743_tugas

LAPORAN KHUSUS KERJA PRAKTIK EVALUASI METODE PENGOSONGAN TANGKI LPG

PT BADAK NGL BONTANG-KALIMANTAN TIMUR

Oleh: Hilman Fauzan Ramadhan

(02211646000024)

Pembimbing: Prof. Ir. Renanto, M.Sc Ph.D Muhammad Silvano Ibrahim Aiwan , S.T.

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

i

Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur

DAFTAR ISI

LAPORAN KHUSUS KERJA PRAKTIK.......................................... ................................................................ ...................... I DAFTAR ISI ................................................................ ...................................................................................... ............................................ ........................ .. II DAFTAR GAMBAR ........................................... .................................................................. ............................................. .............................. ........ IV DAFTAR TABEL ............................................. ................................................................... ............................................ ..................................... ............... 0 1

BAB I ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ .............................. ........ 1

1.1 Latar Belakang....................................................... .............................................................................. ............................................. ...................... 1 1.2 Tujuan ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ .......................... .... 2 1.3 Ruang Lingkup Kerja Praktik ............................................ ................................................................... ................................. .......... 2 1.4 Sistematika Penulisan Laporan .......................................... ................................................................. ................................. .......... 2 2

BAB II...................................... II............................................................ ............................................. ............................................. ................................. ........... 3

2.1 Plant -17: -17: LPG Storage and Loading Facility ............................................ .................................................... ........ 3 2.1.1.

................................................................. ............................................ ......................4 4 LPG Storage Tank ...........................................

2.4.1

.................................................................. .............................. .......6 6 LPG Rundown Line System ...........................................

2.4.2

LPG Tranfer Line ............................................ .................................................................. ............................................ ......................6 6

................................................................ ..................................... ............... 7 2.5 BOG (Boil-Off Gas) System .......................................... .................................................................. ............................................. ................................. ........... 8 2.6 Explosive Limit ........................................... 2.7 Metil Merkaptan ......................................... ............................................................... ............................................. .................................. ........... 9 3

BAB III ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................ ........................ ..12

3.1 Identifikasi Masalah ........................................... ................................................................. ............................................ ........................ ..12 3.2 Studi Literatur................................................................ ...................................................................................... ................................... .............13 3.3 Pengumpulan Data..................................................... ........................................................................... ....................................... .................13 3.4 Perhitungan dan Simulasi ......................................................... ............................................................................... ........................ ..14

4

3.4.1

Perhitungan Penurunan Penuru nan dari level aktual - 8 % dan level 8% - 3% .......... 14

3.4.2

Simulasi Draining LPG LPG Langsung ke Gravel Pit ..................................... .....................................14

3.4.3

Perhitungan Natural Evaporation ............................................ ............................................................. .................14

3.4.4

Perhitungan Deriming Gas ............................................ ................................................................... ............................ .....15

BAB IV ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................ ........................ ..16

4.1 Tahapan Penurunan Level Aktual - 3 %.......................................... ........................................................... .................16 ii


4.1.1

Skenario 1 Transfer LPG ke Kapal .............................................. ........................................................... .............17

4.1.1

Skenario 2 Transfer LPG ke Kapal .............................................. ........................................................... .............18

4.2 Tahapan Pengosongan Tangki hingga h ingga 0% .......................................... ....................................................... .............19

5

4.2.1

LPG ke Gravel Pit ......................................... ............................................................... ............................ ......19 Draining LPG

4.2.2

................................................................ ....................................... .................21 Natural Evaporation ..........................................

4.2.3

................................................................ ............................................ ............................ ......22 Direming Gas ..........................................

BAB V .......................................... ................................................................ ............................................ ............................................ ............................ ......23

5.1 Kesimpulan .......................................... ................................................................ ............................................ ....................................... .................23 5.2 Saran ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ........................ ..23 DAFTAR PUSTAKA .......................................... ................................................................. ............................................. ............................... ......... 24 24 LAMPIRAN A .......................................... ................................................................. ............................................. .......................................... ....................25 LAMPIRAN B .......................................... ................................................................. ............................................. .......................................... ....................26 LAMPIRAN C .......................................... ................................................................. ............................................. .......................................... ....................27

iii


DAFTAR GAMBAR

Gambar 0.1 Skema

Plant-17 ............................................................................................................. 3

Gambar 0.2 Komponen

LPG Storage Tank di Plant-17 ..................................................................... 4

Gambar 0.3 Skema Aliran Sederhana pada

Tangki 17D-1 ......................................................... ....... 5

Gambar 0.4 Skema Aliran Sederhana pada

Tangki 17D-4 ......................................................... ....... 5

Gambar 0.5 LPG Tranfer Line Gambar 0.6 LPG

System 17D-1/2/5 ............................................................ .................. 7

Tranfer Line System 17D-3/4 ................................................................................. 7

Gambar 0.7 C 4 Boil off

Gas Reliquefaction System .......................................................... .................. 8

Gambar 0.8 Explosive

Limit ............................................................. .................................................. 9

Gambar 0.1 Rangkaian Gambar 0.2 Tahapan Gambar 0.3 Contoh

Metodologi .......................................................... ...................................... 12

Pengosongan Tangki ......................................................... ........................... 12

Simulasi Hysis 8.8 ........................................................................................... 14

Gambar 0.1 Tahapan

Awal untuk Skenario Transfer LPG ke Kapal ..................... ........................... 16

Gambar 0.2 Skenario

1 Tranfer LPG k e Kapal ................................................................................. 17

Gambar 0.3 Skenario

2 Transfer LPG ke Kapal ............................................................................... 18

Gambar 0.4 Radius Paparan

Propana dan Butana ......................................................... ................ 20

Gambar 0.5 Radius Paparan Methyl Mercaptan ............................................................................ 21 Gambar 0.6 Hasil

Percobaan Natural Evaporation ......................................................... ................ 22

Gambar 0.7 Skema Sederhana Deriming Gas ................................................................................. 22

iv


DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Peralatan Penunjang di Plant-17 .............................................................. 3 Tabel 2.2 Spesifikasi Storage Tank LPG dan data desain ....................................... 4 Tabel 2.3 Spesikasi Pompa Loading LPG ............................................................... 5 Tabel 2.4 Spesikasi Pompa Sirkulasi LPG .............................................................. 5 Tabel 2.5 Nilai LEL dan UEL Propana & Butana ................................................... 9 Tabel 2.6 Properties dari Metil Merkaptan ............................................................ 10 Tabel 2.7 AEGL dari Metil Merkaptan ................................................................ 10 Tabel 3.1 Data Hasil Uji dari Laboratorium 03 Januari 2018. .............................. 13 Tabel 4.1 Komposisi dari Tahapan Awal Pencampuran ....................................... 17 Tabel 4.2 Komposisi Akhir di Tangki 17D-2 ........................................................ 18 Tabel 4.3 Komposisi Akhir di Tangki 17D-2 dan 17D-3 ...................................... 19 Tabel 4.4 Perbandingan Kerugian antar Skenario 1 Dan 2 ................................... 19 Tabel 4.5 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Draining LPG Ke Gravel Pit ....... 20 Tabel 4.6 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Natural Evaporation ................... 21 Tabel 4.7 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Deriming Gas .............................. 22 Tabel 5.1 Perbandingan Antar Metode Pengosongan Tangki ............................... 23

v


1 BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang

PT Badak NGL merupakan perusahaan energi yang memproduksi LNG sebagai produk utama dan LPG sebagai produk samping. LPG propana dan butana yang dihasilkan digunakan sebagai make up untuk meningkatkan nilai HHV dari LNG. Produksi LPG propana dan butana mengalami penurunan secara berkala sejak feed gas yang diolah bersifat lean gas. Sejak Mei 2017 LPG propana dan butana sudah

tidak di produksi sehingga diperlukan impor LPG, akan tetapi LPG yang diimpor tidak sesuai dengan spesifikasi PT Badak NGL sehingga tidak bisa dipakai di process train. LPG mengadung zat pengotor seperti hidrokarbon berat (C6H14+) dan

sulfur yang dapat mengganggu proses, LPG tersebut telah terisi di tangki LPG. Plant -17 memiliki 5 tangki LPG, 4 tangki LPG yakni 17D-1/2 dan 17D-3/4 telah

terisi oleh LPG yang mengandung kontaminan maka hanya tangki 17D-5 yang dapat di beroperasi normal. Pengosongan tangki perlu dilakukan untuk menambah dari flexibility dari inventory karena kebutuhan LPG yang continuous dari process train.

Tahapan pertama dari proses pengosongan tangki yakni dilakukan transfer LPG ke kapal sampai level tertentu dan dilakukan beberapa skenario untuk mengurangi kerugian finansial ketika proses transfer LPG ke kapal. Level yang tersisa pada tangki harus di kosongkan dengan metode lain selain ditransferkan ke kapal karena keterbatasan sistem operasi alat pada plant -17. Pengosongan harus dilakukan sampai level serendah mungkin atau hingga 0% untuk mengurangi resiko adanya kontaminan yang tersisa sehingga tidak tercampur dengan LPG yang baru. Jika hal ini terjadi dapat menyebabkan kerugian yang lebih besar dari segi finansial. Metode pengosongan hingga level 0% yang dipilih yakni draining LPG langsung ke gravel pit , natural evaporation dan deriming gas. Metode-metode tersebut dipilih karena dari segi fasilitas dan operasi dapat dilaksanakan. Oleh karena itu, pada tugas khusus kali ini akan dilakukan evaluasi untuk metode pengosongan tangki LPG yakni untuk tangki 17D-1/2 dan 17D-3/4 yang ada pada plant -17. Hal yang dievaluasi yakni skenario (alur) pengosongan tangki

1 Institut Teknologi Sepuluh November


ketika LPG ditransfer ke kapal dan metode pengosongan tangki hingga 0%. Hasil dari evaluasi tersebut bisa jadikan acuan untuk menentukan skenario dan metode terbaik untuk pengosongan tangki LPG. 1.2 Tujuan

Tujuan dari pengerjaan tugas khusus ini adalah: 1. Mengajukan skenario pengosongan tanki LPG pada plant -17 2. Menentukan metode terbaik untuk pengosongan tangki LPG pada level 3% -0% 1.3 Ruang Lingkup Kerja Praktik

Ruang lingkup yang dibahas pada laporan ini adalah: 1. Tangki LPG 17D-1/2 dan 17D-3/4 serta fasilitas pendukung lainnya pada plant -17

2. Data kondisi serta komposisi yang digunakan, yaitu data dari DCS 06 Februari 2018 dan hasil analisa laboratorium PT Badak NGL 03 Januari 2018. 1.4 Sistematika Penulisan Laporan

Laporan tugas khusus ini dibagi menjadi lima bagian dengan sistematika sebagai berikut: BAB I Pendahuluan BAB II Tinjauan Pustaka BAB III Metodologi BAB IV Hasil dan Pembahasan BAB V Kesimpulan dan Saran



2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Plant -17: LPG Storage and Loading F acility Plant-17 adalah fasilitas penyimpanan produk LPG propana dan LPG butana

yang berasal dari LNG train. Plant 17 juga bertanggung jawab atas pengapalan LPG jika ada LPG carrier yang datang. Plant 17 memiliki lima buah tangki penyimpanan yang masing-masing berkapasitas 40.000 m 3. Tangki 17D-1/2 digunakan sebagai tangki penyimpanan LPG propana sedangkan tangki 17D-3/4/5 digunakan sebagai tangki penyimpanan LPG butana.

Gambar 2.1 Skema Plant -17

Untuk operasional sehari-hari, plant -17 dilengkapi beberapa peralatan penunjang antara lain Unit Tangki LPG Propana Tangki LPG Butana Pompa loading Pompa sirkulasi

Jumlah Unit Kapasitas 2 unit 40.000 m3/tangki 3 unit 40.000 m3/tangki 2 unit/tangki 2.500 m3/jam 1 unit/tangki 50 m3/jam 1 unit 14.400 m3/jam Propana Compressor 2 unit ( Dock 2 & 3) LPG Loading Dock Masing Masing 1 unit C3 Meter Prover dan C4 Meter Prover Tabel 2.1 Peralatan Penunjang di Plant -17



2.1.1. LPG Storage Tank Dinding tangki LPG propana dan LPG butana tersusun dari tiga lapisan yaitu inner shell , lapisan antara, dan outer shell . Inner shell dan outer shell dinding tangki

LPG terbuat dari low temperature carbon steel (LTCS) sedangkan lapisan antara inner shell dan outer shell terbuat dari pearlite. Semua tangki penyimpanan LPG terletak di

atas fondasi beton sehingga tidak di butuhkan pemanas seperti tangki LNG. Untuk alasan keamanan, setiap tangki dan peralatannya terletak di dalam bund wall yang mampu menampung seluruh cairan ketika tangki bocor.

Gambar 2.2 Komponen LPG Storage Tank di Plant-17

Untuk Spesifikasi Storage Tank LPG dan data desain secara umum: Parameter

Spesifikasi

Desain suhu tangki

-45 °C

Desain tekanan tangki max.

1530 mmH2O gauge

Diameter dalam

41,05 m

Diameter luar

42,22 m

Tebal perlite ( shell)

0,59 m

Tebal perlite (top)

0,13 m

Tebal perlite (bottom)

0,13 m

Tebal foamglass (bottom)

0,13 m

Tabel 2.2 Spesifikasi Storage Tank LPG dan data desain

Tangki penyimpanan LPG dilengkapi dengan 2 buah loading pump dengan kapasitas masing-masing adalah 2500 m 3/h dan 1 buah pompa sirkulasi dengan kapasitas 50 m3/h. Loading LPG menggunakan pipa diameter 26 inch sedangkan sirkulasi menggunakan pipa 4 inch.



Gambar 2.3 Skema Aliran Sederhana pada Tangki 17D-1

Gambar 2.4 Skema Aliran Sederhana pada Tangki 17D-4

Dan untuk spesifikasi pompa loading dan sirkulasi yakni : 17G-1AB/17G-2AB/17G-31AB 17G-3AB/17G-4AB Tag Number Liquid Propana Liquid Butana Design Fluid -41 ⁰C -3.9 ⁰C Design Temperature 2 16 kg/cm 16 kg/cm2 Max. Operating Pressure 2500 m3/h 2500 m3/h Pump Design Capacity 106 m 106 m Pump Design Head Tabel 2.3 Spesikasi Pompa Loading LPG 17G-5/17G-6/17G-32 17G-7/ 17G-8 Tag Number Liquid Propana Liquid Butana Design Fluid -41 ⁰C -3.9 ⁰C Design Temperature 2 38 kg/cm 38 kg/cm2 Max. Operating Pressure 50 m3/h 50 m3/h Pump Design Capacity 313 m 313 m Pump Design Head Tabel 2.4 Spesikasi Pompa Sirkulasi LPG



2.1.2

LPG Rundown L ine System Produksi LPG propana dan butana yang telah didinginkan di fasilitas LPG

refrigeration unit (plant-15) langsung mengalir dari process train modul-2 ke

tangki penyimpanan propana 17D-1/2 dan tangki penyimpanan butana 17D-3/4/5 melalui perpipaan induk masing-masing yang disebut dengan “ Rundown Line System”. Sejumlah valve atau kerangan digunakan untuk menutup atau membuka

masing-masing perpipaan rundown sehingga aliran produksi LPG bisa diarahkan ke tangki yang dikehendaki dan menutup aliran lainnya bila dikehendaki untuk diisolir 2.1.3

LPG Tranfer Line

LPG Tranfer Line berfungsi sebagai sarana di lewatkannya LPG dari tangki

ke loading dock kemudian di kembalikan ke tangki LPG yang lain jika tidak ada kapal. Pompa loading mengalirkan LPG dari tangki ke loading dock untuk seterusnya di kirim ke kapal melalui fasilitas LPG arm dengan terlebih dahulu melewati prover meter untuk menghitung flow aliran yang kirim ke kapal. Jika terdapat off specification LPG maka akan dialirkan ke plant-3 di process train menggunakan pompa sirkulasi. Loading line untuk propana dan butana memiliki diameter 26 inch. Untuk vapor return terdapat 2 pipa untuk propana vapor dan butana vapor dari tangki kapal LPG di loading dock ke marine flare.

Terdapat loading arm untuk mentransfer LPG ke kapal LPG melalui manifold kapal. Loading arm LPG berada pada dock#2 dan #3 berdampingan dengan LNG loading arm . Arm loading LPG terdiri dari satu arm multi fungsi yakni dapat

digunakan untuk LPG vapor maupun LNG liquid . LPG loading arm dapat digunakan untuk loading LPG butana maupun LPG propana.



Gambar 2.5 LPG Tranfer Line System 17D-1/2/5

Gambar 2.6 LPG Tranfer Line System 17D-3/4

2.2 BOG (B oil-Off Gas) System BOG (Boil Off Gas) yang terjadi di dalam tangki dapat terjadi karena beberapa

hal, diantaranya: 







Heat in leak dari dinding tangki Heat in leak sepanjang pipa transfer line

Energi panas yang timbul dari pompa LNG Flashing akibat adanya perbedaan tekanan antara proses train dengan

tangki.


Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 





Heat in leak dari rundown line

Pengadukan dalam tangki karena adanya sirkulasi Pengiriman boil-off gas dari kapal

Gambar 2.7 C4 Boil off Gas Reliquefaction System

BOG ini dapat meningkatkan tekanan di dalam tangki sehingga perlu dijaga dengan cara mengkondensasikan BOG yang terjadi. Pada tangki LPG propana

dialirkan dalam satu header untuk dicairkan kembali di BOG Reliquefaction Unit (Compressor 17K-1), sedangkan BOG yang terjadi pada tangki butana dialirkan ke butana Boil-off Condenser bagian shell kemudian dikondensasikan lagi menggunakan media pendingin propana cair dingin yang mengalir pada bagian tube side condenser yang di dapat dari reliquefaction unit (bottom outlet economizer ,

17C-2). Liquid butana yang terkodensasi mengalir kembali kedalam tangki butana sedangkan propana cair yang telah bertukar panas dengan uap butana akan menguap dan dikembalikan ke suction BOG Compressor 17K-1 untuk dicairkan kembali. Bila BOG dalam tangki menyebabkan tekanan tangki terus naik dan kompresor sudah dijalankan maksimal atau kebutuhan fuel gas di utilities sudah tercukupi maka BOG akan dibuang ke flare dan dibakar. 2.3

E xplosive Limit Ledakan / pembakaran dapat terjadi apabila rasio konsentrasi antara bahan

bakar dan udara telah mencapai titik untuk terjadi ledakan. Titik ini dikenal dengan Explosive Limit / Explosive Range. Konsentrasi tertinggi dari gas atau uap suatu

bahan di udara yang dapat meledak apabila diberi panas yang cukup dikenal dengan



istilah Upper Explosive Limits (UEL) dan konsentrasi terendah dari gas atau uap suatu bahan di udara yang dapat meledak apabila diberi panas yang cukup dikenal dengan istilah Lower Explosive Limits (LEL).

Gambar 2.8 Explosive Limit

Nilai Explosive Limit dari tiap bahan berbeda, hal ini berkaitan dengan flash point dari bahan tersebut. Secara teoritis flash point merupakan temperatur bahan

pada kondisi tekanan atmosfer dimana dalam kondisi tersebut bahan menguap dan menghasilkan konsentrasi uap atau gas dipermukaannya yang sesuai dengan UEL dan LEL. LE L (ppm)

UE L ( ppm)

Propana

21000

95000

Butana

16000

8400

Tabel 2.5 Nilai LEL dan UEL Propana & Butana

2.4 Metil Merkaptan

Pada suhu kamar (di atas 43° F), metil merkaptan adalah gas yang tidak berwarna dengan berbau busuk serta larut dalam air. Umumnya dikompresi dalam bentuk cair. Ketika dipanaskan untuk diuapkan maka menghasilkan asap beracun seperti sulfur dioksida dan gas yang mudah terbakar. Metil merkaptan harus disimpan di tempat sejuk dan berventilasi baik. Jalur paparan metil merkaptan adalah iritasi melalui pernapasan, kulit dan mata. Inhalasi merupakan jalur utama paparan metil merkaptan. Dengan ambang batas untuk odor 0,002 ppm, indra penciuman akan terasa mati rasa, Uap gas merkaptan lebih berat daripada udara dan tersebar merata di permukaan tanah. Biasanya tereksposur di tempat yang memiki ventilasi buruk dan tertutup. Kontak



langsung dengan merkaptan metil cair atau gas dapat menyebabkan cedera frostbite atau iritasi mata dan kulit. Parameter Spesifikasi Titik didih (760 mm Hg) 43°F (6°C) Titik beku -186°F (-123°C) 0.87 at 0°C Specific gravity (liquid) Tekanan Uap 1,520 mm Hg at 26°C Densitas Gas 1.66 Kelarutan Air 23.3 g/L at 20°C Flammability flammable limits 3.9% to 21.8% pada suhu ruang Tabel 2.6 Properties dari Metil Merkaptan

Salah satu pedoman untuk mengetahui efek dari paparan bahan kimia yakni AEGL ( Acute Exposure Guideline Levels) yang dikeluarkan oleh National Advisory Committee (NAC) Amerika yang khusus mengkaji kadar zat berbahaya dan

pengembangkan nilai-nilai AEGL. AEGL dinyatakan dalam konsentrasi udara (dinyatakan sebagai bagian per juta atau miligram per meter kubik [ppm atau mg/m3]) suatu zat. Terdapat 3 tingkatan dari AEGL yakni 

AEGL-1 : Menyebabkan ketidaknyamanan, iritasi, asimtomatik, dan efek nonsensory



AEGL-2 : Menyebabkan efek kesehatan jangka panjang yang serius dan merugikan kesehatan



AEGL-3 : Mengancam kehidupan atau menyebabkan kematian.

Tabel 2.7 AEGL dari Metil Merkaptan

Untuk Alat pelindung diri yang disarankan yakni : 

Perlindungan Mata : Memakai kacamata keselamatan yang tahan percikan atau faceshield . Menyediakan Eye Washing di area kerja segera.



Pakaian : Untuk gas, memakai pakaian tahan kimia yang sesuai.



Sarung Tangan : Memakai sarung tangan yang tersisolasi.


Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 

Respirator : Respirator dengan batas maksimum konsentrasi 25 ppm Dilengkapi dengan Actived carbon dengan pemasangan back-mount



3 BAB III METODOLOGI Identifikasi Masalah

Studi Literatur

Pengumpulan Data

Perhitungan dan Simulasi

Draining ke Gravel Pit


Deriming Gas

Natural Evaporation


Gambar 3.1 Rangkaian Metodologi

3.1 Identifikasi Masalah

Identifikasi masalah pengosongan tangki 17D-1/2 dan 17D-3/4 didasarkan pada tahapan pengosongannya, secara umum sebagai berikut : Penurunan Level Aktual ke 8%

Penurunan Level 8% - 3%

Pengosogan Level 0%


Derimig Gas

Natural Evaporation

Gambar 3.2 Tahapan Pengosongan Tangki



Penentuan skenario khususnya pada penurunan level aktual – 3% didasarkan pada analisis kerugian dari transfer LPG ke kapal dengan memperhitungkan komposisi LPG dan demmurage (denda) yang dibayarkan pihak kapal sedangkan untuk metode untuk pengosongan hingga 0% yang dipilih berdasarkan waktu pengosongan

tanki,

efek

terhadap

lingkungan

dan

kemudahan

untuk

pengoperasiannya. 3.2 Studi Literatur

Penulis menggunakan beberapa literatur antara lain Piping & Instrumentation Diagram (P & ID) plant -17 , Process Flow Diagram (PFD) plant-17 , Operating Manual Plant , dan informasi operational dari engineer dan operator PT Badak

NGL. 3.3 Pengumpulan Data

Data yang dikumpulkan untuk pengerjaan simulasi meliputi data desain, tekanan, suhu, laju alir dan komposisi dari plant -17. Perhitungan komposisi untuk tiap tangki pada tahapan penurunan level akual – 3% menggunakan data hasil uji dari laboratorium pada tanggal 03 Januari. Komposisi (% Liq) Unit 17 D-1 17 D-2 17 D-3 17 D-4 C2 (%Liq) 0,64 0,46 0 C3 (%Liq) 98,54 98,40 2,60 6,32 iC4 (%Liq) 0,68 0,87 41,05 31,52 nC4 (%Liq) 0,14 0,27 56,25 62,03 iC5 (%Liq) Nil Nil 0,09 0,12 nC5 (%Liq) Nil Nil 0,01 0,01 C6+ (%Liq) Nil Nil Total Sulfur Grain/100 cuft 0,54 0,52 1,25 1,94 Tabel 3.1 Data Hasil Uji dari Laboratorium 03 Januari 2018.

Data untuk perhitungan tahapan pengosongan tangki hingga 0% dengan draining LPG ke gravel pit didapat dari DCS untuk mengetahui kondisi aktual dari

tangki sedangkan data untuk natural evaporation yakni dengan pengujian lapangan yang dilakukan di tangki 17D-3/4/5 pada plant -17 pukul 09.30 sampai 11.30. Pengujian dilakukan untuk mengetahui jumlah butana yang menguap dengan melihat kenaikan tekananan. Data untuk perhitungan dengan deriming gas yakni dengan melihat data desain tangki untuk mengetahui nilai parameter yang diperlukan (tebal, tinggi, jenis isolasi dll).



3.4 Perhitungan dan Simulasi 3.4.1

Perhitungan Penurunan dari level aktual - 8 % dan level 8% - 3%

Digunakan perhitungan neraca massa dan komponen dari hasil uji dari laboratorium pada tanggal 03 Januari 2018.

Perhitungan dapat dilihat pada

Lampiran A 3.4.2

Simulasi Draining LPG Langsung ke Gravel Pit

Perhitungan flow rate untuk draining LPG langsung ke gravel pit dilakukan simulasi menggunakan Hysis 8.8 sehingga didapat parameter yang diinginkan.

Gambar 3.3 Contoh Simulasi Hysis 8.8

Dilakukan juga simulasi menggunakan ALOHA 5.4.7 untuk mengetahui sejauh mana radius flammable area of vapour cloud dari propana dan butana serta toxic area of vapour cloud dari methyl mercaptan yang diakibatkan oleh draining

LPG ke gravel secara langsung ke lingkungan. Untuk parameter (suhu, kecepatan angin dll) yang diperlukan dalam simulasi didapat dari data BMKG Bontang. Hasil dari simulasi akan di tampilkan dalam tampak atas menggunakan Google Earth sehingga bisa diketahui secara jelas sejauh mana paparannya. 3.4.3

Perhitungan Natural E vaporation

Pengambilan data untuk natural evaporation yakni dengan melihat kenaikan tekanan dalam tangki pada 17D-3 dan 17D-4 hingga waktu tertentu. Cairan pendingin C3 cair untuk kondensor 17E-2A dan 17 E-2B ditutup penuh sehingga BOG butana yang terbentuk dari tangki tidak dikondensasikan kembali, akibatnya uap butana akan terakumulasi menyebabkan kenaikan tekanan dalam tangki. Pengambilan data tekanan diambil DCS room pada waktu tersebut. Pengambilan data untuk propana didapat dari pendekatan data butana yang telah



didapatkan sebelumnya. Perhitungan evaporation rate untuk natural evaporation dapat dilihat pada Lampiran B. 3.4.4

Perhitungan Deri ming Gas

Perhitungan evaporation rate

untuk deriming gas yakni dengan

memperhitungkan jumlah panas yang masuk ke dalam tangki dari lingkungan dan dari direming gas. Rate panas yang masuk dari tangki berasal dari bagian shell, top dan bottom dari tangki dengan memperhatikan nilai konduktivitas pada isolasi. Panas yang masuk dari shell dan top dianggap secara radial dan dari bottom dianggap aksial sedangkan panas dari direming gas menggunakan perhitungan kalor. Perhitungan dapat dilihat pada Lampiran C.



4 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1 Tahapan Penurunan Level Aktual - 3 %

Penurunan tangki dari level aktual sampai level 8 % (± 3200 m3) yakni dengan cara mentransfer LPG ke kapal menggunakan pompa loading dengan kapasitas 2500 m3/jam, akan tetapi loading rate yang diminta bergantung pada jenis kapal. Untuk kapal berkapasitas besar seperti kapal Pertamina Gas I (20.000 ton) loading rate yang diatur sekitar 2000 m3/jam dan untuk kapal berkapasitas kecil seperti

kapal Aries (5000 ton) diatur sekitar 700 m3/jam, saat ini kondisi tangki telah ditransfer sampai ±8%. Kemudian dilakukan tahapan awal pencampuran untuk skenario dengan cara mentransfer LPG dari17D-1 ke 17D-2 hingga level di 17D-1 mencapai 3% serta mentransfer LPG dari 17D-4 ke 17D-3 hingga level di 17D-4 mencapai 3%. Pompa yang digunakan yakni pompa sirkulasi dengan rate 50 m3/jam hingga level 5% dan diturunkan rate nya hingga 20 m3/jam untuk menghindari terjadinya kavitasi dari pompa

Gambar 4.1 Tahapan Awal untuk Skenario Transfer LPG ke Kapal

Setelah pencampuran didapat komposisi akhir di tiap tangki sebagai berikut :


Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 17 D-1 17 D-2 17 D-3 17 D-4 Persen Level di Tangki 3% 57,2% 13,5% 3% Level Persen Komposisi 0,64 0,48 0 0 C2 98,54 98,42 4,14 6,32 C3 0,68 0,85 37,10 31,52 iC4 0,14 0,25 58,65 62,03 nC4 0 0 0,10 0,12 iC5 0 0 0,01 0,01 nC5 0 0 0 0 C6+ Tabel 4.1 Komposisi dari Tahapan Awal Pencampuran Tangki

Kemudian dilakukan 2 skenario atau alur pengosongan tangki berdasarkan analisis kerugian dari pengosongan tangki. Parameter yang diperhitungkan yakni komposisi akhir dari LPG ketika ditransfer ke kapal dan denda yang dibayarkan ketika kapal melebihi waktu bersandar di dock (maks. 36 jam) atau demmurage. 4.1.1

Skenario 1 Transfer LPG ke Kapal

Skenario 1 yakni mentransfer isi tangki 17D-3 ke tangki 17D-2 sampai 3%, kemudian mentransfer isi tangki 17D-2 ke kapal hingga 8%. Kelebihan dari skenario ini yakni kapal tidak terkena demmurage karena waktu loading hanya 11,94 jam, untuk kekurangan dari skenario ini yakni level akhir di tangki 17D-2 menghasilkan LPG Out of Specification.

Gambar 4.2 Skenario 1 Tranfer LPG ke Kapal



Setelah pencampuran didapat komposisi akhir di tangki 17D-2 sebagai berikut : Komposisi Spec % Liq C2 2.0 Max 0,41 C3 96.0 Min 83,80 iC4 6,47 2.5 Max nC4 9,31 iC5 Nil 0,02 nC5 Nil 0,00 C6+ 0,00 Tabel 4.2 Komposisi Akhir di Tangki 17D-2

4.1.1

Skenario 2 Transfer LPG ke Kapal

Skenario 2 yakni mentransfer isi tangki 17D-2 dan 17D-3 ke kapal secara bersamaan hingga level 3%. Kekurangan dari skenario ini yakni kapal terkena demmurage karena waktu transfer LPG melebihi batas yakni 72,84 jam, untuk

kelebihan dari skenario ini yakni level akhir di tangki 17D-2 menghasilkan LPG yang sesuai spesifikasi.

Gambar 4.3 Skenario 2 Transfer LPG ke Kapal

Komposisi LPG pada skenario ditangki 17D-2 dan 17D-3 sebagai berikut :


Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 17D-2

17D-3 Komposisi Spec % Liq Spec % Liq C 2.0 Max 0,48 0 C3 96.0 Min 98,42 4,14 iC4 0,85 37,10 2.5 Max 95. Min nC4 0,25 58,65 iC5 Nil 0 1.0 Max 0,10 nC5 Nil 0 Nil 0,01 C6+ 0 Nil 0 Tabel 4.3 Komposisi Akhir di Tangki 17D-2 dan 17D-3

Perbandingan antar skenario didasari dengan mengambil kerugian yang paling sedikit apabila level yang tersisa di estimasi dengan harga propana dan butana saat ini (Desember 2017) dan denda yang dibayarkan. Harga LPG Propana yakni 580 US$ / MT dan harga LPG Butana yakni 590 US$ / MT, sedangkan denda dari demmurage berkisar 40.000 – 70.000 US$ / Shipment Skenario 1

Skenario 2

Tangki

Level

Estimasi (US$)

17D-1

3% (1.200 m3)

-404.584,80

3% (1.200 m3)

-404.584,80

17D-2

8% (3.200 m3)

-1.078.892,80

3% (1.200 m3)

-404.584,80

17D-3

3% (1.200 m3)

-424.446,00

3% (1.200 m3)

-424.446,00

17D-4

3% (1.200 m3)

-424.446,00

3% (1.200 m3)

-424.446,00

Demmurage

-

Demmurage

-70.000

Total

Estimasi (US$)

-2.332.369,60

-1.728.061,60

Tabel 4.4 Perbandingan Kerugian antar Skenario 1 Dan 2

Berdasarkan hasil analisa, skenario 2 menghasilkan kerugian paling sedikit karena harga selisih LPG yang 5% lebih menguntungkan dibandingkan dengan harga denda. 4.2 Tahapan Pengosongan Tangki hingga 0% 4.2.1

Draining LPG ke Gravel Pit Tahapan draining LPG ke gravel yakni dengan cara membuka valve dari

bottom barel pada suction pompa sehingga LPG akan mengalir melalui pipa 2 inch yang berujung di gravel pit . Simulasi Hysis 8.8 dilakukan untuk mengetahui flowrate draining LPG untuk tangki 17D-1 serta 17D-4 dan untuk 2 tangki sisanya

dianggap sama sehingga didapat flowrate dan perkiraan waktu pengosongan tangki


Laporan Khusus Kerja Praktik Process Engineering & Energy Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Propana Butana 3 0,68 m /h 1,10 m3/h F low rate Waktu Pengosongan 1768,35 jam (74 hari) 1086,96 jam (46 hari) Tabel 4.5 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Draining LPG Ke Gravel Pit

Pembuangan LPG mengakibatkan adanya paparan propana dan butana yang dapat menimbulkan kantung api (flammable area) akibat dari nilai LEL tiap hidrokarbon telah tercapai. Pada simulasi pertama , flammable area untuk propana yakni ±11 meter dan butana ±14 meter, sedangkan daerah aman untuk berkerja yakni ± 40 meter untuk propana dan ± 50 meter untuk butana

Gambar 4.4 Radius Paparan Propana dan Butana

Simulasi kedua, paramater yang diukur radius toxic area of vapor cloud dari Methyl Mercaptan. Batas kadar ppm untuk yang dizinkan yakni 7,3 ppm untuk 8 jam bekerja yang mengacu pada AEGL-2. Nilai ppm dari kandungan sulfur yang diumpamakan sebagai nilai ppm dari methyl mercaptan ternyata sangat kecil sehingga tidak berbahaya untuk waktu 8 jam bekerja. Pada simulasi diambil batasan nilai AEGL-2 yakni 7,3 ppm sebagai radius bahaya dari Methyl Mercaptan, radius dari paparannya yakni ±10 meter.



Gambar 4.5 Radius Paparan Methyl Mercaptan

4.2.2

Natural E vaporation Tahapan pengosongan tangki dengan natural evaporation yakni dengan

menutup aliran Cairan pendingin C3 cair untuk kondensor 17E-2A dan 17E-2B sehingga BOG butana yang terbentuk dari tangki tidak dikondensasikan kembali. Akibatnya uap butana akan terakumulasi menyebabkan kenaikan tekanan dalam tangki. Untuk LPG propana, cairan propana dingin dari 17K-1 ditutup sehingga tidak ada yang kembali ke tangki 17D-1 dan 17D-2 sehingga propana akan terbentuk uap. BOG dari propana dan butana dibuang ke lingkungan melalui flare. Dilakukan pengambilan data kenaikan tekanan dari tangki 17D-3 dan 17D4 di DCS sehingga didapat nilai laju penguapannya. Untuk LPG propana dilakukan pendekatan melalui nilai panas latennya (λ ). Kekurangan dari metode ini yakni kemungkinan terbentuknya deposit karena tidak ikut menguap bersama propana maupun butana. Propana 3

F low rate

Butana 3

1,97 m /h 0,99 m /h Waktu pengosongan 606,37 jam (25,26 hari) 1212,74 (50,53 hari) Tabel 4.6 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Natural Evaporation

Dilakukan percobaan pengambilan LPG secara langsung untuk mengetahui apakah terbentuk deposit apabila diuapkan secara alami. Hasil yang didapat yakni tidak terbentuk deposit apabila diuapkan secara alami.



Gambar 4.6 Hasil Percobaan Natural Evaporation

4.2.3

Dir eming G as

Gambar 4.7 Skema Sederhana Deriming Gas

Metode penguapan LPG menggunakan deriming gas yakni memanfaatkan uap panas C3 yang panas dari second stage 17K-1. Vapor C3 dialirkan melalui selang 3/4 inch karena tidak tersedianya pipa untuk deriming gas, kemudian masuk ke tangki melalui rundown line . Uap panas C3 akan menguapkan LPG yang kemudian akan dibuang ke lingkungan melaui flare. Penentuan laju penguapan menggunakan deriming gas didapat perhitungaan rate panas yang masuk ke dalam tangki dari lingkungan dan rate panas dari direming gas. Kekurangan dari metode ini yakni kemungkinan terbentuknya deposit sama seperti natural evaporation dan pengoperasiannya relatif sulit, akan tetapi fasilitas pendukung di plant -17 telah tersedia dan dapat langsung diaplikasikan. Flow rate

Propana 2,59 m3/h

Butana 1,78 m3/h

Waktu pengosongan

19,30 hari

28,17 hari

Tabel 4.7 Flow Rate dan Waktu Pengosongan Deriming Gas



5 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan

1. Didapat skenario terbaik untuk penurunan level hingga 3% yakni dengan cara mentransfer isi tangki 17D-2 dan 17D-3 ke kapal secara bersamaan hingga level 3%. Berdasarkan perhitungan, metode tersebut memberikan kerugian finansial paling sedikit dibanding skenario yang lain 2. Berdasarkan evaluasi didapat metode terbaik yakni deriming gas dengan perbandingan sebagai berikut : Parameter

Dr aining LPG ke Gravel Pit

Natural E vaporation

Deri ming G as

73,53 hari 25,26 hari 19,30 hari 45,45 hari 50,53 hari 28,17 hari LPG langsung di LPG dibakar terlebih LPG dibakar terlebih Lingkungan buang ke lingkungan dahulu di flare dahulu di flare Operasi Relatif Mudah Relatif Mudah Relatif Sulit Tabel 5.1 Perbandingan Antar Metode Pengosongan Tangki

Durasi

Propana Butana

5.2 Saran

1. Mengimplementasikan skenario pengosongan tangki, yaitu dengan skenario dan metode yang terlampir pada kesimpulan



DAFTAR PUSTAKA

Crowl, D.A. 2012. Minimize the Risks of Flammeable Materials. Michigan Technological University Holman, J.P. 1986. Heat Transfer . Singapore: Mc. Graw Hill Book Company. Kern, D.Q. 1965. Process Heat Transfer . New York: Mc. Graw Hill Book Company. National Academy of Sciences. 2013. Acute Exposure Guideline Levels For Selected Airborne Chemicals: Volume 15. Washington DC. The National

Academies Press. Operation Department. 2001. Storage and Loading Manual Book 5 Plant 17. Badak LNG, Bontang.



Lampiran A Perhitungan Penurunan dari Level aktual - 8 % dan Level 8% - 3% 

Komposisi Awal

Komponen C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6+



17D-1 % liq Volume 0,64 26,624 98,54 4099,264 0,68 28,288 0,14 5,824 0 0 0 0 0 0

17D-2 % liq Volume 0,46 91,632 98,4 19601,28 0,87 173,304 0,27 53,784 0 0 0 0 0 0

17D-3 % liq Volume 0 0 2,6 82,16 41,05 1297,18 56,25 1777,5 0,09 2,844 0,01 0,316 0 0

% liq 0 6,32 31,52 62,03 0,12 00,01 0

17D-4 Volume 0 217,408 1084,288 2133,832 4,128 0,344 0

Pencampuran awal Tangki 2 Komponen C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6+

17 D-1 % liq Volume 0,64 12,8 98,54 1970,8 0,68 13,6 0,14 2,8 0 0 0 0 0 0

+

17 D-2 % liq Volume 0,46 111,41 98,4 23831,41 0,87 210,70 0,27 65,39 0 0 0 0 0 0

=

17 D-2 % liq Volume 0,48 124,201 98,42 25802,21 0,85 224,30 0,25 68,19 0 0 0 0 0 0

=

17 D-3 % liq Volume 0 0 4,03 209,6 37,38 1944 58,47 3040,6 0,10 5,28 0,01 0,52 0 0

=

17 D-2 % liq Volume 0,41 124,21 83,80 25963,44 6,47 1719,69 9,31 2407,11 0,02 4,062 0,00 0,4 0,00 0

Tangki 3 Komponen C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6+



17 D-4 % liq Volume 0 0 2,6 126,4 41,05 630,4 56,25 1240,6 0,09 2,4 0,01 0,2 0 0

+

17 D-3 % liq Volume 0 0 6,32 83,2 31,52 1313,6 62,03 1800 0,12 2,88 00,01 0,32 0 0

Skenario 1

Komponen C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6+

17 D-3 % liq Volume 0 0 6,32 161,23 31,52 1495,39 62,03 2338,92 0,12 4,061 00,01 0,4 0 0

17 D-2

+

0,48 98,42 0,85 0,25 0 0 0


124,201 25802,21 224,30 68,19 0 0 0


Lampiran B Perhitungan Natural E vaporation Diketahui :

Vol Gas R T P1 P2 T1 T2

= 36800 m3 = 36800000 L = 0,0825 L atm/mol k = 269 K = 1,0818076 atm = 1,0940918 atm = 70 C = 35 C =

n1 n2 ∆n G

. .

= 1793872,7 gmol/h = 1814242,6 gmol/h = 20369,87 gmol/h = 1181452,4 gram/h = 1181,4524 Kg/h   = 3

Evaporation = 0,9894912 m /h butana   3   4 3

=

∆3 ∆4

Evaporation = 1,9789823 m /h propana


 

743_tugas

Recommend Documents