KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan rahmat serta hidayah-Nya sehingga penulis dapat melaksanakan dan menyelesaikan laporan kerja praktik yang telah dilakukan di Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur pada tanggal 18 Januari 2016 sampai 18 Maret 2016 di Facilities and Project Engineering Section, Technical Department. Laporan kerja praktik ini penulis bagi menjadi dua bagian, yakni Tugas Umum dan Tugas Khusus. Tugas umum berisi tentang pengetahuan secara umum tentang Badak LNG. Sedangkan tugas khusus bedasarkan analisa permasalahan yang berada di section FPE. Pada kesempatan ini penulis mengangkat permasalahan dengan judul “Improvement Lube Oil Recovery Drain System on 31E-80/110/152/113/130/116/131/ 146/153/149/154 Lube and Governor Oil Cooler (31PG-9~14) for Preventive Maintenance”. Dimana kerja praktik dan penyusunan laporan ini merupakan salah satu syarat dalam pemenuhan nilai mata kuliah kerja praktik di Jurusan Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada. Dengan demikian laporan ini diharapkan juga dapat bermanfaat untuk keluarga besar Badak LNG. Banyak yang telah penulis peroleh dalam menjalani kerja praktik ini. Penulis diberikan kesempatan untuk bekerja dan bersikap profesional dalam dunia kerja. Selain itu, penulis juga dapat belajar mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah diperoleh ke dalam dunia kerja secara nyata, khususnya dalam bidang Teknik Mesin. Dalam pelaksanaan kerja praktik ini, penulis banyak mendapatkan dukungan dari banyak pihak. Penulis ingin mengucapkan terimakasih sebesar-besarnya kepada: 1. Allah SWT, karena rahmat dan kuasa-Nya penulis dapat melaksanakan dan menyelesaikan kegiatan kerja praktik ini dengan baik 2. Orang tua penulis, Bapak Budi Susetyo dan Ibu Supraptini serta keluarga besar yang selalu memberikan doa semangat dan motovasi serta kasih saying sehinggan penulis dapat menyelesaikan kerja praktik ini. 3. Bapak Prof. Ir. M. Noer Ilman S.T., M.Sc., Ph.D., selaku Ketua Jurusan Teknik Mesin dan Industri UGM. iv
4. Bapak Dr. Kusmono, S.T, M.T., selaku Koordinator Kerja Praktik di Jurusan Teknik Mesin dan Industri UGM. 5. Bapak Dr. Ir. Viktor Malau, DEA, selaku dosen pembimbing akademik di Jurusan Teknik Mesin dan Industri UGM. 6. Bapak Nasrul Syahruddin selaku Facilities and Project Engineering Section Manager di Departemen Technical, tempat penulis melaksanakan Kerja Praktik. Terima kasih atas kesempatan yang bapak berikan kepada penulis untuk menimba ilmu di Facilities and Project Engineering Section. 7. Bapak Achmad Junaedi, selaku pembimbing utama penulis dalam melaksanakan kerja praktik di Badak LNG. Terima kasih atas kesediaan waktu, bimbingan, bantuan, serta dukungan semangat selama penulis melaksanakan kerja praktik. 8. Seluruh karyawan di Facilities and Project Engineering Section, Bapak Dicky Ferdinand, Bapak Agus Salim, Bapak Purwanto, Ibu Anita, Ibu Nia yang telah membantu kelancaran penulis dalam menyelesaikan laporan Kerja Praktik 9. Bapak Samsir Simanjuntak dan Bapak Abdul Muis selaku bagian Training Section Badak LNG yang telah membantu proses administrasi dan pengurusan keperluan Kerja Praktik. 10. Rekan–rekan sesama mahasiswa PKL, Ria, Anastasya, Aruni, Irma, Julius, Haris, Azab, Riza, Yuda, Wisnu, Hilman, Aidhil, Agung, Dito, Hetthroh, Hamid, Arief, Arie, Aria, Dannys, Irwan, Lowry yang telah berbagi ilmu serta canda tawanya kepada penulis selama penulis melaksanakan KP di Badak LNG. 11. Teman – teman Keluarga Mahasiswa Teknik Mesin dan rekan–rekan yang lain yang telah memberi dukungan penulis dalam pelaksanaan praktik kerja lapangan. Dan semua rekan-rekan lain yang telah membantu penulis namun tidak dapat disebutkan satu persatu.Penulis menyadari laporan ini masih terdapat banyak kekurangan. Kritik dan saran dari pembaca kami harapkan untuk perbaikan di kemudian hari. Akhir kata, penulis berharap semoga laporan ini dapat memberikan manfaat bagi semua pihak. Bontang, Maret 2016 Penulis,
Avila Dhanu Kurniawan v
DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN……………………………………………………………... ii LEMBAR KETERANGAN KERTAS KERJA………………………………………... iii KATA PENGANTAR ..................................................................................................... iv DAFTAR ISI.................................................................................................................... vi DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix DAFTAR TABEL............................................................................................................. x BAB I PENDAHULUAN ................................................................................................ 1 1.1.
Latar Belakang .................................................................................................... 1
1.2.
Tujuan Praktik Kerja Lapangan .......................................................................... 2 1.2.1. Tujuan Umum ......................................................................................... 2 1.2.2. Tujuan Khusus ........................................................................................ 3
1.3.
Ruang Lingkup ................................................................................................... 3
1.4.
Lokasi dan Waktu Kerja Praktik ........................................................................ 3
1.5.
Penugasan Kerja Praktik ..................................................................................... 4 1.5.1. Tugas Umum........................................................................................... 4 1.5.2. Tugas Khusus .......................................................................................... 4
1.6.
Sistematika Penulisan Laporan ........................................................................... 4
BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN ............................................................... 6 2.1.
Deskripsi Umum Perusahaan.............................................................................. 6
2.2.
Profil Perusahaan ................................................................................................ 6 2.2.1. Visi Perusahaan....................................................................................... 7 2.2.2. Misi Perusahaan ...................................................................................... 7 2.2.3. Motto Perusahaan ................................................................................... 7 2.2.4. Nilai-Nilai Utama Perusahaan ................................................................ 7
2.3.
Sejarah Perusahaan ............................................................................................. 9
2.4.
Lokasi Perusahaan ............................................................................................ 12
2.5.
Tata Letak Pabrik.............................................................................................. 14 vi
2.6.
Status Perusahaan ............................................................................................. 16
2.7.
Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan ........................................................ 16
2.8.
Kapasitas dan Fasilitas Kilang .......................................................................... 18
2.9.
Keselamatan dan Kesehatan Kerja ................................................................... 19
2.10. Penanganan Limbah ......................................................................................... 20 BAB III STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG .................................................. 21 3.1.
Production Division .......................................................................................... 22 3.1.1. Operation Department .......................................................................... 22 3.1.2. Maintenance Department ..................................................................... 23 3.1.3. Technical Department........................................................................... 27
3.2.
Business Support Division ................................................................................ 30 3.2.1. Human Resources and Development Department ................................ 30 3.2.2. Information Technology Department.................................................... 31 3.2.3. Procurement and Contract Department ............................................... 31 3.2.4. Services Department ............................................................................. 31
3.3.
Accounting Operation and Control Department .............................................. 31
3.4.
Internal Audit Department................................................................................ 31
3.5.
Safety Health Environment & Quality Department .......................................... 32
3.6.
Corporate Strategic and Business Development Department .......................... 32
3.7.
Corporate Secretary Department ..................................................................... 32
3.8.
Change Management Team .............................................................................. 32
3.9.
Finance Department ......................................................................................... 32
BAB IV PROSES PRODUKSI LNG ............................................................................ 33 4.1.
Sekilas Tentang LNG ....................................................................................... 33
4.2.
Kualitas LNG .................................................................................................... 35
4.3.
Proses Train ...................................................................................................... 37 4.3.1. Proses CO2 Removal (Plant 1) ............................................................. 37 4.3.2. Proses Dehydration dan Mercury Removal (Plant 2) ........................... 38 4.3.3. Proses Fractionation (Plant 3) .............................................................. 40 4.3.4. Proses Refrigeration (Plant 4) .............................................................. 44 vii
4.3.5. Proses Liquefaction (Plant 5) ............................................................... 46 4.4.
Utilities ............................................................................................................. 49 4.4.1. On-Plot .................................................................................................. 49 4.4.2. Off-Plot ................................................................................................. 52
4.5.
Storage and Loading ........................................................................................ 56 4.5.1. Plant 15 (Pendinginan LPG Propane dan Butane) ............................... 57 4.5.2. Plant 16 (Condensate Stabilizer) .......................................................... 57 4.5.3. Plant 17 (LPG Storage Tanks).............................................................. 58 4.5.4. Plant 19 (Relief and Blowdown System) ............................................... 59 4.5.5. Plant 20 (Tangki Penampung Produk Refrigerant) .............................. 61 4.5.6. Plant 21 (Knock Out Drum/ KOD) ....................................................... 61 4.5.7. Plant 24 (LNG Tank and Loading Dock).............................................. 62 4.5.8. Plant 38 (Sistem Gas Bahan Bakar) ..................................................... 64 4.5.9. Plant 39 (Nitrogen generator) .............................................................. 64
viii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Kantor Utama dan Plantsite Badak LNG ...................................................... 6 Gambar 2. 2 Nametag proyek Pertamina - HUFFCO ....................................................... 9 Gambar 2. 3 Kilang Badak LNG .................................................................................... 10 Gambar 3. 1 Struktur Organisasi Badak LNG ................................................................ 21 Gambar 3. 2 Struktur Operation Department.................................................................. 22 Gambar 3. 3 Struktur Maintenance Department ............................................................. 23 Gambar 3. 4 Struktur Technical Depatrment .................................................................. 27 Gambar 4. 1 Putification System .................................................................................... 38 Gambar 4. 2 Dehydration and Mercury Removal ........................................................... 39 Gambar 4. 3 Fractionation System ................................................................................. 40 Gambar 4. 4 Propane Reftgeration System ..................................................................... 46 Gambar 4. 5 MCR System .............................................................................................. 46 Gambar 4. 6 Liquefaction System .................................................................................. 47 Gambar 4. 7 Nitrogen System......................................................................................... 50 Gambar 4. 8 Water Treatment System............................................................................ 55 Gambar 4. 9 Sewer and Sewage Plant ............................................................................ 55 Gambar 4. 10 Condensate Stabilizer............................................................................... 58 Gambar 4. 11 Blowdown System Train ABCD ............................................................. 60 Gambar 4. 12 Blowdown System Train EFGH .............................................................. 60 Gambar 4. 13 Wet Flare System ..................................................................................... 61 Gambar 4. 14 Konck Out Drum...................................................................................... 62 Gambar 4. 15 LNG Rundown System ............................................................................ 63 Gambar 4. 16 LNG Tank and Loading Dock ................................................................. 64 Gambar 4. 17 Nitrogen Plant .......................................................................................... 65
ix
DAFTAR TABEL
Tabel 2. 1 Komposisi feed gas ........................................................................................ 17 Tabel 2. 2 Spesifikasi Produk LNG ................................................................................ 17 Tabel 2. 3 Spesifikasi Produk LPG Propana................................................................... 18 Tabel 2. 4 Spesifikasi Produk LPG Butana .................................................................... 18
x
BAB I PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang Dalam mengahadapi era globalisasi dan era teknologi yang terus berkembang ini mahasiswa tidak hanya dituntut untuk menguasai ilmu pengetahuan yang di dapat dari bangku kuliah, namun juga harus mempunyai kemampuan untuk mengaplikasikan ilmu dan kemampuan yang dimiliki tersebut. Persoalan dan pemasalahan yang didapat secara teoritis di kampus tentu sangat berbeda selama berada di lapangan secara langsung. Oleh karena itu, mahasiswa perlu untuk terjun langsung ke lapangan untuk mengenal masalah yang terjadi di lapangan dan dapat menganalisis permasalahan tersebut serta dapat memberikan rekomendasi yang tepat dalam penyelesaian masalah tersebut. Mahasiswa diharapkan dapat memperoleh pengalaman teknis, ilmu dan wawasan dalam dunia kerja mengenai segala sesuatu yang berhubungan dengan bidang keteknikan khususnya aplikasi ilmu teknik mesin. Bukan hanya kemampuan hardskill di atas, kemampuan softskill juga menjadi hal yang penting di dunia kerja. Pengalaman, kemampuan berkomunikasi, bekerjasama, integritas kerja dan profesionalitas sangat dibutuhkan bagi mahasiswa untuk memperioleh pekerjaan yang sesuai dengan keinginan dan terutama agar dapat tetap bersaing dalam kompetisi dunia kerja. Hal-hal tersebut tidak dapat dipelajari dan diperoleh dalam bangku perkuliahan, tetapi harus dipelajari dan diperoleh secara langsung di dalam suatu praktik kerja yang sesungguhnya. Untuk mendukung hal tersebut, Program Studi Teknik Mesin Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada mewajibkan mahasiswa untuk melaksanakan Kerja Praktik (KP) sebagai salah satu kurikulum wajib yang harus ditempuh. Selain itu, diharapkan kegiatan tersebut dapat menambah pengetahuan tentang dunia industri sehingga mahasiswa mempunyai pandangan tentang arah dan tujuan perkembangan teknologi dan mampu memupuk kreativitas sehingga dapat 1
memahami permasalahan yang terjadi dan mampu menumbuhkan ide-ide baru yang akan berguna bagi kemajuan perkembangan IPTEK di Indonesia yang akan menunjang pekembangan dunia industri. Badal LNG merupaka perusahaan pencairan gas alam yang bertaraf internasional dan sudah menerapkan teknologi yang cukup maju, modern dan handal untuk menghasilkan produk yang berkualitas tinggi. Selain produk yang berkualitas, Badak LNG mempunyai sistem managemen safety yang sangat baik yakni berada di level 8. Didukung dari sistem kedisiplinan dan ketaatan pegawainya untuk melakukan melakukan suatu kegiatan atau pekerjaan harus sesuai dengan prosedur yang telah ada. Oleh sebab itu, Badak LNG merupakan salah satu perusahaan yang tepat untuk menyalurkan kehidupan sebenarnya dalam suatu perusahaan yang syarat akan pekembangan, kemajuan dan safety. Pemahaman akan permasalahan serta seluk beluk di dunia industri diharapkan dapat menunjang pengetahuan teoritis yang didapat di bangku perkuliahan sehingga mahasiswa dapat mengaplikasikannya langsung didalam dunia kerja ataupu bidang lain. Diharapakan setelah menyelesaikan kegiatan ini, kedepannya mahasiswa mempunyai kesiapan yang lebih dalam menghadapi tantangan di era teknologi dan era globalisasi 1.2.
Tujuan Praktik Kerja Lapangan Tujuan dari pelaksanaan kerja praktik di lapangan ini terbagi menjadi dua bagian, yaitu tujuan umum dan tujuan khusus. Tujuan umum berkaitan dengan pelaksanaan kerja praktek secara umum bagi mahasiswa S1 Program Studi Teknik Mesin, Fakultas Teknik, UGM. Tujuan khusus berkaitan dengan pelaksanaan kerja praktik di Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur, sesuai dengan tugas yang diberikan. 1.2.1. Tujuan Umum a.
Memenuhi persyaratan akademik, yaitu mata kuliah Kerja Praktik yang wajib diikuti oleh mahasiswa S1 di Program Studi Teknik Mesin UGM.
2
b.
Menambah ilmu pengetahuan dan pengalaman bagi mahasiswa S1 di Program Studi Teknik Mesin UGM tentang dunia industri di bidang gas.
c.
Mengembangkan pola pikir kreatif dan potensial bagi mahasiswa S1 Teknik Mesin hingga didapat lulusan yang handal.
d.
Mengetahui dan mempelajari sistem kerja sebuah perusahaan nasional dengan secara langsung berinteraksi dengan pekerjaan di lapangan.
1.2.2. Tujuan Khusus a.
Mengetahui sejarah berdirinya Badak LNG.
b.
Mengetahui tugas dan fungsi masing-masing divisi, departemen, dan seksi- seksi yang ada di Badak LNG, Bontang.
c. 1.3.
Mengetahui proses proses produksi LNG di Badak LNG.
Ruang Lingkup Ruang lingkup selama Kerja Praktik di Badak LNG meliputi kegiatan sebagai berikut: a.
Orientasi mengenai Badak LNG secara umum, terkait struktur organisasi serta keseluruhan proses produksi gas alam cair di Badak LNG.
b.
Tinjauan di lapangan dan kegiatan rutin masing-masing section dari tiap department, khususnya di Technical Department pada Seksi Facilities and Project Engineering dalam pembuatan tugas khusus.
c.
Pengenalan dan pembelajaran mengenai sistem produksi dan equipment untuk proses pembuatan LNG secara umum di Badak LNG.
1.4.
Lokasi dan Waktu Kerja Praktik Pelaksanaan kerja praktik berada di Facilities and Project Engineering (FPE) Section, Technical Depatment, Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur. Waktu pelaksanaan dimulai pada tanggal 18 Januari 2016 dan diharapkan selesai pada tanggal 18 Maret 2015.
3
1.5.
Penugasan Kerja Praktik Penugasan kerja praktik yaitu tugas yang diberikan selama masa kerja praktek, tugas ini terdiri dari tugas umum dan tugas khusus. 1.5.1. Tugas Umum Pada bagian ini dilakukan pembahasan secara umum terhadap profil perusahaan beserta visi, misi, dan nilai-nilai di dalamnya, struktur organisasi, dan proses produksi gas alam cair di Badak LNG. 1.5.2. Tugas Khusus Pada bagian ini praktikan diberi tugas khusus oleh pembimbing di Facilities and Project Engineering (FPE) Section, Technical Depatment, Badak LNG. Judul tugas khusus sesuai topik yang dipilih yaitu “Improvement
Lube
Oil
Recovery
Drain
System
on
31E-
80/110/152/113/130/116/131/146/153/149/154 Lube and Governor Oil Cooler (31PG-9~14) for Preventive Maintenance”
1.6.
Sistematika Penulisan Laporan Adapun sistematika pembahasan laporan Kerja Praktik yang dilakukan di Badak LNG adalah sebagai berikut: 1. BAB I PENDAHULUAN Pendahuluan berisi tentang latar belakang, tujuan praktik kerja lapangan, ruang lingkup kerja praktik, lokasi dan waktu pelaksanaan kerja praktik, penugasan kerja praktik dan sistematika penulisan laporan. 2. BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN Tinjauan umum perusahaan berisi uraian tentang profil Badak LNG, sejarah Badak LNG, visi dan misi Badak LNG, lokasi dan tata letak Badak LNG serta status perusahaan Badak LNG. 3. BAB III STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG Berisi bagan struktur organisasi Badak LNG beserta penjelasan tugas dan fungsi dari masing-masing bagian.
4
4. BAB IV PROSES PRODUKSI LNG Berisi ulasan dan gambaran umum tentang proses produksi LNG dan prosesproses yang dilakukan untuk memproduksi LNG mulai dari bahan baku hingga menjadi gas alam cair yang ada di Badak LNG.
5
BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN
2.1.
Deskripsi Umum Perusahaan Badak LNG merupakan anak perusahaan PERTAMINA dan bersifat non-profit company yang berfungsi sebagai pengolah gas alam menjadi gas alam cair (Liquefaction Natural Gas). Sumber bahan baku gas alam diperoleh dari Muara Badak yang dikelola oleh VICO, Total E&P Indonesie dan Chevron Indonesia Company. Badak LNG bertugas mengelola, mengoperasikan, dan memelihara kilang LNG dan LPG. Hasil produksi LNG dan LPG tersebut diekspor ke negara-negara pembeli (Jepang, Korea Selatan, dan Taiwan) untuk digunakan sebagai bahan bakar. Sedangkan hasil sampingannya berupa kondensat akan dikirimkan ke Tanjung Santan dan diserahkan kembali kepada perusahaan penghasil gas bumi (VICO, Total, Chevron Indonesia Company) untuk dijual.
2.2.
Profil Perusahaan
Gambar 2.1 Kantor Utama dan Plantsite Badak LNG
6
2.2.1. Visi Perusahaan "Menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi." 2.2.2. 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)" 2.2.3. Motto Perusahaan “Strive to be The Best” 2.2.4. Nilai-Nilai Utama Perusahaan Nilai-nilai yang dipegang teguh oleh perusahaan ini dirumuskan dengan “SINERGY” yaitu Safety, Health, Environment and Quality - Innovative Professional - Integrity - Dignity. Berikut ini adalah penjelasan dari nilainilai tersebut. a.
Safety, Healthy, Environment & Quality (SHE-Q) Menjadikan aspek keamanan, kesehatan dan lingkungan dalam menjalankan seluruh kegiatan kerja dan kegiatan bisnis. • Setiap insan Badak LNG senantiasi memntingkan keselamatan, kesehatan pekerja, dan lingkungan. • Melakukan HIRA (Hazard Identification and Risk Assessment) dalam melakukan seluruh kegiatan. • Melakukan
pekerjaan
sesuai
dengan
Standard
Operating
Procedure. b.
Innovative Aktif mencari peluang untuk mencapai keunggulan dengan terusmenerus melakukan pembelajaran termasuk belajar dari kegagalan untuk maju. • Mencari peluang untuk meraih keunggulan. • Belajar dari kegagalan untuk maju. • Merespon perubahan secara proaktif
7
• Meningkatkan kompetensi untuk menyesuaikan dengan tuntutan pekerjaan. c.
Professional Memberikan hasil dengan kualitas terbaik, andal dan kompetitif melalui komitmen yang tinggi, memiliki fokus yang jelas dan siap melakukan perbaikan secara berkesinambungan. •
Memberikan hasil kerja terbaik pada setiap kesempatan (Kualitas terbaik).
•
Bertindak cermat dengan menghindari pengulangan masalah (Andal).
•
Menjadikan standar terbaik sebagai acuan dalam menetapkan target (Kompetitif).
•
Tidak menghindari tanggung jawab terhadap tugas yang dibebankan (Komitmen).
•
Menetapkan skala prioritas dalam melaksanakan pekerjaan (Fokus).
•
Melakukan perbaikan secara terus menerus untuk meningkatkan kualitas hasil kerja (Continuous Improvement).
d.
Integrity Mengutamakan keselarasan antara lisan dengan perbuatan melalui kejujuran, bersikap transparan dan mengutamakan kepentingan perusahaan di atas kepentingan pribadi. •
Selaras antara kata dengan perbuatan.
•
Bersikap jujur.
•
Mengemukakan data dan informasi secara akurat dan benar (Transparan).
•
Mengutamakan kepentingan perusahaan diatas kepentingan pribadi dan unit kerja.
•
Berkomitmen untuk menyelesaikan kewajiban terlebih dahulu sebelum meminta hak.
8
e.
Dignity Menjaga citra perusahaan dan menghormati kesetaraan martabat manusia.
2.3.
•
Mempunyai kepercayaan diri yang tinggi.
•
Bersikap sopan dan santun.
•
Berpikir positif dan saling menghormati sesama pekerja.
•
Bangga terhadap tugas dan pekerjaan.
Sejarah Perusahaan Sejarah Badak LNG berawal dari ditemukannya dua cadangan gas alam di Arun, Aceh Utara dan Muara Badak, Kalimantan Timur. Cadangan gas alam di Arun ditemukan oleh Mobil Oil Indonesia pada tahun 1971. Sedangkan cadangan gas di Muara Badak ditemukan oleh Huffco, Inc pada tahun 1972. Kedua perusahaan tersebut membuat kesepakatan untuk melakukan pembagian hasil dengan PT. Pertamina. Lokasi ditemukan nya cadangan gas tersebut cukup jauh untuk dijangkau oleh konsumen gas dalam skala besar. Untuk memudahkan transportasi gas alam tersebut, maka PT. Pertamina, Mobil Oil, dan Huffco melakukan kesepakatan untuk membuat sebuah proyek LNG yang dapat mengeksport gas skala besar dalam fasa cair. Proyek ini mencetak sejarah mengingat ketiga perusahaan tersebut tidak memiliki pengalaman dalam pemrosesan LNG. Pemrosesan LNG belum terlalu banyak dikenal pada waktu itu. Hanya 3 – 4 perusahaan pemrosesan LNG di dunia dan dengan pengalaman yang cukup dibilang relatif singkat.
Gambar 2. 2 Nametag proyek Pertamina - HUFFCO
9
PT. Pertamina kemudian berusaha untuk mencari penanam modal dan konsumer gas. Akhirnya pada tanggal 5 Desember 1973 PT. Pertamina bersepakat untuk membuat kontrak penjualan dengan lima perusahaan dari Jepang diantaranya, The Chubu Electric Co., The Kansai Electric Power Co., Kyushu Electric Power Co., Nippon Steel Corp. dan Osaka Gas Co.Ltd. Kontrak penjualan pada tahun 1973 ini dinamakan The 1973 Contract berisi komitmen para konsumen gas untuk mengimport gas alam selama 20 tahun dari Indonesia meskipun pada saat itu plant LNG masih belum berdiri.
Gambar 2. 3 Kilang Badak LNG
Pada bulan Juni 1974, dua kilang LNG yang pertama dibangun di Bontang Selatan, Kalimantan Timur. Pembangunan dilakukan di bawah pengawasan Pertamina bekerja sama 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 construction. • William Brother’s Engineering Co., yang menangani perencanaan dan konstruksi perpipaan gas alam dari Muara Badak ke pabrik pengilangan. Untuk mengoperasikan kilang LNG ini didirikanlah Badak LNG pada tanggal 26 November 1974. Nama tersebut disesuaikan dengan lokasi ditemukannya sumber gas alam. Dua unit pengilangan pertama, Train A dan B
10
selesai dibangun pada bulan Maret 1977, dan mulai memproduksi LNG (tetes pertama) pada tanggal 5 Juli 1977 dengan kapasitas produksi 460 m3/hr. Pada tanggal 1 Agustus 1977, Presiden Soeharto meresmikan pengoperasian kilang LNG Bontang. Kemudian pada 9 Agustus 1977 dilakukan pengapalan pertama dengan menggunakan tanker AQUARIUS menuju Jepang dengan kapasitas 125.000 m3. Selain itu ditemukan pula sumber gas alam di tempat 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 Juli 1980 dan diselesaikan dalam waktu tiga tahun. Kontrak pembelian LNG tambahan ini ditandatangani pada tanggal 14 April 1981 dengan group pembeli dari Jepang untuk jangka 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
(TrainA-
DDebottlenecking) untuk meningkatkan kapasitas produksi di Train A sampai D dari 640 m3/jam menjadi 710 m3/jam. Pada bulan Desember 1989 Train E selesai dibangun dan menghasilkan LNG pertama pada tanggal 27 Desember 1989 dengan kapasitas produksi 710 m3/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-Kontraktor. Sedangkan Train F mulai berproduksi pada tanggal 11 November 1993 yang realisasi pembangunannya dilaksanakan oleh ICJV (Joint Venture IKPT dan Chiyoda) sebagai Main Contractor. Dengan semakin bertambahnya tempat penemuan gas alam selain di Muara Badak, Nilam, maka ditambah lagi dua Train yang baru yaitu Train G dan Train H. Train G dengan kapasitas produksi 724 m3/jam dibangun oleh PT IKPT dan diresmikan pada tanggal 12 November 1997. Sedangkan Train H dengan kapasitas yang sama mulai beroperasi pada bulan November 1999 dengan kapasitas 803 m3/jam. Dengan beroperasinya 8 Train ini, total kapasitas produksi 11
LNG Badak LNG mencapai 22,1 juta ton setiap tahunnya. Saat ini LNG Bontang memproduksi sekitar 18 juta ton/tahun akibat berkurangnya feed gas supply. Selain LNG dihasilkan pula produk sampingan berupa LPG (Liquified Petroleum Gas). 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 tanggal 28 November 1988. Akan tetapi karena menyusutnya pasokan feed gas dari sumur-sumur Badak LNG maka sejak Januari 2006 produksi LPG dihentikan sementara. Namun, karena frekuensi bisnis LNG yang fluktuatif pada tahun 2009, LPG mulai diproduksi kembali dengan pengapalan pertama dilakukan pada tanggal 23 Juli 2009.
2.4.
Lokasi Perusahaan Badak LNG berlokasi di pantai timur Kalimantan, tepatnya di Kota Bontang, sekitar 105 km sebelah timur laut Kota Samarinda. Sebelum Kilang LNG dibangun, Bontang merupakan daerah yang terpencil dan belum maju. Jumlah penduduknya masih sedikit dan sebagian besar bermatapencarian sebagai nelayan.
Gambar 2.4 Lokasi Muara Badak dan Badak LNG
12
Setelah ditemukannya sumber gas alam yang cukup besar di Muara Badak, maka direncanakanlah pendirian kilang pencairan gas alam. Setelah dilakukan studi kelayakan, Bontang dipilih sebagai tempat untuk mendirikan kilang pencairan gas alam tersebut. Jarak antara Bontang ke Muara Badak sekitar 57 km. Adapun pertimbangan yang digunakan adalah: a. Kekuatan Tanah Bontang merupakan daerah yang mempunyai kekuatan tanah yang cukup kuat di antara daerah pesisir Kalimantan Timur lainnya yang terdiri dari rawarawa. Daerah Kalimantan timur juga jarang terkena musibah bencana alam seperti gempa bumi dan letusan gunung yang dapat merusak infrastruktur. b. Transportasi Lokasi kilang terletak di tepi pantai dalam dan dilindungi pulau-pulau kecil di depannya sehingga pantai menjadi tenang dan terhindar dari ombak besar. Ini memungkinkan kapal dapat mengangkut produk LNG. c. Bahan Baku Jarak antara kilang dengan sumber bahan baku cukup dekat yaitu sekitar 56 km, sehingga pengiriman bahan baku gas alam dapat dilakukan dengan sistem perpipaan secara kontinyu dan efisien. d. Kebijaksanaan Pemerintah Pada tahun–tahun sebelum pendirian kilang LNG Bontang, Pemerintah Daerah Kalimantan Timur memiliki kebijaksanaan untuk mengembangkan daerah terpencil. Dengan adanya pembangunan kilang tersebut diharapkan daerah Bontang berkembang dan maju. e. Sosial Ekonomi Hal ini berkaitan dengan kondisi masyarakat Bontang yang umumnya hidup sebagai nelayan miskin dengan kondisi sosial ekonomi yang rendah. Dengan didirikannya kilang tersebut diharapkan kondisi perekonomian masyarakat akan meningkat. Ini berkaitan dengan kebijaksanaan Pemerintah Daerah Kalimantan Timur untuk mengembangkan kawasan tersebut
13
f. Prasarana yang Ada Air laut cukup melimpah sehingga dapat digunakan untuk proses pendinginan dan sebagai air pemadam kebakaran. Selain itu juga terdapat sumber air tanah yang cukup besar sebagai air umpan boiler dan keperluan lainnya.
2.5.
Tata Letak Pabrik Badak LNG dibagi menjadi 3 daerah atau zona yang memiliki fungsi masing-masing untuk teap safety. Zona tersebut adalah yaitu Zona 1 (merah), Zona 2 (kuning), dan Zona 3 (hijau).
Gambar 2.5 Pembagian Zone Lokasi Badak LNG
ZONA 1 Zona 1 merupakan daerah tempat pemrosesan proses LNG yang meliputi kilang, utilities plant, dan storage and loading. Di dalam proses produksi juga digunakan sistem pengklasifikasian dengan memecah menjadi 2 modul, yang biasa disebut dengan Modul I dan Modul II. Modul I terdiri dari Train A, B, C, D, dan utilitas penunjangnya. Sedangkan Modul II meliputi Train E, F, G, H, serta utilitas penunjangnya.
14
Gambar 2.6 Layout Zone I Badak LNG
ZONA 2 Zona 2 merupakan tempat perkantoran yang berhubungan langsung dengan proses produksi dan sarana-sarana pendukungya. Yang termasuk Zona 2 yaitu kantor Departemen Maintenance, Departemen Technical, Departemen Operating, Departemen Process.
ZONA 3 Zona 3 merupakan wilayah kantor yang tidak berhubungan langsung dengan proses produksi. Kantor Pusat Badak LNG juga terletak di zona ini. Selain itu, terdapat juga perumahan karyawan, sarana olah raga, serta fasilitas-fasilitas penunjang perumahan karyawan yang lain. ZONA BUFFER Buffer zone merupakan daerah penyangga Zone II dengan Zone 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 dan II).
15
2.6.
Status Perusahaan PT.Badak NGL merupakan sebuah perusahaan Joint Venture. Mulai sejak didirikan pada tahun 1974 sampai dengan tahun 1990, kepemilikan saham di PT.Badak NGL adalah: 1. Pertamina (Pemilik Aset) sebesar 55% 2. HUFFCO (Produsen Gas) sebesar 30% 3. JILCO (Japan Indonesian LNG Company) sebesar 15% Saat ini PT.Badak NGL masih merupakan sebuah perusahaan Joint Venture, yang kepemilikan sahamnya adalah sebagai berikut: 1. Pertamina sebesar 55% 2. VICO sebesar 20% 3. JILCO sebesar 15% 4. TOTAL sebesar 10%
Gambar 2. 7 Komposisi Kepemilikan Saham BADAK LNG
Saham kepemilikan terbesar dari PT.Badak NGL dimiliki oleh Pertamina, sehingga Pertamina mempunyai kuasa terbesar dalam pengambilan keputusan menentukan arah kebijakan perusahaan. Hal ini demi menjamin terlaksananya amanah UUD 1945 pasal 33 ayat 3, bahwa bumi dan air serta kekayaan alam yang terkandung didalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan agar kemakmuran rakyat dapat terjamin. 2.7.
Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan Badak LNG mendapatkan sumber bahan bakufeed gas dari beberapa sumur gas alam yang dikelola oleh produsen gas seperti Total E&P Indonesie, 16
Chevron, Vico. Dari sumur-sumur gas alam tersebut dialirkan ke Muara Badak dan selanjutnya akan dialirkan ke kilang Badak LNG dengan menggunakan 4 buah pipa sepanjang 57 km dengan diameter pipa berukuran 36 inch sebanyak 2 buah dan 2 buah pipa lainnya sebesar 42 inch dengan tekanan 47 kg/cm2. Berikut ini merupakan komposisi dari feed gas yang digunakan untuk proses pembuatan LNG di Badak LNG:
Tabel 2. 1 Komposisi Feed Gas Komponen
% mol
Komponen
% mol
N2
0,07
i-C4
0,68
CO2
5,62
n-C4
0,74
C1
84,41
i-C5
0,33
C2
4,38
n-C5
0,20
C3
3,17
C6+
0,41
Produk LNG, LPG Propana, dan LPG Butana yang akan dijual ke konsumen harus mempunyai komposisi dan kualitas yang telah ditentukan. Komposisi dan kualitas dari produk LNG dan LPG di kilang Badak LNG adalah sebagai berikut: Tabel 2. 2 Spesifikasi Produk LNG
Parameter
Syarat
Metana (C1)
Minimum 85,0 % mol
Nitrogen (N2)
Maksimum 1,0 % mol
Butana (C4)
Maksimum 2,0 % mol
Pentana (C5) dan Hidrokarbon Berat
Maksimum 0,1 %
Hidrogen Sulfida (H2S)
Maksimum 0,025 ppbw
Kadar Total Belerang
100SCr/100SCF) Maksimum 1,3 gr/100SCF
Nilai Kalor (HV)
1105-1165 BTU/SCF
Densitas
Minimum 453 Kg/m3
17
Tabel 2. 3 Spesifikasi Produk LPG Propana
Parameter
Syarat
Etana (C2)
Maksimum 2 % vol
Propana (C3)
Minimum 96% vol
Total Butana (C4)
Maksimum 2,5 % Vol
Total Pentana (C5)
Nihil
Olefin Total
Nihil
Total Sulfur
Maksimum 30 ppm wt
Volatile Residue (Temperatur pada Penguapan 95%)
-370F (Maksimum)
Tabel 2. 4 Spesifikasi Produk LPG Butana
Parameter Total Butana (C4)
Minimum 95,0 % Vol
Total Pentana (C5) dan Hidrokarbon Lebih Berat
Maksimum 1,0 % Vol
Olefin Total
Nihil
Total Sulfur
Maksimum 30 ppm wt
Volatile Residue (Temperatur pada Penguapan 95%)
2.8.
Syarat
-370F (Maksimum)
Kapasitas dan Fasilitas Kilang Badak LNG adalah salah satu perusahaan gas yang menyuport bisnis LNG Indonesia yang terletak di Bontang, Kalimantan Timur. Nama Badak diambil dari lokasi tempat ditemukan nya sumur gas yang disuplai ke kilang Badak LNG. Dibangun pada pertengahan 1974 dan setelah kurang lebih 36 bulan, pada 5 Juli 1977, LNG diproduksi oleh train A. Kilang diresmikan pada 1 Agustus dan pengapalan LNG diberangkatkan dari Bontang pada tanggal 9 Agustus 1977 oleh tanker Aquarius dengan tujuan pengiriman Senboku, Jepang. Setelah lebih dari 33 tahun beroperasi, LNG Badak saat ini memiliki 8 train dan dilengkapi oleh fasilitas produksi LPG. Pengembangan fasilitas kilang telah meningkatkan 18
produksi LNG dari 3.3 juta ton pada tahun 1977 menjadi 22 juta ton dan ditambah lagi oleh 1.2 juta ton LPG per tahun. Pada waktu yang sama, pipa gas baru ditambahkan, satu pipa gas 36 inch ditambahkan menjadi 4 pipa gas dan 42 inch yang menyuplai gas alam dari sumur gas untuk mengisi LNG dan LPG. Saat ini, Badak LNG dilengkapi oleh 3 dermaga yang dapat dioperasikan secara simultan. 2.9.
Keselamatan dan Kesehatan Kerja Badak LNG sangat menjunjung tinggi keselamatan dan kesehatan kerja. Hal tersebut disebabkan karena mengingat tingkat resiko terjadinya kecelakaan dan bahaya sangat besar karena berhubungan dengan gas yang mudah meledak dan terbakar. Tidak hanya keselamatan dan kesehatan kerja, Badak LNG juga sangat memperhatikan proteksi lingkungan, quality control, dan security. Hal yang berhubungan dengan keselamatan kerja ditangani oleh bagian SHE-Q yang bertanggung jawab terhadap perencanaan, pelaksanaan, pengawasan, dan pemeliharaan keselamatan instalasi peralatan dan karyawan. Badak LNG sangat menghindari terjadinya kecelakaan yang mungkin terjadi dengan mengikuti peraturan yang relevan dan selain itu juga untuk mengembangkan dan memelihara budaya agar nilai-nilai keselamatan, kesehatan kerja, proteksi lingkungan, quality control, dan security menjadi prioritas utama. Perusahaan juga terus menerus melaksanakan peningkatan, memelihara hubungan baik dengan pegawai maupun community. Hal mendasar yang harus diingat adalah keselamatan merupakan tanggung jawab pribadi masing-masing dengan bantuan manajemen yang memonitor segala aspek pada bidang SHE-Q ini. Badak LNG merupakan perusahaan Indonesia pertama yang mendapatkan sertifikasi ISRS8 Level 8 sehingga layak disebut perusahaan safety kelas dunia. Peraturan yang ada berlaku untuk semua personel, pekerja Badak LNG, kontraktor, pekerja PT Pertamina, kontraktor PT Pertamina, dan para tamu atau orang lain yang memasuki komplek Badak LNG. SOP ini berisi tentang seluruh kegiatan yang berlangsung di Badak LNG baik sebagai pekerja maupun kontraktor di Badak LNG dan untuk seluruh tamu. Pembuatan SOP yang terdapat pada Badak LNG dilaksanakan berdasar pada beberapa referensi sebagai berikut:
19
a. Peraturan Pemerintah No. 11/1979 Article 36 b. Keputusan bersama menhankam 1 Pangab dan Menteri Pertambangan dan Energi tentang penyelenggaraan keamanan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi No: Kep. B/441X1I172 dan No : 667/KPTSIM/Pertambangan 172 tanggal 18 Desember 1972 c. Keppres No. 63/2004 tentang OBVITNAS d. Surat Keputusan Kapolri No.Pol. : Skep/738/X/2005 tentang Pedoman Sistem Pengamanan Obyek Vital Nasional e. SOP/SHEQ-MS/09-16 Driving f. PP Guide No. 1343-01 : Tanda Pengenal Perusahaan g. PP Guide No. 1343-02 : Sistem Pengamanan Badak LNG 2.10. Penanganan Limbah Jumlah limbah yang dihasilkan oleh Badak LNG relatif sangat rendah karena sebagian besar limbah buangan dimasukkan ke dalam Blow down System untuk dibakar. Sementara untuk limbah rumah tangga diolah terlebih dahulu sebelum dibuang ke perairan. Dengan treatment tertentu limbah akan mengalami proses aerasi, pengendapan, dan injeksi chlorine sehingga BOD (Biologycal Oxygen Demand) dan kadar suspenden solidnya memenuhi syarat untuk dibuang ke perairan bebas. Pengolahan air limbah di Badak LNG terdiri dari 2 unit, yaitu Plant 48 pengolahan air limbah perumahan dan rumah sakit serta Plant34 pengolahan air limbah dari pabrik. Pengolahan air limbah pada Plant 48 ditangani oleh seksi Utilities, sedangkan pengolahan air limbah pada Plant 34 ditangani oleh seksi Storage & Loading Section.
20
BAB III STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG
Gambar 3. 1 Struktur Organisasi Badak LNG
Badak LNG dipimpin oleh seorang President Director yang berkedudukan di Jakarta, sedangkan untuk pelaksana kegiatan operasi kilang LNG/LPG dipegang oleh Director/General Manager yang berkedudukan di Bontang, Kalimantan Timur. Director/General Manager membawahi 2 divisi dan 5 departemen, yaitu: 1. Production Division 2. Business Support Division 3. Accounting Operation and Control Department 4. Internal Audit Department 5. Safety & Health Environment Quality Department 6. Corporate Strategic Planning and Business Development Department 7. Corporate Secretary Department
21
3.1.
Production Division Production Division bertanggung jawab atas kelancaran pengolahan dan perawatan pabrik. Divisi ini terbagi menjadi 3 departemen, yaitu Operation Department, Technical Department, dan Maintenance Department. 3.1.1. Operation Department OPERATION DEPARTMENT
TRAIN ABCD
TRAIN EFGH
SECTION
SECTION
FIRE & SAFETY
UTILITY I
UTILITY II
SECTION
SECTION
DEPUTY
OPERATIONS GENERAL ASSISTANCE STORAGE & LOADING SECTION
SHIFT COORDINATOR
MARINE SECTION
Gambar 3. 2 Struktur Operation Department
Departemen ini adalah satu bagian yang bertanggung jawab untuk proses pengolahan gas alam menjadi LNG dan kemudian mengapalkannya. Departemen ini terdiri dari 3 seksi, yang masing-masing dikepalai oleh seorang Manager dan 1 Deputi Manager yang membawahi 4 seksi yaitu: a. Train ABCD Section Bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus proses Train ABCD. Di dalamnya termasuk fasilitas penghilangan CO2, H2O serta Hg yang mungkin ada. unit fraksinasi, dan sistem refigerasi. Setiap dua Train akan memiliki satu orang Shift Supervisor dan setiap Shift Supervisor akan mengepalai 2 orang Senior Officer yang masingmasing mengoperasikan 1 Train. Setiap Train akan dioperasikan oleh 1 orang Senior Officer dan 2-3 Field Operator. Saat ada Train yang shutdown, maka Train yang shut-down akan diawasi oleh satu orang Shift Supervisor, sedangkan Shift Supervisor lain akan mengawasi tiga Train yang beroperasi.
b. Train EFGH Section Bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus proses Train EFGH. Seksi ini juga mempunyai tanggung jawab untuk
22
kelangsungan penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada pembeli.
c. Fire & Safety Bertanggung jawab atas kesehatan dan keselamatan kerja di daerah Badak LNG. Dan juga bertanggung jawab apabila terjadi kebakaran di Badak LNG.
d. Deputy 1) Utility I Section Bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses di Train ABCD seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan, sistem air pendingin, unit pengolahan air, boiler, nitrogen plant, sumur air tawar, unit pengolahan air minum, dan pemadam kebakaran.
2) Utility II Section Tugas seksi ini sama dengan Utilities 1 Section, hanya saja seksi ini bertanggungjawab untuk mendukung proses di Train EFGH.
3) Storage & Loading Section Bertanggung jawab atas penerimaan feed gas, fasilitas penyimpanan LNG/LPG, nitrogen plant, dermaga pengapalan dan pemuatan LNG ke kapal.
4) Marine Section Bertanggung jawab atas fasilitas penyediaan tug boat dan mooring boat serta rambu-rambu yang ada di alur pelayanan kolam pelabuhan.
3.1.2. Maintenance Department
TECHNICAL DEPARTMENT
STATIONARY EQUIPMENT & CONTRUCTION SECTION
MACHINERY & HEAVY EQUIPMENT SECTION
INSTRUMENT
ELECTICAL
SECTION
SECTION
MAINTENANCE PLANNING & TURN AROUND SECTIN
WAREHOUSE SECTION
Gambar 3. 3 Struktur Maintenance Department
23
Departemen ini bertanggung jawab dalam perencanaan dan pelaksanaan atas pemeliharaan peralatan dan bangunan, baik kawasan kilang maupun services beserta pelabuhan dan jaringan perpipaan yang terhubung dengan sumur gas. Terdapat 6 seksi dalam Maintenance Department, yaitu
a. Stationary Equipment & Construction Section (SEC) Tanggung jawab dari Stationary Equipment & Construction Section adalah: 1) Pemeliharaan dan perbaikan semua peralatan statis seperti bejana bertekanan, pipa, heat exchanger, dan sebagainya. 2) Melaksanakan Preventive Maintenance untuk alat statis 3) Pekerjaan non-listrik, non-instrument, non-mobile, dan non-rotating seperti pagar dan shelter 4) Perbaikan dan perawatan daerah off-plot. b. Machinery & Heavy Equipment Section (MHE) Tanggung jawab Machinery & Heavy Equipment Section (MHE) adalah merawat dan memperbaiki rotating machine dan mobile yang terdapat pada Plant dan non-Plant. Section ini dibagi atas tiga sub-Section, yaitu: 1) Machine and Welding Shop Sub-Section Bertanggung jawab untuk melakukan pengelasan, pembubutan, penggerindaan, dan lain-lain yang berhubungan dengan reparasi dan modifikasi dari peralatan. 2) Field Rotating Equipment Sub-Section Bertanggung jawab untuk memelihara dan memperbaiki semua peralatan berputar yang ada di kilang agar tetap handal, efisien, dan aman. 3) Machinery Reliability and Preventive Maintenance Sub-Section Bertanggung jawab melakukan Preventive Maintenance dan Predictive Maintenance pada seluruh rotating equipment yang ada di seluruh kilang.
24
c. 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, dll. Instrument Section dibagi dalam empat sub-section yaitu: 1) Instrument Shop 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. 2) Train and Preventive Maintenance Sub-Section Bertanggung jawab melakukan perbaikan dan pemeliharan peralatan instrument di Plant, dan melakukan Preventive Maintenance untuk menjaga kualitas alat. 3) Utilities, Storage/Loading and Off-Plot Sub-Section Bertugas untuk memelihara dan memperbaiki seluruh peralatan instrument yang ada di daerah Utilities, Storage/Loading, dan OffPlot. 4) DCS and PLC Group Melaksanakan pemeliharaan dan perbaikan DCS (Distributed Control System) dan PLC (Programmable Logic Controller) yang terdapat pada Plant. 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 4 sub seksi, yaitu: 25
1) Trains and Utilities Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponenkomponen listrik yang dipakai pada sistem pembangkit tenaga listrik dan distribusi serta perlengkapan di Badak LNG, baik yang digunakan di Plant maupun di community dan bertanggung jawab terhadap kelancaran operasi alat-alat listrik yang digunakan di semua unit Train. 2) Off-Plot, Plant Support Facilities, and Feeder Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen komponen listrik pada bagian Off-Plot, Plant Support Facilities dan Feeder. 3) Plant Support Facilities and Feeder Bertanggungjawab
terhadap
pemeliharaan
fasilitas-fasilitas
peralatan listrik dan feeder yang ada di Plant. 4) Preventive Maintenance, Air Conditioning and Shop Memonitor kelayakan alat-alat listrik yang dipakai di Plant. Tanggung jawab utama sub-seksi ini adalah kalibrasi (kalibrasi relay-relay, alat ukur, breaker, dll), Air Conditioner Preventive Maintenance, serta Rewinding (perbaikan motor-motor dengan kapasitas 200 HP ke bawah). e. Maintenance Planning and Turn Around (MPTA) Section Tanggung jawab dari Maintenance Planning and Turn Around (MPTA) Section yaitu: Planning/programming, Coordinating, Servicing, Controlling. f. Warehouse Section Warehouse Section bertanggung jawab memelihara dan memperbaiki peralatan yang ada di storage dan loading. Tugas umum Warehouse Section yaitu: 1) Menyediakan feed gas untuk keperluan process dan fuel gas untuk boiler 26
2) Menampung LNG dan LPG kemudian mengapalkannya 3) Mendinginkan Produk LPG dari Train A~H 4) Memproduksi Condensate menampungnya kemudian mengirimkan ke Tanjung Santan 5) Mengolah limbah cair pabrik sehingga tidak menimbulkan polusi 3.1.3. Technical Department
TECHNICAL DEPARTMENT
PRODUCTION PLANING & ENERGY CONVERSION SECTION
FACILITIES & PROJECT ENGINEERING SECTION
PROCESS & SHE ENGINEERING SECTION
LABORATORY & ENVIRONMENT SECTION
INSPECTION SECTION
Gambar 3. 4 Struktur Technical Depatrment
Departemen
ini
bertanggung
jawab
atas
kelancaran
pengoperasian, perawatan, dan efisiensi kilang dengan cara memberikan bantuan teknik kepada semua departemen yang terkait, antara lain berupa hal-hal sebagai berikut: 1. Solusi atas masalah yang membutuhkan analisis mendalam. 2. Perencanaan produksi berdasarkan permintaan dan kondisi suplai gas. 3. Quality Assurance, yaitu memberikan jaminan mutu objek yang diverifikasi dan yang diperiksa serta mengendalikan kualitas produksi LNG dan LPG berdasarkan analisis laboratorium. 4. Project Engineering, yaitu melakukan modifikasi terhadap peralatanperalatan kilang untuk meningkatkan kehandalan dan efisiensi. Di dalam Technical Department dibagi menjadi lima seksi yaitu: a. Production Planning & Energy Conservation (PP&EC) Section Tugas dari seksi ini antara lain: 1. Mengadakan konfirmasi dengan pihak Pertamina mengenai kapasitas produksi kilang
27
2. Mengadakan konfirmasi dengan gas producer tentang suplai gas alam dari sumber gas 3. Menentukan rencana produksi kilang dengan mempertimbangkan faktor internal dan eksternal, diantaranya adalah pasokan feed gas, permintaan dari buyer, kondisi operasional pabrik, dan kontrak Pertamina dengan buyer jadwal kedatangan kapal, ataupun adanya kemungkinan keterlambatan kapal. b. Process & SHE Engineering (P&SHEE) Section Process & SHE Engineering mempunyai tugas sebagai Project Engineering and Contract Engineering. Dalam melakukan tugasnya Process & SHE Engineering bertanggung jawab dalam menentukan segala sesuatu yang berhubungan dengan proses produksi, Dalam hal ini Process & SHE Engineering memiliki wewenang untuk menentukan spesifikasi alat dan kemungkinan penggunaan alat atau sistem baru sehubungan dengan optimalisasi proses produksi. Selain itu divisi ini juga bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang serta keselamatan karyawan. Process & SHE Engineering dipimpin oleh seorang Section Head. Untuk melaksanakan tugas tersebut Process & SHE Engineering membagi strukturnya menjadi 3 sub-seksi utama yaitu Process Train, Utilities, dan Storage & Loading. Setiap sub-seksi akan diisi oleh seorang Lead-Engineer dan beberapa orang Engineer. Selain Engineer di sub-seksi utama, PE juga memiliki teknisi-teknisi dan administrasi. c. Facilities & Project Engineering (FPE) 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
28
proyek yang berhubungan dengan mekanik, instrumen dan listrik di dalam suatu manajemen. d. Inspection Section Inspection
Section
merupakan
bagian
dari
Technical
Department yang bertanggung jawab terhadap kegiatan inspeksi, analisis, pembuatan prosedur perbaikan dan pemeriksaan, serta evaluasi peralatan Plant. Berkaitan dengan tuags 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), dll. e. Laboratory & 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: 1) Quality Control terhadap gas umpan yang masuk kilang, intermediate maupun final production 2) Technical support, yaitu mempelajari dan memberikan penjelasan mengenai suatu percobaan dan penelitian Dalam menjalankan tugasnya Laboratory & Environment Control Section dibagi menjadi empat bagian yaitu : 1) Control Laboratory yang bekerja selama 24 jam secara kontinyu untuk menganalisis sampel dari bagian operasi 2) Project laboratory yang bertugas memberikan support untuk penelitian atau performancetest dari suatu Plant.
29
3) Gas laboratory yang bertugas menganalisis sampel dari lapangan, MCR, LNG dll. 4) Wet laboratory yang bertugas menganalisa raw water, BFW, maupun air minum komunitas. 5) Environment Control yang bertugas Mengawasi pengoperasian UnitIncinerator Limbah B3, TPS, Sumur Pantau Lingkungan, dan peralatan
lindungan
lingkungan
lainnya;
Merencanakan,
mengkoordinir, megimplementasikan, mengawasi, mengevaluasi dan mengembangkan Program Pengelolaan dan Pemantauan Lingkungan du seluruh kawasan pengoperasian kilang LNG/LPG Badak serta penunjang lainnya; Merencanakan, mengkoordinir, mengimplementasikan,
mengawasi,
mengevaluasi
dan
mengembangkan Program Inspeksi Lindungan Lingkungan dan Pembuatan Rekomendasi secara rutin dan berkala. 3.2.
Business Support Division 3.2.1. Human Resources and Development Department Departemen ini bertanggung jawab atas masalah kepegawaian. Di dalam menjalankan tugasnya, departemen dibagi menjadi dua seksi yaitu Training Section dan Human Resources Service Section. Pengembangan sumber daya manusia yang dilakukan berupa: a. Training, yaitu Pre-employment Training (untuk karyawan baru), TASA Training (Task And Skill Analysis), OJT (On the Job Training), KDTPK (Kursus Dasar Teknik Pemeliharaan Kilang), AKAMIGAS berjenjang, job-rotation atau penugasan khusus, Training di luar Bontang disesuaikan dengan disiplin ilmu yang diperlukan. b. Personal Assesment, dengan materi umum kompetensi, teknik dasar, teknik keahlian, teknik keahlian khusus. Evaluasi dilakukan dengan berkala tiap empat bulan, tes untuk membandingkan keahlian sekarang dengan keahlian minimum yang dibutuhkan. Tim evaluasi sendiri terdiri
dari
Senior
Technician
dan
non-staff
seksi,
serta
30
Supervisor/Senior
Supervisor
dan
Senior
Technician.
Usaha
peningkatan dilakukan dengan penugasan khusus dan kunjungan Plant. 3.2.2. Information Technology Department IT Department bertanggung jawab membuat dan menjalankan sistem pengelolaan data informasi, mengelola sistem telekomunikasi di lingkungan Badak LNG, dan mengelola perpustakaan Badak LNG. Departemen ini terdiri dari Application Technology Section dan Network Technology Section. 3.2.3. Procurement and Contract Department Departemen ini terbagi menjadi dua seksi yaitu Procurement Section dan Contract Section. Departemen ini bertanggung jawab untuk melaksanakan pengadaan equipment dan menangani permasalahan kontrak dengan perusahaan lain. 3.2.4. Services Department Departemen ini bertanggung jawab atas pengadaan fasilitas yang layak bagi karyawan dan keluarga. Departemen ini terdiri dari Community Planning & Contract Implementation Section dan Facility Service Section. 3.3.
Accounting Operation and Control Department Accounting Operation and Control Department ini bertanggung jawab mengelola administrasi keuangan dan transaksi perusahaan serta membuat pembukuan perusahaan. Departemen ini terdiri dari Accounting Operation Section dan Accounting Control Section.
3.4.
Internal Audit Department Internal Audit Department ini berada di bawah pengawasan langsung Director & Chief Operating Officer. Tugas dari departemen ini adalah memeriksa masalah keuangan dan administrasi Badak LNG.
31
3.5.
Safety Health Environment & Quality Department Safety Health Environtment & Quality Department ini bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan, pengawasan, dan pemeliharaan kilang, serta keselamatan karyawan. Departemen ini dibagi menjadi 3, yaitu: OCC Health & Industrial Hygiene, Audit & Compliance, SHE-Q MS.
3.6.
Corporate Strategic and Business Development Department Corporate Strategic and Business Development Department bertugas untuk membantu departemen lain dalam mengadakan perencanaan dan pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di BADAK LNG, melakukan evaluasi pelaksanaan kepada sistem manajemen Badak LNG terhadap adanya perluasan kilang yang berskala besar, serta sebagai koordinator Badak LNG pada saat pelaksanaan perluasan kilang serta mengkoordinir pelaksanaan persetujuan kontrak. Departemen ini terdiri dari Gas Processing Group dan Revenue Generating Group.
3.7.
Corporate Secretary Department Corporate Secretary Department ini bertanggung jawab atas semua yang berhubungan dengan kontrol dokumen dan komunikasi baik di internal atau eksternal Badak LNG.
3.8.
Change Management Team Change Management Team bertanggung jawab melakukan alignment organisasi perusahaan yang baru dengan kondisi existing, melakukan sosialisasi di semua level organisasi, serta problem solving untuk pelaksanaan reorganisasi tersebut.
3.9.
Finance Department Finance Department bertanggung jawab mengelola keuangan di Badak LNG. Pengelolaan keuangan meliputi neraca keuangan masuk dan keluar perusahaan, juga pengelolaan keuangan di dalam intern perusahaan. 32
BAB IV PROSES PRODUKSI LNG
4.1. Sekilas Tentang LNG Gas alam merupakan suatu campuran yang mudah terbakar yang tersusun atas gas-gas hidrokarbon, yang terutama terdiri dari metana. Gas alam juga dapat mengandung etana, propana, butana, pentana, dan juga gas-gas yang mengandung sulfur. Komposisi pada gas alam dapat bervariasi. Pada tabel di bawah ini, digambarkan secara umum komposisi pada gas alam murni sebelum dilakukan pengolahan.
Pada awalnya gas alam yang seringkali ditemukan bersama minyak bumi, disebut associated gas, dibakar begitu saja karena dianggap tidak berharga, bahkan dipandang sebagai pengotor (impurities) pada industri pengolahan minyak bumi.. Namun gas alam sekarang ini telah menjadi sumber energi alternatif yang banyak digunakan oleh masyarakat dunia untuk berbagai keperluan, baik untuk 33
perumahan, komersial maupun industri. Dari tahun ke tahun penggunaan gas alam selalu meningkat. Hal ini karena banyaknya keuntungan yang didapat dari penggunaan gas alam dibanding dengan sumber energi lain. Energi yang dihasilkan gas alam lebih efisien. Tidak seperti halnya dengan minyak bumi dan batu bara, penggunaannya jauh lebih bersih dan sangat ramah lingkungan sehingga tidak menimbulkan polusi terhadap lingkungan. Di samping itu, gas alam juga mempunyai beberapa keunggulan lain, seperti tidak berwarna, tidak berbau, tidak korosif dan tidak beracun. Hambatan terbesar dalam penggunaan gas alam adalah distribusi kepada pembeli. Hal ini diakibatkan karena ladang gas yang ditemukan sering berada di daerah terpencil yang jauh dari pembeli sedangkan volume spesifik gas sangat besar. Jika ladang gas yang ditemukan relatif dekat maka gas alam dapat didistribusikan menggunakan sistem perpipaan. Namun jika jarak antara pembeli dan ladang gas realtif jauh, maka akan lebih efektif jika melalui pengapalan dengan mengecilkan volume spesifik dari gas alam terlebih dahulu. Volume gas alam dapat dikecilkan hingga 600 kali dengan cara merubah fasa gas alam menjadi cair. Hal ini dapat dicapai dengan mendinginkan hingga temperatur cryogenic (temperature dibawah -100oF) menjadi LNG (Liquified Natural Gas) ataupun meningkatkan tekanan menjadi LPG (Liquified Petroleum Gas). LNG dan LPG ini kemudian dapat dikapalkan hingga ke tempat pembeli. Gas alam cair (Liquefied Natural Gas, LNG) adalah gas alam yang telah diproses untuk menghilangkan ketidakmurnian dan hidrokarbon berat yang kemudian dikondensasi menjadi cairan pada tekanan atmosfer dengan mendinginkannya menjadi sekitar -160° Celcius. LNG ditransportasi menggunakan kendaraan yang dirancang khusus dan ditaruh dalam tangki yang juga dirancang khusus. LNG memiliki isi sekitar 1/640 dari gas alam pada suhu dan tekanan standar, membuatnya lebih hemat tempat untuk ditransportasikan jarak jauh di mana tidak ada jalur pipa.Ketika memindahkan gas alam dengan jalur pipa tidak memungkinkan atau tidak ekonomis, LNG dapat ditransportasikan oleh kendaraan LNG, di mana mayoritas jenis tangki adalah membran atau "moss".
34
LNG tidak berbau, tidak berwarna, tidak beracun, dan non-korosif. Bahaya yang dapat ditimbulkan dari LNG tersebut antara lain mudah terbakar, pembekuan, dan asfiksia. Proses pencairan melibatkan pengurangan kadar komponen tertentu, seperti debu, gas asam, helium, air dan hidrokarbon berat, yang bisa menyebabkan penyumbatan aliran. Gas alam ini kemudian dikondensasikan menjadi
cair
pada
tekanan
mendekati
atmosfer
(tekanan
transportasi
maksimumditetapkan pada sekitar 25 kPa/3.6 psi) dengan mendinginkannya sekitar -162 °C (-260 ° F). Teknologi kriogenik sebenarnya sudah lama dikenalkan. Para ahli dari Prancis sudah pernah memperkenalkannya dalam skala laboratorium pada tahun 1877. Namun, teknologi ini baru digunakan beberapa dekade kemudian karena alasan kelayakan ekonomi. Teknologi pertama kalidimanfaatkan pada tahun 1940 oleh sebuah perusahaan di Ohio, Amerika Serikat, untukmenyimpan gas alam apabila permintaan gas alam sedang menurun. Pendukung lain berkembangnya teknologi pencairan gas alam adalah meningkatnykepedulian manusia terhadap lingkungan hidup. Bila dibandingkan dengan sumber energi lain, gaalam dapat dikatakan merupakan sumber energi yang paling bersih untuk menghasilkan nilai kalor yang sama dengan sumber energi lain. Selain itu, gas alam masih terdapat dalam jumlah besar.Tentunya, pemanfaatan gas alam sebagai sumber energi mampu menggantikan ketergantunganmanusia atas penggunaan minyak bumi sebagai sumber energi. 4.2. Kualitas LNG Nilai kalor LNG tergantung pada sumber gas dan proses yang digunakan untuk mencairkan gas. HHV (Higher Heating Value) LNG diperkirakan 24 MJ/L. LHV (Lower Heating Value) LNG adalah 21 MJ/L atau 563.623 BTU/ft3. Kepadatan energi dari LNG mencapai 2,4 kali lebih besar dari CNG (Compressed Natural Gas) yang membuatnya ekonomis untuk mengangkut gas alam dengan kapal dalam bentuk LNG. Kepadatan energi dari LNG sebanding dengan propana dan etanol tetapi hanya 60% yang dari solar dan 70% yang dari bensin. Kepadatan
35
LNG kira-kira 0,41 kg/L hingga 0,5 kg/L, tergantung pada suhu, tekanan dan komposisi, dimana air pada 1,0 kg/L. Kualitas LNG adalah salah satu isu paling penting dalam bisnis LNG. Setiap gas yang tidak sesuai dengan spesifikasi yang disepakati dalam perjanjian jual beli dianggap sebagai gas atau LNG "off-specification" (off-spec) atau "offquality". Peraturan kualitas melayani tiga tujuan: a. Untuk memastikan bahwa gas didistribusikan adalah non-korosif dan tidak beracun, yaitu di bawah batas atas untuk H2S, total sulfur, CO2 dan Hg. b. Untuk menjaga terhadap pembentukan cairan atau hidrat dalam jaringan perpipaan, melalui batas air maksimum dan dewpoints hidrokarbon. c. Untuk memungkinkan pertukaran gas yang didistribusikan, melalui pembatasan rentang variasi untuk parameter yang mempengaruhi pembakaran, seperti: jumlah gas inert, nilai kalor, indeks Wobbe, indeks Jelaga, Incomplete Combustion Factor, Yellow Tip Index, dll Dalam kasus off-spec LNG pembeli dapat menolak untuk menerima LNG dan penjual harus membayar ganti rugi untuk off-spec volume masing-masing gas. Kualitas gas atau LNG diukur pada titik penyerahan dengan menggunakan instrumen seperti kromatografi gas. Kekhawatiran kualitas gas yang paling penting melibatkan kandungan sulfur, merkuri dan nilai kalori. Karena sensitivitas fasilitas pencairan untuk elemen sulfur dan merkuri, gas yang dikirim ke proses pencairan harus disempurnakan dan diuji secara akurat untuk menjamin konsentrasi minimum yang mungkin dari dua elemen sebelum memasuki pabrik pencairan. Namun, perhatian utama adalah nilai panas gas. Biasanya pasar gas alam dapat dibagi dalam tiga pasar dalam hal nilai kalor: a.
Asia (Jepang, Korea, Taiwan) dimana gas yang didistribusikan kaya, dengan HHV lebih tinggi dari 43 MJ/m3 (n), yaitu 1.090 Btu/scf,
b.
Inggris dan AS, di mana gas yang didistribusikan miskin, dengan HHV biasanya lebih rendah dari 42 MJ/m3 (n), yaitu 1.065 Btu/scf,
c.
Benua Eropa, di mana kisaran HHV diterima cukup luas: approx. 39-46 MJ/m3 (n), yaitu 990 untuk 1.160 Btu/scf.
36
Ada beberapa metode untuk memodifikasi nilai kalor LNG dengan tingkat yang diinginkan. Untuk tujuan meningkatkan nilai kalor, menambah propana dan butana adalah solusi. Untuk tujuan penurunan nilai kalor, menambah nitrogen dan memisahkan butana dengan metana merupakan solusi yang terbukti. Pencampuran dengan LPG bisa menjadi solusi. Semua solusi tersebut meskipun secara teoritis bisa namun mahal dan sulit untuk dikelola dalam skala besar. 4.3. Proses Train Badak LNG memilik 8 buah train. Train A sampai dengan H. Ke delapan buah train ini memiliki cara kerja yang sama. Namun, kapasitasnya berbeda. Train E, F, G, dan H memiliki kapasitas yang lebih besar dibanding Train A, B, C, dan D. Train A, B dan D sudah dalam fase LTI (Long Term Idle). Sedangkan ke lima sisanya tetap beroperasi. Setiap tahun, tim manajemen planning Badak LNG sudah memiliki jadwal train yang akan beroperasi dan train yang harus di-overhaul. Dalam satu train, terdapat 5 buah plant yaitu sebagai berikut 4.3.1. Proses CO2 Removal (Plant 1) Komposisi feed gas yang masuk ke dalam kilang memiliki kandungan gas CO2 lebih dari 5.6%. gas CO2 memiliki titik beku -800C, sedangkan titik beku CH4 sebagai komponen utama LNG adalah -1600C. CO2 akan membeku terlebih dahulu pada saat proses pembuatan LNG berlangsung, yang dapat menyumbat saluran di dalam peralatan kilang dan dapat merusak alat-alat tersebut. Oleh karena itu, keberadaan CO2 di dalam feed gas harus dihilangkan. Kandungan CO2 ini dihilangkan pada Plant 1, CO2 absorption unit. Berikut merupakan diagram alir proses penghilangan CO2 pada plant 1. Sebelum feed gas memasuki CO2 Absorption Unit, terlebih dahulu memasuki Knock Out Drum (KOD) untuk memisahkan gas alam dari kondensat dan glikol. Feed gas akan masuk ke kolom absorber 1C-2 pada bagian tray bagian bawah, sedangkan larutan aMDEA akan masuk melalui tray kolom atas pada kondisi tekanan sekitar 46 kg/cm2 dan temperatur 42 oC. Larutan aMDEA dengan gugus utama berupa methyl 37
diethanol amine dan activated piperazine ini adalah larutan absorbent yang akan menyerap gas CO2 dalam feed gas. Feed gas bergerak ke kolom bagian atas, sedangkan larutan aMDEA bergerak ke bagian bawah, sehingga terjadi kontak antara keduanya. CO2 lalu diserap oleh aMDEA sehingga kandungan CO2 di dalam feed gas berkurang.
Gambar 4. 1 Putification System
Setelah sampai di bagian bawah kolom 1C-2, larutan aMDEA menjadi jenuh akan CO2 dan disebut rich amine yang tidak bisa lagi mengikat CO2. Larutan aMDEA jenuh kemudian akan dimurnikan kembali di kolom 1C-5. Di dalam kolom 1C-5, terjadi kontak antara rich amine dengan steam yang naik ke atas, sehingga CO2 yang terlarut dalam aMDEA akan terlepas menjadi gas kembali. Dengan demikian, aMDEA dapat digunakan kembali sebagai absorbent. 4.3.2. Proses Dehydration dan Mercury Removal (Plant 2) Di dalam plant 2, terjadi penghilangan uap air dan penurunan kadar merkuri (Hg). Uap air perlu dihilangkan karena uap air membeku pada proses pendinginan gas alam, sehingga dapat menyumbat tube dalam 38
heat exchanger. Pembersihan uap air hingga 0,5 ppm dari feed gas. Uap air dihilangkan dengan menggunakan tiga buah bed drier yang beroperasi secara bergantian.Sementara dua buah bed drier beroperasi, satu bed drier diregenerasi. Di dalam bed drier, terdapat molecular sieve tipe A4 yang berfungsi memisahkan molekul-molekul H2O. Kandungan air dalam mol sieve sangat berpengaruh pada kemampuan mol sieve untuk menyerap air. Oleh karena itu efisiensi reaktivasi kolom dehidrasi untuk menghilangkan air yang ada dalam mol sieve harus cukup tinggi. Effisiensi reaktivasi ini dipengaruhi oleh laju alir gas reaktivasi dan temperatur gas reaktivasi. Temperatur gas reaktivasi juga berpengaruh pada desorbsi air yang terikat di mol sieve, dengan temperatur optimum sebesar 2700C. Temperatur yang lebih tinggi akan mempercepat terjadinya kerusakan mol sieve (degradasi), sedangkan temperatur yang lebih rendah akan mengakibatkan berkurangnya effisiensi reaktivasi.
Gambar 4. 2 Dehydration and Mercury Removal
Merkuri juga harus dihilangkan karena dapat bereaksi dengan aluminium pada tube membentuk amalgam yang bersifat korosif dan dapat merusak tube tersebut. Penghilangan merkuri dilakukan dengan menggunakan bed mercury removal yang berisi sulphure impregnated
39
activated charcoal sebagai adsorbent. Merkuri akan bereaksi dengan adsorbent ini membentuk senyawa HgS, sehingga dapat dipisahkan dari gas alam. 4.3.3. Proses Fractionation (Plant 3) Plant ini bertujuan untuk memisahkan komponen-komponen yang terdapat dalam gas alam menggunakan prinsip distilasi. Fraksi ringan yang tersusun mayoritas oleh metana akan menjadi umpan untuk Main Heat Exchanger (5E-1). Sebagian etana akan diinjeksiakan ke LNG untuk meningkatkan nilai heating value dari LNG dan sebagian lagi disimpan untuk cadangan make-up MCR. Propane dan butane diolah lebih lanjut menjadi LPG dan juga digunakan untuk make-up MCR. Sedangkan hidrokarbon berat akan dikirim ke Plant 16 untuk diolah lebih lanjut. Sistem fraksionasi ini terbagai menjadi lima sub-sistem berikut Scrub Column, De-ethanizer, De-propanizer, De-butanizer, dan Splitter Unit. Proses yang terjadi pada Plant 3 dapat dilihat pada gambar berikut ini
Gambar 4. 3 Fractionation System
40
a. Scrub Column (3C-1) Feed gas dari 4E-13 masuk ke Scrub Column 3C-1 pada temperatur -34oC dan tekanan 42 kg/cm2. Pada temperatur ini, hidrokarbon berat (C2 ke atas) dalam gas alam akan mengembun dan mengalir ke bawah, sedangkan hidrokarbon ringan naik ke atas menara kolom 3C-1. Temperatur aliran yang masuk ke kolom 3C-1 harus dijaga, apabila gas yang masuk terlalu panas akan mengurangi efisiensi pemisahan, sedangkan apabila temperatur gas yang masuk terlalu dingin akan meningkatkan beban reboiler 3E-1. Steam pemanas pada reboiler 3E-1 akan memberikan panas yang dibutuhkan untuk memisahkan hidrokarbon ringan yang terikut ke bawah bersama hidrokarbon nerat dengan jalan mendidihkan kembali cairan yang turun ke bawah. Produk atas dari Scrub Column 3C-1 didinginkan hingga 34oC di 4E-14 Scrub Column Overhead Condenser dengan media pendingin low pressure propane. Aliran gas dari 4E-14 menuju Scrub Column Condensate Drum 3C-2 akan dilakukan pemisahan antara gas dengan kondensat yang terbentuk. Kondensat yang terbentuk sebagian akan dialirkan kembali ke Scrub Column sebagai refluks dan sebagian lagi akan memasuki De-ethanizer Column. Akan tetapi, aliran ini akan didinginkan terlebih dahulu hingga -400C sebelum dimasukkan ke 3C4. Uap yang mengalir melalui bagian atas kolom 3C-2 sebagian besar akan dialirkan ke Main Heat Exchanger 5E-1 dan sebagian lainnya ke Mixed Component Refrigerantt (MCR) system sebagai make-up. Sebagian besar uap ini terdiri dari fraksi metana minimal dengan kandungan 85%. b. De-ethanizer Unit (3C-4) De-ethanizer
column
reboiler
3E-4
digunakan
untuk
memisahkan etana dan hidrokarbon yang lebih ringan lainnya dari fraksi berat cairan umpan dengan cara mendidihkan kembali cairan yang berada di bottom scrub column. Gas masuk pada temperatur -400C dan tekanan 30 kg/cm2. Produk atas dari puncak kolom 3C-4 41
didinginkan terlebih dahulu di De-ethanizer Column Overhead Condenser 3E-5 dengan media pendingin low pressure propane. Aliran dari 3E-5 ini kemudian dimasukkan ke kolom 3C-5 De-ethanizer Column Condensate Drum. Di dalam kolom 3C-5 terjadi pemisahan fasa uap dengan fasa cair. Kondensat yang terbentuk dipompakan oleh 3G-2A/B masuk 3C4 sebagai refluks, sedangkan C2 cair yang terbentuk dialirkan ke storage dan dapat digunakan untuk make up MCR serta dialirkan ke 5E-1. Hal ini dilakukan untuk meningkatkan heat heating value (HHV) dari gas yang masuk 5E-1. Gas yang tidak terkondensasi pada kolom 3C-5 akan dialirkan ke 3E-17 dan digunakan sebagai fuel gas. Cairan yang terbentuk di kolom 3C-4 akan dipanaskan oleh reboiler 3E-4. Uap yang terbentuk akandialirkan kembali ke 3C-4, sedangkan cairan yang terbentuk bergabung dengan produk bawah 3C-4 untuk dialirkan ke Depropanizer Column 3C-6. c. De-propanizer (3C-6) Kolom De-propanizer 3C-6 berfungsi untuk memproduksi propane yang akan digunakan sebagai refrigerant maupun LPG komersial. Produk bawah dari dasar kolom De-ethanizer 3C-4 dialirkan ke kolom 3C-6. Pada kolom 3C-6 ini, propane dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom, sedangkan fraksi beratnya akan mengalir ke dasar kolom. Produk atas dari kolom 3C-6 didinginkan oleh 3E-7 dengan media pendingin cooling water, setelah itu dialirkan ke kolom 3C-7, C3 cair yang terbentuk sebagian dialirkan sebagai refluks ke kolom 3C-6, sedangkan propane cair yang terbentuk dialirkan sebagai produk LPG propane ke plant 15. Selain itu, terdapat reboiler 3E-6 dengan pemanas low pressure steam yang bertugas memanaskan cairan yang terbentuk pada kolom 3C-6. Uap yang terbentuk akan dialirkan kembali ke kolom 3C-6, sedangkan cairan yang terbentuk akan bergabung dengan produk
42
bawah dari kolom 3C-6 dan dialirkan ke kolom 3C-8 yang berfungsi sebagai debutanizer. d. De-butanizer (3C-8) De-butanizer 3C-8 berfungsi untuk mendapatkan produk butane. Butane dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom sedangkan fraksi yang lebih berat akan turun ke bagian bawah kolom. Debutanizer column reboiler dengan media panas low pressure steam akan memanaskan cairan yang berasal dari kolom 3C-8. Butana dan fraksi yang lebih ringan akan terpisahkan dari fraksi yang lebih berat dengan cara mendidihkan kembali cairan yang turun. Adapun uap dari puncak kolom 3C-8 akan diembunkan di dalam Debutanizer Column Overhead Condenser 3E-9 dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Hasil kondensasi mengalir ke Debutanizer Condensate Overhead 3C-9.
Cairan dari kolom 3C-9 dipompakan oleh Debutanizer Column Reflux Pump 3G-7A/B ke puncak menara kolom 3C-8 akan sebagai refluks. Kelebihan cairan di dalam kolom 3C-9 akan didinginkan di Butane Return Sub Cooler 3E-13 oleh pendingin. Kemudian, cairan ini sebagian dikirim ke Scrub Column Condensate Drum 3C-2 melewati Scrub Column Overhead Condenser 4E-14 dengan menggunakan pompa 3G-5A/B. Pengiriman cairanini bertujuan mempertahankan level kolom 3C-2. Adapun sebagian lainnya dari cairanakan dikirim ke LPG Storage Tank di plant#17 atau dikirim ke storage tank 20C-5 atau sebagai reinjeksi ke dalam feed gas yang masuk ke 5E-1. Reinjeksi ini bertujuan untuk meningkatkan nilai pembakaran (Heating Value-HHV) produk LNG. Uap yang tidak dapat dicairkan di 3E-9 dialirkan ke fuel gas system. Uap ini dimanfaatkan sebagai bahan bakar boiler. Adapun cairan dari dasar kolom 3C-8 dapat dikirimkan melalui dua aliran yang terpisah. Pada aliran yang pertama, cairan dipompakan dengan 3G-11A/B ke Stabilizer Condensateplant#16 tanpa didinginkan terlebih dahulu. Sedangkan pada aliran lainnya,
43
cairan didinginkan dulu di Bottom Cooler 3E-10 untuk selanjutnya dikirim ke Liquid Fuel Tank plant 20. e. Splitter Unit Splitter Unit berfungsi untuk memurnikan produk butane agar sesuai dengan spesifikasi LPG yang diinginkan. Prinsip pengoperasian splitter unit ini sama dengan unit fraksionasi, yaitu berdasarkan perbedaan kemudahan menguap. Splitter unit hanya terdapat pada train A, B, C, dan D. Pada train E, F, G, dan H tidak dibutuhkan splitter unit karena produk dari debutanizer sudah memiliki kemurnian C4 yang cukup baik. Produk dari De-butanizer Column Condensate Drum 3C-9 dimasukkan ke splitter 3C-14. Uap yang keluar dari puncak kolom didinginkan oleh Fin-FanCooler 3E-19 kemudian uap ini masuk ke Refluks Drum 3C-15. Di 3C-15, sebagian dari propane cair yang terkondensasi dikembalikan sebagai refluks ke 3C-14 dan sebagian lainnya, bersama hasil propane dari kolom 3C-6 akan dikirim ke storage, refrigeration unit dan ke De-propanizer Column Condensate Drum 3C-7. Pemisahan propane dari butane dibantu oleh Reboiler 3E18. 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-FanCooler 3E-21 sampai 35oC kemudian dikirim ke storage, refrigeration unit dan butane return Subcooler 3E-13. 4.3.4. Proses Refrigeration (Plant 4) Selain penurunan tekanan, proses pencairan gas alam dilakukan dengan menggunakan sistem pendingin bertingkat. Bahan pendingin yang digunakan: Propane dan Multi Component Refrigerant (MCR). Plant 4 menyediakan pendingin Prophane dan MCR. Baik prophane maupun MCR sebagai pendingin diperoleh dari hasil sampingan pengolahan LNG.
44
Siklus Pendingin Prophane, digunakan untuk mendinginkan feed gas selama proses pemurnian, fraksinasi hingga mencapai titik embunnya dan pendinginan Multi Componen Refrigerant. Propane yang dihasilkan oleh sistem refrigerasi Propane dapat dibagi menjadi tiga macam tingkat pendinginan, yaitu Low Level Propane dengan tekanan 1 kg/cm2, mendinginkan sampai temperatur sekitar –36oC; Medium Level Propane dengan tekanan 3.4 kg/cm2, dapat mendinginkan sampai temperatur sekitar –8.5oC; High Level Propane dengan tekanan 8.24 kg/cm2, dapat mendinginkan sampai temperatur sekitar 16oC. Siklus Pendingin MCR, digunakan untuk mendinginkan MCR dan mendinginkan serta mencairkan gas alam hingga menjadi LNG di MHE. MCR adalah campuran Nitrogen, Methane, Ethane, Prophane dan Buthane yang digunakan untuk pendinginan akhir dalam proses pembuatan LNG. Multi component refrigerant yang merupakan campuran dari beberapa komponen dengan komposisi tertentu sehingga refrigerant tersebut efektifitas yang tinggi sebagai untuk pencairan gas alam menjadi LNG, karena jika menggunakan single komponen akan kurng ekonomis, tiada komponen yang mempunyai bubble point yang rendah sekaligus mempunyai panas penguapan yang tinggi. Siklus MCR merupakan loop tertutup, dengan siklus evaporasi, kompresi, kondensasi dan ekspansi. Kompresi di system refrigerasi MCR menggunakan dua compressore yang dipasang secara seri, sehingga cukup untuk mencairkan kembali kembali sebagian besar MCR yang telah menguap di evaporator.
45
Gambar 4. 4 Propane Reftgeration System
Gambar 4. 5 MCR System
4.3.5. Proses Liquefaction (Plant 5) Pada Plant 5 dilakukan pendinginan dan pencairan gas alam setelah gas alam mengalami pemurnian dari CO2, pengeringan dari
46
kandungan H2O, pemisahan Hg serta pemisahan dari fraksi beratnya dan pendinginan bertahap oleh prophane.Gas alam menjadi cair setelah keluar dari Main Heat Exchanger 5E-1 dan peralatan lainnya selanjutnya ditransfer ke storage tank.
Gambar 4. 6 Liquefaction System
Plant ini berfungsi untuk mencairkan feed gas dengan cara menurunkan suhunya dari -35 oC sampai sekitar -150 oC dengan menggunakan Multi Component Refrigerant, yaitu campuran antara nitrogen, metana, etana, propana dengan perbandingan tertentu. Gas alam dicairkan dengan tujuan untukk mempermudah transportasi, sebab gas alam dengan kandungan metan sekitar 90% bila dicairkan volumenya akan menyusut menjadi 1/600 kali. Gas alam cair yang terbentuk selanjutnya dikirim ke storage tank.MCR dialirkan dari Evaporator 4E-9 (Low Level Propane Evaporator) menuju kolom 5C-1 (MCR High Pressure Separator). Kolom ini bertekanan 46 kg/cm2G berfungsi untuk memisahkan MCR menjadi dua fase, yaitu fase gas yang sebagian besar terdiri dari N2 dan C1 dan fase cair yang sebagian besar terdiri dari C2 dan C3. Fase gas dan fase cair MCR masuk pada bagian bawah 5E-1 (Main Heat Exchanger) dalam tube yang berbeda sebagai media pendingin feed
47
gas. Feed gas dari 3C-2 masuk ke 5E-1 pada bagian bawah pada sisi tube pada temperature sekitar -36,5oC dengan tekanan 38 kg/cm2G. Kolom pendingin 5E-1 merupakan suatu heat exchanger tegak yang terdiri dari dua bagian, yaitu Warm Bundle dan Cold Bundle. Pada Warm Bundle, ketiga aliran (Vapor MCR, Liqiud MCR, Feed gas) dialirkan ke atas. Pada akhir warm bundle, MCR cair dialirkan melalui Joule Thompson Valve (5FV-2) sehingga tekanannya turun menjadi 2,5 kg/cm2G dengan temperature -129 oC. Kemudian MCR cair ini ditampung pada Warm End Pressure Phase Separator yang diletakkan diantara warmbundle MCR bertekanan rendah ini dan didistribusikan pada bagian atas warmbundle, 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 cair, dan feed gas dapat diturunkan sampai mendekati titik embunnya. Uap MCR yang ada dalam shell Main Heat Exchanger keluar pada bagian bawah dan masuk kolom 4C-7 (MR First Stage Suction Drum), lalu uapnya masuk ke kompresor 4K-2 (MR First Stage Compressor) dengan tekanan hisap 2,1 kg/cm2G dan keluar denga tekanan 14 kg/cm2A. 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/cm2A. Keluaran ini didinginkan lagi pada 4E-6 (MR Compressor Aftercooler) dan didinginkan lebih lanjut dalam Propane Evaporator secara berturut-turut pada 4E-7 (MCR High Level Propane Evaporator), 4E-8 (MCR Medium Level Propane Evaporator), dan 4E-9 (MCR Low Level Propane Evaporator) kemudian masuk ke kolom 5C-1 untuk kembali mendinginkan feed gas di Main Heat Exchanger. Pada bagian Cold Bundle, MCR uap dan feed gas dari warm bundle yang mulai terkondensasi didinginkan lebih lanjut. Di puncak cold bundle, MCR dilewatkan pada keterangan Joule-Thompson 5PV-15 48
sehingga tekanan turun menjadi 2,6 kg/cm2G dengan temperatur -151 oC. MCR ditampung pada Low Pressure Separator dan di distribusikan di bagian shell cold bundle untuk mendinginkan MCR uap dan feed gas dalam tube. Feed gas meninggalkan puncak Main Heat Exchanger dalam keadaan cair pada temperatur -149 oC dengan tekanan 24 kg/cm2G. Kemudian LNG dimasukkan dalam kolom 5C-2 (LNG Flash Drum) untuk diturunkan tekanannya menjadi 0,25 kg/cm2G dengan temperatur -160 oC. LNG kemudian dipompa ke LNG storage.
4.4. Utilities Utilities merupakan sarana penunjang untuk memenuhi kebutuhan yang diperlukan untuk proses pengolahan gas alam serta penyediaan air dan listrik untuk community. Utilities terbagi atas On-Plot Utilities dan Off-Plot Utilities. 4.4.1. On-Plot On-Plot Utilities meliputi beberapa plant untuk penyediaan kebutuhan yang diperlukan proses di dalam pabrik, yaitu: a. Plant 29 (Nitrogen Plant) Plant ini, udara dari plant 35 yang telah dibersihkan dari H2O dan CO2 dimasukkan ke dalam coldbox dan dengan cara destilasi pada temperatur rendah (-160oC) udara dipisahkan menjadi N2 dan O2. Gas Nitrogen dikirim ke sistem distribusi sedangkan gas O2 dibuang ke atmosfer. Gas nitrogen (N2) yang diproduksi di Plant ini dipakai beberapa hal, yaitu: 1) Untuk membilas (purging) pada kolom dan peralatan, sebagai pengusir udara. 2) Sebagai salah satu komponen dalam MCR (Multi Component Refrigerant). 3) Sebagai blanketing bahan-bahan kimia. 4) Sebagai pengganti udara instrument.
49
5) Untuk menciptakan kondisi inert dalam penyimpanan bahanbahan kimia. 6) Untuk memenuhi kebutuhan kapal tanker LNG.
Gambar 4. 7 Nitrogen System
b. Plant 31 (Steam and Power Generation) Plant ini berfungsi sebagai sarana penyedia steam dan listrik. Di kilang LNG Bontang terdapat 21 Boiler yang digunakan untuk menghasilkan steam. Sedangkan untuk memenuhi kebutuhan listrik terdapat 13 unit turbin uap/generator dengan kapasitas 12.5 MW, 1 turbin
gas/generator
dengan
kapasitas
12,5
MW
serta
1
Diesel/Generator dengan kapasitas 5 MW. c. Plant 35 (Compressed Air System) Penyediaan udara bertekanan yang dipakai untuk keperluan instrumentasi di pabrik, dan sebagai keperluan lainnya.Dalam sistem utilitas, udara tekan dihasilkan oleh Plant 35. Hasil yang diperoleh dari Plant tersebut adalah udara dengan tekanan sekitar 9,1 kg/cm2gauge (10 atm absolute). Udara tekan mempunyai beberapa kegunaan yaitu:
50
1) Udara Instrumentasi (instrument air) Udara instrumentasi digunakan untuk keperluan instrumentasi, yaitu sebagai penggerak untuk kerangan-kerangan kendali dan instrumen pneumatik yang lain. Udara ini harus bebas dari uap air untuk menghindari korosi dan terganggunya kinerja alat. 2) Udara Utilitas / Udara Pabrik (utility air) Udara utilitas digunakan untuk pemeliharaan Plant secara umum seperti untuk membersihkan alat terutama dari sisa-sisa gas alam pada saat alat akan diperbaiki. Udara ini boleh mengandung uap air. 3) Umpan untuk pembuatan gas nitrogen Digunakan sebagai udara umpan ke Plant pembangkit nitrogen di Plant 29 dan 39. Udara bertekanan bersumber dari udara atmosfer
yang dikompresikan sampai tekanan 9.1 kg/cm2 dan didinginkan sampai sekitar 38oC. Kompresor yang digunakan merupakan kompresor udara sentrifugal tiga tahap 35K-1A~D (untuk modul I) dan 35K-3~6 (modul II) bertipe package. Pendinginan udara dilakukan oleh air laut dengan menggunakan intercooler yang terdapat pada kompresor. Pada operasi normal dijalankan 2 buah kompresor untuk modul I, 2 buah kompresor untuk modul II dan 1 buah kompresor untuk Plant 39. Tiap unit kompresor dilengkapi dengan empat unit pengering udara identik, yang dihubungkan dengan pipa secara parallel, untuk menghilangkan kadar air secara kontinyu agar tak merusak peralatan. Empat pasang filter saluran pipa ditempatkan pada aliran hilir pengering dengan tujuan mengeluarkan sejumlah kecil debu yang terbentuk oleh pemecahan silica gel sedikit demi sedikit akibat pemanasan dan pendinginan berulang.
51
4.4.2. Off-Plot Terdiri dari beberapa Plant yaitu sebagai berikut: a. Plant 32 (Cooling Water Plant) Cooling Water Plant, penyediaan air laut untuk pendinginan pada proses pembuatan LNG. Peralatan utama di Plant 32 adalah 22 buah pompa air laut. Air laut tersebut sebelum didistribusikan ke proses train terlebih dahulu dibersihkan oleh sodium hypochlorite untuk mengurangi kandungan chlorin hingga maksimum 1 ppm. Air pendingin yang digunakan sebagai media pendingin pada Badak LNG bersumber dari air laut. Air laut ini diambil dengan menggunakan 22 pompa dengan kapasitas masing-masing 15,000 m3/jam pada tekanan 6 kg/cm2, dengan penggerak motor listrik yang masing-masing membutuhkan 3355 kW. Setiap 2 Train mempunyai 5 pompa, kecuali Train G dan H yang menggunakan 7 buah pompa. Air laut diambil dari 4 buah kolam. Tiga buah kolam memiliki 5 pompa, sedangkan yang satunya memiliki 7 pompa. Dalam pengoperasiannya, biasa hanya digunakan 18 buah pompa untuk 8 Train, sedangkan 4 pompa lainnya berfungsi sebagai cadangan. Air laut yang berasal dari kolam akan dipompa melewati travelling screen yang memiliki lebar 3.600 mm dan lubang penyaring 6 mm. Setelah
itu
kemudian
akan
dipompakan
kembali
melewati
HywardStrainer yang terbuat dari stainless steel dan memiliki lubang 0,4 mm. Pada air laut ini akan diinjeksikan Sodium Hipoklorit (NaOCl) sebanyak 1 ppm yang berfungsi untuk melemahkan dan membunuh ganggang dan mikroba laut sehingga tidak aktif dan tidak merusak peralatan. Sodium hipoklorit dibuat dengan cara mengelektrolisis air laut dengan arus DC. Elektroda yang digunakan ialah elektroda titanium dan platinum. Akan terjadi reaksi sebagai berikut: NaCl + H2O → NaOCl + H2
52
Sodium hipoklorit ini diinjeksikan ke dalam kolam. Gas hidrogen yang terjadi dibuang ke atmosfir. Setelah itu, air pendingin yang telah diinjeksikan sodium hipoklorit ini dipompakan ke bagian proses dan utilitas melalui 4 buah pipa berdiameter 72” ke Train ABCD dan 4 buah pipa berdiameter 84” ke Train EFGH. b. Plant 33 (Fire Water System) Fire Water System, menyediakan air yang diperlukan untuk pemadam kebakaran (air tawar dan air laut). Terdapat beberapa pompa untuk keperluan tersebut, sedangkan sistem perpipaannya dijaga tekanannya secara kontinu sekitar 12 kg/cm2 dengan menggunakan Jocky Pump, sehingga siap dipakai jika diperlukan. Air yang digunakan untuk pemadam kebakaran ini bersumber dari air laut dan air tawar. Air pemadam kebakaran dikirim ke seluruh komplek Badak LNG dengan menggunakan jaringan pipa bawah tanah dengan tekanan 12,5 kg/cm2. Air ini juga digunakan pada saat ada pekerjaan panas (mengelas, gerida, dll.) di daerah berbahaya ataupun jika terdapat kebocoran gas pada pabrik. Proses pengolahan air pemadam kebakaran yang bersumber dari air tawar sama dengan proses pengolahan air minum pada Plant 48 dan 49, tetapi tidak dilakukan injeksi klorin. Fasilitas pemadam kebakaran ini terdiri dari water, steam, low and high expansion foam, halon dan dry chemical. Fasilitas ini ditunjang oleh peralatan pengontrol yang dilengkapi dengan peralatan deteksi untuk gas, asap, low and high temperature, serta hardware fire alarm system. CCTV juga digunakan untuk pengamatan area berbahaya dari ruang kontrol utama. c. Plant 36 (Water Treating Plant for Boiler) Water Treating Plant, untuk menyediakan air yang sudah diolah untuk keperluan pembuatan steam (uap air) serta make-up air untuk penambahan kebutuhan pembuatan steam. Sebagian besar air yang 53
dibuat steam berasal dari steam condensate dari proses ataupun turbinturbin. Unit pengolahan air bertujuan untuk menyediakan keperluan air, terutama untuk air umpan boiler (Boiler Feed Water) 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. Air dari sumur yang dikelola oleh Utilities Section baru dapat digunakan sebagai air umpan boiler setelah melalui beberapa tahapan pengolahan sebagai berikut: 1) Aerasi Aerasi merupakan proses mekanik pengontakan air dengan udara yang bertujuan untuk menghilangkan gas-gas dan mengoksidasi besi yang terlarut dalam air ion ferro (Fe2+) menjadi ion Ferri (Fe3+) di dalam aerator. 2) Iron Removal Filter Iron Removal Filter merupakan suatu unit penyaringan bertekanan yang mengandung Mangan Dioksida (MnO2) untuk menyaring endapan besi yang terbentuk sebagai hasil proses aerasi. 3) De-Mineralizer De-mineralizer adalah unit penukar ion (Ion Exchanger) yang berfungsi untuk menghilangkan mineral yang terlarut dalam air. 4) De-aerasi De-aerasi adalah proses penghilangan gas-gas terlarut dengan cara pemanasan menggunakan steam. Gas-gas terlarut yang akan dihilangkan terutama adalah O2 dan CO2.
54
Gambar 4. 8 Water Treatment System
d. Plant 34 (Sewer and Sewage Plant) Plant ini berfungsi sebagai pengolah air limbah untuk dinetralkan sebelum air tersebut dibuang ke laut.
Gambar 4. 9 Sewer and Sewage Plant
55
e. Plant 48-49 (Water Treating Plant) Plant ini berfungsi untuk mengolah air dari sumur yang akan dipakai untuk keperluan di pabrik ataupun community.
4.5.
Storage and Loading Produk LNG selanjutnya akan disalurkan ke tangki penampungan LNG sebelum dimuat dan didistribusikan ke kapal. Segala sesuatu yang berhubungan dengan storage & loading pada Badak LNG ditangani oleh Storage & Loading Section. Berikut ini merupakan tugas –tugas utama dari Storage & Loading Section: • Menampung dan menyimpan hasil produksi LNG dan LPG hingga pengapalannya. • Menanggulangi sistem blowdown, flare dan burn pit. • Memproduksi gas nitrogen dan gas cair untuk keperluan LNG tanker. Secara garis besar seksi Storage & Loading berfungsi untuk menampung dan menyimpan produksi dari seksi proses dan memuatnya ke kapal. Lebih terinci lagi tanggung jawab seksi ini antara lain: o Menerima gas dari lapangan gas Badak melalui 4 buah saluran pipa gas dengan diameter 36”A/B, 42”C/D, 42”H dan 36”F. Kemudian dialirkan ke proses termasuk distribusi bahan bakar gas (Plant-21). o Menerima hasil produksi LNG dan LPG untuk disimpan di tangki-tangki penampung (Plant 24 dan 17). o Menerima kondensat (C5) untuk diolah di condensate stripping unit (Plant16), kemudian disimpan dalam tangki penampung dan dipompakan melalui pipa 8” ke lapangan gas Santan o Mengoperasikan blowdown sistem dan flare / burn pit (Plant-19). o Menampung refrigerant dan kondensat (Plant-20). o Mengoperasikan sewer system, pembuangan dan oxidation pond (Plant-34). o Mengoperasikan tiga buah loading dock LNG & LPG. o Mengoperasikan nitrogen Plant (Plant-39). 56
o Mengoperasikan LPG Refrigerant unit (Plant-15) dan LPG Liquefaction unit (Plant-17). o Mengisi tabung LPG (Plant 26). Terdapat beberapa plant berhubungan dengan hal – hal diatas, yaitu: 4.5.1. Plant 15 (Pendinginan LPG Propane dan Butane) Plant ini bertugas untuk mendinginkan produk propana dan butana dari Process Train A/B/C/D ke temperatur penyimpanan yaitu untuk propana –40oC dan butana –4oC. Kemudian LPG yang didinginkan ini disimpan dalam tangki-tangki LPG. Sedangkan untuk Train E/F/G/H langsung ke tangki. Proses pendinginan menggunakan fluida refrigerant campuran. Pada plant ini hasil prophane (-40oC) dan buthane (-4oC) didinginkan hingga temperatur penyimpanannya pada tekanan sedikit di atas atmosphere. Beberapa peralatan utama unit pendinginan LPG seperti Warm Heat Exchanger 15E-3 dan Cold Heat Exchanger 15E-4, serta refrigerant unit berupa Compressor 15K-1, Desuperheater 15E-1, Refrigerant Condenser 15E-2 dan Accumulator 15C-1. 4.5.2. Plant 16 (Condensate Stabilizer) Plant ini digunakan untuk mengolah cairan-cairan hidrokarbon berat menjadi bahan bakar condensate.Sebagian besar condensate tersebut dikirim kembali ke lapangan Muara Badak sedang sebagian kecil dipakai sebagai bahan bakar kendaraan di Badak LNG. Plant ini berfungsi untuk mengolah cairan-cairan seperti hidrokarbon dari Process Train dan KOD menjadi bahan bakar kendaraan, dinamakan kondensat dengan RVP antara 9-11 Psi. Sebagian besar kondensat ini dikirim kembali ke Tanjung Santan dan sebagian kecil digunakan untuk bahan bakar kendaraan perusahaan. Gas-gas yang dihasilkan dari Plant ini sebagian besar dikembalikan lagi ke Plant 21 dan sebagian digunakan sebagai bahan bakar boiler. Kapasitas Plant 16 adalah 210 m3/jam. Di dalam Plant 16 terjadi proses stabilisasi kondensat. Proses 57
stabilisasi menggunakan dua stabilizer column, yaitu low pressure stabilizer (5 kg/cm2) dan high pressure stabilizer (14 kg/cm2).
Gambar 4. 10 Condensate Stabilizer
Hidrokarbon cair dari KOD dan Process Train (Plant 2) dipisahkan dari air dan cairan glikol yang terikut di surge drum (16C1A/B). Selanjutnya diolah lebih lanjut dalam kolom distilasi. Fraksi ringan dari atas kolom dikondensasikan dengan air pendingin dan dikembalikan sebagai refluks. Gas yang keluar disalurkan ke saluran induk bahan bakar gas untuk boiler dan dikembalikan ke Plant 21. Fraksi berat dari bawah kolom diinginkan memiliki RVP maksimum 11.0 psia dan ditampung dalam tangki penyimpanan kondensat. 4.5.3. Plant 17 (LPG Storage Tanks) Pada plant ini terdapat 4 buah tangki penyimpanan LPG, tangki 17D-1 dan 17D-2 untuk penyimpanan produk prophane dan tangki 17D-3 dan 17D-4 untuk penyimpanan produk buthane. Setiap tangki dilengkapi dengan 2 buah pompa muat dengan kapasitas masing-masing 2500 m3/jam dan 1 buah pompa sirkulasi dengan kapasitas masing-masing 50 m3/jam.
58
Pompa–pompa loading tersebut digunakan untuk memompakan LPG ke kapal melalui 2 transfer line. Dock yang dapat digunakan untuk pengapalan LPG hanya dock 2 dan dock 3 yang masing-masing memiliki 2 loading arm dan 2 boil off arm. Pompa sirkulasi berfungsi mensirkulasikan LPG dari satu tangki ke tangki lain melalui dock 2 dan dock 3 selama tidak ada pengapalan LPG supaya jaringan LPG loading line tetap dingin. Uap propana dan butana dari tangki ataupun dari kapal, dapat dicairkan kembali dengan sistem dari kompressor (17K-1). Uap propan dari tangki ditekan oleh kompressor (17K-1) dan dicairkan oleh kondenser (17E-1). Uap butana dari tangki dicairkan oleh kondenser butana (17E2A/2B) yang menggunakan sebagian cairan propana dari kondenser propana sebagai pendingin. 4.5.4. Plant 19 (Relief and Blowdown System) Pada plant ini, cairan gas bocoran dikumpulkan dari proses train kemudian dikirim ke tempat yang aman untuk dibakar. Ada tiga jenis alat pembakaran yang dipakai yaitu: Dry Flare System: Menyalurkan dan membakar gas hidrokarbon kering (tanpa H2O). Wet Flare System: Menyalurkan dan membakar gas hidrokarbon yang masih mangandung H2O. Burn Pit dan Liquid Disposal System: Menyalurkan dan membakar buangan hidrokarbon cair dari processtrain. Marine Flare System, berfungsi untuk membakar boil off gas dari tanki dan kapal bila tidak dapat di recover. Terdapat 6 buah unit untuk membakar hidrokarbon cair dari seluruh train dan 2 buah unit untuk membakar buangan LPG dan LNG di loading stock.
59
Gambar 4. 11 Blowdown System Train ABCD
Gambar 4. 12 Blowdown System Train EFGH
60
Gambar 4. 13 Wet Flare System
4.5.5. Plant 20 (Tangki Penampung Produk Refrigerant) Cairan hasil refrigerant dari proses train ditampung pada tangkitangki (20C-1A/B) dan (20C-3A/B). Refrigerant tersebut disimpan dan siap dipakai sebagai make-up kebutuhan refrigerant pada proses train. Sedangkan condensate dari Plant 16 ditampung di tangki (20D-4). Tangki penampung refrigerant menampung cairan-cairan seperti etana (C2H6) 20C-2A dan propana (C3H8) 20C-1A/B. Tangki penampung produk cairan refrigeran dari Process Train ditampung pada tangki-tangki 20C-1A/B dan 20C-3A/B. Refrigerant tersebut disimpan dan siap dipakai sebagai make-up kebutuhan refrigerant pada Process Train. Sedangkan untuk kondensat setelah ditampung di tangki 20D-6/7 dipompakan kembali ke Tanjung Santan. 4.5.6. Plant 21 (Knock Out Drum/ KOD) Plant 21 meliputi sistem perpipaan yang menghubungkan Muara Badak hingga kilang LNG Bontang. Terdapat tangki KOD yang berfungsi untuk memisahkan cairan pada gas yang terbentuk sepanjang aliran perpipaan. Pada pipa gas dari Muara Badak diluncurkan bola
61
pembersih (Pig Trap) yang terbuat dari karet untuk membawa cairan yang tertinggal pada pipa, yang kemudian pig tersebut berakhir di KOD.
Gambar 4. 14 Konck Out Drum
Plant ini berfungsi menerima gas alam dari lapangan Badak melalui pipa penyalur sebanyak 4 buah. Pipa yang digunakan untuk menyalurkan gas berukuran 36”A/B, 36”F, 42”C/D dan 42”H. Pada operasi normal tekanan di KOD rata-rata 47,5 Kg/cm2 (698 Psig). Namun sekarang tekanan feed gas telah turun sampai 42 Kg/cm2. Masing-masing pipa penyalur dilengkapi dengan pig receiver yang terdapat di Bontang dan pig launcher di Badak field. Pig receiver digunakan untuk menerima pig yang dikirim dari Badak field ke Bontang sepanjang 57 Km. Lamanya 2,5 jam untuk maksimum rate. Setelah itu feed gas masuk ke bejana penampung KOD (Knock Out Drum) 21C-2A~H. Dalam bejana ini gas dipisahkan dari cairan hidrokarbon, glycol dan air. Selanjutnya gas masuk ke Train untuk diproses sedangkan hidrokarbon dan air dikirim ke Plant 16 (condensat stabilizer) dan glycol ke glycol pit. 4.5.7. Plant 24 (LNG Tank and Loading Dock) Plant ini terdiri dari tangki-tangki LNG dan LoadingDock. Produk LNG dari proses train ditampung pada 6 tangki LNG (24D-
62
1/2/3/4/5/6) dimana empat tangki berkapasitas 95.000 m3 dan dua tangki berkapasitas 126.500 m3. Untuk pemuatan LNG ke kapal terdapat 3 unit Loading Dock yaitu: 1) LNG loading dock 1 Fasilitasnya adalah 4 loading arm dan 1 boil-off arm. Kapasitas 1 loading arm adalah 2600 m3/jam. 2) LNG/LPG loading dock 2 dan 3 Memiliki 2 fasilitas muat yaitu pemuatan LNG dan LPG (plant17).Untuk pemuatan LNG mempunyai 4 loading arm dan 1 boil-off arm. Sedangkan untuk pemuatan LPG mempunyai 2 loading arm (LPG arm) dan 2 boil-off arm (LPG vapor). Kapasitas 1 loading arm LNG/LPG adalah 2600 m3/jam.Semua loading arm dilengkapi dengan sistem melepas dengan cepat bila dalam keadaan bahaya (PERC sistem) antara pihak kapal dan darat.
Gambar 4. 15 LNG Rundown System
63
Gambar 4. 16 LNG Tank and Loading Dock
4.5.8. Plant 38 (Sistem Gas Bahan Bakar) Plant ini digunakan untuk menampung dan menyediakan kebutuhan bahan bakar boiler. Bahan bakar boiler (fuelsystem) tersebut didapatkan dari sisa uap LNG dari Kompresor (2K-1) pada masing-masing proses train serta dari Boil-Off Kompresor (24K). 4.5.9. Plant 39 (Nitrogen generator) Nitrogen Plant, menyediakan Nitrogen (N2) untuk digunakan sebagai tambahan kebutuhan nitrogen yang diperoleh dari Plant 29, serta untuk keperluan purging pada LNG Tanker. Plant 39 berfungsi mengolah udara dari seksi utilities yang bertekanan menjadi nitrogen dengan cara destilasi dengan memakai temperatur yang sangat rendah dan mencairkan nitrogen dengan proses yang hampir sama dengan proses Plant 29, Nitrogen Generation. Kapasitasnya adalah 800 – 1100 Nm3/jam gas nitrogen. Gas nitrogen dimasukkan ke pipa utama untuk dikirim ke proses dan sebagai pembilasan pipa-pipa. Sedangkan untuk nitrogen cair dimasukkan ke tangki-tangki penampung.
64
Gambar 4. 17 Nitrogen Plant
65
