokarbon yang terkandung dalam gas akan terkondensasi selanjutnya akan dikirim ke unit Feed Drier Reactivation Separator 2C-3 untuk memisahkan air dan kondensat hidrokarbon. Air yang terbentuk akan dibuang ke Burn Pit , sedangkan kondensat hidrokarbon akan dikirim ke unit Condensate Stabilizer ( Plant -16). Gas yang telah bebas uap air dan kondensat hidrokarbon berat dikompresikan kembali ke Kolom CO2 Absorber 1C-2 menggunakan Drier Reactivation Gas Compressor 2K-2. Kompresi gas alam dilakukan sampai tekanan gas alam mencapai 45 kg/cm 2g dan suhu 45 oC. IV.2.3 Proses Fraksionasi (Plant-3)

Plant -3 disebut dengan Scrub Column & Fraction Unit . Proses penghilangan hidrokarbon berat dilakukan dengan cara fraksinasi. Pada plant ini dilakukan pemisahan komponen-komponen yang terdapat dalam gas alam melalui proses distilasi. Unit fraksionasi berfungsi untuk memisahkan komponen-komponen yang terdapat dalam gas alam menjadi berbagai komponen individu, seperti: a. Metana sebagai komponen penyusun utama LNG b. Fuel gas digunakan untuk bahan bakar boiler . c. Propana dan etana sebagai media pendingin di Multi Component Refrigeration (MCR) maupun di Propane Refrigeration (hanya propana). d. LPG Propanadan LPG Butanakomersial yang dikirim ke ta ngki penampungan plant -17 (Tangki 17D-1/2/5 untuk propana dan Tangki 17D-3/4 untuk butana). Total jumlah tangki LPG yang ada di PT Badak NGL adalah 5 buah. e. Hidrokarbon kondensat sebagai bahan baku di Plant -16 (Stabilizer Unit ) diolah menjadi bahan bakar cair.

37


Gambar IV.5 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-3

Sistem fraksionasi pada Plant-3 ini bekerja berdasarkan prinsip distilasi dan terbagi menjadi lima sub-sistem, yakni Scrub Column, Deethanizer, Depropanizer, Debutanizer, dan C3/C4 Splitter . Plant-3dibagi menjadi 5 kolom utama untuk train ABCD yaitu Scrub Column, Deethanizer, Depropanizer, Debutanizer, dan Splitter Unit , sedangkan Train EFGH hanya terdiri dari 4 kolom utama karena tidak memiliki Splitter Unit . Aliran produk bawah Scrub Column 3C-1 dari 3C-1 hingga 3C-4 terdapat beberapa cabang perpipaan yang berfungsi sebagai berikut: a. Menerima aliran dari 3C-1 train proses lain untuk diproses di 3C-4 di train tersebut atau sebaliknya. Hal ini dilakukan apabila Kolom 3C-4 dari train yang bersangkutan mengalami masalah atau kerusakan. b. Mengalirkan cairan dari bottom 3C-1 ke Plant -16. Aliran ini difungsikan apabila sistem purifikasi ( plant -2) mengalami masalah. c. Mengalirkan cairan bottom 3C-1 ke Burn Pit. Produk bawah dari Kolom 3C-1 dan 3C-2 yang telah melalui shell side 3E-14 mengalir menuju Deethanizer Column 3C-4. Di dalam kolom Deethanizer 3C-4 ini, uap gas yang sebagian besar mengandung etana akan naik ke atas dan hidrokarbon liquid yang mengandung komponen berat (C 3+) akan turun ke bawah. Kolom Deethanizer ini beroperasi pada tekanan Kondensor 3E-5 sebesar 30 kg/cm 2g. Reboiler Kolom Deethanizer 3E-4 diperlukan untuk memisahkan etana dan bahan bahan yang lebih ringan lainnya dari fraksi berat cairan umpan dengan cara mendidihkan kembali cairan yang berada di bottom Kolom Deethanizer 3C-4. Sementara itu, uap gas yang keluar dari puncak 3C-4 sebagian mengembun di 3E-5 ( Deethanizer Column Overhead Condenser ). Aliran dua fasa hasil pendinginan dari Kondensor 3E-5 ini selanjutnya 38


dimasukkan ke 3C-5 ( Deethanizer Column Condensate Drum). Di Kolom 3C-5 terjadi pemisahan fasa uap dengan fasa cair. Cairan dari 3C-5 ini dikembalikan ke puncak menara Kolom 3C-4 sebagai refluks dengan menggunakan Pompa 3G-2A/B. Cairan yang berlebih di dalam Kolom 3C-5 selain untuk refluks dikirim sebagai reinjeksi ke 5E-1 sebagai gas umpan untuk meningkatkan nilai HHV LNG ( Higher Heating Value) menjadi sekitar 1,107 Btu/scf. Selain itu, cairan ini bila diperlukan akan dikirim ke storage untuk persediaan refrigeran MCR atau sebagai make-up etana ke 5C-1. Uap dari 3C5 yang tidak mencair akan dialirkan menuju Heater 3E-17 dengan media pemanas berupa steam untuk kemudian dikirim ke sistem fuel gas. Bottom product (produk bawah) dari Kolom Deethanizer 3C-4 sebagian akan didihkan kembali di Reboiler 3E-4 di mana uap yang terbentuk akan masuk kembali ke Kolom Deethanizer 3C-4, sedangkan cairan yang terbentuk di Reboiler 3E-4 tersebut akan bergabung dengan bottomproduct 3C-4 untuk dialirkan menuju Depropanizer 3C-6. Kolom Depropanizer 3C-6 berfungsi untuk memproduksi propana dengan kemurnian tinggi yang akan digunakan sebagai refrigeran maupun LPG komersial. Kolom ini juga digunakan untuk memurnikan propana dari storage. Pada Kolom Depropanizer 3C-6 ini, propana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak Kolom 3C-6 ini sedangkan fraksi beratnya akan turun ke dasar Kolom 3C-6. Uap dari puncak Kolom Depropanizer 3C-6 diembunkan dalam Kondenser 3E-7 pada tekanan 17 kg/cm2g dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Hasil kondensasi oleh Kondenser 3E-7 tersebut dialirkan ke Depropanizer Condensate Overhead Drum (3C-7). Dua dari tiga Propanizer Reflux Pump memompakan cairan dari 3C-7 ke puncak Kolom 3C6 sebagai refluks, sedangkan satu pompa lainnya standby. Dengan adanya refluks tersebut, maka suhu puncak Kolom 3C-6 terjaga pada suhu sekitar 47

o

C Selain untuk refluks,

kelebihan cairan di dalam 3C-7 dipompakan lewat Propane Return SubCooler 3E-12 dan LNG Flash Exchanger 5E-2 menuju Plant -17 LPG Tank . Kelebihan cairan dapat juga dikirim ke propane storage pada Plant -20 untuk propane refrigerant inventory dan untuk make-up MCR ke 5C-1. Uap yang tidak dapat terkondensasi di Kondenser 3E-7 dipisahkan dari liquid di 3C-7 dan selanjutnya dikirim ke fuel gas system. Pada bagian bawah Kolom Depropanizer 3C-6 terdapat Depropanizer Column Reboiler 3E-6 yang diperlukan untuk memisahkan propana dan fraksi komponen lain yang lebih ringan dari komponen gas umpan yang lebih berat dengan jalan mendidihkan kembali cairan yang turun. Pemanas yang digunakan pada Reboiler 3E-6 adalah Low PressureSteam. Produk bawah dari Reboiler 3E-6 akan bergabung dengan produk bawah dari Kolom 39


Depropanizer 3C-6 untuk dialirkan menuju Kolom Debutanizer (3C-8). Kolom Debutanizer 3C-8 berfungsi untuk mendapatkan komponen butana gas alam. Pada kolom 3C-8 ini, butana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke atas dan fraksi yang lebih berat akan turun ke bagian bawah kolom. Debutanizer Column Reboiler (3E-8) akan menyalurkan panas dari Low Pressure Steam untuk memisahkan butana dan fraksi yang lebih ringan dari fraksi berat dengan cara mendidihkan kembali cairan yang turun. Adapun uap dari puncak Kolom Debutanizer 3C-8 akan diembunkan di dalam 3E-9 ( Debutanizer Column Overhead Condenser ) dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Kolom Debutanizer 3C-8 dioperasikan pada tekanan Kondenser 3E-9 sebesar 6 kg/cm 2g. Uap yang tidak dapat dicairkan di 3E-9 dialirkan ke fuel gas system untuk dimanfaatkan sebagai bahan bakar boiler . Sementara, hasil kondensasi

dari 3E-9 mengalir ke 3C-9 ( Debutanizer

Condensate Overhead ). Cairan dari 3C-9 dipompakan oleh 3G-7A/B ( Debutanizer Column Reflux Pump) ke puncak menara Kolom 3C-8 sebagai refluks. Kelebihan liquid di dalam 3C-9 didinginkan di 3E-13 ( Butane Return Sub Cooler ) oleh pendingin Low Pressure Propana. Kemudian, liquid ini sebagian dikirim ke 3C-2 (Scrub Column Condensate Drum) melewati 4E-14 (Scrub Column Overhead Condenser ) dengan menggunakan Pompa 3G-5A/B. Pengiriman liquid ini bertujuan mempertahankan level ketinggian pada Kolom 3C-2. Adapun sebagian lainnya dari liquid akan dikirim ke LPG Storage Tank di Plant -17 atau dikirim ke Storage Tank 20C5 atau sebagai reinjeksi ke dalam feed gasalamyang masuk ke 5E-1. Reinjeksi ini bertujuan untuk meningkatkan nilai HHV produk LNG. Aliran keluaran 3C-9 di Train ABCD dan di Train EFGH akan menuju unit yang berbeda. Pada Train ABCD, sebagian butana cair sebagai hasil kondensasi akan dikembalikan ke 3C-8 sebagai refluks, sebagian akan menuju Plant-20 untuk disimpan sebagai make up MCR, sebagian dapat direinjeksikan ke feed gasalamaliran inlet 5E-1, dan sebagian lagi akan dikirimkan ke C 3/C4Splitter untuk dipisahkan kembali antara C 3 dan C4 agar memenuhi spesifikasi produk LPG. Pada Train EFGH sebagian C 4 cair tidak dikirim ke unit splitter tetapi ke Butane Return Subcooler (3E-13) untuk didinginkan dengan LP Propanahingga mencapai-34 oC. Butana dingin dari Train EFGH sebagian akan dikirim ke 3C-2 melewati 4E-14 untuk menjaga ketinggian cairan di 3C-2 dan sebagian akan langsung dikirim ke Plant -17sebagai LPG Butana. Bottom product yang terbentuk di 3C-8 sebagian akan didihkan kembali di 3E-8 dengan media pemanas LP steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product 3C-8. Bottom product 3C-8 sebagian dikirim ke Stabilizer CondensatePlant40


16tanpa didinginkan, dan sebagian lagi didinginkan di Bottom Cooler (3E-10) untuk selanjutnya dikirim ke Plant-20. Uap yang terbentuk di 3E-8 akan dikembalikan ke 3C-8, sedangkan cairan yang terbentuk di 3E-9 akan digabungkan dengan aliran bottom product 3C-8. Sementara itu, cairan dari dasar Kolom 3C-8 dapat dikirimkan melalui dua aliran yang terpisah. Pada aliran yang pertama, cairan dipompakan dengan 3G-11A/B ke Plant -16 Stabilizer Condensate tanpa didinginkan terlebih dahulu. Sedangkan pada aliran lainnya, cairan didinginkan dulu di Bottom Cooler 3E-10 untuk selanjutnya dikirim ke Plant -20 Liquid Fuel Tank dengan memanfaatkan beda tekan tanpa menggunakan Pompa 36G11A/B. Splitter unit pada Train ABCD berfungsi untuk memurnikan produk butana agar sesuai dengan kualitas ekspor. Prinsip pengoperasian splitterunit ini sama dengan unit fraksionasi, yaitu berdasarkan perbedaan kemudahan menguap. Splitter unit ini hanya ada pada Train ABCD karena pemisahan propana dan butana yang kurang begitu baik. Pada Train EFGH, kemurnian C4 pada top product 3C-8 sudah memenuhi spesifikasi LPG (kandungan C 4 di atas 98%) sehingga splitter tidak digunakan. Produk dari 3C-9 Debutanizer Column Condensate Drum dimasukkan ke Splitter (3C14) di atas tray ke-27. Uap yang keluar dari puncak kolom didinginkan oleh 3E-19 ( Fin-Fan Cooler ) kemudian uap ini masuk ke Refluks Drum 3C-15. Pada Refluks Drum 3C-15, sebagian dari propana cair yang terkondensasi dikembalikan sebagai refluks ke 3C-14 dan sebagian lainnya, bersama hasil propana dari 3C-6 akan dikirim ke storage, refrigeration unit dan ke Depropanizer Column Condensate Drum 3C-7. Pemisahan propana dari butana dibantu oleh Reboiler 3E-18. Produk bawah reboiler digunakan untuk memanaskan umpan yang masuk ke bagian bawah splitter . Sebagian cairan dari 3E-18 ini dikembalikan lagi ke splitter , sedangkan sebagian lainnya didinginkan lagi oleh Fin-Fan Cooler 3E-21 sampai 35°C lalu dikirim ke storage, refrigeration unit dan Butane Return Subcooler 3E-13 IV.2.4 Proses Refrigerasi (Plant-4)

Sistem pendinginan yang dilakukan PT Badak NGL merupakan sistem pendinginan bertingkat (cascade). Terdapat dua jenis refrijeran yang digunakan, yaitu propana dan MCR ( Multi Component Refrigerant ). Propana digunakan untuk mendinginkan gas umpan selama proses pemurnian dan fraksionasi, serta untuk mendinginkan MCR. Sedangkan MCR baru mulai digunakan sebagai pendingin pada proses pencairan gas alam pada Main Heat 41


Exchanger 5E-1. Selain itu, terdapat pula proses pendinginan MCR yang dilakukan oleh MCR itu sendiri. 1.

Sistem Refrigerasi dengan Propana

Sistem refrigerasi dengan propana digunakan untuk mendinginkan feed gas alam dan media pendingin MCR ( Mixed Component Refrigerant ). Sistem ini memiliki beberapa fungsi utama sebagai berikut: a. Mendinginkan feed gas alam yang telah bebas CO 2. Akibat pendinginan ini, air dan hidrokarbon berat terkondensasi dan terpisah. b. Mendinginkan feed gas alam yang telah bebas CO2(karbondioksida) dan kering pada evaporator. Karena pendinginan ini, fraksi etana , propana , butana, dan hidrokarbon berat yang terdapat dalam feed gas alam akan terkondensasi. c. Mendinginkan dan mengkondensasikan sebagian dari MCR. d. Mendinginkan produksi LPG Propana dan LPG Butana serta etana Sistem refrigerasi yang terjadi pada propana seperti umumnya sistem refrigerasi dengan siklus tertutup, proses pencairan dan pendinginan aliran proses se perti feed gas alam dan refrigeran MCR dilakukan di evaporator. Cairan propana yang digunakan sebagai media pendingin mengalami proses evaporasi atau perubahan dari fasa uap dengan mengambil panas dari aliran proses dan selanjutnya uap tersebut mengalir untukkemudiandilakukan kompresi dengan kompresor propana yang kemudian didinginkan dan dikondensasikan menggunakan pendingin air laut. Cairan propana hasil kondensasi kemudian didistribusikan ke evaporator-evaporator dan selanjutnya proses-proses penguapan propana, kompresi, pendinginan serta pengkondensasi propana berlangsung terus-menerus di dalam sistem aliran tertutup. Pada sistem pendingin propane terdapat tiga tingkat pendinginan, yaitu: a. High Pressure Propane (HP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 7 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan hingga suhu 18 oC. b. Medium Pressure Propane (MP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 3,1 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan hingga suhu-5 oC. c. Low Pressure Propane (LP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 1,1 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan sampai suhu-34 oC. 42


Propana cair dari kompresor dan make up propana dikumpulkan di Propane Accumulator 4C-1. Propana yang berasal dari Propane Accumulator 4C-1 akan didistribusikan menjadi empat aliran, yaitu: a. Aliran yang menuju High Level Propane Flash Drum 4C-2. b. Aliran yang menuju Feed High Level Propane Evaporator 4E-10. c. Aliran yang menuju MCR High Level Propane Evaporator 4E-7. d. Aliran sirkulasi ke Propane Vent Condenser 4E-3 , Propane Vent Scrubber 4C-6, dan dikembalikan kembali ke Propane Accumulator Drum 4C-1. Uap propana dari 4E-7 dan 4E-10 dialirkan ke Kolom 4C-2 Propane Flash Drum. Dari 4C-2 ini, uap propana dialirkan ke Kolom 4C-12 untuk diumpankan pada suction tahap ketiga pada Kompresor 4K-1. Propana cair dihasilkan dari 4C-2 kemudian dialirkan menjadi 2 aliran, yaitu aliran yang menuju Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12 dan aliran yang menuju MCR Medium Level Propane Evaporator 4E-8. Pada aliran propana di Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12, sebagian cairan diuapkan secara mendadak dan dapat dimanfaatkan untuk mendinginkan gas hasil pengolahan pada Plant-2. Uap propana yang terbentuk kemudian dialirkan ke Medium Level Propane Flash Drum 4C-3 lalu memasuki suction tahap kedua dari Kompresor 4K-1. Akibat dilakukannya kompresi ini maka uap propana akan mencair. Cairannya ini lalu dialirkan dan kemudian diuapkan secara mendadak di beberapa tempat, yaitu Feed Low Level Propane Evaporator 4E-13 untuk mendinginkan kembali gas dari Plant -2 yang telah didinginkan di 4E-12, di Scrub Column Overhead Condensor 4E-14 untuk mengkondensasi produk atas 3C-1, dan di Deethanizer Condensor 3E-5, Propane Return Subcooler 3E-12, Butane Return Subcooler 3E-13, ketiganya melalui Propane Refrigerant Drum 3C-10 untuk pendinginan di unit fraksinasi. Uap yang dihasilkan dari 4E-13 dan 4E-14 akan masuk ke Kolom 4C-4 kemudian masuk ke suction tahap pertama pada Kompresor 4K-1. Sedangkan uap dari 3E-5, 3E-12 dan 3E-13 dikumpulkan kembali di 3C-10 sebelum dialir kan ke Kolom 4C-4. Propana cair yang dihasilkan dari 4C-2 selain dialirkan ke Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12 juga akan dialirkan menuju MCR Medium Level Propane Evaporator 4E-8. Pada bagian ini, sebagian cairan diuapkan pada tekanan 2,9 kg/cm 2(a) untuk mendinginkan MCR. Dari 4E-8, uap propana dialirkan ke Kolom 4C-3 untuk dikompresi di 4K-1 pada tahap kedua, sedangkan cairannya dialirkan melalui Level Control untuk diuapkan mendadak pada tekanan 0,12 kg/cm 2(a) di MR Level Propane Evaporator 4E-9 untuk mendinginkan lebih lanjut MCR dari 4E-8. Uap propana dari 4E-9 dialirkan ke 43


Kolom 4C-4 untuk dikompresi di 4K-1 tahap pertama. 2.

Sistem Refrigerasi dengan MCR ( Mi xed Component Refrigerant )

Dalam proses ini, MCR yang telah didinginkan oleh propana selanjutnya digunakan untuk mendinginkan lebih lanjut feed gas alam yang telah didinginkan terlebih dahulu dengan propana. Pada unit Main Heat Rxchanger 5E-1, MCR mendinginkan dirinya sendiri. Komposisi MCR terdiri dari nitrogen (2-5%), metana (40- 46%), etana (45-50 %), dan propana (2-6 %). Nitrogen digunakan sebagai salah satu komponen pendingin karena memiliki titik didih yang paling rendah dibandingkan dengan komponen hidrokarbon. Namun, nitrogen saja tidak cukup digunakan sebagai pendingin karena nitrogen memiliki kapasitas panas yang rendah, sedangkan proses pendinginan ini membutuhkan kapasitas yang besar agar terjadi perpindahan panas yang cukup untuk mencairkan gas alam sehingga ditambahkan pula hidrokarbon. Uap MCR yang masuk di 4C-7 ini merupakan uap hasil pendinginan gas alam di 5E1. Uap MCR berada dalam tekanan 3,5 kg/cm 2-a dan temperatur-40oC. Uap MCR kemudian dikompresi di Kompresor MCR 4K-2 hingga mencapai tekanan 14 kg/cm 2-a dan temperatur 71oC. Kompresor ini disebut pula 1 stStage Suction Compressor pada sistem refrigerasi MCR. Aliran MCR ini kemudian didinginkan dengan air laut dalam MCR Compressor Intercooler 4E-5 sampai suhu 37 oC dan kemudian akan masuk ke kompresor tahap kedua 4K-3. MCR keluar dari kompresor tahap kedua pada temperatur 130 °C dan tekanan 47 kg/cm 2 dan kemudian akan didinginkan oleh MCR Compressor Aftercooler dengan menggunakan pendingin air laut sehingga temperaturnya 37 °C. MCR kemudian mengalir ke High Level Propane Evaporator 4E-7, dilanjutkan ke Medium Level Propane Evaporator 4E-8 sehingga keluar pada temperatur-5oC. Dari sini, MCR akan masuk ke High Level Propane Evaporator 4E-9 dan keluar pada temperatur-32°C. MCR ini kemudian dialirkan ke separator 5C-1 untuk memisahkan uap dengan cairan yang terkondensasi. Fase cair lebih banyak mengandung etana dan propana, sedangkan pada f ase gas banyak mengandung nitrogen dan metana. Saat MCR memasuki Kolom 5E-1, MCR akan didinginkan oleh MCR yang sudah terlebih dahulu melalui proses ekspansi pada JT valve. Uap MCR hasil pendinginan gas alam berada pada tekanan 3,5 kg/cm2-a dan temperatur-40oC. Uap ini kemudian dialirkan kembali ke 4C-7 dan proses berikutnya terjadi secara siklik.

44


IV.2.5 Proses Pencairan Gas Alam (Plant-5)

Proses final dari keseluruhan tahapan proses adalah pencairan gas ala m yang terjadi di dalam Main Heat Exchanger (5E-1). Gas alam telah sebelumnya didinginkan dengan refrijeran propana dan mencapai temperatur-34oC. Umpan 5E-1 adalah produk atas Scrub Column 3C-1 pada tekanan 36 kg/cm 2-g dan masuk melalui bagian bawah kolom. Sebagai refrijeran, MCR akan masuk dalam dua fasa. Fase cair lebih banyak mengandung etana dan propana, sedangkan pada fase gas banyak mengandung nitrogen dan metana. Perbandingan jumlah MCR dengan gas alam yang akan dicairkan adalah 3:2. MCR dialirkan dari Evaporator 4E-9 menuju Kolom 5C-1 ( MCR High Pressure Separator ). Kolom ini bertekanan 46 kg/cm 2g berfungsi untuk memisahkan MCR menjadi dua fasa, yaitu fasa gas dan fasa cair. Fasa gas sebagian besar terdiri dari N2 dan C1 sementara fasa cair sebagian besar terdiri dari C2 dan C3. Fasa gas dan fasa cair MCR masuk pada bagian bawah 5E-1 dalam tube yang berbeda sebagai medium pendingin feed gas alam. Feed gas alam dari 3C-2 masuk ke 5E-1 ( Main Heat Exhanger ) pada bagian bawah pada sisi tube pada temperatur sekitar-36,5 oC dengan tekanan 38 kg/cm 2g. Kolom pendingin 5E-1 merupakan suatu Spiral Wound Heat Exchanger yang terdiri dari dua bagian, yaitu warm bundle pada bagian bawah dan cold bundle pada bagian atas. Pada warm bundle, ketiga aliran masuk (MCR uap, MCR cair, dan feed gas alam) dialirkan ke atas. Pada akhir warm bundle, MCR cair dialirkan melalui Joule-Thomson Valve 5FV-2 sehingga tekanannya turun menjadi 2,5 kg/cm 2g dengan suhu-129 oC. Kemudian MCR cair ini ditampung pada warm end pressure phase separator yang diletakkan di antara warm bundle MCR bertekanan rendah ini dan didistribusikan pada bagian atas warm bundle berupa spray yang bergerak turun ke dasar kolom melalui shell warm bundle dan bergabung dengan MCR uap yang datang dari shell cold bundle. MCR cair dalam shell warm bundle ini berkontak dengan tiga aliran yang masuk sehingga temperatur MCR uap, MCR air, dan feed gas alam dapat diturunkan sampai mendekati titik embunnya. Pada bagian cold bundle, MCR uap dan feed gas alam dari warm bundle yang mulai terkondensasi didinginkan lebih lanjut. Di puncak cold bundle, MCR yang telah cair kembali diekspansi melalui valve Joule-Thompson 5FV-2. MCR cair ini akan dilewatkan pada suhu151 oC. MCR ditampung pada Low Pressure Separator dan didistribusikan di bagian shell cold bundle untuk mendinginkan MCR uap dan feed gas alam dalam tube. Feed gas alam yang meninggalkan puncak Main Heat Exchanger berada dalam keadaan cair pada suhu sekitar-149 oC dengan tekanan 24 kg/cm 2g. LNG kemudian dimasukkan ke dalam kolom

45


5C-2 ( LNG Flash Drum), diturunkan tekanannya menjadi 0,25 kg/cm 2(abs) dengan temperatur-160 oC. LNG kemudian dipompa ke LNG Storage. Pada 5C-2, terdapat sedikit LNG yang menguap akibat penurunan tekanan, uap yang terbentuk kemudian dilewatkan ke LNG Flash Exchanger (5E-2) untuk mencairkan sedikit feed gas alam. Pada Train ProcessE sampai dengan proses Train H, uap 5C-2 juga digunakan untuk mendinginkan LPG propana di 5E-2 hingga t emperat-45 oC untuk langsung dikirim ke Plant-17sebagai refrigerated LPG. Uap LNG yang menjadi panas masuk ke Fuel Gas Compressor Suction (2K-1) untuk dipanaskan kembali di 2E-2 dan dimanfaatkan sebagai bahan bakar boiler . Uap MCR yang ada dalam shell Main Heat Exchanger keluar pada bagian bawah dan masuk ke kolom 4C-7 (MCR First Stage Suction Drum), lalu uapnya masuk ke kompresor 4K-2 (MCR First Stage Compressor ) dengan tekanan suction 2,1 kg/cm2(gauge) dan keluar dengan tekanan 14 kg/cm 2(a). Keluaran MCR didinginkan pada pendingin 4E-5A/B (Compressor Intercooler ) dengan pendingin air laut selanjutnya masuk ke kolom 4C-8 (MCR Second Stage Suction Drum). Uap MCR dihisap oleh kompresor 4K-3 (MCR Second Stage Compressor ) dan keluar dengan tekanan 50 kg/cm 2(a). Keluaran ini didinginkan lagi pada 4E-6 (MCR Compressor Aftercooler ) dan didinginkan lebih lanjut dalam evaporator propane secara berturut-turut pada 4E-7 (MCR High Level Propane Evaporator ), dan 4E-9 (MCR Low Level Propane Evaporator ) kemudian masuk ke kolom 5C-1 untuk kembali mendinginkan feed gas alam di Main Heat Exchanger 5E-1. IV.3 Storage & L oading

Salah satu sistem penunjang dalam proses produksi LNG di PT Badak NGL adalah system penyimpanan dan pengisian. Sistem ini dikelola oleh seksi storage loading yang berada di bawah departemen operasi PT Badak NGL. IV.3.1 F eed Natural Gas Knock Out Drum dan Pig R eceiver (Plant-21)

Bahan baku berupas feed gas alam PT Badak NGL didistribusikan dari Muara Badak melalui jaringan pipa feed gas alam ( Plant-53). Jaringan pipa ini menyalurkan gas alam dari Muara Badak ke Bontang yang jaraknya 59,7 km. Tugas utama Plant-21 ini antara lain: a. menerima feed gas alamdari Muara Badak. b. memisahkan feed gas alamdari hidrokarbon liquid (kondensat), air, dan glikol sebelum masuk ke train proses berdasarkan prinsip gravitasi. 46


Fasilitas yang terdapat pada Plant-21 ini adalah: a. dua buah pipa feed gasalam berukuran 36 inch dan Pig Receiver . b. dua buah pipa feed gas alam berukuran 42 inch dan Pig Receiver . c. delapan buah Knock Out Drum (KOD). d. peralatan safety. e. Valve Kontrol. Pada masing-masing pipa pada Plant-21 ini dilengkapi dengan Pig Receiver . Pig Receiver digunakan untuk menerima yang dikirim dari Pig Launcher di Lapangan Muara Badak menuju ke Bontang. Ada dua jenis pig yang dikirimkan dari Muara Badak, yaitu Brush Pig dan Electrical Pig . Brush Pig digunakan untuk membersihkan pipa dari kondensat yang menyumbat sedangkan Electrical Pig digunakan untuk mengukur ketebalan pipa.

Gambar IV.6 Pig Receiver di Plant-21 PT Badak NGL

Gambar IV.7 Brush Pig [kiri] dan Electrical Pig

Delapan buah KOD yang terdapat dalam Plant -21 ini dihubungkan secara paralel termasuk saluran inlet maupun outletnya. Bagian dalam KOD dilengkapi dengan Demister Pad , KOD, dan kerangan untuk mengontrol level atau ketinggian drum. Fungsi dari KOD ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon gas dari hidrokarbon liquid, air dan bahan kimia glikol dalam feed gas alam. Selanjutnya, hidrokarbon gas akan dikirim ke Train Proses untuk menghasilkan LNG. Sementara itu, hidrokarbon liquid dikirimkan ke unit Stabilizer untuk dijadikan kondensat. Air dan glikol yang terpisah dibuang ke Pit. 47


Gambar IV.8 Knock Out Drum

Gambar IV.9 Diagram Alir Proses pada Plant-21

Feed gas alam dari Muara Badak akan dilewatkan melalui 4 buah Pipe Line dan masuk ke masing-masing KOD (unit 21C-2A/B/C/D/E/F/G/H) melalui dua saluran di bagian samping atas. Cairan yang terikut pada feed gasalamakan tertangkap oleh Demister Pad lalu akan turun dan terakumulasi. Ketinggian cairan dalam KOD dijaga sekitar 15%. Apabila ketinggian cairan dalam KOD terlalu tinggi, akan terjadi foaming dalam CO2 Absorber dan kondensat akan terikut dalam sistem fuel gas yang berbahaya bagi Boiler . Sebaliknya, apabila ketinggian cairan terlalu rendah, akan terjadi overpressure di Plant-16. Apabila ketinggian kondensat sudah mencapai level tertentu, Control Valve akan membuka sehingga kondensat akan mengalir ke Plant-16 untuk mengalami pengolahan kondensat, sedangkan fraksi gas dari masing-masing KOD akan mengalir lewat bagian tengah atas dan dialirkan ke bagian proses (Train Proses) untuk diolah hingga menjadi LNG. Masing-masing KOD dibersihkan secara rutin tiap 5 tahun sekali untuk menghilangkan lumpur-lumpur yang mengendap pada bagian dalam. 48


Gambar IV.10 Sistem Kontrol Knock Out Drum

IV.3.2 Hydrocarbon Condensate Stabilizer (Plant-16)

Fungsi dari Plant -16 adalah untuk menstabilkan hidrokarbon berat menjadi kondensat hidrokarbon yang stabil. Hidrokarbon ringan selanjutnya akan dimanfaatkan menjadi fuel gas bahan bakar boiler. Sementara, hidrokarbon berat (komposisi C 5+) diolah menjadi kondensat dengan Reid Vapour Pressure (RVP) antara 9 psi hingga 11 psi. Hidrokarbon kondensat yang telah memenuhi spesifikasi tersebut kemudian dipompakan kembali ke Terminal Santan untuk diolah lebih lanjut oleh produsen feed gas alam (VICO, Total EP Indonesie, dan Chevron Indonesia Company). Untuk mengurangi kandungan uap air yang ada di kondensat dan untukmenurunkan tekanan kondensat agar nilai RVP berada pada rentang yang diinginkan, pengolahan kondensat dilakukan di Plant -16 yang terdiri dari 2 unit, yaitu Low Pressure Stabilizer yang beroperasi pada tekanan 7,0 kg/cm2 dan High Pressure Stabilizer yangberoperasi pada tekanan 12,0 kg/cm 2. Kapasitas dari unit ini sekitar 210 m 3/jam.

Gambar IV.11 Diagram Alir Proses pada Plant-16 49


Kondensat dari Knock Out Drum (KOD) plant-21 dipisahkan dari kandungan air dan glikolnya di dalam Surge Drum 16C-1A/B. Kandungan glikol dalam feed gas alam disebabkan adanya injeksi glikol pada pipa dari sumur produksi untuk mengikat air yang terbawa oleh feed gas alam. Selain kondensat dari Plant -21, terdapat pula sebagian bottomproduct dari unit 3C-8 di Plant -3 (sistem fraksionasi) yang masuk ke dalam unit High Pressure (HP) Stabilizer 16C-2. Fraksi ringan (vapour ) dari bagian atas kolom HP Stabilizer 16C-2 akan dikondensasikan dengan cooling water yang kemudian akan ditampung pada akumulator 16C-3. Dari akumulator 16C-3 ini, sebagian aliran dikembalikan sebagai refluks, sebagian aliran disalurkan ke fuel gas system dan sisanya dialirkan menuju kolom Low Pressure (LP) Stabilizer 16C-6. Fraksi berat kolom HP Stabilizer 16C-2 akan langsung dikirimkan menuju storage. Pada kolom LP Stabilizer 16C-6 terjadi proses yang sama dengan HP Stabilizer 16C2. Sebagian fraksi atas kolom LP Stabilizer 16C-6 akan dikembalikan sebagai refluks dan sebagian lagi dialirkan kembali ke KOD ( Knock Out Drum) Plant -21. Sementara itu, fraksi bawah kolom LP Stabilizer 16C-6 akan dialirkan ke storage. IV.3.3 Relief and Blow Down System (Plant-19)

Plant -19 ini berfungsi untuk menampung buangan hidrokarbon gas dan hidrokarbon berat (cair) dari train proses saat plant mengalami start-up atau emergency. Hidrokarbon tersebut ditampung ke dalam Blowdown Drums kemudian dialirkan ke Flare atau Burn Pit untuk dibakar. Tujuan pembakaran hidrokarbon dalam Flare atau Burn Pit adalah untuk mengurangi dampak terhadap lingkungan pabrik. Proses pembakaran hidrokarbon akan menghasilkan karbondioksida (CO2) dan uap air (H 2O). Hidrokarbon fasa gas maupun fasa cair jauh lebih berbahaya untuk dibuang ke lingkungan dibandingkan dengan karbondioksida dan uap air. Fasilitas yang terdapat dalam Plant -19 ini adalah 12 Blow Down Drums (8 dry dan 4 wet ), 12 Process Flare (dryand wet ), 4 Marine Flare, 2 LPG Flare, dan 6 Burn Pit. Pada unit ini terdapat empat jenis flare, yaitu: a. Dry Flare System Setiap train dilengkapi dengan satu buah Dry Flare Stack yang digunakan untuk membakar gas-gas hidrokarbon kering yang dibuang dari proses. Flare Stack untuk train A dipasang bersebelahan dengan Flare Stack untuk Train B dan hal yang sama train-train lainnya.

50


Gambar IV.12 Diagram Alir Sistem Blowdown Train A,B, C, dan D

Gambar IV.13 Diagram Alir Sistem Blowdown Train E,F,G, dan H

Gas hidrokarbon dari train proses dialirkan ke blowdown drum melalui dua sistem perpipaan, yakni LTSS ( Low Temperature Stainless Steel ) untuk hidrokarbon dengan suhu kurang dari -50 oF dan LTCS ( Low Temperature Carbon Steel ) untuk hidrokarbon dengan suhu lebih dari 50 oF. Gas buangan masuk ke Blowdown Drum 19C-4, 19C-1, 19C-2, dan 19C-5 masing-masing untuk Train A,B,C, dan D. Sementara untuk Train E,F,G,H masing-masing gas buangan masuk ke Blowdown Drum 19C-7, 19C-8, 19C9, dan 19C-12. Di dalam Blowdown Drum terjadi pemisahan hidrokarbon cair dan uap. Hidrokarbon uap yang merupakan fraksi ringan Blowdown Drum akan keluar dari bagian atas drum dan dialirkan menuju Dry Flare dengan menggunakan Line 48 inch untuk Train A,B, dan D serta Line 36 inch untuk Train C. Gas (uap) hidrokarbon kemudian di Dry Flare

51


sementara cairan hidrokarbon di bagian bawah Drum akan dialirkan ke Burn Pit -1 dan3 untuk dibakar. b.

Wet Flare System Wet Flare Stack digunakan untuk membakar gas hidrokarbon yang mengandung air. Setiap empat train terdapat satu buah Wet Flare yang beroperasi dan satu buah Wet Flare yang stand-by sebagai cadangan. Secara keseluruhan PT Badak NGL memiliki dua buah on-line Wet Flare dan dua buah stand-by Wet Flare.

c. Burn Pit dan Liquid Disposal System Terdapat tiga buah Pit yang digunakan untuk membakar buangan-buangan hidrokarbon cair yang berasal dari Train Proses. Kemudian, Liquid Disposal Systemdigunakan untuk membakar sisa hidrokarbon cair dari seluruh Train dan membakar sisa LPG dan LNG dari Loading Dock . d. Marine Flare System Sistem ini digunakan untuk menyalurkan dan membakar Boil-Off Gas dari tangki dan kapal yang sudah tidak dapat dimanfaatkan ke mbali. Terdapat dua unit Boil-Off Gas di Loading Dock-1 dan tiga unit masing-masing di Loading Dock-2 dan Loading Dock3. IV.3.4 C2/C 3 Bullet and Hydrocarbon Condensate Tank (Plant-20)

Fungsi utama pada plant ini adalah menampung produk (C 2& C3) dan kondensat hidrokarbon dari plant proses. Etana dan propana dapat dialirkan kembali ke Train Proses untuk make up refrigerant , sedangkan kondensat hidrokarbon dari plant proses maupun Plant-16 dipompakan ke Terminal Santan. Fasilitas yang terdapat pada plant ini, antara lain: a.

Satu unit C2 Bullet dengan kapasitas 176 m 3/tangki.

b.

Dua unit C3 Bullet dengan kapasitas 511 m 3/tangki.

c.

Dua unit tangki kondensat hidrokarbon dengan kapasitas 12.000 m 3/tangki

d.

Tiga unit pompa transfer dengan kapasitas 130 m 3/jam

Secara umum, dapat dikatakan bahwa Plant-20 ini terdiri dari Multi Component Refrigerant (MCR) Storage, Storage Tank hidrokarbon kondensat, dan Storage Tank bahan bakar diesel. Unit pompa ini berfungsi untuk memompakan kondensat dari tangki kondensat hidrokarbon menuju ke Terminal Santan melalui jaringan pipa 8 inch yang terbentang dari Bontang ke Santan. Jaringan pipa kondensat tersebut dibuat jalur ganda. Tujuan dari pembuatan jaringan pipa ganda ini adalah agar apabila ada masalah atau kerusakan maka jaringan lainnya diharapkan dapat digunakan sehingga pemompaan kondensat dari Bontang 52


tidak terhenti. Sementara itu, pembakaran kondensat ke Burn Pit dilakukan agar kilang LNG tetap dapat beroperasi meskipun penampungan kondensat sudah penuh. Diesel Fuel Storage berfungsi untuk menampung solar yang didatangkan dari Balikpapan. Solar tersebut digunakan untuk bahan bakar kendaraan PT Badak NGL, peralatan bermesin, dan generator diesel di sistem utilitas terutama pada saat keadaan darurat. IV.3.5 LNG Storage and LNG Loading Dock (Plant-24)

Tugas utama pada plant ini, antara lain:  Menampung produk LNG dari Train Proses A sampai Train Proses H  Mengapalkan produk LNG melalui Loading Dock-1,-2, dan-3  Me-recover (mendinginkan) Boil Off Gas (BOG) dari kapal dan dari tangki dengan

menggunakan kompresor untuk menjadi fuel gas. Plant-24 ini juga dilengkapi dengan Run Down Line System Piping dan Transfer Line System Piping . Tabel IV.4 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-24 Unit

Tangki LNG 24D-1~6 BOG Compressor

Loading Dock

Quenching Drum

Jumlah Unit 4 unit

2 unit 3 unit (24K1/8/9) 1 unit (24K16) 2 unit (Dock-2& 3) 1 unit (Dock-1) 1 (24C-101)

Kapasitas 95.000 m3/tangki 126.000 m3/tangki 30.000 3 Nm /jam/tangki

75.000 Nm3/jam

Keterangan

Setiap tangki LNG dilengkapi dengan 2 pompa loading dan satu pompa sirkulasi Digerakkan oleh motor listrik 1490 kW Digerakkan oleh motor listrik 3500 kW Loading produk LNG dan LPG

125.000 – 135.000 m3

Loading produk LNG Berfungsi untuk mendinginkan BOG dari kapal sebelum masuk ke suction 24K-16

N/A

Tangki penampungan LNG didukung oleh Pompa Loading , Pompa Sirkulasi, dan Boil Off Gas Compressor . Pompa loading berfungsi mengalirkan LNG ke kapal, sedangkan pompa sirkulasi digunakan untuk mensirkulasikan LNG dari satu tangki ke tangki lainnya sehinga temperatur dan tekanan dalam tangki dan perpipaan tetap terjaga. Boil Off Gas Compressor digunakan untuk menjaga tekanan di dalam tangki, untuk mengkompresi gasgas yang terbentuk di dalam tangki untuk didistribusikan sebagai bahan bakar Boiler .

53


Gambar IV.14 Fasilitas LNG Run Down System di Plant-24

Gambar IV.15 Komponen LNG Storage Tank di Plant-24

Tangki 24D-1 sampai dengan Tangki 24D-5 berdiri di atas t anah dengan fondasi yang terdiri dari beton, pasir, dan insulation foam glass blocks. Oleh karena dasar tangki masih berhubungan dengan tanah, maka dasar tangki dilengkapi dengan base heater . Konstruksi tangki LNG 24D-6 memiliki sedikit perbedaan dibandingkan kelima tangki lainnya. Perbedaan konstruksi tangki LNG 24D-6 dengan kelima tangki lainnya:  Tangki LNG 24D-6 berdiri di atas fondasi beton berbentuk panggung yang ditopang

oleh beberapa tiang pancang besi berisi beton cor.  Karena Tangki LNG 24D-6 tidak bersinggungan dengan tanah, maka tangki ini tidak

dilengkapi dengan base heater .  Tangki LNG 24D-6 tidak dilengkapi dengan over flow system  Tidak adanya pemasangan pipa di bagian samping Tangki LNG 24D-6 yang menembus

dinding tangki. Semua perpipaan berhubungan dengan Tangki LNG 24D-6 melalui kubah tangki.  Pompa-pompa di Tangki LNG 24D-6 semuanya berada di dalam tangki. Pompa-pompa

tersebut berada di dalam dudukannya, yaitu suatu kolom pipa setinggi tangki itu sendiri di mana kolom pipa itu bertindak sebagai discharge header dari pompa. 54


 Tangki yang digunakan untuk menampung LNG dan LPG didesain khusus dengan

bahan 9% nikel dam 91% stainless steel dan perlit. Skema tangki LNG disajikan pada Gambar 7.12. Bagian kubah Tangki LNG terbuat dari bahan carbon steel dan

diproteksi agar tidak terjadi kontak langsung dengan uap dingin LNG dan memasang suspended deck sebagai penutup dinding dalam. 

Dinding dalam (inner wall ) didirikan di atas lapisan insulasi foam block yang berada di antara dinding dasar dan tangki dalam. Fondasi dasar dari beton berbentuk cincin ( untuk Tangki 24D-1/2/3/4/5) yang dilengkapi dengan jaringan listrik pemanas yang akan menjaga suhu di bawah dasar tangki pada 5 oC. Hal ini akan menghindari rusaknya fondasi tangki karena pengembangan volume air tanah akibat suhu yang sangat dingin. Operasi tangki dirancang pada tekanan 0,14 kg/cm 2 (2 psig) dengan pengoperasian tekanan normal 0,07 kg/cm 2 (1,0 psig).

Gambar IV.16 Fasilitas BOG System di Plant-24

Di samping unit penyimpanan produk LNG, Plant -24 juga termasuk unit pengapalan LNG atau yang disebut Loading Dock . Ada tiga Loading Dock yang terdapat di PT Badak NGL, yaitu: a. Dermaga LNG 1 ( Loading Dock -1) b. Dermaga LNG/LPG ( Loading Dock -2) c. Dermaga LNG/LPG ( Loading Dock -3) Ketiga loading dock tersebut masing-masing berfungsi sebagai tempat sandar kapal LNG atau kapal LPG untuk kegiatan loading atau pemuatan LNG/LPG dari tangki ke kapal. 55


Loading Dock -1 hanya dapat digunakan untuk sandar kapal LNG sedangkan Loading Dock2 dan Loading Dock-3 dapat digunakan untuk sandar kapal LNG maupun kapal LPG secara bergantian karena tata letak LNG/LPG Loading Arms-nya saling berdampingan. Pemuatan LNG dilakukan dengan menggunakan Loading Arm. Pada masing-masing Loading Dock dilengkapi dengan 4 buah LNG Loading Arm dan 1 buah Boil Off Gas Loading Arm. Kapasiitas masing-masing loading arm adalah 2.600 m 3/jam. Selain itu, semua loading arm dilengkapi pula dengan system keamanan PERC ( Power Emergency Released Coupling ) yang akan melepaskan Loading Arm dari kapal secara cepat apabila dalam keadaan emergency. IV.3.6 LPG Refrigerant Plant (Plant-15)

Plant -15 ini terdiri dari dua bagian pendinginan yang masing-masing terdiri atas pendingin LPG C3 dan C4. Fungsi dari plant ini adalah mendinginkan produk LPG propana (C3) dan butana (C 4) dari Train Proses A hingga Train Proses D. Propana dan butana yang berasal dari Train Proses E sampai dengan Train Proses H tidak perlu didinginkan karena telah mencapai suhu penyimpanan. Propana dan butana yang berasal dari Train Proses E sampai dengan Train Proses H langsung dikirim ke tangki penyimpanan. Pendinginan dilakukan pada propan hingga suhu yang dihasilkan mencapai -40 oC, sedangkan butana mencapai suhu -4 oC. Pada prosesnya, pendingin yang digunakan dalam sistem refrigerasi ini adalah MCR ( Multi Component Refrigerant ) yang terdiri dari campuran N2, C2H6, C3H8, dan sedikit C 4H10. Proses pendingian LPG ini dilakukan dengan menggunakan fasilitas Cold Box dan MCR Compressor . Fasilitas yang terdapat pada plant 15 ini, antara lain:  Cold Box  Kompresor MCR  De-Super Heater  Kondensor  Akumulator

Propana dan butana dari Train Proses A hingga Train Proses D dialirkan melalui pipa terisolasi dengan diameter 4 inch untuk butana dan diameter 6 inch untuk propana. Pendingan propana dan butana terjadi di Cold Box Plant -15 ini. Pada tahap pendinginan dalam Cold Box,produk LPG C 3 akan didinginkan di dalam Warm Heat Exchanger 15E-3 dengan media MCR yang diuapkan secara mendadak oleh Valve 15TV-10. Pendinginan propana dilanjutkan di dalam Cold Heat Exchanger 15E-4 dengan media pendingin MCR 56


yang diuapkan secara mendadak oleh Valve 15TV-13 dan disirkulasikan oleh kompresor 15K-1 hingga suhu propana pada outlet Cold Box mencapai suhu -40oC. Propana yang telah mencapai suhu -40 oC kemudian dialirkan ke tangki penyimpanan LPG propana (C 3). Sementara itu, produk LPG C 4 hanya mengalami pendinginan di dalam Warm Heat Exchanger 15E-3 dengan media pendingin MCR yang diuapkan secara mendadak oleh 15TV-10 hingga mencapai suhu -5 oC. Kemudian produk LPG C 4 dialirkan ke tangki penyimpanan LPG C4. Pada proses pendinginan menggunakan MCR, refrigeran akan dikompresikan oleh 15K-1. Selanjutnya, refrigeran tersebut akan mengalami proses pendinginan dengan menggunakan Desuperheater (15E-1) dan Refrigerant Condenser (15E-2). Refrigeran tersebut akan ditampung di akumulator (15C-1), kemudian akan dialirkan kembali ke dalam Cold Box sehingga mengalami ekspansi dan evaporasi yang menyebabkan refrijeran tersebut menjadi pendingin. IV.3.7 LPG Storage and LPG Loading Dock (Plant-17)

Gambar IV.17 Diagram Alir Plant-17

PT Badak NGL memiliki lima buah tangki untuk menyimpan produk LPG propana dan butana, yaitu Tangki 17D-1/2/5 untuk menyimpan LPG propana dan 17D-3/4 untuk menyimpan LPG butana. Tangki 17D-3 dan Tangki 17D-4 istimewa karena dapat digunakan untuk menyimpan LPG propana maupun LPG butana. Tangki LPG didirikan di atas fondasi dari beton yang

57


berbentuk panggung yang ditopang oleh pancang besi. Tangki ini dibuat dengan dua dinding (double wall ). Dinding luar (outer shell ) terbuat dari carbon steel biasa sedangkan dinding dalam (inner shell ) terbuat dari carbon steel jenis LTCS ( Low Temperature Carbon Steel ) yang tahan sampai suhu -60 oC. Di antara kedua dinding yang berjarak sekitar 1 meter, terdapat insulasi dari expanded perlite yang berfungsi untuk mencegah heat leak dari kedua dinding sehingga suhu produk dalam tangki terjaga tetap dingin pada nilai suhu yang ditetapkan. Tabel IV.5 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-17 Unit

Jumlah Unit

Tangki LPG Propana

3 unit

Tangki LPG Butana

2 unit

Pompa loading

2 unit/tangki

2.500 m3/jam

Pompa sirkulasi

1 unit/tangki

50 m3/jam

Propane Compressor

1 unit

14.400 m3/jam

LPG Loading Dock C3 Meter Prover dan C4 Meter Prover

Kapasitas 40.000 m3/tangki 40.000 m3/tangki

2 unit ( Dock 2 & 3) Masing Masing 1 unit

Keterangan

Memiliki desain tangki panggung Memompakan LPG ke kapal Untuk memompakan LPG ke kapal melalui transfer line Untuk mensirkulasi LPG dari satu tangki ke tangki lain selama tidak ada pengapalan, agar tetap dingin Mengkompresi Boil Off LPG dari tangki dan pengapalan Masing-masing dock memiliki 2 buah Loading Arm LPG dan 2 buah Boil-Off Arm Mengukur laju alir propan dan butan saat loading

Pada prosesnya, uap propana dan butana dari tangki penyimpanan dan dari kapal harus diolah terlebih dahulu. Uap ini akan dicairkan kembali agar tekanan dalam tangki dapat terjaga. Uap yang terbentuk dialirkan ke 17C-3 dan dikompresikan oleh 17K-1 hingga tekanan mencapai 17 kg/cm 2 (gauge), kemudian didinginkan oleh 17 E-1. Cairan propan yang terbentuk akan dialirkan ke tangki penyimpanan, sedangkan sisanya akan digunakan sebagai media pendingin uap butana. Uap butana akan didinginkan di Butane Condenser 17E-2A/B dengan media pendingin berupa propana cair. Uap propana yang terbentuk setel ah pendinginanbutana akan dikembalikan ke 17 C-3 untuk dicairkan kembali. Plant -17 juga dilengkapi dengan LPG Loading Dock . LPG Loading Dock adalah tempat sandar kapal LPG yang berfungsi untuk melaksanakan kegiatan loading atau pemuatan LPG propana dan LPG butana dari tangki ke kapal yang disalurkan melalui perpipaan khusus. PT Badak NGL memiliki dua LPG Loading Dock untuk pemuatan LPG ke kapal yaitu LPG Loading Dock -2 dan-3.

58


IV.3.8 Nitrogen Generator (Plant-39)

Tugas utama dari plant ini adalah memproduksi nitrogen cair dan nitrogen gas untuk konsumsi plant yang dapat digunakan untuk blanketing, purging , dan sebagainya. Hal ini dilakukan dengan cara distilasi udara pada temperatur rendah (-183oC). Unit ini dapat menghasilkan 474 L/jam liquid dan 2.200 Nm 3/jam gas nitrogen. Fungsi nitrogen pada plant unit pencairan gas alam antara lain adalah: 

Sebagai komposisi MCR di train proses



Memenuhi permintaan bagi kapal LNG/LPG



Sebagai back up udara instrumen pada keadaan darurat



Membilas peralatan sebelum dan pada waktu perbaikan



Menyelimuti peralatan sebelum start up



Menyelimuti LNG tank base heater



Snafing peralatan Tabel IV.6 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-39

Unit

Tangki Penyimpanan

Penguap Nitrogen (Vaporizer )

Jumlah Unit 2 unit 2 unit 1 unit 1 unit

Kapasitas 168 m3 62 m3 55 m3 45 m3

2 unit

3.000 Nm3/jam

1 unit

3.000 Nm3/jam

Keterangan

Menggunakan tenaga pembangkit steam Menggunakan tenaga pembangkit listrik

Gambar IV.18 Skema Nitrogen Plant di Plant-39 59


Nitrogen diperoleh melalui proses distilasi kriogenik udara atmosferik. Untuk meningkatkan efektivitas proses dehidrasi udara dan pengondensasian uap air, udara didinginkan terlebih dahulu dengan freon hingga suhunya menjadi 5 oC sampai 10 oC (unit 39E-17). Uap air yang terkondensasi akan melalui proses pemisahan di Separator (unit 39C11). Udara ini kemudian akan masuk ke unit dehidrasi (absorber) (unit 39Y-11A dan unit 39Y-11B) yang berisi molecular sieve untuk memisahkan uap air yang terbawa aliran udara. Regenerasi kolom dilakukan dengan mengalirkan oksigen panas yang merupakan waste gas dari pemisahan nitrogen. Setelah mengalami proses dehidrasi, udara akan masuk ke cool box yang di dalamnya terdiri dari Main Heat Exchanger (39E-14 dan 39E-201), Waste Gas Compressor (unit 39KT-12 dan unit 39KT-13), dan Criogenic Distillation Column (39E-15).

Udara

didinginkan di Main Heat Exchanger dengan memanfaatkan bottom product Kolom Distilasi (O2) dan top product Kolom Distilasi (N2). Udara ini kemudian akan masuk ke bagian bawah Kolom Distilasi dengan tekanan 7,5 kg/cm 2. Pemisahan antara oksigen dan nitrogen dengan distilasi kriogenik yaitu mencapai suhu -160 oC di mana produk atas yaitu nitrogen akan dialirkan ke sistem distribusi nitrogen sedangkan sebagian oksigen yang merupakan produk bawah digunakan sebagai media pendingin. Sebagian dari sisa gas oksigen digunakan untuk regenerasi absorber dan sebagian lagi dibuang ke atmosfer. IV.3.9 Piping System (Plant-38)

Sistem perpipaan di luar plant dikelompokkan ke dalam Plant -38. Cakupan plant ini sangat luas karena jaringan perpipaan yang digunakan untuk menghubungkan antara plant satu dengan lainnya sangat luas. Tidak ada proses yang terjadi pada plant ini karena sifatnya hanya menghubungkan perpipaan antar pla

60


V.

BAB V

SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH V.1 Utilitas

Sistem utilitas di PT Badak NGL terdiri atas berbagai plant yang memproduksi kebutuhan-kebutuhan penunjang dalam pemrosesan gas alam menjadi LNG. Untuk mempermudah handling management system, bagian utilitas dibagi menjadi dua modul, yaitu Modul I (untuk Train ABCD) dan Modul II (Untuk Train EFGH). Cakupan wilayah untuk Modul I lebih luas dibandingkan Modul II, di mana wilayah Modul I mencakup area sumur bor, area cooling water, dan sarana pengolahan limbah komunitas dan rumah sakit. Untuk menjamin keberlangsungan proses, terdapat jaringan interkoneksi antara modul utilitas I dan II. Sistem utilitas dari PT Badak NGL ini dapat dibagi menjadi dua bagian, yaitu: 

On Plot Utilities, yang terdiri dari: a. Plant-29: Penyedia gas nitrogen b. Plant -30: Sistem distribusi listrik c. Plant -31: Penyedia steam dan tenaga listrik d. Plant -35: Penyedia udara bertekanan



Off Plot Utilities, yang terdiri dari: a. Plant -32: Penyedia air pendingin b. Plant -33: Penyedia air pemadam kebakaran c. Plant -36: Penyedia air umpan boiler

V.1.1 Nitrogen Supply (Plant-29)

Nitrogen di PT Badak NGL diproduksi di bagian utilitas ( Plant -29) maupun storage dan loading ( Plant -39). Nitrogen yang dihasilkan oleh Plant -29 dimanfaatkan sebagai:  Purging /pembilas kolom-kolom, peralatan, dan pengapalan.

61

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER


 Salah satu komponen dalam Multi Component Refrigerant (MCR) .  Blanketing bahan-bahan kimia.  Kebutuhan operasional kapal tanker LNG.  Sebagai bahan cadangan pengganti udara instrumen.

Nitrogen diperoleh melalui proses distilasi kriogenik udara atmosferik yang disuplai dari Plant -35. Udara ini memiliki tekanan sekitar 9 kg/cm2(a), temperatur sekitar 30oC, dan bebas dari H2O dan CO 2 yang dapat menghambat aliran fluida dalm pipa apabila mengalami pembekuan. Untuk meningkatkan efektivitas proses dehidrasi udara dan pengondensasian uap air, udara didinginkan terlebih dahulu dengan freon hingga suhunya menjadi 5-10 oC. Uap air yang terkondensasi akan melalui proses pemisahan di separator. Udara ini kemudian akan masuk ke Unit Dehidrasi ( Absorber ) yang berisi molecular sieve untuk memisahkan uap air yang terbawa alian udara. Jumlah kolom yang digunakan ada dua buah. Regenerasi kolom dilakukan dengan mengalirkan oksigen panas yang merupakan waste gas dari pemisahan nitrogen. Pada plant ini, terdapat dua buah Adsorber yang bekerja secara bergantian. Saat salah satu Adsorber bekerja, Adsorber lain berada pada kondisi regenerasi. Perpindahan kondisi Adsorber dari regenerasi menjadi in-service melalui tiga tahap: 1.

Tahap Equalizing Tahap ini berlangsung selama 13 menit untuk menyamakan tekanan Adsorber yang diregenerasi dengan Adsorber yang inservice.

2.

Tahap Change-Over Tahap ini merupakan tahap pergantian kerja Adsorber. Sebelum diregenerasi akan dilakukan pengurangan tekanan pada Adsorber . Kemudian, regenerasi dilakukan dengan pemanasan selama 450 menit pada 300oC untuk memastikan seluruh uap air telah menguap dari molecular sieve.

3.

Tahap Pendinginan Tahap ini berlangsung selama 240 menit untuk mengoptimalkan proses ads orbsi uap air pada molecular sieve. Tabel V.1 Spesifikasi Produk Nitrogen dari Plant-29 Senyawa H2O CO2 O2

Batasan (ppmv) Max.1 Max.3 Max.200

62


Gambar V.1 Diagram Alir Proses Pembuatan Nitrogen Plant-29

Setelah mengalami proses dehidrasi, udara akan masuk ke Cool Box yang di dalamnya terdiri dari Main Heat Exchanger , Waste Gas Compressor , dan Criogenic Distillation Column. Udara didinginkan di Main Heat Exchanger dengan memanfaatkan bottom product Kolom Distilasi (O2), dan top product Kolom Distilasi (N2). Udara ini kemudian akan masuk ke bagian bawah Kolom Distilasi dengan tekanan 7,5 kg/cm 2(a). Pemisahan antara oksigen dan nitrogen dengan distilasi kriogenik yaitu mencapai suhu -160 oC di mana produk atas yaitu nitrogen akan dialirkan ke sistem distribusi nitrogen sedangkan sebagian oksigen yang merupakan produk bawah digunakan sebagai media pendingin. Sebagian dari sisa gas oksigen digunakan untuk regenerasi absorber dan sebagian lagi dibuang ke atmosfer. V.1.2 Sistem Distribusi Listrik (Plant-30)

Pembangkit listrik di kilang PT Badak NGL terdiri dari mayoritas Steam Turbine Generator /STG (PLTU) ditambah dengan dua unit Gas Turbine Generator/ GTG (PLTG) dan satu unit Diesel Generator (PLTD). Diesel Generator hanya dipakai pada saat start-up sehingga kondisi Steam Turbine Generator dan Gas Turbine Generator dapat beroperasi secara normal. Kapasitas total maksimum adalah 150 MW (aktual sekitar 97 MW). Jumlah generator yang ada adalah:  Tujuh Back-Pressure STG, masing-masing berkapasitas 12.5 MW  Lima Condensing STG, masing-masing berkapasitas 12.5 MW  Dua GTGs, masing-masing berkapasitas 12.5 MW (out of service)  Satu Diesel Generator , masing-masing berkapasitas 5 MW 63


Terdapat dua jenis turbin uap penggerak generator, yakni:  Back Pressure Turbine

Back Pressure Turbine terdiri atas 9 stage yang digerakkan oleh steam bertekanan tinggi sekitar 850 psig. Energi dari steam ini berupa energi panas dan tekanan yang diubah menjadi energi gerak melalui beberapa proses. Mula-mula steam masuk melewati TTV, kemudian masuk ke nozzle tingkat pertama yang jumlahnya diatur oleh kerangan uap masuk yang dikendalikan Governor . Karena laju uap yang digunakan relatif tinggi, satu Governor Valve saja tidak cukup. Untuk itu, digunakanlah multi governor valve yang disebut Rack Valve (Kerangka Bersusun). Bukaan dan tutupan dari Governor Valve dilakukan dengan sistem hidraulik (Governor Control Oil System). Energi panas dan tekanan dari steam diubah menjadi energi kecepatan oleh nozzle yang juga berfungsi mengarahkan aliran uap pada sudu tetap turbin. Dengan adanya gaya dorong dari steam bertekanan tinggi ini maka sudu-sudu gerak pada turbin akan berputar pada porosnya sehingga terjadi energi gerak pada rotor turbin. Rotor generator juga ikut berputar karena porosnya dihubungkan langsung dengan shaft rotor turbin uap. Dengan berputarnya shaft turbin, maka rotor pada generator pun akan berputar dan terjadilah perpotongan gaya antara medan magnet pada rotor dengan kumparan (kawat konduktor) dictator . Medan magnet pada rotor dibangkitkan oleh arus DC dari exciter yang turut berputar saat poros utama generator berputar. Perpotongan gaya antara medan magnet di rotor dengan kumparan menyebabkan arus listrik mengalir. Kutub-kutub utara dan selatan magnet secara bergantian melewati kawat penghantar pada stator, sehingga arah tegangan dan arus yang dibangkitkan akan keluar dan terjadilah arus bolak-balik. Generator yang ada di kilang dirancang dan dipilih suatu kecepatan tertentu untuk mendapatkan 50 siklus per detik (50 Hz) dengan besar tegangan 13,8 kV. Steam yang keluar dari Back Pressure Turbine kemudian masih mempunyai tekanan sekitar 250 psig dapat digunakan untuk berbagai keperluan utilitias maupun di process train.  Condensing Turbine

Condensing Turbine terdiri atas 17 stage yang digerakkan oleh steam bertekanan tinggi. Proses terjadinya listrik sama dengan proses yang terjadi pada 64


Back Pressure Turbine, hanya saja turbin jenis ini dapat beroperasi secara kondensasi total, secara ekstraksi dan secara induksi. a. Operasi secara kondensasi total artinya semua steam yang masuk ke Turbin dikondensasikan di dalam Surface Condenser . b. Operasi secara ekstraksi artinya tidak semua steam yang masuk ke Turbin dikondensasikan tetapi sebagian dari sistem yang masuk dikeluarkan dan masuk ke LP steam header untuk menambah tekanan di LP steam. Hal ini terjadi bila tekanan di LP steam header turun sampai pada set point 3,5 kg/cm 2(a). c. Operasi secara induksi artinya di samping HP steam yang masuk ke dalam Turbin, LP steam juga ikut masuk dan semuanya dikondensasikan di dalam Surface Condenser . Hal ini terjadi bila tekanan LP steam header naik. Proses ekstraksi dan induksi ini terjadi di antara stage ke-10 atau ke-11 pada Turbin di mana steam yang berada di stage itu masih berupa steam tekanan rendah. Steam yang keluar dari stage terakhir pada Condensing Turbine dikondensasikan di dalam Surface Condenser . Tekanan di dalam Surface Condenser dibuat vakum oleh vacuum ejector sehingga mempermudah pengondensasian. Media pengondensasi yang digunakan adalah air laut. Hasil kondensasi dipompakan menuju Condensate Return System untuk diteruskan ke Polisher Unit di Plant -36. Sebelum dialirkan ke Condensate Return System, kondensat dilewatkan terlebih dahulu ke Conductivity Analyzer . Apabila konduktivitasnya mencapai 7,5 Mhos/cm maka alarm akan aktif. Apabila konduktivitas mencapai 10 Mhos/cm maka Valve akan membuka untuk membuang kondensat ke Sewer .

65


Gambar V.2 Diagram Alir Distribusi Listrik (Plant-30)

V.1.3 Penyedia Steam dan Tenaga Listrik (Plant-31)

Plant -31 memiliki tugas sebagai penyedia tenaga uap ( steam) oleh Unit Ketel Uap ( Boiler) dan tenaga listrik yang dibutuhkan process trains. Dalam hal ini pembagian sistem penyaluran tenaga uap dan listrik dibagi berdasarkan Seksi Utilities I dan II. Untuk menyediakan steam yang dibutuhkan oleh proses serta untuk menggerakkan turbin, air akan diumpankan ke dalam Boiler yang berbahan bakar fuel gas. Air yang digunakan sebagai umpan merupakan Boiler Feed Water (BFW) yang dihasilkan dari Plant -36. Ada 21 Boiler yang dapat digunakan untuk membangkitkan steam dengan 11 Boiler dikontrol oleh Main Control Room Module 1 dan sisanya dikontrol oleh Main Control Room Module 2. 1.

Penyedia Steam

Secara umum, air yang akan digunakan sebagai air umpan Boiler berasal dari Plant36. Produk yang berasal dari unit Demineralizer di Plant -36 akan masuk Condensate Tank pada Plant -31, kemudian air akan dipompakan ke Deaerator . Di dalam Deaerator akan terjadi proses penghilangan gas-gas seperti O2 dan CO2 yang engan dua cara, yaitu secara mekanis dan kimiawi. Proses mekanis dilakukan dengan pemanasan air pada Deaerator menggunakan uap tekanan rendah akibatnya akan terjadi kenaikan temperatur yang menyebabkan kelarutan udara dalam air akan berkurang. Sedangkanproses kimiawi dilakukan dengan cara menambahkan senyawa Cortrol dan OptimeenCortrol yang berfungsi untuk mengikat O 2 66


yang terlarut. Optimeen berfungsi untuk mengikat CO 2. Air yang keluar dari deaerator ini yang akan digunakan sebagai air umpan Boiler ( Boiler Feed Water ). Spesifikasi dari air umpan Boiler dapat dilihat pada Tabel V.2 berikut. Tabel V.2 Spesifikasi Air Umpan Boiler Komponen Batasan pH 8,3-9 Konduktivitas < 7,5 µmhos/cm Oksigen Terlarut < 10 ppb Iron < 20 ppb Copper < 15 ppb Silikat (SiO2) Max 0,02 ppm

Unit Boiler akan menghasilkan steam tekanan tinggi yang digunakan sebagai sumber tenaga dan media pemanas. Boiler tersebut menggunakan bahan bakar gas ( fuel gas). Namun, ketika jumlah Medium dan Low Pressure Steam dalam SteamHeader berkurang, penambahan jumlah steam dapat dilakukan dengan menggunakan Let Down Station (LDS). Let Down Station ini merupakan sistem penurunan tekanan yang dapat merubah steam dari tekanan tinggi (HPS) ke tekanan menengah (MPS), kemudian dari tekanan menengah (MPS) ke tekanan rendah (LPS). Dengan adanya Let Down Station ini, tekanan pada sistem MPS dan LPS dapat dikendalikan. Tabel V.3 Spesifikasi Boiler di Modul I dan II No

Spesifikasi

1

Boiler Modul I

Modul II

Manufacturer

Mitsubishi Co. (Jepang)

Babcock & Wilcox Co. (Kanada)

2

JumlNJah

11

10

3

Kapasitas (ton/jam)

295

379

4

Train

ABCD

EFGH

5

Konfigurasi Burner

6

Bahan Bakar

Fuel gas

7

Tekanan Maksimum

72 kg/cm2g

8

Kondisi steam

58,5-61,5 kg/cm2g ; 445oC

9

Tipe Boiler

Water Tube

67


Gambar V.3 Distribusi Steam di Badak

2.

Pembangkit Tenaga Listrik

Salah satu kegunaan steam adalah sebagai pembangkit tenaga listrik. Berikut ini merupakan tabel mengenai perbedaan sarana sistem pembangkit tenaga listrik berdasarkan pembagian modul.

Gambar V.4 Sistem Penyedian Steam dan Tenaga Listrik di PT Badak NGL

68


Jenis

Tabel V.4 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities I Jumlah Kode Unit Kapasitas Tegangan

Tenaga Listrik

(unit)

Diesel Generator

1

Back Pressure Turbine

Frekuensi

(MW)

(Volt)

(Hz)

31PG-01

5

13800

50

4

31GT-2/3/6/8

12,5

13800

50

Condensing Turbine Generator

2

31GT-4/5

12,5

13800

50

Gas Turbine Generator

1

31GT-7

12,5

13800

50

Tabel V.5 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities II Jenis Jumlah Kode Unit Kapasitas Tenaga Listrik (unit) (MW)

Tegangan (Volt)

Frekuensi (Hz)

Back Pressure Turbine

3

31GT-11/12/14

12,5

13800

50

Condensing Turbine Generator

3

31GT-9/10/13

12,5

13800

50

Gas Turbine Generator

1

31GT-15

12,5

13800

50

V.1.4 Pressurized Air Supply (Plant-35)

Udara bertekanan di kilang LNG diproses di Plant -35 dengan menggunakan kompresor tipe sentrifugal yang terdiri atas tiga tingkat pada setiap unitnya. Kompresor ini digerakkan oleh sebuah penggerak berupa motor listrik AC 4,16 kV. Kompresor itu akan menghasilkan udara bertekanan yang kemudian dibagi dalam dua sistem yaitu udara utilitas dan udara instrumen. Udara utilitas diantaranya digunakan sebagai:  Udara umpan untuk Nitrogen Plant ( Plant -29 dan Plant-39).  Udara pembakaran untuk Burner Boiler ( Aspirating Air ).  Pendingin untuk alat-alat instrumen yang bekerja di tempat yang panas.  Udara bertekanan untuk alat-alat mekanik dan pembersih.

Sedangkan udara instrumen digunakan sebagai:  Penggerak Control Valve.  Sealing Air untuk beberapa peralatan.

Skema proses penyediaan udara bertekanan ditunjukkan pada Gambar V.5

69


Gambar V.5 Diagram Alir Plant-35(Proses Penyediaan Udara Bertekan)

Cara kerja Kompresor secara garis besar adalah sebagai berikut. Kompresor menghisap udara atmosfer melalui Air Intake Filter Silencer yang menyaring udara dari kotoran-kotoran yang ikut terhisap. Kemudian, udara ditekan pada Kompresor Tingkat Pertama hingga tekanannya menjadi sekitar 2 kg/cm 2(a). Sebelum masuk ke tingkat kedua, udara yang keluar dari tingkat pertama ini didinginkan terlebih dahulu di First Stage Intercooler dari suhu sekitar 170 oC menjadi sekitar 40oC dengan media pendingin air laut. Setelah itu, udara dikompresi lagi pada tingkat kedua sampai tekanan 5 kg/cm 2 dengan suhu sekitar 145oC. Udara bertekanan ini didinginkan lagi di Second Stage Intercooler sampai sekitar 35 oC dan ditekan lagi pada tingkat ketiga hingga tekanan sekitar 9,6 kg/cm 2(a) dengan temperatur sekitar 125oC. Akhirnya, gas didinginkan pada After Cooler sampai sekitar 38oC. Moisture yang terkandung di dalam udara dan terkondensasi di First and Second Stage Intercooler dibuang melalui Drain Valve Moisture Separator yang terdapat pada masing-masing Cooler . Udara bertekanan yang dihasilkan oleh kompresor udara kemudian ditampung di Utility Air Receiver untuk didistribusikan. V.1.5 Penyedia Air Pendingin (Plant-32)

Untuk memenuhi kebutuhan air pendingin di PT Badak NGL digunakan sarana pendingin air laut yang diolah di Plant -32. Sarana yang tersedia pada Sistem Utilities I adalah 10 unit Cooling Water Pump dengan daya penggerak sebuah motor listrik yang masing-masing membutuhkan 4500 HP (3355 kW) dan berkapasitas 65000 GPM. Pada

70


pengoperasian 4 unit Train digunakan 8 unit Cooling Water Pump dan 2 unit pompa sebagai cadangan. Sarana yang tersedia pada Sistem Utilities II adalah 12 pompa pendingin air laut, masing-masing mempunyai kapasitas 65000 GPM dengan daya penggerak motor listrik masing-masing membutuhkan tenaga 4500 HP (3300 KW). Dalam pengoperasian normal pada Train E dan Train F dibutuhkan masing-masing dua buah pompa yang beroperasi, sedangkan untuk Train G dan Train H dibutuhkan masing-masing 3 pompa dan lainnya sebagai cadangan. Pompa pendingin air laut tersebut antara lain 32GM-11/12/13, 32GM14/15, 32GM-16/17/18/19, dan 32GM-60/61/62. Selain itu, Cooling Water Pump-11 yang terdapat di bagian Utilities-II dapat dialirkan ke Train D, dan Cooling Water Pump-10 pada Utilities-I dapat dialirkan ke Train-E Cooling Water Line.

Gambar V.6 Diagram Alir Plant-32 (Proses Penyediaan Air Pendingin)

V.1.6 Fire Water Supply (Plant-33)

Unit penyediaan air pemadam kebakaran di kilang LNG Badak diproses pada beberapa tempat yaitu Plant-32, Plant-36, Plant-48, Plant-49 tetapi sarana dan prasarana yang berhubungan dengan pemadam kebakaran dikelompokkan dalam Plant -33. Unit ini harus ada karena dalam proses pengolahan gas hidrokarbon memiliki tingkat resiko terjadinya kebakaran yang tinggi. Sistem peralatan penanggulangan kebakaran di kilang LNG Badak meliputi:  Dry Chemical System  High Expansion Foam System

71


 Halon 1301, FM-200 System  Closed Circuit Television System  Computer Hazard Monitoring System  Fire Alarm System

Akan tetapi, pihak utilitas bertanggung jawab mengelola sistem air pemadam kebakaran yang meliputi pengolahan air, tangki penampung, pompa dan distribusinya saja. Sistem pengolahan air pemadam kebakaran terdiri dari: 1. Sistem Pemadam Air Tawar ( Fresh Fire Water System) Untuk memudahkan pengolahan air pemadam kebakaran dengan air tawar ini, maka peralatan Plant -33 lokasinya disatukan dengan Plant -36 dan Plant -48. Air pemadam kebakaran ini berasal dari sumur-sumur setelah mengalami proses aerasi dan filtrasi di masing-masing plant untuk kemudian disimpan di Storage Tank . Setiap tangki dilengkapi dengan pompa yang berfungsi untuk memompakan air ke jalur distribusi dan untuk mempertahankan tekanan sekitar 12,0 kg/cm2 secara terus menerus. 2. Sistem Pemadam Air Laut (Sea Fire Water System) Sistem Pemadam Kebakaran dengan menggunakan air laut ini bergabung di Plant -32 (Cooling Water System). Sistem ini diadakan karena terbatasnya daya tampung tangki penampungan dan kecepatan produksinya sehingga tidak bisa bergantung sepenuhnya pada air tawar. Di saat cadangan air tawar sudah tidak memungkinkan, maka akan digunakan pemadam dari air laut. Jalur pendistribusiannya tetap menggunakan alur distribusi Fresh Fire Water , dimana hubungan antara Pompa Salt Fire Water ini dengan perpipaan Fresh Fire Water dipisahkan oleh dua buah kerangan. Apabila sampai ada penggunaan air laut sebagai air pemadam maka setelah keadaan normal, alur distribusi perpipaan harus dibilas terlebih dahulu dengan ai r tawar sampai benar-benar bersih. Hal ini dimaksudkan agar memperlambat terjadinya korosi pada alat pemadam kebakaran. Untuk pendistribusiannya sendiri, ada sistem distribusi dengan sarana permanen berupa pipa jaringan air pemadam yang dipasang di seluruh areal kilang, perkantoran, perumahan atau sistem distribusi dengan sarana bergerak (mobil). V.1.7 Penyedia Air Umpan Boiler (Plant-36)

Plant-36 berfungsi untuk menyediakan air umpan Boiler , air minum komunitas, dan air pemadam kebakaran. Air Umpan Boiler memiliki spesifikasi yang ketat, sehingga air yang berasal dari sumber air perlu mendapatkan perlakuan awal agar memenuhi spesifikasi 72


air umpan Boiler . Air umpan Boiler yang tidak memenuhi spesifikasi dapat menyebabkan efisiensi termal Boiler terganggu dan peralatan lebih cepat rusak. Semakin tinggi temperatur dan tekanan Boiler , spesifikasi air Boiler akan semakin ketat karena air akan lebih agresif menyerang material pada kondisi tekanan dan temperatur tinggi. Air yang diumpankan pada boiler adalah kondensat sisa pemakaian steam dan air make-up. Air make-up umpan Boiler PT Badak NGL bersumber dari 6 buah sumur air tanah yang memiliki kandungan Fe yang tinggi (8 ppm), padatan tersuspensi banyak, dan pH rendah (4-5). Kondensat sis a pemakaian steam mengandung ion logam yang mengalami pemekatan akibat sirkulasi. Dari sumur-sumur ini air dipompakan ke Plant -36/-48/-49. Pada Plant - Plant inilah air dibersihkan dengan cara aerasi, filtrasi, dan klorinasi, hingga diperoleh air minum yang memenuhi persyaratan Departemen Kesehatan RI dan WHO. Unit pengolahan air bertujuan untuk menyediakan keperluan air, terutama untuk air umpan Boiler dan untuk komunitas serta untuk pemadam kebakaran. Air umpan Boiler harus memenuhi persyaratan tertentu agar tidak menimbulkan masalah pembentukan kerak pada Boiler maupun masalah korosi pada Boiler . Berikut ini merupakan tahapan pengolahan air umpan Boiler .

Gambar V.7 Diagram Alir Pengolahan Air Umpan Boiler

1.

Aerasi

Aerasi merupakan proses mekanik pengontakkan air dengan udara yang bertujuan untuk menghilangkan gas-gas dan mengoksidasi besi yang terlarut dalam air dari ferro menjadi ferri di dalam aerator. Besi (Fe) terlarut berupa ferro karbonat dioksidasi [Fe(HCO3)2] menjadi ferri hidroksida [Fe(OH) 3] yang tidak larut dalam air sehingga dapat dipisahkan dengan cara blowdown. Reaksi yang terjadi yaitu:

73


4 Fe(HCO3)2 + O2 + 2 H2O  4 Fe(OH)3 + 8 CO2 2 Mn(HCO3) + O2 MnO2 + 4 CO2 + 2 H2O Air akan masuk dari bagian atas Aerator kemudian dikontakkan dengan udara yang dihembuskan dari bawah Aerator dengan menggunakan Blower . Kemudian ditambahkan caustic cair (Ca(OH)2) yang ditambahkan ke Tangki Surge Aerator , hal ini dilakukan untuk menaikkan pH air menjadi sekitar 6,8-7,2. Air produk Aerator dilewatkan ke dalam Unit Penyaring untuk menyaring senyawa besi yang ada. Unit Penyaring yang digunakan dilengkapi dengan sarana bypass dan backwash. 2.

Iron Removal Filter

Iron Removal Filter merupakan suatu unit penyaringan bertekanan yang mengandung mangan dioksida untuk menyaring endapan besi yang terbentuk sebagai hasil proses aerasi. Air yang keluar dari Unit Penyaring ini selanjutnya akan di demineralisasi agar dapat digunakan air umpan Boiler . Untuk konsumsi air minum, air yang berasal dari Iron Removal Filter ini dialirkan masuk ke Tangki Air Potable. Pada tangki ini, air diinjeksikan dengan CaOCl 2 dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme yang terdapat di dalam air. Air minum yang diproduksi harus memenuhi batasan-batasan, sebagai berikut:

3.



Kandungan Fe 3+ maksimum 0,3 ppm.



Tidak mengandung gas berbau dan beracun serta tidak berwarna.

Demineralisasi

Demineralisasi merupakan unit penukar ion yang berfungsi untuk menghilangkan mineral yang terlarut dalam air. Resin penukar ion yang digunakan pada unit Demineralizer yaitu berupa resin penukar kation asam kuat dan resin penukar anion basa kuat. Operasi sistem pertukaran ion dilaksanakan dalam dua tahap yaitu tahap layanan (inservice) dan tahap regenerasi.Pada saat berada dalam tahap regenerasi, unit demineralizer diregenerasi dengan menggunakan larutan caustic soda dan asam sulfat. Untuk menghilangkan partikel-partikel halus dalam resin serta untuk mencegah penggumpalan resin, unit demineralizer perlu di backwash. Setelah backwash, selanjutnya resin penukar kation diregenerasi menggunakan larutan asam sulfat. Adapun resin penukar anion diregenerasi dengan larutan caustic soda. Buangan hasil

74


regenerasi unit Demineralizer dialirkan ke Neutralizing Pit , kemudian baru dibuang ke Out-Fall Canal .

Jenis resin

4.

Tabel V.6 Jenis Resin Penukar Ion Produsen Unit pengolahan

Amberlite IR-120

Rohm and Hass

Cation exchanger 36V-2

Amberlite IRA-402

Rohm and Hass

Anion exchanger 36V-4

Amberlite IRA-200C

Rohm and Hass

Condensate polisher 36V-7

Diaion SK-1B

Mitsubishi

Cation exchanger 36C-5

Diaion SA-12A

Mitsubishi

Cation exchanger 36C-6

Diaion PK-228

Mitsubishi

Condensate polisher 36C-7

Penggunaan

BFW Train A, B, C, dan D

BFW Train E, F, dan G

Penghilangan Kesadahan

Air kondensat dari process train maupun dari Utilities sebelum masuk ke dalam Deaerator sebagai air umpan Ketel/ Boiler , terlebih dahulu dialirkan melalui unit Polisher untuk menghilangkan “hardness” serta kotoran-kotoran lainnya. Setelah jenuh, unit Polisher ini akan diregenerasi menggunakan reagen amine. 5.

Deaerasi

Deaerasi merupakan proses penghilangan gas-gas terlarut dengan cara pemanasan menggunakan steam. Gas-gas terlarut yang akan dihilangkan terutama adalah O 2 dan CO2. Setelah melalui unit Polisher , Make-Up Water dan kondensat diolah lebih lanjut di Deaerator. Di Deaerator ini, gas yang terlarut di Make-Up Water dan di kondensat, O2 dan CO2, dibuang ke udara bebas. Setelah itu, air make-up dan kondensat diinjeksikan dengan oxygen scavanging yang berfungsi untuk mengikat gas oksigen yang masih terbawa. Selain itu, air juga diinjeksikan larutan Morpolin (C4H9 NO) yang berfungsi untuk mencegah terjadinya korosi pada pipa-pipa yang dilalui steam. Tabel V.7 dan V.8 menunjukkan data kapasitas pengolahan air baik untuk keperluan minum

maupun untuk umpan Ketel ( Boiler ). Tabel V.7 Kapasitas Pengolahan Air dan Air Umpan Ketel (Boiler) Sarana Pengolahan Jumlah Kapasitas

Iron Removal Filter Units

2 unit

171 m3/jam

Demineralizer Units

2 unit

90 m3/jam

PolisherUnits

8 unit

454 m3/jam

Tanki Air Kondensat

2 unit

2460 m3/jam

Tanki Air Pemadam Kebakaran

2 unit

3975 m 3/jam

Tanki Air Utilitas

2 unit

757- 790 m3/jam

75

Laporan Kerja Praktik PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel V.8 Kapasitas Pengolahan Air Minum Unit Plant -48

Plant -49

A

150 m3/jam

400 m3/jam

B

180 m3/jam

400 m3/jam

Total Kapasitas

330 m3/jam

800 m3/jam

V.2 Pengolahan Limbah

Limbah yang dihasilkan PT Badak NGL meliputi limbah padat, limbah cair, dan gas sisa pembakaran. Limbah padat yang dihasilkan selama operasi berl angsung adalah sampah, sisa packing dan peralatan safety, bekas insulasi, dan limbah B3. Pengolahan limbah B3 dilakukan dengan pembakaran di dalam insinerator yang menjadi tanggung jawab departemen SHE-Q. Sedangkan untuk limbah yang tak berbahaya akan dibuang secara rutin di tempat pembuangan limbah yang terdapat di luar area PT Badak NGL. Limbah air yang dihasilkan PT Badak NGL berasal dari pabrik, rumah sakit, dan perumahan. Limbah air perumahan dan rumah sakit diolah di Plant-48 dan Plant-49 yang dikelola oleh bagian utilities, sedangkan limbah air yang berasal dari pabrik diolah pada Plant-34 yang dikelola oleh bagian storage and loading . Limbah pabrik dapat dikelompokkan menjadi dua jenis, yaitu: a.

Limbah air yang tercemar hidrokarbon Air limbah ini bersumber dari kondensat gas alam. Pengolahan limbah ini dilakukan

dengan memisahkan komponen minyak dan air pada oil skimmer (oil water separator ). Sesuai dengan sifat fisiknya, air yang memiliki densitas lebih besar dari minyak akan keluar melalui bagian bawah separator, yaitu blowdown. Air kemudian diaerasi dan dinetralkan pH-nya sebelum dibuang ke laut. Sedangkan untuk minyak hidrokarbon akan dipompakan menuju disposal pit dan dibakar di fire ground . b.

Limbah air yang bebas hidrokarbon Sumber air limbah jenis ini adalah air hujan dan air pemadam kebakaran. Pengolahan

limbah ini dilakukan dalam diversion box, baru kemudian dibuang ke lingkungan. V.2.1 Community Water Treatment System and Sewage (Plant-48 dan-49)

Air limbah di lingkungan area PT Badak NGL yang berasal dari pe rkantoran, fasilitas umum, perumahan, dan sanitasi rumah sakit, sebelum dibuang ke lingkungan terlebih dahulu, diolah di Waste Water TreatmentPlant -48 (Sewage) pada unit Sewage I, II, dan III

76


agar kualitas air yang akan dibuang aman terhadap lingkungan hidup dengan memenuhi persyaratan yang mengacu pada UU Lingkungan Hidup, SK Gub. Kaltim, serta ISO 14001. Beberapa persyaratan yang harus dicapai diantaranya adalah BOD maksimal 20 mg/L dan jumlah padatan terlarut sekitar 20-30 mg/L. Air limbah dari perkantoran fasilitas umum, perumahan, dan sanitasi rumah sakit, dikumpulkan pada beberapa Lift Station lalu dipompakan ke Macrator untuk menghancurkan kotoran-kotoran yang kasar. Selanjutnya, air limbah dimasukan ke dalam Kolam Aerator untuk proses oksidasi dengan memasukan udara dari kompresor ke dalam air (SWG I, II) atau dengan mengaduk Kolam Aerator dengan Agitator (SWG III) dan menambahkan lumpur aktif untuk mendegradasi limbah dengan bakteri jenis aerob dan anaerob. Dari Kolam Aerator, air dialirkan ke Tangki atau Kolam engendapan untuk memisahkan lumpur dan air yang telah diproses, lumpur yang mengendap dialirkan ke Bak Pengering Lumpur sedangkan air yang sudah jernih diinjeksi dengan lime untuk menetralkan pH (pH berada pada rentang 6,5-8,5) dan dengan klorin untuk mematikan bakteri yang dapat membahayakan kesehatan. Setelah itu air keluaran unit Sewage dialirkan ke lingkungan dengan pemantauan secara rutin oleh Laboratorium PT Badak NGL dan secara berkala oleh oleh laboratorium independen yang telah mendapat ijin resmi dari pemerintah. Air limbah yang diolah berasal dari berbagai sumber yaitu dari proses (kilang LNG) dan dari perumahan. I.

Air Limbah dari Perumhan

Air limbah dari perumahan diolah di tiga unit pengolahan air limbah dengan kapasitas total 4400 m 3/jam. Pengolahan ini dimaksudkan untuk memisahkan kotorankotoran yang padat dan merubah zat-zat organik yang larut menjadi tidak larut. Zat-zat organik yang larut mengandung banyak bakteri, kemudian dilakukan proses oksidasi dan injeksi Chlorine. Apabila kadar BOD ( Biochemical Oxygen Demand ) sudah sampai maksimum 80 mg/l dan suspended solid 200 mg/l, air tersebut dapat dibuang ke laut. II.

Air Limbah dari Pabrik

Air limbah dari pabrik diolah dengan maksud menetrali sasikan kadar bahan kimianya dengan menginjeksikan Caustic Soda atau Asam Sulfat. Air limbah ini setelah di netralisasikan diperiksa pH-nya. Bila pH berada diantara 7-8, maka air tersebut dapat langsung dibuang ke dalam drain system. Pengolahan ini bertujuan untuk menormalkan

77


kembali sifat-sifat fisik dan biologis dari air sehingga tidak menimbulkan pencemaran ketika dibuang ke lingkungan.

Gambar V.8 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant-48

Gambar V. 1 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant-49

V.2.2

Waste Water Treatment Plant (Plant-34)

Plant -34 lama berfungsi mengolah limbah dari Train Proses A sampai dengan Train Proses D, Utilitas-1, dan Plant -16. Sementara, Plant -34 baru berfungsi mengolah limbah dari Plant -34 lama, Train Proses E sampai dengan Train Proses H, dan Utilitas-2. Tugas utama dari plant ini adalah mengolah air limbah kilang sebelum dibuang ke perairan bebas guna memenuhi baku mutu sesuai peraturan Kementerian Lingkungan Hidup. Air yang dibuang harus memiliki kandungan minyak maksimum 25 ppm dan pH 6-9. Pengolahan limbah dilakukan dengan cara memisahkan air buangan kilang dari pengotor hidrokarbon liquid (minyak) dan bahan kimiadengan cara gravitasi, aerasi dan klarifikasi.

78


Sistem pengolahan limbah ini terbagi menjadi tiga bagian, antara lain:  Sanitary Sewer

Pada bagian ini, air-air yang berasal dari buangan cairan umum perumahan maupun perkantoran PT Badak NGL dan laboratorium. Kotoran ini akan diendapkan, kemudian akan dipisahkan dari cairannya. Pemantauan akan selalu dilakukan untuk menjaga BOD sesuai standard lingkuangan, sehingga dapat dibuang ke li ngkungan.  Clean Water Sewer

Pada bagian ini, berbagai air dari berbagai sumber akan dikumpulkan dan diolah dengan alat Diversion Box. Kategori air yang dapat diolah, yaitu air yang tidak tercemar oleh hidrokarbon, air dari sistem pemadam kebakaran, dan air hujan.  Oil Water Sewer

Pada bagian ini, air buangan yang telah tercemar hidrokarbon akan dialirkan melalui Oil Water Separator untuk memisahkan minyak yang ada pada air dengan menggunakan Oil Skimmer . Minyak yang telah terpisah akan dipompakan ke Disposal Pit kemudian akan dibakar di Fire Ground . Sedangkan air yang telah terpisah dari minyak akan diaerasi dan dinetralkan pH-nya yang kemudian akan dibuang ke laut.

79


VI.

BAB VI

ANALISA LABORATORIUM Laboratory &Environment Control adalah seksi yang fungsi dan tugasnya dimasamasa mendatang akan selalu berperan dalam pengembangan operasi seiring dengan kebutuhan LNG yang semakin meningkat. Laboratorium & EC memiliki tugas diantaranya: 1. Quality Control/Quality Assurance 2. Process Control 3. Problem Solving 4. Environment Control 5. Technical Service 6. Validasi peralatan dan metode

Laboratorium Badak LNG mempunyasi 5 seksi : 1.

Seksi Special Lab Seksi Special Lab adalah seksi yang bertanggung jawab terhadap analisa-analis a yang

bersifat penelitian yang dilakukan secara titrasi, gravimetri, atau analisa yang dilakukan dengan menggunakan peralatan analisa instrumental. 2.

Seksi Gas & LNG Lab Seksi Gas & LNG Lab adalah seksi yang bertanggung jawab terhadap analisa-analisa

yang bersifat control kualitas yang dilakukan terhadap contoh-contoh gas, LNG produk dan LNG yang dikapalkan, yang dilakukan dengan peralatan analisa instrumental. Analisa yang dilakukan pada seksi ini diantaranya: a. Gas dan produk-produknya: Komposisi, Nilai Kalor, H 2S dan Total Sulfur b. LNG yang dikapalkan ( diekspor ): Komposisi, Density, Total Sulfur, H 2S dan Nilai Kalor 3.

Seksi LPG Lab Seksi Lab adalah

seksi yang bertanggung jawab terhadap analisa-analisa yang

bersifat kontrol kualitas yang dilakukan terhadap contoh LPG, yang dilakukan dengan menggunakan peralatan instrumental.

80


Analisa yang dilakukan pada seksi ini diantaranya: Komposisi H2S, Copper strip, Volatile Residue, Total Sulfur, Moisture Content, Free water content, Oil Stain Observation, SG 60/60F, Residual Meter, Density, RVP, Ammonia 4.

Seksi Oil Lab Seksi Oil Lab adalah seksi yang bertanggung jawab terhadap pengujian kualitas

sampel lube oil dan condensate dengan menggunakan peralatan analisa instrumental. Analisa yang dilakukan pada seksi ini diantaranya: a. Analisa Lube Oil: Water Content, Flash Point, Visc. Kinematik, Color. b. Analisa Condensate: Spesific Gravity 60/60F, RVP, Color. 5.

Seksi Wet Lab Seksi wet lab adalah seksi yang bertanggung jawab terhadap process control dan

pemantauan lingkungan, Analisa yang dilakukan pada seksi ini diantaranya: a. Analisa aMDEA dari proses train: Foam Tendency, CO 2 Loading & CO 2 Content, Strength amine dan Logam. b. Analisa water dari proses utility: pH, Conductivity, Logam, Silika, Phospate, ammonia, dan Chloride. c. Analisa lingkungan: Emisi, Well Water, air buangan dan air olahan. d. Analisa special sampel : H2SO4, hydrate lime, caustic soda, molecular sieve, SIAC, silica gel.

81


VII. BAB VII KESELAMATAN DAN KESEHATAN KERJA Dinas Keselamatan dan Kesehatan Kerja (K3) terdiri dari: 1. Bagian SHEQ MS (Safety, Healthy, Environmental, Quality Management System) 2. Bagian Compliance & Audit 3. Bagian Occupational Health & Industrial Hygiene Peraturan-peraturan kerja yang ada di PT. Badak NGL dibuat dan diawasi pelaksanaannya oleh Dinas K3. Peraturan-peraturan yang dimaksud di sini adalah peraturan yang berkaitan langsung dengan keselamatan dan kesehatan kerja. Oleh kar ena itu, peraturan yang dikeluarkan oleh dinas ini sebenarnya cenderung lebih mengikat kepada para pekerja yang secara langsung berkaitan dengan pabrik. Namun dalam beberapa hal seperti prosedur penanggulangan keadaan darurat yang melibatkan seluruh elemen PT. Badak NGL, peraturan-peraturan tersebut secara otomatis juga berlaku kepada karyawan non-pabrik, bahkan kepada masyarakat luar yang ada di lingkungan PT. Badak NGL. Dinas K3 bertujuan agar tercapainya kondisi zero accident selama berlangsungnya proses produksi. Tugas SHEQ MS(Safety, Healthy, Environmental, Quality Management System) antara lain: a. Menyusun kebijakan, perencanaan strategis, program, prosedur yang bekaitan dengan aspek SHEQ. b. Untuk memfasilitasi, menasihati, berkonsultasi serta melatih dan mentoring yang berkaitan dengan SHEQ MS c. Mengkoordinasikan program audit ISRS8 Tugas Compliance & Audit antara lain: a. Melakukan audit internal untuk memastikan penerapan kebijakan, prosedur, dan praktik SHEQ(Safety, Healthy, Environmental, Quality) di semua Departemen b. Mengkoordinasikan program audit ISO 9001, ISO 14001, Asuransi, PROPER, SMK3, Safe Work Pratices (Work Permit, Kendaraan, Scaffolding dll) Tugas Occupational Health & Industrial Hygiene a.

Memberikan saran terkait kesehatan kerja & kebersihan industri. (Bio-monitoring, memilih APD(Alat Pengaman Diri) yang ergonomis, dll)

82


Untuk semua karyawan PT Badak NGL yang bekerja di lingkungan pabrik, Dinas K3 memberikan pelatihan wajib minimal satu kali dalam setahun yang meliputi penggunaan alat keselamatan dan penanggulangan kebakaran, dan adanya safety adanya safety talk tiap tiap minggu untuk meningkatkan budaya K3 di lingkungan PT Badak NGL Dalam melaksanakan tugasnya, Dinas K3 didukung oleh mobil pemadam kebakaran, mobil patroli, detector gas gas eksplosif dan gas toksik, sistem instrumentasi i nstrumentasi yang terus diawasi, pemasangan safety valve dan lain-lain. Ada juga program PHAST (Program Hazard Software Tools) Tools ) yaitu program simulasi bencana yang dapat memperkirakan parameter parameter tertentu yang diakibatkan oleh bencana tersebut pada suatu area sehingga dapat memebantu untuk mengambil keputusan.

83


VIII. BAB VIII PENUTUP VIII.1 Kesimpulan

Kesimpulan yang kami dapatkan selama melakukan kerja praktik di PT.Badak NGL Bontang adalah: 1.

PT Badak Natural Gas Liquefaction (PT Badak NGL) adalah sebuah perusahaan nirlaba yang bergerak di bidang pengolahan gas alam menjadi liquefied natural gas (LNG) sebagai produk utama dan liquefied petroleum gas (LPG) sebagai produk samping. PT Badak NGL beroperasi sejak tanggal 5 Juli 1977 dan mulai memproduksi LPG sejak tahun 1997.

2.

Kapasitas desain produksi maksimum PT Badak NGL mencapai 22,5 MTPA LNG, 1,02 MTPA LPG, dan 1 juta barel/tahun kondensat apabila seluruh LNG train di kilang beroperasi dengan baik. Penurunan persediaan gas alam mengurangi me ngurangi produksi p roduksi hingga hanya mencapai mencapai 11,6 MTPA LNG pada tahun 2016. Saat ini hanya terdapat empat dari delapan LNG train yang beroperasi, yaitu train C, E, F, G, dan H ( train C dengan status Long Term Idle) Idle)

3.

LNG train yang digunakan untuk mengolah gas umpan menjadi LNG dan LPG terdiri buah plant yaitu CO2 removal unit ( plant plant 1), dehydration and mercury removal dari lima buah plant unit ( plant plant 2), fractionation unit ( plant plant 3), refrigeration unit ( plant plant 4), dan liquefaction unit ( plant plant 5). Teknologi pencairan gas alam di PT Badak NGL memanfaatkan lisensi dari Air dari Air Product & Chemical Inc (APCI).

4.

Kilang PT Badak NGL dilengkapi dengan fasilitas-fasilitas penyedia utilitas yang mencakup penyedia gas N 2, sistem distribusi listrik, penyedia kukus dan pembangkit listrik, penyedia air pendingin, penyedia air pemadam kebakaran, penyedia udara bertekanan, pengolahan pengolahan air serta penyedia boiler feed water (BFW), penyedia air minum komunitas.

5.

Kilang PT Badak NGL dilengkapi dengan fasilitas-fasilitas pengolahan limbah yang limbah pabrik, dan pengolahan air limbah komunitas. mencakup pengolahan air limbah

6. Penulis

mendapatkan

kesempatan

untuk

mengidentifikasi,

menyusun,

serta

menyelesaikan permasalahan/kasus praktis dari sistem pemroses yang sedang dikembangkan atau telah dioperasikan melalui tugas khusus di PT Badak NGL Bontang. 7. Penulis dapat memahami etika dalam suatu profesi dalam dunia kerja terutama pada PT. Badak NGL Bontang. 84


VIII.2 Saran

Saran yang didapat setelah penulis melakukan Kerja Praktik di PT.Badak NGL Bontang adalah: 1.

Sebagai mahasiswa sebaiknya mengetahui suatu ilmu secara mendalam, teori dan kenyataan di lapangannya, karena ternyata memang teori dan lapangan sering berbeda. Dengan tidak hanya mempelajari teori, lapangannya juga, di harapkan ketika kita mempelajari akan suatu teori, kita dapat mampu membayangkan lebih baik lagi sesungguhnya seperti apa alat tersebut.

2.

Sebaiknya dalam kerja praktik seorang mahasiswa mampu memposisikan dirinya sebagai karyawan kritis yang ingin tahu banyak akan sebuah perusahaan dan prosesnya. Walaupun Walaupun hanya hanya kerja kerja praktik tapi sebaiknya sebaiknya etika dan aturan aturan yang dibuat untuk karyawan pun di taati, agar masa kerja praktik lebih bermanfaat lagi.

85

Laporan KP PT Badak NGL

Recommend Documents