Laporan Umum Final Badak

LAPORAN UMUM KERJA PRAKTIK

PT BADAK NGL BONTANG-KALIMANTAN BONTANG-KALIMANTAN TIMUR TIM UR

Oleh: Ahmad Kharis Nova A.

(2313100061)

Pembimbing: Prof. Ir. Renanto, M.Sc Ph.D Ronggo Ahmad Wikanswasto, S.T., M.T.

JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2016

Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur

L

ii


LEMBAR PENGESAHAN II LAPORAN KERJA PRAKTIK DI

PT BADAK NGL Bontang – Kalimantan Kalimantan Timur

Periode: 1 Juli – 18 18 Agustus 2016

Telah disahkan dan disetujui (Surabaya, 18 Agustus 2016)

Menyetujui,

Sekretaris Prodi S1

Dosen Pembimbing Kerja Praktik

Teknik Kimia FTI-ITS

Fadlilatul Taufany, S.T., Ph.D

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

NIP. 1981 07 07 13 2005 01 1001 1001

NIP. 1953 07 19 1978 03 1001 1001

iii

Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur penulis ucapkan kepada Allah SWT karena atas berkah dan rahmat-Nya, penulis mampu menyelesaikan laporan kerja praktik di Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur dengan sebaik-baiknya. Selama masa kerja praktik yang terhitung mulai tanggal 1 Juli 2016, penulis melakukan serangkaian kegiatan yang dirangkum ke dalam laporan ini sebagai syarat kelulusan pada jenjang pendidikan S1 di Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Pada kesempatan kali ini, penulis mengucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu dalam penyelesaian laporan kerja praktik ini, diantaranya: 1.

Fadlilatul Taufany, S.T., Ph.D selaku Sekretaris Program Studi S1 Teknik Kimia FTI-ITS.

2.

Prof. Ir. Renanto, M.Sc Ph.D selaku dosen pembimbing mata kuliah Kerja Praktik Institut Teknologi Sepuluh Nopember.

3.

Ronggo Ahmad W., S.T., M.T. selaku pembimbing utama dan lapangan di PT Badak NGL.

4.

Para Engineer di Process & SHE Engineering : Bapak Johan, Bapak Zaki, Ibu Prapti, Bapak Hatta, Bapak Ertanto, Bapak Robby, Bapak Ferry, Bapak Fajar, Bapak Okky, Bapak Arief, Bapak Silvano, Bapak Farhan, Bapak Danu, Bapak Rendra, Bapak Adib serta para teknisi dan staff: Bapak Kamil, Bapak Fajar, Ibu Ane, dan Bapak Anto.

5.

Bapak Haryanto, Bapak Muis, dan Bapak Samsir selaku pihak Training Section.

6.

Rekan-rekan partner kerja praktik di PT Badak NGL yang telah berjuang bersama: Ali, Veby, Alif, Reinaldi, Ivan, Candra, Karin, Ari, Agung, Shoni, Mulyana, Daniel, Lady, Dinda.

7.

Semua pihak yang berperan dalam pelaksanaan penelitian dan penyelesaian laporan yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu.

iv


Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna sehingga diperlukan evaluasi untuk peningkatan kualitas yang berkelanjutan. Oleh karena itu, penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari para pembaca. Penulis mengharapkan semoga laporan ini dapat menambah wawasan dan bermanfaat bagi para pembacanya.

Bontang, 18 Agustus 2016

Ahmad Kharis Nova A.

v


IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTIK

Nama Perusahaan

PT Badak Natural Gas Liquefaction.

Lokasi/Alamat

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

Status, Tahun

Perusahaan Negara, didirikan pada tanggal 26 November

Pendirian, dan Jenis

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

Perusahaan

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

Produk Perusahaan

Liquefied Natural Gas (LNG) dan Liquefied Petroleum Gas (LPG)

Visi Perusahaan

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

Misi Perusahaan

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

Prinsip Perusahaan

- Berupaya dengan sungguh-sungguh untuk mencapai safety excellence dengan menerapkan process safety management - Ramah lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui penerapan dan sertifikat EMS ISO 14001 - Menghasilkan persyaratan

produk

pelanggan

yang

memenuhi

semua

melalui

penerapan

quality

management system dan mempertahankan sertifikat ISO-9001-2000 - Profesional excellence melalui pengembangan SDM yang berdasarkan kompetensi - Mengelola bisnis dengan menerapkan “best industrial practices” dan “good corporate government”

vi

JURUSAN TEKNIK KIMIA INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER


DAFTAR ISI HALAMAN SAMPUL................................................................................................I LEMBAR PENGESAHAN I .................................................................................... II LEMBAR PENGESAHAN II .................................................................................III KATA PENGANTAR...........................................................................................IIIV IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTIK ....................................................... VII DAFTAR ISI..........................................................................................................VIII DAFTAR GAMBAR ................................................................................................. X DAFTAR TABEL .................................................................................................... XI BAB I PENDAHULUAN ............................................................................................ 1

1.1

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

1.2

Tujuan ................................................................................................................ 2

1.3

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

1.4

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

1.5

Sistematika Penulisan Laporan .......................................................................... 4

BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN PT BADAK NGL .......................... 5

2.1. Sejarah Berdirinya PT Badak NGL.................................................................... 5 2.2. Lokasi dan Tata Letak Pabrik ............................................................................ 7 2.3. Profil Perusahaan ............................................................................................... 9 2.3.1.

Visi .............................................................................................................. 9

2.3.2.

Misi ............................................................................................................. 9

2.3.3.

Kebijakan ( Policy) .................................................................................... 10

2.4. Nilai-nilai Utama PT Badak NGL.................................................................... 10 2.5. Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL ............................................. 10 2.6. Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL ................................................................. 12 BAB III STRUKTUR ORGANISASI PERSAHAAN PT BADAK NGL ............ 15

3.1. Production Division ......................................................................................... 16 1.1.1.

Operation Department .............................................................................. 16

1.1.2.

Maintenance Departement ........................................................................ 18

1.1.3.

Technical Department ............................................................................... 24

3.2. Business Support Division ............................................................................... 27 3.3. Accounting Operation and Control Department ............................................. 28 vii



3.4. Internal Audit Department ............................................................................... 28 3.5. Safety and Health Environment Quality Department ...................................... 28 3.6. Corporate Strategic Planning and Business Development Department .......... 29 3.7. Corporate Secretary Department . .................................................................... 29 BAB IV BAHAN BAKU, HASIL PRODUKSI, DAN LIMBAH .......................... 30

4.1. Bahan Baku Proses ........................................................................................... 30 4.1.1. 4.1.2.

Bahan Baku Utama ................................................................................... 30 Bahan Baku Penunjang ............................................................................. 32

4.2. Hasil Produksi .................................................................................................. 35 4.2.1.

Liquefied Natural Gas (LNG) .................................................................. 35

4.2.2.

Liquefied Petroleum Gas (LPG) ............................................................... 36

4.3. Limbah Produksi .............................................................................................. 36 BAB V PROSES PENCAIRAN GAS ALAM DI PT BADAK NGL .................... 38

5.1. Plant -1: Proses Pemisahan CO 2 ....................................................................... 40 5.2. Plant -2: Proses Penghilangan H2O dan Hg...................................................... 43 5.3. Plant -3: Proses Fraksionasi .............................................................................. 46 5.4. Plant -4: Proses Refrigerasi .............................................................................. 51 5.4.1.

Sistem Refrigerasi dengan Propana .......................................................... 51

5.4.2.

Sistem Refrigerasi dengan MCR ( Mixed Component Refrigerant) .......... 54

5.5. Plant-5: Proses Pencairan Gas Alam ................................................................ 55 BAB VI SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH PT BADAK .... 58

6.1. Plant -29: Nitrogen Supply................................................................................ 58 6.2. Plant -30: Sistem Distribusi Listrik .................................................................. 60 6.3. Plant -31: Penyedia Steam dan Tenaga Listrik ................................................. 63 6.3.1.

Penyedia Steam ......................................................................................... 64

6.3.2.

Pembangkit Tenaga Listrik (Steam Turbine Generator Plant-31) ........... 66

6.4. Plant-35: Pressurized Air Supply ..................................................................... 68 6.5. Plant-32: Penyedia Air Pendingin .................................................................... 70 6.5.1.

Penyedia Air Pendingin ............................................................................ 70

6.5.2.

Plant Sodium Hypochlorite ....................................................................... 71

6.6. Plant-33: Fire Water Supply............................................................................. 71 6.7. Plant-36: Penyedia Air Umpan Boiler ............................................................. 73 viii



6.7.1.

Aerasi ........................................................................................................ 74

6.7.2.

Iron Removal Filter .................................................................................. 74

6.7.3.

Demineralisasi .......................................................................................... 75

6.7.4.

Penghilangan Kesadahan .......................................................................... 75

6.7.5.

Deaerasi .................................................................................................... 76

6.8. Plant-48 dan-49: Community Water Treatment System and Sewage ............... 77 6.8.1.

Air Limbah dari Perumahan ..................................................................... 78

6.8.2.

Air Limbah dari Pabrik ............................................................................. 78

BAB VII SISTEM STORAGE AND L OADI NG PT. PT BADAK NGL ............... 80

7.1. Feed Natural Gas Knock Out Drum dan Pig Receiver ( Plant-21) .................. 81 7.2. Hydrocarbon Condensate Stabilizer ( Plant-16) .............................................. 84 7.3. Relief and Blow Down System ( Plant-19) ........................................................ 86 7.4. C2/C3 Bullet and Hydrocarbon Condensate Tank ( Plant-20) .......................... 89 7.5. LNG Storage and LNG Loading Dock ( Plant-24) ........................................... 90 7.6. LPG Refrigerant Plant ( Plant-15) ................................................................... 95 7.7. LPG Storage and LPG Loading Dock ( Plant-17)............................................ 97 7.8. Nitrogen Generator ( Plant-39) ........................................................................ 99 7.9. Waste Water Treatment Plant ( Plant-34) ...................................................... 101 7.10. LPG Bottling ( Plant-26)................................................................................. 102 7.11. Piping System ( Plant-38) ............................................................................... 103 BAB VIII PENUTUP .............................................................................................. 104

8.1. Kesimpulan .................................................................................................... 104 8.2. Saran............................................................................................................... 104 DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................. 105

ix



DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Pembagian Zone Lokasi PT Badak NGL .......................................... 7 Gambar 2.2 Layout Zone I PT Badak NGL .......................................................... 8 Gambar 2.3 Kepemilikan Saham PT Badak NGL Sejak Tahun 1990 ................ 11 Gambar 2.4 Rantai Bisnis PT Badak NGL .......................................................... 12 Gambar 2.5 Skema Bisnis PT Badak NGL Menurut UU MIGAS No. 22/2001 . 12 Gambar 2.6 Custody Point Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL ......................... 14 Gambar 3.1 Struktur Organisasi PT Badak NGL ................................................ 15 Gambar 3.2 Struktur Organisasi Production Division......................................... 16 Gambar 3.3 Struktur Organisasi Operation Department ..................................... 17 Gambar 3.4 Struktur Organisasi Maintenance Department ................................ 20 Gambar 3.5 Struktur Organisasi Technical Department ..................................... 24 Gambar 5.1 Diagram Blok Proses Produksi LNG di PT Badak NGL ................ 39 Gambar 5.2 Hubungan Antara Sistem Proses, Sistem Utilitas, dan Sist em Storage

Loading di PT Badak NGL ................................................................................... 40 Gambar 5.3 Diagram Alir Sistem Purifikasi Plant-1 ........................................... 41 Gambar 5.4 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-2 ........................................... 44 Gambar 5.5 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-3 ........................................... 46 Gambar 5.6 Diagram Alir Siklus Refrigerasi Propana ........................................ 52 Gambar 5.7 Diagram Alir Siklus Refrigerasi MCR ............................................ 55 Gambar 5.8 Diagram Alir Siklus Pencairan Gas Alam Plant -5 .......................... 57 Gambar 6.1 Diagram Alir Proses Pembuatan Nitrogen Plant -29 ....................... 60 Gambar 6.2 Diagram Alir Distribusi Listrik ( Plant -30) ...................................... 63 Gambar 6.3 Distribusi Steam di Badak ............................................................... 66 Gambar 6.4 Sistem Penyedian Steam dan Tenaga Listrik di PT Badak NGL .... 67 Gambar 6.5 Diagram Alir Plant -35 (Proses Penyediaan Udara Bertekan) ......... 69 Gambar 6.6 Diagram Alir Plant -32 (Proses Penyediaan Air Pendingin) ............ 71 Gambar 6.7 Diagram Alir Penyedia Pemadam Kebakaran Plant -33 .................. 73 Gambar 6.8 Sistem Penyediaan Air Umpan Boiler ............................................. 77 Gambar 6.9 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant -48 ................................. 79 Gambar 6.10 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant -49 ............................... 79 x



Gambar 7.1 Jaringan Pipa Gas Alam Kalimantan Timur sebagai Pipa Feed Gas

Alam PT Badak NGL ............................................................................................ 81 Gambar 7.2 Pig Receiver di Plant -21 PT Badak NGL ....................................... 82 Gambar 7.3 BrushPig [kiri] dan ElectricalPig .................................................... 82 Gambar 7.4 Knock Out Drum .............................................................................. 83 Gambar 7.5 Diagram Alir Proses pada Plant -21 ................................................. 83 Gambar 7.6 Sistem Kontrol Knock Out Drum .................................................... 84 Gambar 7.7 Diagram Alir Proses pada Plant -16 ................................................. 85 Gambar 7.8 Diagram Alir Plant -19 Relief & BlowdownTrain A,B,C & D .......... 87 Gambar 7.9 Diagram Alir Sistem Blowdown Train A, B, C, dan D ................... 88 Gambar 7.10 Diagram Alir Sistem Blowdown Train E, F, G, dan H .................. 88 Gambar 7.11 Fasilitas LNG Run Down System di Plant -24 ............................... 92 Gambar 7.12 Komponen LNG Storage Tank di Plant -24 ................................... 92 Gambar 7.13 Fasilitas BOG System di Plant -24 ................................................. 94 Gambar 7.14 LNG/LPG Loading Dock-2 di Plant -24 ........................................ 94 Gambar 7.15 Diagram Alir LPG RefrigerationPlant -15 ..................................... 96 Gambar 7.16 Diagram Alir Plant -17 ................................................................... 97 Gambar 7.17 Skema Nitrogen Plant di Plant -17 .............................................. 100

xi



DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Komposisi dan Kondisi Gas Alam ....................................................... 31 Tabel 4.2 Jumlah Feed Natural Gas Produksi di PT Badak NGL dari Berbagai

Daerah ................................................................................................................... 32 Tabel 4.3 Komposisi MCR ................................................................................... 33 Tabel 4.4 Sifat Produk LNG PT Badak NGL....................................................... 35 Tabel 4.5 Komposisi Produk LNG PT Badak NGL ............................................. 35 Tabel 4.6 Komposisi Produk LPG PT Badak NGL ............................................. 36 Tabel 6.1 Spesifikasi Produk Nitrogen dari Plant -29 .......................................... 60 Tabel 6.2 Spesifikasi Air Umpan Boiler .............................................................. 64 Tabel 6.3 Spesifikasi Boiler di Modul I dan II ..................................................... 65 Tabel 6.4 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities I ...................................... 67 Tabel 6.5 Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities II ..................................... 68 Tabel 6.6 Jenis Resin Penukar Ion ....................................................................... 75 Tabel 6.7 Kapasitas Pengolahan Air dan Air Umpan Ketel ( Boiler ) ................. 76 Tabel 6.8 Kapasitas Pengolahan Air Minum........................................................ 76 Tabel 7.1Unit-Unit Fasilitas pada Plant -24 ......................................................... 90 Tabel 7.2 Unit-Unit Fasilitas pada Plant -17......................................................... 98 Tabel 7.3 Unit-Unit Fasilitas pada Plant -39......................................................... 99

xi



1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1

Latar Belakang

Kerja Praktik merupakan salah satu mata kuliah yang ada di Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember (FTIITS). Mata kuliah ini berbeda dari mata kuliah yang lain karena pelaksanaanya dilakukan di perusahaan tertentu dan merupakan implementasi dari mata kuliah teoritis yang telah diperoleh sebelumnya. Mahasiswa diharapkan mampu menyelesaikan permasalahan actual yang terdapat di perusahaan melalui penerapan ilmu yang telah diperoleh. LNG merupakan industri yang saat ini sedang berkembang di dunia karena potensinya yang besar untuk menggantikan bahan bakar minyak untuk menghasilkan energi yang besar dan lebih ramah terhadap lingkungan. Pencairan gas alam menjadi LNG ( Liquefied Natural Gas) ini merupakan upaya untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar, pembangkit listrik baik industri maupun rumah tangga. Dalam industri ini, peranan Engineer Teknik Kimia sangat besar. Ilmu yang ada di setiap bagian sangatlah sesuai dengan yang sudah dipelajari dalam kuliah yaitu proses pencairan gas alam dan kegiatan penunjang lain yang membutuhkan optimasi dalam proses operasi dan pengembangannya. Sebagai salah satu perusahaan pengolahan gas alam pertama dan terbaik di dunia, PT Badak NGL memiliki berbagai jenis proses dan sistem utilitas yang handal dan maju. PT Badak NGL setiap tahunnya membuka program praktik kerja lapangan untuk mahasiswa D3 maupun S1. Tidak heran, banyak mahasiswa Teknik Kimia yang mencoba untuk mendaftar untuk mengikuti PKL di PT Badak NGL. Peluang inilah yang mendasari kami untuk memanfaatkan ini untuk memenuhi mata kuliah Kerja Praktik dari Jurusan Teknik Kimia FTI-ITS. Hal ini didukung pula dengan proses pencairan gas alam yang kompleks beserta semua sarana pendukung mampu membuat kami sebagai mahasiswa akan mendapatkan pengalaman, membuka wawasan dan menambah pemahaman mengenai proses,

1



sistem uitilitas, penyimpanan, pengiriman dan cara kerja peralatan terkait pencairan gas alam di PT Badak NGL. PT Badak NGL adalah perusahaan non-profit yang berperan sebagai operator dalam indsutri gas alam. Sebagai perusahaan operator, PT Badak NGL dipercayai untuk mengolah devisa negara melalui proses pencairan gas alam di Indonesia. Keuntungan yang didapatkan dari proses pencairan gas alam ini merupakan pemasukan bagi kas negara, sehingga optimasi dari proses yang perannya dilakukan oleh para engineer merupakan pekerjaan yang penting. Gas alam yang diolah adalah gas alam yang berasal dari gas producer yang berasal dari Total, Chevron, dan Vico. Gas alam ini pertama kali berasal dari wilayah dimana sumur gas pertama digali, yaitu muara badak. Hal ini jugalah yang menjadikan asal usul nama perusahaan ini. PT Badak NGL melalui jaminan mutu proses produksi LNG telah memberikan sumbangan besar terhadap devisa Negara Indonesia. Berdasarkan paparan diatas, saya memilih PT Badak NGL sebagai tempat melaksanakan proses Kerja Praktik ini. Tantangan real dalam proses pencairan gas alam merupakan hal yang sangat menarik dan sesuai untuk mengasah dan menerapkan ilmu-ilmu yang sudah kita dapatkan dari perkuliahan. Salah satu bagian dalam struktur PT Badak NGL yang sesuai untuk mahasiswa Teknik Kimia ialah Process and SHE Engineering section, Department of Technical . Dengan melakukan kerja Praktik selama 2 bulan, maka peserta didik mampu memperoleh wawasan proses teknis pencairan gas alam dan kegiatan penunjang terkait serta hal-hal lain yang relevan dengan Ilmu Teknik Kimia. 1.2

Tujuan

Pelaksanaan program kerja Praktik bagi mahasiswa dalam lingkup program pendidikan strata satu (S1) Program Studi Teknik Kimia Institut Teknologi Sepuluh Nopember memiliki tujuan sebagai berikut: 1. Memenuhi persyaratan akademik, yaitu Mata Kuliah Kerja Praktik yang wajib diikuti oleh Mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopemeber dilaksanakan minimal 1 bulan.

2


yang


2. Sebagai salah satu syarat kelengkapan kurikulum dalam menempuh pendidikan strata satu (S1) Program Studi Teknik Kimia di Institut Teknologi Sepuluh Nopember. 3. Menambah ilmu pengetahuan dan pengalaman bagi Mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Sepuluh Nopember agar dapat menghubungkan ilmu yang didapat di bangku kuliah dengan praktik yang dijumpai di lapangan. 4. Menumbuhkan dan mengembangkan pola pikir kreatif dan potensial bagi mahasiswa S1 Program Studi Teknik Kimia hingga didapat lulusan yang handal. 5. Mengkaji dan meneliti materi di lapangan agar bisa memunculkan pemikiran yang realistis dan sistematis dalam menuju prospek yang lebih baik. 1.3

Ruang Lingkup Kerja Praktik

Ruang lingkup kegiatan kerja praktik di PT Badak NGL adalah sebagai berikut: 1. Masa Orientasi Umum di Technical Department Pada masa ini, peserta kerja praktik memperoleh penjelasan mengenai aktivitas proses di Process & SHE Engineering (P & SHEE) , Production Planning & Energy Conservation (PP & EC), Inspection, dan Laboratory & Environmental Control (Lab & EC). Permasalahan terkait proses yang diperoleh pada masa ini adalah: proses pembuatan LNG, penyediaan sarana utilitas, penimbunan LNG dan pemuatan LNG ke kapal dan LPG plant , struktur organisasi dunia perdagangan LNG/LPG, perencanaan produksi LNG/LPG, jadwal pengapalan, dan sistem inspeksi peralatan kilang PT Badak NGL, serta pengendalian mutu LNG. 2. Masa Orientasi Umum di Operation Department Pada masa ini, peserta kerja praktik melihat pekerjaan yang dilakukan di Departemen Operasi di modul II, yang mencakup Process Train EFGH , Utillities I , dan Storage and Loading . Selain itu, peserta juga mendapatkan

3



tour di dalam plant untuk mendapatkan gambaran langsung tentang operasi plant di PT Badak NGL. 3. Penyelesaian tugas umum dan tugas khusus di Process & SHE Engineering Section. Tugas umum yang diberikan adalah membahas dan menyusun laporan mengenai proses pencairan gas alam serta hal-hal lain yang mendukung proses tersebut seperti utilitas, penyimpanan, serta loading khususnya di PT Badak NGL. 1.4

Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Kerja praktik dilakukan di PT Badak NGL yang merupakan perusahaan pencairan gas alam yang terletak di wilayah Bontang Kalimantan Timur. Kerja praktik dilakukan selama 2 bulan yakni dimulai pada tanggal 1 Juli hingga 18 Agustus 2016. 1.5

Sistematika Penulisan Laporan

Sistematika laporan kerja Praktik ini terbagi menjadi dua bagian. Pada bagian I akan dibahas mengenai tugas umum, sedangkan pada bagian II akan dibahas mengenai tugas khusus. Berikut ini adalah sistematika penulisan pada laporan ini. Bab I

: Pendahuluan

Bab II

: Tinjauan Umum Perusahaan PT Badak NGL

Bab III

: Struktur Organisasi Perusahaan PT Badak NGL

Bab IV

: Bahan Baku, Hasil Produksi, dan Limbah

Bab V

: Proses Pencairan Gas Alam di PT Badak NGL

Bab VI

: Sistem Utilitas dan Pengolahan Limbah PT Badak NGL

Bab VII

: Sistem Storage and L oading PT Badak NGL

Bab VIII : Penutup

4



2

BAB II

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN PT BADAK NGL

2.1. Sejarah Berdirinya PT Badak NGL

Pemanfaatan gas alam di Indonesia dimulai pada tahun 1950. Saat itu gas alam banyak dimanfaatkan sebagai bahan bakar penggerak turbin pada kilangkilang minyak. Namun, terdapat beberapa hambatan dalam usaha pengembangan pemanfaatan gas alam di Indonesia, antara lain: 1. Belum adanya kepastian cadangan gas alam, baik dari segi jumlah maupun kualitasnya 2. Terbatasnya pasar domestik bagi gas alam karena gas alam belum dimanfaatkan secara luas dalam industri dalam negeri. 3. Terbatasnya teknologi pengolahan gas alam, baik dari segi proses, penyimpanan, maupun transportasinya. 4. Usaha pengembangan pemanfaatan gas alam membutuhkan modal yang sangat besar. Pengembangan kilang gas alam di Indonesai baru dimulai pada tahun 1968 setelah pemerintah memulai penyelidikan cadangan-cadangan minyak dan gas yang dilakukan oleh Pertamina beserta mitra kerja perusahaan asing. Usaha tersebut diawali pada akhir tahun 1971 melalui production sharing contract antara Pertamina dengan Mobil Oil Indonesia di lapangan Lhok Sukon, Aceh dan Pertamina dengan HUFFCO Group di Lapangan Badak, Kalimantan Timur. Kerjasama tersebut akhirnya membuahkan hasil dengan ditemukannya gas alam dalam jumlah yang cukup besar sehingga memungkinkan pengembangan lebih lanjut. Pada bulan Juni 1974, dua kilang LNG yang pertama dibangun di Bontang Selatan, Kalimantan Timur. Pembangunan dilakukan di bawah pengawasan Pertamina yang bekerjasama dengan HUFFCO sedangkan kontraktor utama dilakukan oleh: -

Air Product Chemical Inc. yang menangani masalah perancangan proses.

-

Pacific Bechtel Inc. yang menangani masalah perencanaan engineering dan contruction. 5



-

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

tanggal 26 November 1974. Nama perusahaan disesuaikan dengan lokasi ditemukannya sumber gas alam tersebut. Dua unit pengilangan pertama, Train A dan B, selesai dibangun pada bulan Maret 1977 dan mulai memproduksi LNG (tetesan pertama) pada tanggal 5 Juli 1977 dengan kapasitas produksi 460 m 3/hr. pada tanggal 1 Agustus 1977, Presiden Soeharto meresmikan pengoperasian kilang LNG Bontang. Kemudian 9 Agustus 1977 dilakukan pengapalan pertama dengan menggunakan tangker AQUARIUS menuju Jepang dengan kapasitas 125.000 m 3. Selain itu ditemukan pula sumber gas alam ditempat lainnya, yaitu Handil, Nilam, dan Tanjung Santan. Dengan adanya penemuan baru itu mendorong untuk didirikannya Train tambahan sebanyak dua buah pada tahun 1978. Konstruksi dimulai pada bulan Juni 1980 dan selesai pada tahun 1983. Kontrak pembelian LNG tambahan ini ditandatangani pada tanggal 14 April 1981 dengan group pembeli dari Jepang untuk 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 ( Train A-D Debottlenecking) untuk meningkatkan kapasitas produksi di Train A sampai D dari 640 m 3/jam menjadi 710 m 3/jam. Pada bulan Desember 1989 Train E selesai dibangun dan menghasilkan LNG pertama pada tanggal 27 Desember 1989 dengan kapasitas produksi 710 m 3/jam, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 21 Maret 1990. Realisasi pembangunan Train E dilaksanakan oleh Chiyoda sebagai main contractor dan PT. Inti Karya Persada Teknik (IKPT) sebagai subcontractor, sedangkan Train F mulai berproduksi pada tanggal 11 November 1993 yang realisasi pembangunannya dilaksanakan oleh ICJV (IKPT-Chiyoda Joint Venture) sebagai main contractor. Dengan semakin bertambahnya tempat penemuan gas alam selain di Muara Badak, maka PT Badak NGL kembali menambah dua Train yang baru yaitu Train 6



G dan H. Train G dengan kapasitas produksi 724 m 3/jam dibangun oleh PT IKPT dan diresmikan pada tanggal 12 November 1997, sedangkan Train H mulai beroperasi pada bulan November 1999 dengan kapasitas 803 m 3/jam. Dengan beroperasinya 8 train ini, total kapasitas produksi LNG PT Badak NGL hampir mmencapai 22,5 juta ton setiap tahunnya. Saat ini PT Badak NGL hanya memproduksi sekitar 10 juta ton/tahun akibat semakin berkurangnya feed gas supply dari sumur-sumur gas PT Badak NGL. Untuk meningkatkan nilai usaha perusahaan, maka PT Badak NGL juga menghasilkan produk sampingan berupa LPG ( Liquified Petroleum Gas) selain LNG. Perluasan proyek ini diselesaikan pada bulan Desember 1984 dan kontraknya ditandatangani dengan pembeli dari Jepang pada tanggal 15 Juli 1986, disusul dengan Chinese Petroleum Co. pada tahun 1987. Setahun kemudian, proyek LPG selesai dibangun dan produksi pertama dihasilkan pada tanggal 15 Oktober 1988, dan diresmikan pada ta ngga 28 November 1988. Akan tetapi karena menyusutnya persediaan feed gas di sumursumur PT Badak NGL maka sejak Januari 2006 untuk sementara LPG dihentikan. Namun karena frekuensi bisnis LNG yang fluktuatif pada tahun 2009, LPG mulai diproduksi kembali dengan pengapalan ( shipping) pertama dilakukan pada tanggal 23 Juli 2009. 2.2. Lokasi dan Tata Letak Pabrik

Gambar 2.1 Pembagian Zone Lokasi PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

7



Seperti pada Gambar 2.1, PT Badak NGL dibagi menjadi empat daerah ( zone) yang masing-masing memiliki fungsi sendiri serta peraturan keamanan dan keselamatan masing-masing. Zone tersebut, diantaranya: a. Zone I Zone I merupakan daerah tempat proses berlangsung. Zone ini terdiri dari Process Train, Utilities, dan Storage and Loading . Pabrik pencairan LNG ( process train) dan sistem utilities dibagi menjadi dua modul. Modul I terdiri dari Process TrainABCD, Utilities I , dan Storage and Loading . Modul II terdiri dari Process Train EFGH dan Utilities II.

Gambar 2.1 Layout Zone I PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

b. Zone II Zone II merupakan daerah perkantoran yang berhubungan langsung dengan proses dan sarana pendukung proses. Perkantoran yang terdapat di Zone II, antara

lain

gedung

TOP

(Technical/Operation

Department)

Office,

Laboratory,Warehouse, dan Maintenance Department, dan lain sebagainya. c. Buffer Zone 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).

8



d. Zone III Zone III merupakan daerah lingkungan PT Badak NGL yang tidak berhubungan langsung dengan proses. Zone III terdiri dari daerah tempat kantor, perumahan pekerja, sarana olah raga, dan fasilitas-fasilitas pendukung perumahan yang lain. Kantor pusat PT Badak NGL (Gedung Putih) terletak di zone ini. 2.3. Profil Perusahaan 2.3.1. Visi

Visi PT Badak NGL adalah menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi. Perusahaan energi kelas dunia artinya menjadi perusahaan yang mampu memenuhi kebutuhan energi negara-negara di dunia. Terdepan dalam inovasi artinya menjadi perusahaan yang selalu berusaha menemukan hal-hal baru dari yang sudah ada atau yang sudah dikenal sebelumnya (gagasan, metode, atau alat) yang dapat membawa perubahan kearah yang lebih baik dan efektif. 2.3.2. Misi

Adapun misi PT Badak NGL adalah memproduksi energi bersih serta mengelola dengan standar kinerja terbaik (best performance standard ) sehingga menghasilkan

nilai

tambah

maksimal

(maximumreturn)

bagi

pemangku

kepentingan (Stakeholders). Energi bersih artinya energi yang ramah lingkungan baik dalam proses maupun hasil. Standar kinerja terbaik, artinya berpedoman pada standar kinerja internasional, yaitu: Safety, Health, Environment – Quality Management System (SHE-Q MS) untuk mencapai World Class Safety Culture Standar EMS ISO 14001 untuk mencapai hasil produksi yang ramah lingkungan Standar Quality Management System dan ISO 9001:2000 untuk mencapai kualitas produk yang memenuhi persyaratan pelanggan. Standar Best Industrial Practices dan GCG untuk mencapai tingkat kepatuhan (compliance) yang diharapkan pemerintah. Nilai tambah maksimal artinya memberikan kontribusi maksimal untuk memenuhi kebutuhan para pemangku kepentingan

9



2.3.3. Kebijakan (Policy )

Untuk mencapai visi perusahaan serta meningkatkan kinerja perusahaan, maka PT Badak NGL menerapkan beberapa kebijakan sebagai berikut: 1. Memperhatikan aspek lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui penerapan Environment Management System dan sertifikasi ISO 14001. 2. Mengelola bisnis dengan menerapkan “best industrial practices” dan “ good corporate government”. 3. Menghasilkan produk yang memenuhi spesifikasi/persyaratan yang diinginkan pelanggan melalui penerapan Quality Management System dan sertifikasi ISO 9001-2000. 4. Mewujudkan professional excellence melalui pengembangan SDM yang berdasarkan kompetensi. 5. Mewujudkan safety

excellence

melalui

penerapan Process

Safety

Management. 2.4. Nilai-nilai Utama PT Badak NGL

Nilai-nilai utama yang dipegang teguh oleh PT Badak NGL dirumuskan dengan “SINERGY,”

yaitu Safety, Health, and Environment – Innovative –

Professional – Integrity – Dignity. Berikut ini adalah penjelasan lebih lanjut dari nilai-nilai tersebut. a.

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

b. Innovative (Inovatif) c. Professional (Profesional) d. Integrity (Integritas) e. Dignity (Bermartabat) 2.5. Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL

PT Badak NGL merupakan sebuah perusahaan Joint Venture. Sejak didirikan pada tahun 1974 sampai tahun 1990, kepemilikan sahamnya terdiri dari: 

Pertamina (pemilik aset)

: 55 %



Huffco Inc. (produsen gas)

: 30 %



JILCO (wakil pembeli dari Jepang)

: 15%

10



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

Pertamina

: 55 %



VICO

: 20%



JILCO

: 15%



Total E&P Indonesie

: 10%

Gambar 2.2 Komposisi Kepemilikan Saham PT Badak NGL Sejak Tahun 1990 [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

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

11



2.6. Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL

Gambar 2.3 Rantai Bisnis PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

Secara umum, rantai bisnis yang diterapkan PT Badak NGL melibatkan beberapa pihak, yaitu produsen gas ( Production Sharing Contractor /PSC), PT Badak NGL sendiri sebagai pihak yang mengoperasikan kilang pencairan gas alam, pengangkut LNG, konsumen, dan BPMIGAS sebagai pengawas rantai bisnis LNG. Berbeda dari rantai bisnis minyak, pada rantai bisnis gas dan LNG, pembeli harus ditetapkan sebelum produksi dilakukan. Skema bisnis LNG di PT Badak NGL dapat dilihat pada Gambar 2.4.

Gambar 2.4 Skema Bisnis LNG PT Badak NGL Menurut UU MIGAS No. 22/2001 [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL] 12



Dari Gambar 2.5, dapat dilihat bahwa BPMIGAS (sekarang SKK MIGAS) adalah pemuncak status tertinggi dalam skema bisnis LNG. SKK MIGAS berperan mengawasi semua pihak yang terlibat dalam bisnis ini, seperti pihak pembeli gas alam cair, transporter , PT Badak NGL, dan produser gas. Produsen gas (PSC) merupakan perusahaan yang memiliki sumur-sumur gas dan kemungkinan juga memiliki minyak bumi. Dalam rantai bisnis LNG ini, PT Badak NGL bekerja sama dengan perusahaan minyak bumi sebagai penyedia gas alam seperti VICO, Total E&P Indonesie, dan Chevron Indonesia Company. Sebelum adanya UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, Pertamina berperan sebagai pengelola keuangan, pemasaran, sekaligus pengawas semua pihak yang terlibat dalam rantai bisnis ini. Dengan adanya undang-undang ini, fungsi pengawasan yang dimiliki Pertamina dihilangkan. Namun demikian, Pertamina masih diberi kepercayaan sebagai pengelola keuangan dan pemasaran PT Badak NGL melalui Pertamina JMG ( Joint Management Group). Sebagai pengelola keuangan dan pemasaran produk LNG, Pertamina JMG memiliki hubungan langsung dengan pihak-pihak dalam bisnis ini yang dirumuskan dengan berbagai jenis kontrak, seperti Transportation Agreement (dengan transporter LNG), Plant Use and Operation Agreement (dengan PT Badak NGL), Seller Appointment Agreement PSC Gas (dengan produser gas), Seller Appoinment Agreement State Own Gas (dengan SK MIGAS), dan Seller and Purchase Agreement (dengan pembeli LNG). Selain kontrak yang melibatkan Pertamina JMG, terdapat dua kontrak lainnya, yaitu PSC Agreement (antara SK MIGAS dan produsen gas) dan Processing Agreement (antara PT Badak NGL dan produsen gas). Umumnya, kontrak-kontrak ini berjangka waktu 10-20 tahun. Dalam rantai bisnis LNG, ada dua cara transaksi antara PT Badak NGL dan pembeli, yakni: a. FOB ( Free On Board ) Pada jenis transaksi ini, pihak penjual (dalam hal ini adalah pengelola kilang LNG) hanya bertanggung jawab atas produknya sampai ketika LNG dimasukkan ke dalam kapal tanker. Pengukuran dan penetapan mutu dilakukan di kapal sebelum berangkat, sedangkan transporter bertanggung jawab 13



terhadap LNG selama di perjalanan hingga tiba di tempat tujuan. Sistem transaksi seperti ini akan memberikan risiko yang lebih rendah bagi pengelola kilang. b. CIF (Cost Insurance Freight ) Berbeda dengan jenis transaksi sebelumnya, pada CIF, maka produk LNG menjadi tanggung jawab pengelola kilang sampai produk tersebut tiba di tempat konsumen. Pengecekan mutu dan jumlah LNG yang dijanjikan penjual akan dilakukan di receiving terminal . Oleh karena itu, tanggung jawab dan risiko pengelola kilang menjadi lebih besar. Akan tetapi, jadwal pengapalan dapat menjadi lebih fleksibel karena sepenuhnya diatur oleh pengelola kilang.

Gambar 2.5 Custody Point Rantai Bisnis LNG PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation Badak LNG]

14



3

BAB III

STRUKTUR ORGANISASI PERUSAHAAN PT BADAK NGL

PT Badak NGL dalam operasional perusahaannya mempunyai struktur organisasi yang terdiri atas beberapa bagian di mana setiap bagian memiliki tugas masing-masing. PT Badak NGL dipimpin oleh seorang President Director & Chief Executive Officer (CEO) yang berkedudukan di Jakarta. Pada Gambar 3.1 menunjukkan struktur organisasi PT Badak NGL.

Gambar 3.1 Struktur Organisasi PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

Sebagai pelaksana kegiatan operasi kilang LNG/LPG Bontang ditunjuk seorang Director & Chief Operating Officer (COO) yang berkedudukan di Bontang. Director & Chief Operating Officer ini dalam menjalankan tugasnya membawahi dua divisi dan dua departemen, yaitu: a. Production Division. b. Business Support Division. c. Accounting Operation and Control Department. 15



d.

Safety Health & Environtment Quality Department.

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

Corporate Strategic Planning and Business Development Department.

b.

Corporate Secretary Department.

c. Internal Audit Department. Dari dua divisi dan dua departemen yang telah disebutkan di atas masing-masing juga dibagi menjadi beberapa departemen dan seksi. 3.1. Production Division

Production Division bertanggung jawab atas kelancaran pengolahan dan perawatan pabrik.

Divisi ini terbagi atas tiga departemen, yaitu Operation

Department, Technical Department, dan Maintenance Department . Struktur organisasi Production Division terlihat pada Gambar 3.2. Vice President Production

Senior Manager Operations

Senior Manager Technical

Senior Manager Maintanance

Gambar 3.2 Struktur Organisasi Production Division [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation Badak NGL]

3.1.1. Operation Department

Departemen ini bertugas mengendalikan jalannya proses pada setiap train, mulai dari penerimaan gas alam dari sumur, pengolahan gas alam, penyediaan utilitas untuk kelancaran proses produksi dan komunitas, penyimpanan LNG dan LPG, sampai pengapalannya. Operasi kilang dilakukan selama 24 jam sehari, sehingga umumnya pekerjaan pada departemen ini dibagi ke dalam 3 shift kerja. Departemen ini terbagi atas 7 seksi, yang masing-masing dikepalai oleh seorang manager . Struktur organisasi departemen ini diberikan pada Gambar 3.3, sedangkan deskripsi masing-masing seksi dijelaskan sebagai berikut.

16



Process Train ABCD Section

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

Process Train EFGH Section

Storage, Loading and Marine Section

Fire and Safety Section

Utility I Section

Utility II Section Gambar 3.3 Struktur Organisasi Operation Department [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

a. Process Train ABCD Section Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus Process Train ABCD. Seksi ini juga mempunyai tanggung jawab untuk kelangsung penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada pembeli. Di dalamnya termasuk fasilitas penghilangan CO2 (karbondioksida), H2O (air) serta Hg (merkuri) yang mungkin ada, unit fraksinasi, sistem refigerasi, dan sistem pencairan. Setiap dua trainakan memiliki satu orang Shift Supervisor dan setiap Shift Supervisor akan mengepalai 2 orang Senior Officer yang masing-masing mengoperasikan 1 train. Setiap trainakan dioperasikan oleh 1 orang Senior Officer dan 2 sampai 3 orang Field Operator . Saat ada trainyang shut-down, maka trainyang shut-downakan diawasi oleh satu orang Shift Supervisor , sedangkan Shift Supervisor lain akan mengawasi tiga trainyang beroperasi. b. Process Train EFGH Section Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus untuk Process Train EFGH dan produksi LPG propana dan butana. Proses pencairan gas yang terjadi sama dengan Process Train ABCD. Seksi ini juga mempunyai tanggung jawab untuk kelangsung pen yediaan LNG yang 17



siap untuk dikapalkan kepada pembeli. Di dalamnya termasuk fasilitasfasilitas antara lain penghilangan CO2, H2O yang terkandung di dalam gas umpan yang bertekanan tinggi, serta Hg yang mungkin ada; sistem refrigerasi untuk proses pencairan; unit-unit fraksinasi untuk pemisahan fraksi berat dan ringan; pemisahan komponen-komponen etana, propana, butana; dan Splitter Unit . c. Utility I Section Seksi ini bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses di train modul 1 (Train ABCD) seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan, sistem air pendingin, unit pengolahan air boiler , nitrogenplant , sumur air tawar, unit pengolahan air minum, dan pemadam kebakaran. Selain itu utility I section juga bertanggungjawab terhadap sistem utilitas yang digunakan untuk komunitas di sekitar PT. PT Badak NGL yang tidak termasuk daerah kilang. d. Utility II Section Tugas seksi ini sama dengan Utilities I Section, hanya saja seksi ini bertanggung jawab untuk mendukung proses di Modul 2 (Train EFGH). e. Storage, Loading and Marine Section Seksi ini bertanggung jawab atas penerimaan feed natural gas, fasilitas penyimpanan LNG dan LPG, nitrogen plant , dermaga pengapalan dan pemuatan LNG ke kapal. Seksi ini juga bertanggung jawab atas fasilitas penyediaan tug boat dan mooring boat serta rambu-rambu yang ada di alur pelayanan kolam pelabuhan. f. Fire and Safety Section Seksi ini bertanggung jawab atas keselamatan kerja di daerah PT Badak NGL, khususnya apabila terjadi kebakaran di area PT Badak NGL. 3.1.2. M aintenance Departement

Departemen ini bertanggung jawab atas perencanaan dan pelaksanaan pemeliharaan dan perbaikan peralatan dan bangunan baik di kilang maupun servis serta pelabuhan dan pipa gas alam di lapangan gas sampai kilang. Pekerjaan MaintenanceDepartment meliputi: 18



a. pemeriksaan yang bersifat rutin, yaitu harian, bulanan, tiga bulanan, maupun tahunan. b. pembersihan alat-alat dari kotoran. c. pengkalibrasian alat-alat. d. perbaikan alat-alat. e. penggantian alat-alat yang rusak. Sistem pemeliharaan kilang yang dilakukan dibagi menjadi tiga macam yaitu: a. Corrective Maintenance Perbaikan peralatan yang dilakukan langsung setelah terjadi kerusakan pada peralatan tersebut. b. Preventive Maintenance (PM) Pemeliharaan dilaksanakan berdasarkan waktu yang telah ditentukan baik atas dasar rekomendasi pembuat peralatan, regulasi pemerintah, maupun evaluasi mandiri. Pemeliharaan jangka pendek berkisar pada periode 3 bulan1 tahun, sedangkan jangka panjang 3 – 9 tahun. Pekerjaan-pekerjaan preventive

maintenance

telah

dimasukan

ke

sistem

computer

dan

maintenance planning and turn around yang mengkoordinir programnya untuk semua seksi. Pekerjaan preventive maintenance yang tidak dapat dikerjakan pada waktu plant on-line dapat dikerjakan pada waktu alat tidak beroperasi ( shutdown). Beberapa pekerjaan seperti overhaul turbin dan kompresor dilakukan dengan bantuan kontraktor. c. Predictive Maintenance Pekerjaan pemeliharaan ini dilaksanakan berdasarkan hasil pengamatan ketika peralatan sedang beroperasi, seperti pengamatan saat pabrik beroperasi adalah online inspection (pengamatan tingkat korosi), pengukuran vibrasi mesin berputar (machinery monitoring system), analisa sampel minyak pelumas, pemeriksaan bahan isolasi (thermal engineering system), dan pengukuran kabel.

19



MPTA Section

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

SEC Section

Machinery and Heavy Equipment Section

Electrical Section

Instrument Section

Warehouse and Suply Chain Section Gambar 3.4 Struktur Organisasi Maintenance Department [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

Sebagaimana

ditunjukkan

dalam

Gambar

3.4,

dalam

MaintenanceDepartment terdapat enam seksiyang masing-masing dikepalai oleh seorang manager. Keenam seksi tersebut, diantaranya: a. Maintenance Planning & Turn Around (MPTA) Section Adapun tugas dan tanggung jawab dari MPTA section di antaranya adalah sebagai berikut: 

Planning/programming , yakni membuat jadwal aktivitas maintenance dan pendistribusian tenaga kerja untuk pekerjaan-pekerjaan shutdown dan non shutdown.



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



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



Controlling ,

yakni

mengatur

atau

mengawasi

pekerjaan

seperti

pemeriksaan ulang terhadap project package dan material serta mengatur atau mengawasi pemakaian budget . MPTA bertugas untuk mengevaluasi work order dan service order . 20



MPTA section terbagi atas lima sub-seksi yaitu: 

Process Area.



Utilities Area.



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

 

Preventive Maintenance and Turn Around. Cost Control and Budget.

b. Stationary Equipment and Construction (SEC) Section Dalam menjalankan tugasnya, Stationary Equipment Section dibagi dalam tiga sub-seksi, yaitu: 

Trains.



Utilities Off-Plot, Storage and Loading.

 

Fiberglass, Isolation and Painting, Civil & Contract Monitoring. Tugas dan tanggung jawab dari Stationary Equipment Section ini adalah:



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



Mengkondisikan perbaikan-perbaikan preventive maintenance yang bersifat statis.



Pekerjaan non-listrik, non-instrument , non-mobil and equipment , nonrotating.



Perbaikan dan perawatan daerah

off-plot , yaitu daerah yang

menunjang kegiatan plant . Contoh peralatan yang ditangani oleh Stationary Equipment Section, yaitu: 

Piping dan sarana penunjang.



Heat Exchanger.

  

Column and Vessel. Fiber Glass. Konstruksi besi.

c. Machinery and Heavy Equipment Section Tanggung jawab Machinery Heavy EquipmentSection adalah merawat dan memperbaiki rotating machineyang terdapat pada plant dan non-plant . Sectionini dibagi atas tiga sub-seksi, yaitu: 21


Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 

Machine and Welding Shop Sub-Section Sub-seksi

ini

bertanggung

jawab

untuk

melakukan

pengelasan,

pembubutan, penggerindaan, dan lain-lain yang berhubungan dengan reparasi dan modifikasi dari peralatan. 

Field Rotating Equipment Sub-Section Sub-seksi ini bertanggung jawab untuk memelihara dan memperbaiki semua peralatan berputar yang ada di kilang agar tetap handal, efisien, dan aman.



Machinery Reliability and Preventive Maintenance Sub-Section Sub-seksi ini bertanggung jawab melakukan preventive maintenancedan predictive maintenance pada seluruh rotating equipment yang ada di seluruh kilang.

d. Electrical Section Tanggung jawab Electrical Section adalah memperbaiki, memelihara, serta memasang suku cadang apabila ada kerusakan yang terjadi pada instalasi komponen elektrik di pabrik. Section ini dibagi dalam 3 sub-seksi, yaitu: 

Trains and Utilities Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen-komponen listrik yang dipakai pada sistem pembangkit tenaga listrik dan distribusi serta perlengkapan di PT Badak NGL, baik yang digunakan di plant maupun di community dan bertanggung jawab terhadap kelancaran operasi alat-alat listrik yang digunakan di semua unit train.



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



Preventive Maintenance, Air Conditioning, and Shop 22



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

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

- ACPreventive Maintenance Unit, tugasnya mengadakan perawatan perbaikan dan penggantian peralatan AC yang rusak. - Rewinding , dilakukan terhadap motor-motor yang rusak, tetapi hanya mampu mengadakan rewinding untuk motor-motor dengan kapasitas 200 HP ke bawah. e. Instrument Section Instrument Section bertanggung jawab untuk melaksanakan perbaikan serta pemeliharaan alat-alat instrumen yang ada di seluruh plant , rumah sakit, laboratorium, alat-alat rumah tangga, komputer, dan alat-alat elektronika arus lemah lainnya sehingga dapat berjalan dengan baik. Peralatan instrument yang dipelihara

dan

diperbaiki

pressure/flow/temperature

antara

indicator,

lain

adalah

controller, dan

control lain

valve,

sebagainya.

Instrument Section dibagi dalam empat sub-section yaitu: 

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



Train and Preventive Maintenance Sub-Section Sub-seksi ini bertanggung jawab melakukan perbaikan dan pemeliharan peralatan instrument di plant , dan melakukan preventive maintenance untuk menjaga kualitas alat.



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



DCS and PLC Group 23



Sub-seksi ini melaksanakan pemeliharaan dan perbaikan DCS ( Distributed Control System) dan PLC ( Programmable Logic Controller ) yang terdapat pada plant . f. Warehouse and Supply Chain Warehouse and Supply Chain bertanggung jawab dalam penerimaan, penyimpanan dan pemesanan barang-barang yang diperlukan PT Badak NGL. 3.1.3. Technical Department

Departemen

ini

bertanggung

jawab atas kelancaran pengoperasian,

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

Technical Departement

Process and SHE Engineering

Production Planning and Energy Conservation

Inspection

Laboratory and Environment Control

EPDP Coordinator

Gambar 3.5 Struktur Organisasi Technical Department [Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

Dalam pelaksanaannya, Technical Department dibagi menjadi lima seksi yaitu sebagai berikut: a. Process & SHE Engineering Section. Process & SHE Engineering (P&SHEE) Section mempunyai tugas sebagai Project Engineering dan Contact Engineering . Dalam melakukan tugasnya Process & SHE Engineering bertanggung jawab dalam menentukan 24



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 dan menentukan solusi terhadap permasalah yang berkaitan dengan proses. Selain itu seksi ini juga bertanggung

jawab

atas

keselamatan

yang

berhubungan

dengan

pengoperasian, perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang serta keselamatan pekerja. Process & SHE Engineering dipimpin oleh seorang Manager . Untuk melaksanakan tugas tersebut Process & SHE Engineering dibagi menjadi 4 sub-seksi utama yaitu Process Train, Utilities, Storage & Loading, dan SHE (Safety, Health and Enviroment). Setiap sub-seksi akan diisi oleh seorang lead-engineer dan beberapa orang engineer . Selain engineer-engineer di subseksi utama, PSHEE juga memiliki teknisi-teknisi dan administrasi. b. Production Planning & Energy Conservation Section. Tugas dari seksi ini antara lain: 

Mengadakan konfirmasi dengan pihak Pertamina mengenai kapasitas produksi kilang.



Mengadakan konfirmasi dengan produsen gas tentang supply gas alam dari sumber gas.



Menjadi sellers representative dalam transaksi pengapalan LNG.



Menentukan

rencana

produksi

kilang

dengan

mempertimbangkan

faktor internal dan eksternal, di antaranya adalah pasokan feed gas, permintaan dari buyer , kondisi operasional pabrik, dan kontrak Pertamina dengan buyer jadwal kedatangan kapal, ataupun adanya kemungkinan keterlambatan kapal. c. Facilities & Project Engineering Section. Secara umum tugas Facilities & Project Engineering Section sama dengan P&SHE Engineering , tetapi ditambah dengan beberapa tugas seperti memberikan bantuan teknis untuk pembangunan dan proyek ekspansi plant serta mengadakan diskusi teknis, mengevaluasi proyek

yang berhubungan

dengan mekanik, instrumen, dan listrik di dalam suatu manajemen. 25



d. Inspection Section. Inspection Section merupakan bagian dari Technical Department yang bertanggung jawab terhadap kegiatan inspeksi, analisis, pembuatan prosedur perbaikan dan pemeriksaan, serta evaluasi terhadap plant equipment . Berkaitan dengan tugas dan kewajiban seksi inspeksi dalam hal quality assurance dan quality control , terdapat berbagai macam kualifikasi teknik yang

harus

dipahami.

Kualifikasi

teknik

tersebut

diantaranya

Ahli

Keselamatan dan Kesehatan Kerja (AK3), Pesawat Uap dan Bejana Tekan (Depnaker), Inspektur

Bejana Tekan (MIGAS), Inspektur

(MIGAS), Inspektur Tangki

Penimbun

Perpipaan

(MIGAS), Radiography Test

Interpreter (B4T), dan lain sebagainya. e. Laboratory and Environment Control Section Laboratory & Environment Control Section bertanggung jawab dalam memberikan informasi mengenai kualitas suatu sampel, sehingga hasil dari informasi ini dapat memberikan interpretasi kondisi sampel. Dalam hal ini, seksi ini berperan sebagai kontrol dari kondisi operasi yang dilaksanakan sehari- hari. Tugas dari seksi ini adalah sebagai berikut: 

Quality control terhadap gas umpan yang masuk kilang, intermediate maupun final production.



Technical support , yaitu mempelajari dan memberikan penjelasan mengenai suatu percobaan dan penelitian. Dalam menjalankan tugasnya seksi ini dibagi menjadi empat bagian:



Control Laboratory yang bekerja selama 24 jam secara kontinu untuk menganalisis sampel dari bagian operasi.

 Project

Laboratory yang bertugas memberikan support untuk penelitian

atau performance test dari suatu plant . 

Gas Laboratory yang bertugas menganalisis sampel dari lapangan, MCR ( Multi Component Refrigerant ), LNG, dan lain sebagainya.



Wet Laboratory yang bertugas menganalisa raw water , BFW ( Boiler Feed Water ), maupun air minum komunitas.

 Environment

Control yang bertugas: 26



- Mengawasi

pengoperasian Unit

Insinerator

Limbah B3,

TPS,

sumur pantau lingkungan, dan peralatan lindungan lingkungan lainnya. - Merencanakan, mengkoordinir, mengimplementasikan, mengawasi, mengevaluasi

dan

mengembangkan Program Pengelolaan dan

Pemantauan Lingkungan di seluruh kawasan pengoperasian kilang LNG/LPG Badak serta penunjang lainnya. - Merencanakan, mengkoordinir, mengimplementasikan, mengawa-si, mengevaluasi, dan mengembangkan Program Inspeksi Lindungan Lingkungan dan Pembuatan Rekomendasi secara rutin dan berkala. f. Engineering Proffesional Development Program Coordinator Bidang Engineering Proffesional Development Program Coordinator memiliki tugas-tugas, meliputi: 

Mengembangkan engineer



Menghimpun rencana pembangunan untuk engineer



Mengkoordinasikan penilaian seeorang engineer



Mengkoordinasikan proses pelatihan untuk engineer



Mengusulkan kompetensi pengembangan engineer



Mengawas, meninjau, dan mengevaluasi program pengembangan engineer



Mengatur dokumen LNG/LPG dan fasilitas pendukung instalasi

3.2. Bu si ness Suppor t D ivi sion

Business Support Division bertanggungjawab atas pengelolaan sumber daya manusia, manajemen, meningkatkan kemampuan dan kesejahteraan pekerja. Divisi ini dibagi menjadi empat departemen dan satu bagian non-departemen: a. Human Resources and Development Department , bertanggungjawab atas masalah kepegawaian dan peningkatan kemampuan para pekerja. Di dalam menjalankan tugasnya, departemen dibagi menjadi dua seksi yaitu Training Section dan Human Resources Service Section. b. Information Technology Department , bertanggung jawab untuk membuat dan menjalankan

sistem

pengelolaan 27


data

informasi,

pengelolaan

sistem


telekomunikasi di lingkungan PT Badak NGL dan pengelolaan perpustakaan pusat. Departemen ini terdiri dari Application Technology Section dan Network Technology Section. c.

Services Department , bertanggung jawab atas penyediaan fasilitas yang layak bagi pekerja dan keluarga, seperti perumahan, sarana olahraga, dan hiburan. Departemen

ini

terdiri

dari

Community

Planning

and

Contract

Implementation Section dan Facility Service Section. d. Procurement and Contract Department , bertanggung jawab untuk membantu departemen lain dalam mengadakan perencanaan dan pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di PT Badak NGL, serta mengkoordinasi pelaksanaan persetujuan kontrak. Departemen ini terbagi menjadi dua seksi, yaitu Procurement Section dan Contract Section. 3.3. Accounti ng Operati on and Contr ol D epartment

Departemen ini bertanggungjawab atas pengelolaan administrasi keuangan dan transaksi perusahaan serta membuat pembukuan perusahaan. Departemen ini terdiri dari: a. Accounting Operation. b. Accounting Control. 3.4. I nter nal Audi t Department

Departemen ini berada di bawah pengawasan langsung Director & Chief Executive Officer . Tugas dari departemen ini adalah memeriksa masalah keuangan dan administrasi PT Badak NGL. 3.5. Safety and H ealth En vironment Qual ity D epartment

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

28



3.6. Corpor ate Str ategic Pl anni ng an d Bu si ness Development D epartment

Departemen

ini

bertugas

untuk

membantu

departemen

lain

dalam

mengadakan perencanaan dan pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di PT Badak NGL, melakukan evaluasi pelaksanaan kepada sistem manajemen PT Badak NGL terhadap adanya perluasan kilang yang berskala besar, serta sebagai koordinator PT Badak NGL pada saat pelaksanaan perluasan kilang serta mengkoordinir pelaksanaan persetujuan kontrak. Departemen ini terdiri dari Gas Processing Group dan Revenue Generating Group. 3.7. Corpor ate Secretary Department

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

29



4

BAB IV

BAHAN BAKU, HASIL PRODUKSI, DAN LIMBAH

Dalam rangka mempermudah proses penanganan gas alam dari segi transportasi, penyimpanan, dan pendistribusiannya kepada konsumen, gas umumnya dilakukan proses pencairan. Proses pencairan gas alam menghasilkan produk berupa Liquified Natural Gas (LNG). Gas alam yang dicairkan dengan cara didinginkan hingga mencapai temperatur – 156C, menyebabkan volumenya akan berkurang menjadi 600 kali lebih kecil dari volume awal pada tekanan atmosfer. Gas alam yang diolah di kilang PT Badak NGL berasal dari beberapa sumur gas yang dieksploitasi oleh beberapa perusahaan, yaitu VICO di Mutiara, Semberah, Badak, dan Nilam; TOTAL E&P Indonesia di Tambora, Tunu, Senipah, Bekapai, Handil dan Peciko; serta CHEVRON di Kerindingan, Attaka, dan Santan. Dari sumur tersebut gas alam dialirkan dan dikumpulkan di lapangan Muara Badak (Badak ExporManifold ) untuk kemudian dialirkan ke kilang PT Badak NGL di Bontang dengan menggunakan dua buah pipa berdiameter 42 inch dan dua buah pipa berdiameter 36 inch sepanjang 57 km pada tekanan 47 kg/cm 2. Gas alam dari sumur tersebut menjadi feed natural gas untuk diproses pada train prosesmenghasilkan produk LNG. Hasil LNG akan disimpan di dalam tangki penyimpanan khusus berkapasitas 95.000 m 3 sebanyak empat buah dan 126.500 m3 sebanyak dua buah. Untuk mendukung kelancaran produksi, kilang LNG Bontang dilengkapi dengan unit Utilities dan Storage and Loading. 4.1. Bahan Baku Proses 4.1.1. Bahan Baku Utama

Komponen utama penyusun dari gas alam adalah hidrokarbon fraksi ringan, yang komponen utamanya adalah metana (CH 4) dan sedikit CO2, H 2O, air raksa, dan H2S. Komposisi dari gas alam yang dihasilkan dari berbagai tempat mempunyai komposisi yang berbeda-beda. Hal ini tergantung dari fosil organik yang membentuk gas alam tersebut. Pada umumnya gas alam digunakan sebagai bahan penghasil energi, baik untuk perumahan ataupun industri. Sebagai produk 30



komersial, gas alam harus dimurnikan dari bahan-bahan pengotor seperti CO 2, H2O, merkuri dan hidrokarbon berat sehingga memenuhi spesifikasi yang diinginkan. Gas alam yangmasuk ke PT Badak NGL adalah gas alam yang berasal dari berbagai ladang dan dicampur menjadi satu. Komposisi rata-rata dan kondisi gas umpan yang masuk ke PT Badak NGL ditunjukkan pada Tabel 4.1.

Tabel 4.1 Komposisi dan Kondisi Gas Alam

Komponen

Presentase

CH4

82,85

C2H6

4,66

C3H8

3,28

i-C4H10

0,72

n-C4H10

0,79

i- C5H12

0,33

n- C5H12

0,2

C6H14

0,61

N2

0,07

CO2

6,49

Hg

Maks 0,033 ppbw

H2S

Maks 0,5 ppbw

Senyawa S

Maks 25 ppbw

Gas alam yang diolah oleh PT Badak NGL merupakan gabungan dari berbagai sumber gas alam di daerah setempat. Banyaknya feednatural gas dari setiap daerah disajikan pada Tabel 4.2. Seluruh gas alam umpan tersebut dikumpulkan di Badak Export Manifold (BEM) sebelum ditransportasikan menuju kilang Badak. Transportasi gas alam tersebut dilakukan melalui dua buah pipa berdiameter 36 inch dan dua buah pipa berdiameter 42 inch.

31


Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel 4.2 Jumlah Feed Natural Gas Produksi di P T Badak NGL dari Berbagai Daerah

Sumber

Jumlah (MMSCFD)

Santan (Chevron)

24,311

Badak (Vico)

35,862

Nilam (Vico)

29,217

Mutiara (Vico)

42,385

Sembarah (Vico)

58,849

Tatun (Total)

737,026

Handil (Total)

16,052

Peciko (Total)

587,117

Sisi Nubi (Total)

0

Jumlah

1540,8

[Sumber: Data Seksi Production Planning & Energy Conservation PT Badak NGL]

4.1.2. Bahan Baku Penunjang

Untuk menghasilkan produk berupa LNG dan LPG, selain dibutuhkan feed natural gas sebagai bahan baku utama, juga dibutuhkan berbagai jenis bahan baku penunjang. Beberapa bahan baku penunjang yang digunakan dalam proses di kilang LNG PT Badak NGL, di antaranya: a. Activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA) Senyawa ini digunakan sebagai absorben CO 2 gas alam yang digunakan pada unit 1C-2 (CO2 Absorber ). aMDEA diperoleh dari perusahaan kimia asal Jerman, yaitu BASF. b. Antifoaming Agent Senyawa ini merupakan campuran senyawa silika dan glikol yang diinjeksikan pada aliran lean amine yang masuk ke kolom CO 2 Absorber (unit 1C-2). Tujuan penginjeksian ini adalah untuk membuat pemisahan CO2 dari gas alam menjadi lebih optimal. Terbentuknya busa ( foaming ) menyebabkan kontak antara lean amine dan feed natural gas menjadi kurang optimal. c. Molecular Sieve Molecular sieve merupakan senyawa adsorben yang digunakan di kolom drier 2C-2A/B/C untuk mengikat H 2O yang terdapat pada feed natural gas. 32



Molecular sieve ini akan diregenerasi setiap 510-540 menit dengan menggunakan aliran feed natural gas panas. d. Sulfur Impregnated Activated Carbon (SIAC) SIAC digunakan pada kolom drier 2C-4 untuk mengikat merkuri yang terkandung dalam aliran feed natural gas. e. Gas Nitrogen Gas nitrogen merupakan senyawa yang digunakan sebagai salah satu komponen MCR dan sistem pembilasan kolom ( purging ). Nitrogen digunakan sebagai purging karena sifat nitrogen yang inert. Nitrogen diperoleh dari distilasi kriogenik udara pada Plant -29 dan Plant -39 ( PlantNitrogen Generator ). f. Propana Propana merupakan fluida pendingin feed natural gas dan MCR ( Multi Component Refrigerant ). Selain itu, propane juga merupakan salah satu komponen MCR. Propana dihasilkan dari fraksinasi gas alam pada Depropanizer (unit 3C-6). g. Multi Component Refrigerant (MCR) MCR merupakan fluida pendingin (refrigeran) gas alam yang digunakan pada Main Heat Exchanger ( Plant -5). MCR tersusun dari nitrogen, metana, etana, dan propana. Komposisi masing-masing penyusun MCR disajikan pada Tabel 4.3. Tabel 4.3 Komposisi MCR

No

Komponen

Komposisi (%-mol)

1

N2

2-3

2

CH4

42-44

3

C2H6

44-46

4

C3H8

6-8

[Sumber: Data PT Badak NGL]

h. Air Laut Air laut digunakan sebagai media pendingin unit feed natural gas pada unit Heat Exchanger di Plant-1 dan Plant -3, propane dan MCR di Plant-4, unit Surface Condenser di Utilities I dan II, serta penyediaan air pemadam 33



kebakaran ( fire water ) darurat. i. Optisperse HTP 3001 Senyawa ini merupakan senyawa yang diinjeksikan pada Boiler untuk mencegah terjadinya korosi pada lapisan dalam tube boiler . Optisperse HTP 3001 akan membentuk lapisan film pada tube sehingga kotoran penyebab korosi lebih mudah disingkirkan. j. Optisperse PO 5543 Senyawa ini digunakan untuk mengatur pH air umpan Boiler . k. Sodium Hypochlorite (NaOCl) Senyawa NaOCl merupakan senyawa yang diinjeksikan pada bagian suction pompa air laut untuk menghambat pertumbuhan ganggang dan kerang yang terbawa oleh air laut. Pertumbuhan ganggang, kerang, serta adanya partikel lain pada air laut dapat menyumbat bagian suction pompa. l. Oxygen Scavenger (Cortrol) Senyawa oxygen scavenger berfungsi untuk mengikat oksigen (O 2) terlarut pada air umpan boiler di dalam unit Deaerator Plant -31. Senyawa aditif sebagai oxygen scavenger yang digunakan adalah Cortrol. m. Neutralizing Amine (senyawa optimeen) Senyawa ini berfungsi untuk mengikat karbondioksida (CO 2) terlarut. Senyawa ini diinjeksikan bersamaan dengan oxygen scavenger (kortrol) di dalam De-Aerator . n. Senyawa Demineralisasi (H2SO4 dan NaOH) Senyawa demineralisasi yang digunakan adalah senyawa H 2SO4 dan senyawa NaOH. Senyawa ini digunakan dalam demineralisasi air umpan Boiler pada Plant -36. Asam sulfat digunakan sebagai cation exchanger dengan konsentrasi 95% sedangkan Natrium Hidroksida dengan konsentrasi 10% digunakan sebagai anion exchanger . o. Kalsium Hipoklorit (Ca(OCl)2) Senyawa ini digunakan untuk membunuh mikroorganisme pada Plant -48 dan Plant -49 dengan kadar maksimum 1,2 ppm. p. Morpholine (C4H9 NO) Senyawa ini merupakan senyawa inhibitor korosi pada perpipaan yang 34



digunakan pada Deaerator ( plant -31). 4.2. Hasil Produksi 4.2.1. Liquefied Natural Gas (LNG)

Produk utama yang dihasilkan oleh PT Badak NGL adalah Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapasitas desain mencapai 22,5 MTPA ( Million Tonne per Annual ). Pada tahun 2014, produksi gas alam terus menurun dan nilainya hanya sekitar 412000 ton. Hal ini mengakibatkan hanya 4 dari 8 train saja yang dijalankan dan produksi LNG cenderung menurun setiap tahunnya. Nilai HHV LNG dijaga pada rentang 1107-1165 BTU/SCF sesuai dengan kontrak pembelian LNG. Spesifikasi LNG yang dihasilkan PT Badak NGL diberikan pada Tabel 4.4.

Tabel 4.4 Sifat Produk LNG PT Badak NGL

Sifat Fisik Wujud

Cair

Temperatur

-1580C

Tekanan

0,07 kg/cm2G

Warna

Tidak berwarna

Bau

Berbau hidrokarbon

Densitas

Rata-rata 453 kg/m 3

Nilai kalor (HHV)

1100-1165 Btu/SCF


Tabel 4.5 Komposisi Produk LNG PT Badak NGL

Komposisi (Persentase Mol)

C1

Minimal 90,0 %

C2

Maksimal 5,0%

C3

Maksimal 3,5%

C4

Maksimal 1,5%

C5

Maksimal 0,02%

N2

Maksimal 0,05%

35



Hg

0 ppb

H2 S

Maksimal 0,25 gram / 100 SCF

Belerang

1,3 gram / SCF

Total

100%


4.2.2. Liquefied Petroleum Gas (LPG)

Produk lain dari PT Badak NGL adalah LPG dengan kapasitas produksi sebesar 1,03 MTPA. LPG yang dihasilkan PT Badak NGL adalah LPG Propana dan LPG Butana yang spesifikasinya diberikan pada Tabel 4.6. PT Badak NGL sengaja memisahkan LPG Propana dan LPG Butana yang dihasilkan agar dapat dicampurkan dengan komposisi tertentu sesuai permintaan pembeli.

Tabel 4.6 Komposisi Produk LPG PT Badak NGL

LPG Propana Senyawa C3 C2 C1

LPG Butana Kadar > 95% < 2% < 2,5%

Senyawa C4

Kadar > 98%

C5

< 1%

[Sumber: Data PT. Badak LNG]

4.3. Limbah Produksi

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

Limbah air yang tercemar hidrokarbon 36



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

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

Pengolahan limbah ini dilakukan dalam diversion box, baru kemudian dibuang ke lingkungan.

37



5

BAB V

DESKRIPSI PROSES PRODUKSI LNG DI PT BADAK NGL

Proses pencairan gas alam merupakan proses perubahan dari fasa gas menjadi fasa cair. Untuk menghasilkan LNG, maka panas sensibel dan panas laten dari gas alam diambil sehingga menghasilkan gas alam dalam bentuk cairan yang sangat dingin (kriogenik). Pengubahan fasa ini dapat mengurangi volum gas alam hingga 1/600 kali volum awalnya sehingga dapat mempermudah dalam transportasinya. Secara garis besar proses pencairan gas alam melalui proses proses sebagai berikut: a.

Pemurnian Gas Alam merupakan proses pemurnian untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang dapat mengganggung jalannya proses berikutnya dalam rangkaian proses produksi LNG, merusak peralatan produksi LNG, serta mengurangi kualitas produk LNG.

b.

Fraksinasi merupakan proses untuk memisahkan gas alam menjadi umpan dengan komponen-komponen yang sesuai dengan spesifikasi produk yang diinginkan.

c.

Pencairan merupaan proses untuk mendinginkan gas alam menjadi bentuk cairnya. Ketiga proses utama tersebut dilakukan secara berurutan dalam suatu

rangkaian plant yang disebut sebagai processtrain. Dalam train ini feed natural gas diproses menjadi gas alam cair (LNG) yang kemudian akan siap dikapalkan. Setiap train proses terdiri dari lima plant. Unit pemurnian gas alam terdapat pada Plant-1 dan Plant-2. Plant -3 merupakan unit fraksinasi. Sedangkan proses utama yang dilakukan pada unit pencairan beroperasi pada Plant -4 dan Plant-5.

38



Gambar 5.1 Diagram Blok Proses Produksi LNG di PT Badak NGL [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Saat ini terdapat delapan process train yaitu Train A sampai dengan Train H. Train A dan Train B saat ini sudah ditetapkan untuk tidak dijalankan lagi sampai waktu yang belum ditentukan karena keterbatasan feed natural gas. Perbedaan antar train terletak pada kapasitas produksinya, sedangkan proses produksi yang terjadi relatif sama. Kapasitas produksi Train EFGH lebih besar daripada Train ABCD. Untuk saat ini, train yang beroperasi hanya empat sementara keempat train lainnya tidak beroperasi karena jumlah feed natural gas yang lebih sedikit dari kapasitas total produksi semua train. Kapasitas dari masing-masing train proses telah dirancang untuk dapat mengolah dan menghasilkan feed gas alam menjadi LNG sebanyak ± 724 m3/jam/train (average). Dengan beroperasinya empat train kilang pencairan gas alam di Bontang maka total produksi LNG yang dihasilkan dapat mencapai 10 juta ton per tahun (data terbaru pada tahun 2014). Dalam operasi sehari-hari, banyaknya produksi LNG disesuaikan dengan besarnya pasokan feed natural gas yang disediakan oleh produsen gas. Untuk mengoperasikan kilang LNG, diperlukan tiga sistem utama yang saling berkaitan. Ketiga sistem utama itu adalah sistem proses, sistem utilitas, serta sistem storage and loading.

39



Gambar 5.2 Hubungan Antara Sistem Proses, Sistem Utilitas, dan Sistem Storage Loading di PT Badak NGL [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

5.1 Plant-1: Proses Pemisahan CO 2

Plant-1 ini dikenal sebagai unit absorpsi CO2. Proses di Plant -1 ini memiliki fungsi untuk memurnikan feed gas alam dari kandungan CO 2 sampai kadar maksimum yang diizinkan, yaitu 50 ppm v. Feed gas alam yang berasal dari sumur gas lapangan Muara Badak mengandung CO 2 sekitar 6,3% mol. Dengan menggunakan larutan aMDEA (activated Methyl Diethanol Amine) yang diproduksi oleh BASF sebagai absorben, senyawa CO 2 dipisahkan dari feed gas alam pada Plant-1 ini. Feed gas alam akan dilewatkan dalam suatu kolom CO2 Absorber (unit 1C-2) di mana kandungan CO 2-nya diserap atau diambil dari dalam feed natural gas dengan memakai larutan aMDEA dengan konsentrasi 40%-berat. Pemurnian feed gas alam dari CO2 ini dimaksudkan agar tidak terjadi pembekuan CO 2 yang dapat menyebabkan plugging dalam unit pencairan. Hal ini dapat terjadi karena titik beku CO 2 lebih tinggi dibandingkan dengan metana, yakni titik beku CO 2 adalah -56oC sedangkan titik beku CH 4 adalah -161 oC. Pada tekanan tinggi dan suhu yang rendah, gas CO 2 membeku dan menyebabkan penyumbatan pada tube-tube di Heat Exchanger (5E-1) yang beroperasi pada tekanan + 40 kg/cm 2 dan suhu -150 oC. Selain itu pada suhu -150 oC, Keberadaan CO2 dapat mengganggu proses secara keseluruhan karena sifatnya CO 2 yang korosif. Larutan absorben aMDEA ini memiliki gugus utama Methyl Diethanol

40



Amine (MDEA) yang telah diaktifkan dengan menggunakan Activated Piperazine. Larutan aMDEA yang digunakan dijaga pada konsentrasi 40%-berat untuk memastikan aMDEA yang diinjeksikan mampu menyerap CO 2 hingga kadar yang diinginkan. Reaksi penyerapan kandungan CO 2 dalam feed gas alam oleh aMDEA adalah: a. Pertama, karbondioksida (CO 2) terlarut dengan air menghasilkan asam karbonat (H2CO3): O2 (g) +2O (l)

2O3 (aq)

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

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

Gambar 5.3 Diagram Alir Sistem Purifikasi Plant-1 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Sebelum feed gas alam memasuki Plant -1, gas alam terlebih dahulu memasuki Knocked Out Drum (KOD) di Plant -21untuk memisahkan gas alam 41



dari kondensat dan glikol. Kondensat adalah fraksi hidrokarbon berat yang berwujud cair sedangkan glikol merupakan senyawa yang diinjeksikan ke dalam feed gas alam untuk mengikat air yang terbawa sepanjang pipa. Kondensat yang terpisahkan akan diolah lebih lanjut di Plant -16 (Condensate Stabilizer ). Lean aMDEA yang merupakan bottom product dari Kolom 1C-5 dialirkan ke bagian shell Heat Exchanger 1E-4 untuk didinginkan dengan memanfaatkan pertukaran panas aliran rich amine dingin dari 1C-4 yang melalui bagian tube. Pendinginan ini menyebabkan penurunan temperatur leanamine dari temperatur 124oC

menjadi

79oC. Lean

aMDEA

tersebut

didinginkan

lebih

lanjut

menggunakan Fin-Fan Cooler (1E-9A/B/C/D/E/F) hingga bersuhu sekitar 57 oC setelah dipompa dengan Pompa Amine Booster (1G-4). Selanjutnya, aliran akan melalui Cooler 1E-3A/B/C/D untuk pendinginan akhir hingga suhu 40-42 oC. Dari e xchanger ini, larutan aMDEA dipompakan ke dalam CO 2 Absorber 1C-2 dengan Pompa 1G-1A/B/C. Antifoaming agent yang berupa campuran silika dan glikol diinjeksikan pada suction Pompa 1G-1A/B/C untuk mencegah terbentuknya foaming pada keseluruhan sistem absorbsi CO2. Peristiwa foaming disebabkan karena larutan aMDEA yang kotor (kaya CO 2) atau disebabkan aliran feed gas alam yang kotor. Pembentukan foaming dapat menyebabkan kontak antara feed gasalamdan aMDEA menjadi buruk serta menyulitkan pengukuran ketinggian cairan pada kolom. Foaming ini dapat dideteksi dengan melihat beda tekanan yang ditimbulkan. Saat ini, peristiwa foaming sudah jarang terjadi, kalaupun terjadi hanya berupa gejala pada saat start up. Untuk mengatasi foaming ini, selain dengan menginjeksikan antifoaming juga biasanya diatasi dengan mengubah laju alir aMDEA, laju aliran BFW atau bahkan menurunkan laju feed gas alam itu sendiri. Gangguan lain pada plant-1 selain foaming yang terjadi adalah pembacaan BFW ( Boiler

Feed Water ) yang tidak sesuai (instrumentasi) sehingga

mengakibatkan perubahan strength amine yang akan mempengaruhi proses absorbsi di 1C-2. Selain itu, juga dapat terjadi kebocoran-kebocoran di tube Heat Exchanger . Sebagai contoh, kebocoran di tube 1E-5A/B akan menyebabkan LP steam masuk ke shell dan mengontaminasi strength lean amine. Kebocoran dapat 42



dideteksi dengan metode venting atau dengan analisis fluida pada shell . Salah satu cara mendeteksi kebocoran pada 1E-3A/B adalah dilakukannya analisis sampel dari cooling water ; jika terdeteksi ada amina pada C/W maka terdapat kebocoran pada tube HE. Dari uraian di atas, dapat disimpulkan bahwa kerja proses penyerapan CO2 tergantung pada beberapa variabelberikut: a. Laju sirkulasi aMDEA b. Temperatur aMDEA masuk 1C-2 c. Derajat regenerasi d. Konsentrasi aMDEA e. Kebersihan larutan amine 5.2 Plant-2: Proses Penghilangan H 2O dan Hg

Setelah kandungan CO 2 dalam gas alam telah memenuhi persyaratan, proses selanjutnya adalah penghilangan kandungan air (H 2O) serta senyawa merkuri (Hg). Setelah melewati plant ini, kandungan air pada gas alam maksimal adalah sebesar 0,5 ppm, sedangkan kandungan merkuri maksimal adalah 0,01 ppb. Air perlu dihilangkan dari gas alam dengan alasan yang sama seperti penghilangan CO2, yaitu titik beku air yang lebih tinggi daripada suhu operasi sehingga dapat menyebabkan plugging . Air akan membeku pada temperatur 0 oC pada tekanan atmosfer, sementara proses pencairan gas alam dilakukan pada temperatur -161 o

C. Membekunya air dapat mengakibatkan terbentuknya sumbatan pada perpipaan

dan peralatan Main Heat Exchanger (unit 5E-1). Sedangkan merkuri perlu dihilangkan karena dapat bereaksi dengan aluminium (yang merupakan material peralatan proses). Reaksi antara merkuri dengan aluminium akan membentuk amalgam yang bersifat korosif. Proses penghilangan air dan merkuri disatukan dalam satu unit karena memiliki prinsip yang sama, yaitu adsorpsi. Adsorben yang digunakan untuk menyerap air adalah Molecular Sieve, sedangkan untuk adsorben merkuri digunakan Sulphur Impregnated Activated Carbon (SIAC).

43



Gambar 5.4 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-2 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Feed gas alam kering yang keluar dari Kolom 2C-2A/B/C kemudian disaring oleh unit Drier After Filter 2Y-1A untuk menghilangkan debu molecular sieve yang ikut terbawa. Selanjutnya, sebanyak 31.000 m 3/jam aliran gas alam dipisahkan untuk digunakan sebagai pemanas untuk regenerasi yang akan dijelaskan pada bagian bawah. Aliran gas yang tersisa kemudian dilewatkan menuju kolom 2C-4 ( Mercury Removal Vessel ) untuk memisahkan merkuri yang terlarut dalam feed gas alam. Kolom 2C-4 berisi Sulfur-Impregnated Activated Carbon (SIAC) yang dapat bereaksi dengan Hg membentuk HgS. Kadar merkuri maksimum pada feed gas alam yang keluar kolom 2C-4 yaitu sebesar 0,01 ppb w sehingga tidak akan mengakibatkan korosi pada tube-tube Main Heat Exchanger . Kolom 2C-4 ini merupakan unit penghilang merkuri dengan adsorben SIAC. Proses adsorpsi merkuri dengan karbon aktif ini merupakan proses adsorpsi kimiawi, yaitu melibatkan reaksi kimia. Reaksi kimia yang terjadi yaitu antara sulphur dengan merkuri dengan persamaan sebagai berikut: Hg(s) + S(s) → HgS(s) Oleh karena konsentrasi merkuri awal pada gas alam tidak terlalu tinggi (sekitar 0,033 ppb), maka tidak diperlukan adanya susunan kolom adsorber secara paralel. Rendahnya konsentrasi merkuri juga memungkinkan pengurangan tinggi unggun SIAC pada kolom untuk mengurangi hilang tekan di s epanjang kolom. Feed gas alam yang keluar dari Kolom 2C-4 ini kemudian akan disaring dalam Mercury After Filter 2Y-1B untuk menyerap debu karbon yang mungkin terbawa aliran feed gas alam. Feed gas alam yang bebas dari merkuri ini 44



kemudian didinginkan pada Heat Exchanger 4E-12 ( Feed Medium Level Propane Evaporator ) dan 4E-13 ( Feed Low Level Propane Evaporator ) dengan media pendingin hingga temperatur sekitar-32 oC. Proses pendinginan dilakukan untuk mengkondisikan umpan feed gas alam sebelum memasuki Plant -3, yaitu plant unit fraksionasi. Proses penting lain yang terjadi pada Plant-2 adalah tahap regenerasi molecular sieve pada Kolom 2C-2A/B/C. Regenerasi dilakukan pada kolom adsorpsi air selama kurang lebih 570 menit. Selama satu kolom diregenerasi, maka aliran gas akan diarahkan ke dua kolom lainnya. Sebanyak 31.000 m 3/jam aliran gas yang dipisahkan untuk keperluan generasi kemudian dipanaskan dengan high pressure steam (62,5 kg/cm 2, 450oC) pada unit Heat Exchanger 2E-7 ( Drier Reactivation Heater ) hingga suhu sekitar 270 oC. Pemanasan dilakukan selama sekitar 420 menit. Dengan pemanasan kolom tersebut, seluruh air yang terserap pada molecular sieve akan teruapkan dan keluar melalui bagian atas kolom. Tahap regenerasi berikutnya adalah pendinginan dengan medium pendingin berupa gas kering yang tidak dipanaskan (suhu 19 oC). Proses ini berlangsung selama 150 menit sampai temperatur kolom mencapai 34 oC. Tujuan pendinginan ini adalah untuk menyiapkan kolom pada temperatur operasi, karena proses adsorpsi terjadi secara lebih efisien pada temperatur yang rendah. Setelah diregenerasi, kolom dapat digunakan untuk tahap dehidrasi selama 2

900 menit (30 jam).

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



tekanan gas alam mencapai 45 kg/cm 2g dan suhu 45 oC. 5.3 Plant-3: Proses Fraksionasi

Plant -3

disebut

dengan

Scrub

Column

&

Fraction

Unit .

Proses

penghilangan hidrokarbon berat dilakukan dengan cara fraksinasi. Pada plant ini dilakukan pemisahan komponen-komponen yang terdapat dalam gas alam melalui proses distilasi. Unit fraksionasi berfungsi untuk memisahkan komponenkomponen yang terdapat dalam gas alam menjadi berbagai komponen individu, seperti: a. Metana sebagai komponen penyusun utama LNG b. Fuel gas digunakan untuk bahan bakar boiler . c. Propana

dan etana

sebagai

media

pendingin di Multi

Component

Refrigeration (MCR) maupun di Propane Refrigeration (hanya propana). d. LPG Propanadan LPG Butanakomersial yang dikirim ke tangki penampungan plant -17 (Tangki 17D-1/2/5 untuk propana dan Tangki 17D-3/4 untuk butana). Total jumlah tangki LPG yang ada di PT Badak NGL adalah 5 buah. e. Hidrokarbon kondensat sebagai bahan baku di Plant -16 (Stabilizer Unit ) diolah menjadi bahan bakar cair.

Gambar 5.5 Diagram Alir Sistem Dehidrasi Plant-3 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Sistem fraksionasi pada Plant-3 ini bekerja berdasarkan prinsip distilasi dan terbagi

menjadi

lima

sub-sistem,

yakni

Scrub

Column,

Deethanizer,

Depropanizer, Debutanizer, dan C3/C4 Splitter . Plant-3dibagi menjadi 5 kolom

46



utama untuk train ABCD yaitu Scrub Column, Deethanizer, Depropanizer, Debutanizer, dan Splitter Unit , sedangkan Train EFGH hanya terdiri dari 4 kolom utama karena tidak memiliki Splitter Unit . Aliran produk bawah Scrub Column 3C-1 dari 3C-1 hingga 3C-4 terdapat beberapa cabang perpipaan yang berfungsi sebagai berikut: a. Menerima aliran dari 3C-1 train proses lain untuk diproses di 3C-4 di train tersebut atau sebaliknya. Hal ini dilakukan apabila Kolom 3C-4 dari train yang bersangkutan mengalami masalah atau kerusakan. b. Mengalirkan cairan dari bottom 3C-1 ke Plant -16. Aliran ini difungsikan apabila sistem purifikasi ( plant -2) mengalami masalah. c. Mengalirkan cairan bottom 3C-1 ke Burn Pit. Produk bawah dari Kolom 3C-1 dan 3C-2 yang telah melalui shell side 3E14 mengalir menuju Deethanizer Column 3C-4. Di dalam kolom Deethanizer 3C4 ini, uap gas yang sebagian besar mengandung etana akan naik ke atas dan hidrokarbon liquid yang mengandung komponen berat (C 3+) akan turun ke bawah. Kolom Deethanizer ini beroperasi pada tekanan Kondensor 3E-5 sebesar 30 kg/cm2g. Reboiler Kolom Deethanizer 3E-4 diperlukan untuk memisahkan etana dan bahan-bahan yang lebih ringan lainnya dari f raksi berat cairan umpan dengan cara mendidihkan kembali cairan yang berada di bottom Kolom Deethanizer 3C-4. Sementara itu, uap gas yang keluar dari puncak 3C-4 sebagian mengembun di 3E5 ( Deethanizer Column Overhead Condenser ). Aliran dua fasa hasil pendinginan dari Kondensor 3E-5 ini selanjutnya dimasukkan ke 3C-5 ( Deethanizer Column Condensate Drum). Di Kolom 3C-5 terjadi pemisahan fasa uap dengan fasa cair. Cairan dari 3C5 ini dikembalikan ke puncak menara Kolom 3C-4 sebagai refluks dengan menggunakan Pompa 3G-2A/B. Cairan yang berlebih di dalam Kolom 3C-5 selain untuk refluks dikirim sebagai reinjeksi ke 5E-1 sebagai gas umpan untuk meningkatkan nilai HHV LNG ( Higher Heating Value) menjadi sekitar 1,107 Btu/scf. Selain itu, cairan ini bila diperlukan akan dikirim ke storage untuk persediaan refrigeran MCR atau sebagai make-up etana ke 5C-1. Uap dari 3C-5 yang tidak mencair akan dialirkan menuju Heater 3E-17 dengan media pemanas 47



berupa steam untuk kemudian dikirim ke sistem fuel gas. Bottom product (produk bawah) dari Kolom Deethanizer 3C-4 sebagian akan didihkan kembali di Reboiler 3E-4 di mana uap yang terbentuk akan masuk kembali ke Kolom Deethanizer 3C-4, sedangkan cairan yang terbentuk di Reboiler 3E-4 tersebut akan bergabung dengan bottomproduct 3C-4 untuk dialirkan menuju Depropanizer 3C-6. Kolom Depropanizer 3C-6 berfungsi untuk memproduksi propana dengan kemurnian tinggi yang akan digunakan sebagai refrigeran maupun LPG komersial. Kolom ini juga digunakan untuk memurnikan propana dari storage. Pada Kolom Depropanizer 3C-6 ini, propana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak Kolom 3C-6 ini sedangkan fraksi beratnya akan turun ke dasar Kolom 3C-6. Uap dari puncak Kolom Depropanizer 3C-6 diembunkan dalam Kondenser 3E-7 pada tekanan 17 kg/cm 2g dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Hasil kondensasi oleh Kondenser 3E-7 tersebut dialirkan ke Depropanizer Condensate Overhead Drum (3C-7). Dua dari tiga Propanizer Reflux Pump memompakan cairan dari 3C-7 ke puncak Kolom 3C-6 sebagai r efluks, sedangkan satu pompa lainnya standby. Dengan adanya refluks tersebut, maka suhu puncak Kolom 3C-6 terjaga pada suhu sekitar 47 oC Selain untuk refluks, kelebihan cairan di dalam 3C-7 dipompakan lewat Propane Return SubCooler 3E-12 dan LNG Flash Exchanger 5E-2 menuju Plant -17 LPG Tank . Kelebihan cairan dapat juga dikirim ke propane storage pada Plant -20 untuk propane refrigerant inventory dan untuk make-up MCR ke 5C-1. Uap yang tidak dapat terkondensasi di Kondenser 3E-7 dipisahkan dari liquid di 3C-7 dan selanjutnya dikirim ke fuel gas system. Pada bagian bawah Kolom Depropanizer 3C-6 terdapat Depropanizer Column Reboiler 3E-6 yang diperlukan untuk memisahkan propana dan fraksi komponen lain yang lebih ringan dari komponen gas umpan yang lebih berat dengan jalan mendidihkan kembali cairan yang turun. Pemanas yang digunakan pada Reboiler 3E-6 adalah Low PressureSteam. Produk bawah dari Reboiler 3E-6 akan bergabung dengan produk bawah dari Kolom Depropanizer 3C-6 untuk dialirkan menuju Kolom Debutanizer (3C-8). Kolom Debutanizer 3C-8 berfungsi untuk mendapatkan komponen butana 48



gas alam. Pada kolom 3C-8 ini, butana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke atas dan fraksi yang lebih berat akan turun ke bagian bawah kolom. Debutanizer Column Reboiler (3E-8) akan menyalurkan panas dari Low Pressure Steam untuk memisahkan butana dan fraksi yang lebih ringan dari fraksi berat dengan cara mendidihkan kembali cairan yang turun. Adapun uap dari puncak Kolom Debutanizer 3C-8 akan diembunkan di dalam 3E-9 ( Debutanizer Column Overhead Condenser ) dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Kolom Debutanizer 3C-8 dioperasikan pada tekanan Kondenser 3E-9 sebesar 6 kg/cm 2g. Uap yang tidak dapat dicairkan di 3E-9 dialirkan ke fuel gas system untuk dimanfaatkan sebagai bahan bakar boiler . Sementara, hasil kondensasi dari 3E-9 mengalir ke 3C-9 ( Debutanizer Condensate Overhead ). Cairan dari 3C-9 dipompakan oleh 3G-7A/B ( Debutanizer Column Reflux Pump) ke puncak menara Kolom 3C-8 sebagai refluks. Kelebihan liquid di dalam 3C-9 didinginkan di 3E-13 ( Butane Return Sub Cooler ) oleh pendingin Low Pressure Propana. Kemudian, liquid ini sebagian dikirim ke 3C-2 ( Scrub Column Condensate Drum) melewati 4E-14 (Scrub Column Overhead Condenser ) dengan menggunakan Pompa 3G-5A/B. Pengiriman liquid ini bertujuan mempertahankan level ketinggian pada Kolom 3C-2. Adapun sebagian lainnya dari liquid akan dikirim ke LPG Storage Tank di Plant -17 atau dikirim ke Storage Tank 20C-5 atau sebagai reinjeksi ke dalam feed gasalamyang masuk ke 5E-1. Reinjeksi ini bertujuan untuk meningkatkan nilai HHV produk LNG. Aliran keluaran 3C-9 di Train ABCD dan di Train EFGH akan menuju unit yang berbeda. Pada Train ABCD, sebagian butana cair sebagai hasil kondensasi akan dikembalikan ke 3C-8 sebagai refluks, sebagian akan menuju Plant-20 untuk disimpan sebagai make up MCR, sebagian dapat direinjeksikan ke feed gasalamaliran inlet 5E-1, dan sebagian lagi akan dikirimkan ke C 3/C4Splitter untuk dipisahkan kembali antara C 3 dan C4 agar memenuhi spesifikasi produk LPG. Pada Train EFGH sebagian C 4 cair tidak dikirim ke unit splitter tetapi ke Butane Return Subcooler (3E-13) untuk didinginkan dengan LP Propanahingga mencapai-34 oC. Butana dingin dari Train EFGH sebagian akan dikirim ke 3C-2 melewati 4E-14 untuk menjaga ketinggian cairan di 3C-2 dan sebagian akan langsung dikirim ke Plant -17sebagai LPG Butana. 49



Bottom product yang terbentuk di 3C-8 sebagian akan didihkan kembali di 3E-8 dengan media pemanas LP steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product 3C-8. Bottom product 3C-8 sebagian dikirim ke Stabilizer CondensatePlant-16tanpa didinginkan, dan sebagian lagi didinginkan di Bottom Cooler (3E-10) untuk selanjutnya dikirim ke Plant-20. Uap yang terbentuk di 3E8 akan dikembalikan ke 3C-8, sedangkan cairan yang terbentuk di 3E-9 akan digabungkan dengan aliran bottom product 3C-8. Sementara itu, cairan dari dasar Kolom 3C-8 dapat dikirimkan melalui dua aliran yang terpisah. Pada aliran yang pertama, cairan dipompakan dengan 3G11A/B ke Plant -16 Stabilizer Condensate tanpa didinginkan terlebih dahulu. Sedangkan pada aliran lainnya, cairan didinginkan dulu di Bottom Cooler 3E-10 untuk selanjutnya dikirim ke Plant -20 Liquid Fuel Tank dengan memanfaatkan beda tekan tanpa menggunakan Pompa 36G-11A/B. Splitter unit pada Train ABCD berfungsi untuk memurnikan produk butana agar sesuai dengan kualitas ekspor. Prinsip pengoperasian splitterunit ini sama dengan unit fraksionasi, yaitu berdasarkan perbedaan kemudahan menguap. Splitter unit ini hanya ada pada Train ABCD karena pemisahan propana dan butana yang kurang begitu baik. Pada Train EFGH, kemurnian C 4 pada top product 3C-8 sudah memenuhi spesifikasi LPG (kandungan C 4 di atas 98%) sehingga splitter tidak digunakan. Produk dari 3C-9 Debutanizer Column Condensate Drum dimasukkan ke Splitter (3C-14) di atas tray ke-27. Uap yang keluar dari puncak kolom didinginkan oleh 3E-19 ( Fin-Fan Cooler ) kemudian uap ini masuk ke Refluks Drum 3C-15. Pada Refluks Drum 3C-15, sebagian dari propana cair yang terkondensasi dikembalikan sebagai refluks ke 3C-14 dan sebagian lainnya, bersama hasil propana dari 3C-6 akan dikirim ke storage, refrigeration unit dan ke Depropanizer Column Condensate Drum 3C-7. Pemisahan propana dari butana dibantu oleh Reboiler 3E-18. Produk bawah reboiler digunakan untuk memanaskan umpan yang masuk ke bagian bawah splitter . Sebagian cairan dari 3E-18 ini dikembalikan lagi ke splitter , sedangkan sebagian lainnya didinginkan lagi oleh Fin-Fan Cooler 3E-21 sampai 35°C lalu dikirim ke storage, refrigeration unit dan Butane Return Subcooler 3E-13 50



5.4 Plant-4: Proses Refrigerasi

Sistem pendinginan yang dilakukan PT Badak NGL merupakan sistem pendinginan bertingkat (cascade). Terdapat dua jenis refrijeran yang digunakan, yaitu propana dan MCR ( Multi Component Refrigerant ). Propana digunakan untuk mendinginkan gas umpan selama proses pemurnian dan fraksionasi, serta untuk mendinginkan MCR. Sedangkan MCR baru mulai digunakan sebagai pendingin pada proses pencairan gas alam pada Main Heat Exchanger 5E-1. Selain itu, terdapat pula proses pendinginan MCR yang dilakukan oleh MCR itu sendiri. 5.4.1. Sistem Refrigerasi dengan Propana

Sistem refrigerasi dengan propana digunakan untuk mendinginkan feed gas alam dan media pendingin MCR ( Mixed Component Refrigerant ). Sistem ini memiliki beberapa fungsi utama sebagai berikut: a. Mendinginkan feed gas alam yang telah bebas CO 2. Akibat pendinginan ini, air dan hidrokarbon berat terkondensasi dan terpisah. b. Mendinginkan feed gas alam yang telah bebas CO2 (karbondioksida) dan kering pada evaporator. Karena pendinginan ini, fraksi etana , propana , butana, dan hidrokarbon berat yang terdapat dalam feed gas alam akan terkondensasi. c. Mendinginkan dan mengkondensasikan sebagian dari MCR. d. Mendinginkan produksi LPGPropana dan LPG Butana dan mengkondensasi etana. Sistem refrigerasi yang terjadi pada propana seperti umumnya sistem refrigerasi dengan siklus tertutup, proses pencairan dan pendinginan aliran proses seperti feed gas alam dan refrigeran MCR dilakukan di evaporator. Cairan propana yang digunakan sebagai media pendingin mengalami proses evaporasi atau perubahan dari fasa uap dengan mengambil panas dari aliran proses dan selanjutnya uap tersebut mengalir untuk kemudian dilakukan kompresi dengan kompresor

propana

yang

kemudian

didinginkan

dan

dikondensasikan

menggunakan pendingin air laut. Cairan propana hasil kondensasi kemudian didistribusikan ke evaporator-evaporator dan selanjutnya proses-proses penguapan propana, kompresi, pendinginan serta pengkondensasi propana berlangsung terus51



menerus di dalam sistem aliran tertutup.

Gambar 5.6 Diagram Alir Siklus Refrigerasi Propana [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Pada sistem pendingin propane terdapat tiga tingkat pendinginan, yaitu: a. High Pressure Propane (HP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 7 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan hingga suhu 18 oC. b. Medium Pressure Propane (MP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 3,1 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan hingga suhu-5 oC. c. Low Pressure Propane (LP Propane) Pendingin ini adalah propana cair jenuh bertekanan 1,1 kg/cm 2a yang dapat mendinginkan sampai suhu-34 oC. Propana cair dari kompresor dan make up propana dikumpulkan di Propane Accumulator 4C-1. Propana yang berasal dari Propane Accumulator 4C1 akan didistribusikan menjadi empat aliran, yaitu: a. Aliran yang menuju High Level Propane Flash Drum 4C-2. b. Aliran yang menuju Feed High Level Propane Evaporator 4E-10. c. Aliran yang menuju MCR High Level Propane Evaporator 4E-7. d. Aliran sirkulasi ke Propane Vent Condenser 4E-3 , Propane Vent Scrubber 4C-6, dan dikembalikan kembali ke Propane Accumulator Drum 4C-1. Uap propana dari 4E-7 dan 4E-10 dialirkan ke Kolom 4C-2 Propane Flash

52



Drum. Dari 4C-2 ini, uap propana dialirkan ke Kolom 4C-12 untuk diumpankan pada suction tahap ketiga pada Kompresor 4K-1. Propana cair dihasilkan dari 4C-2 kemudian dialirkan menjadi 2 aliran, yaitu aliran yang menuju Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12 dan aliran yang menuju MCR Medium Level Propane Evaporator 4E-8. Pada aliran propana di Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12, sebagian cairan diuapkan secara mendadak dan dapat dimanfaatkan untuk mendinginkan gas hasil pengolahan pada Plant-2. Uap propana yang terbentuk kemudian dialirkan ke Medium Level Propane Flash Drum 4C-3 lalu memasuki suction tahap kedua dari Kompresor 4K-1.

Akibat dilakukannya kompresi ini maka uap propana akan

mencair. Cairannya ini lalu dialirkan dan kemudian diuapkan secara mendadak di beberapa tempat, yaitu Feed Low Level Propane Evaporator 4E-13 untuk mendinginkan kembali gas dari Plant -2 yang telah didinginkan di 4E-12, di Scrub Column Overhead Condensor 4E-14 untuk mengkondensasi produk atas 3C-1, dan di Deethanizer Condensor 3E-5, Propane Return Subcooler 3E-12, Butane Return Subcooler 3E-13, ketiganya melalui Propane Refrigerant Drum 3C-10 untuk pendinginan di unit fraksinasi. Uap yang dihasilkan dari 4E-13 dan 4E-14 akan masuk ke Kolom 4C-4 kemudian masuk ke suction tahap pertama pada Kompresor 4K-1. Sedangkan uap dari 3E-5, 3E-12 dan 3E-13 dikumpulkan kembali di 3C-10 sebelum dialirkan ke Kolom 4C-4. Propana cair yang dihasilkan dari 4C-2 selain dialirkan ke Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12 juga akan dialirkan menuju MCR Medium Level Propane Evaporator 4E-8. Pada bagian ini, sebagian cairan diuapkan pada tekanan 2,9 kg/cm 2(a) untuk mendinginkan MCR. Dari 4E-8, uap propana dialirkan ke Kolom 4C-3 untuk dikompresi di 4K-1 pada tahap kedua, sedangkan cairannya dialirkan melalui Level Control untuk diuapkan mendadak pada tekanan 0,12 kg/cm2(a) di MR Level Propane Evaporator 4E-9 untuk mendinginkan lebih lanjut MCR dari 4E-8. Uap propana dari 4E-9 dialirkan ke Kolom 4C-4 untuk dikompresi di 4K-1 tahap pertama.

53



5.4.2. Sistem Refrigerasi dengan MCR ( M ix ed Component Refr igerant)

Dalam proses ini, MCR yang telah didinginkan oleh propana selanjutnya digunakan untuk mendinginkan lebih lanjut feed gas alam yang telah didinginkan terlebih dahulu dengan propana. Pada unit Main Heat Rxchanger 5E-1, MCR mendinginkan dirinya sendiri. Komposisi MCR terdiri dari nitrogen (2-5%), metana (40- 46%), etana (45-50 %), dan propana (2-6 %). Nitrogen digunakan sebagai salah satu komponen pendingin karena memiliki titik didih yang paling rendah dibandingkan dengan komponen hidrokarbon. Namun, nitrogen saja tidak cukup digunakan sebagai pendingin karena nitrogen memiliki kapasitas panas yang rendah, sedangkan proses pendinginan ini membutuhkan kapasitas yang besar agar terjadi perpindahan panas yang cukup untuk mencairkan gas alam sehingga ditambahkan pula hidrokarbon. Uap MCR yang masuk di 4C-7 ini merupakan uap hasil pendinginan gas alam di 5E-1. Uap MCR berada dalam tekanan 3,5 kg/cm 2-a dan temperatur-40oC. Uap MCR kemudian dikompresi di Kompresor MCR 4K-2 hingga mencapai tekanan 14 kg/cm2-a dan temperatur 71 oC. Kompresor ini disebut pula 1 stStage Suction Compressor pada sistem refrigerasi MCR. Aliran MCR ini kemudian didinginkan dengan air laut dalam MCR Compressor Intercooler 4E-5 sampai suhu 37 oC dan kemudian akan masuk ke kompresor tahap kedua 4K-3. MCR keluar dari kompresor tahap kedua pada temperatur 130 °C dan tekanan 47 kg/cm 2 dan kemudian akan didinginkan oleh MCR Compressor Aftercooler dengan menggunakan pendingin air laut sehingga temperaturnya 37 °C. MCR kemudian mengalir ke High Level Propane Evaporator 4E-7, dilanjutkan ke Medium Level Propane Evaporator 4E-8 sehingga keluar pada temperatur-5oC. Dari sini, MCR akan masuk ke High Level Propane Evaporator 4E-9 dan keluar pada temperatur32°C. MCR ini kemudian dialirkan ke separator 5C-1 untuk memisahkan uap dengan cairan yang terkondensasi. Fase cair lebih banyak mengandung etana dan propana, sedangkan pada fase gas banyak mengandung nitrogen dan metana.

54



Gambar 5.7 Diagram Alir Siklus Refrigerasi MCR [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Saat MCR memasuki Kolom 5E-1, MCR akan didinginkan oleh MCR yang sudah terlebih dahulu melalui proses ekspansi pada JT valve. Uap MCR hasil pendinginan gas alam berada pada tekanan 3,5 kg/cm2-a dan temperatur-40oC. Uap ini kemudian dialirkan kembali ke 4C-7 dan proses berikutnya terjadi secara siklik. 5.5 Plant-5: Proses Pencairan Gas Alam

Proses final dari keseluruhan tahapan proses adala h pencairan gas alam yang terjadi di dalam Main Heat Exchanger (5E-1). Gas alam telah sebelumnya didinginkan dengan refrijeran propana dan mencapai temperatur-34 oC. Umpan 5E-1 adalah produk atas Scrub Column 3C-1 pada tekanan 36 kg/cm 2-g dan masuk melalui bagian bawah kolom. Sebagai refrijeran, MCR akan masuk dalam dua fasa. Fase cair lebih banyak mengandung etana dan propana, sedangkan pada fase gas banyak mengandung nitrogen dan metana. Perbandingan jumlah MCR dengan gas alam yang akan dicairkan adalah 3:2. MCR dialirkan dari Evaporator 4E-9 menuju Kolom 5C-1 ( MCR High Pressure Separator ). Kolom ini bertekanan 46 kg/cm 2g berfungsi untuk memisahkan MCR menjadi dua fasa, yaitu fasa gas dan fasa cair. Fasa gas sebagian besar terdiri dari N2 dan C1 sementara fasa cair sebagian besar terdiri dari C2 dan C 3. Fasa gas dan fasa cair MCR masuk pada bagian bawah 5E-1 dalam tube yang berbeda sebagai medium pendingin feed gas alam. Feed gas alam

55



dari 3C-2 masuk ke 5E-1 ( Main Heat Exhanger ) pada bagian bawah pada sisi tube pada temperatur sekitar-36,5 oC dengan tekanan 38 kg/cm 2g. Kolom pendingin 5E-1 merupakan suatu Spiral Wound Heat Exchanger yang terdiri dari dua bagian, yaitu warm bundle pada bagian bawah dan cold bundle pada bagian atas. Pada warm bundle, ketiga aliran masuk (MCR uap, MCR cair, dan feed gas alam) dialirkan ke atas. Pada akhir warm bundle, MCR cair dialirkan melalui Joule-Thomson Valve 5FV-2 sehingga tekanannya turun menjadi 2,5 kg/cm 2g dengan suhu-129 oC. Kemudian MCR cair ini ditampung pada warm end pressure phase separator yang diletakkan di antara warm bundle MCR bertekanan rendah ini dan didistribusikan pada bagian atas warm bundle berupa spray yang bergerak turun ke dasar kolom melalui shell warm bundle dan bergabung dengan MCR uap yang datang dari shell cold bundle. MCR cair dalam shell warm bundle ini berkontak dengan tiga aliran yang masuk sehingga temperatur MCR uap, MCR air, dan feed gas alam dapat diturunkan sampai mendekati titik embunnya. Pada bagian cold bundle, MCR uap dan feed gas alam dari warm bundle yang mulai terkondensasi didinginkan lebih lanjut. Di puncak cold bundle, MCR yang telah cair kembali diekspansi melalui valve Joule-Thompson 5FV-2. MCR cair ini akan dilewatkan pada suhu-151 oC. MCR ditampung pada Low Pressure Separator dan didistribusikan di bagian shell cold bundle untuk mendinginkan MCR uap dan feed gas alam dalam tube. Feed gas alam yang meninggalkan puncak Main Heat Exchanger berada dalam keadaan cair pada suhu sekitar-149 o

C dengan tekanan 24 kg/cm 2g. LNG kemudian dimasukkan ke dalam kolom 5C-

2 ( LNG Flash Drum), diturunkan tekanannya menjadi 0,25 kg/cm 2(abs) dengan temperatur-160 oC. LNG kemudian dipompa ke LNG Storage. Pada 5C-2, terdapat sedikit LNG yang menguap akibat penurunan tekanan, uap yang terbentuk kemudian dilewatkan ke LNG Flash Exchanger (5E-2) untuk mencairkan sedikit feed gas alam. Pada Train ProcessE sampai dengan proses Train H, uap 5C-2 juga digunakan untuk mendinginkan LPG propana di 5E-2 hingga temperat-45oC untuk langsung dikirim ke Plant-17sebagai refrigerated LPG. Uap LNG yang menjadi panas masuk ke Fuel Gas Compressor Suction

56



(2K-1) untuk dipanaskan kembali di 2E-2 dan dimanfaatkan sebagai bahan bakar boiler . Uap MCR yang ada dalam shell Main Heat Exchanger keluar pada bagian bawah dan masuk ke kolom 4C-7 (MCR First Stage Suction Drum), lalu uapnya masuk ke kompresor 4K-2 (MCR First Stage Compressor ) dengan tekanan suction 2,1 kg/cm2(gauge) dan keluar dengan tekanan 14 kg/cm 2(a). Keluaran MCR didinginkan pada pendingin 4E-5A/B ( Compressor Intercooler ) dengan pendingin air laut selanjutnya masuk ke kolom 4C-8 (MCR Second Stage Suction Drum). Uap MCR dihisap oleh kompresor 4K-3 (MCR

Second Stage

Compressor ) dan keluar dengan tekanan 50 kg/cm 2(a). Keluaran ini didinginkan lagi pada 4E-6 (MCR Compressor Aftercooler ) dan didinginkan lebih lanjut dalam evaporator propane secara berturut-turut pada 4E-7 (MCR High Level Propane Evaporator ), dan 4E-9 (MCR Low Level Propane Evaporator ) kemudian masuk ke kolom 5C-1 untuk kembali mendinginkan feed gas alam di Main Heat Exchanger 5E-1.

Gambar 5.8 Diagram Alir Siklus Pencairan Gas Alam Plant-5 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

57



6

BAB VI

SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH DI PT BADAK NGL

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

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



Off Plot Utilities, yang terdiri dari: a. Plant -32: Penyedia air pendingin b. Plant -33: Penyedia air pemadam kebakaran c. Plant -36: Penyedia air umpan boiler d. Plant-48 dan-49:Community water treatment system and sewage.

6.1. Plant-29: Ni tr ogen Supply

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

kolom-kolom, peralatan, dan pengapalan.

Salah satu komponen dalam Multi Component Refrigerant (MCR) .

 Blanketing bahan-bahan

kimia.



Kebutuhan operasional kapal tanker LNG.



Sebagai bahan cadangan pengganti udara instrumen. 58



Nitrogen diperoleh melalui proses distilasi kriogenik udara atmosferik yang disuplai dari Plant -35. Udara ini memiliki tekanan sekitar 9 kg/cm 2(a), temperatur sekitar 30oC, dan bebas dari H 2O dan CO2 yang dapat menghambat aliran fluida dalm pipa apabila mengalami pembekuan. Untuk meningkatkan efektivitas proses dehidrasi udara dan pengondensasian uap air, udara didinginkan terlebih dahulu dengan freon hingga suhunya menjadi 5-10 oC. Uap air yang terkondensasi akan melalui proses pemisahan di separator. Udara ini kemudian akan masuk ke Unit Dehidrasi ( Absorber ) yang berisi molecular sieve untuk memisahkan uap air yang terbawa alian udara. Jumlah kolom yang digunakan ada dua buah. Regenerasi kolom dilakukan dengan mengalirkan oksigen panas yang merupakan waste gas dari pemisahan nitrogen. Pada plant ini, terdapat dua buah Adsorber yang bekerja secara bergantian. Saat salah satu Adsorber bekerja, Adsorber lain berada pada kondisi regenerasi. Perpindahan kondisi Adsorber dari regenerasi menjadi in-service melalui tiga tahap: 1.

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

2.

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

3.

Tahap Pendinginan Tahap ini berlangsung selama 240 menit untuk mengoptimalkan proses adsorbsi uap air pada molecular sieve.

59


Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur Tabel 6.1 Spesifikasi Produk Nitrogen dari Plant-29

Senyawa

Batasan (ppmv)

H2O

Max.1

CO2

Max.3

O2

Max.200

` Atmospheric Vent

Udara Waste Gas Heater

Waste Gas (O 2) N2

MHE Atmospheric Vent

r o t a r d A y h e D

r o t a r d B y h e D

Cryogenic Distillation Column

Waste Gas Compressor

Chiller

Gambar 6.1 Diagram Alir Proses Pembuatan Nitrogen Plant-29 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Setelah mengalami proses dehidrasi, udara akan masuk ke Cool Box yang di dalamnya terdiri dari Main Heat Exchanger , Waste Gas Compressor , dan Criogenic Distillation Column. Udara didinginkan di Main Heat Exchanger dengan memanfaatkan bottom product Kolom Distilasi (O2), dan top product Kolom Distilasi (N2). Udara ini kemudian akan masuk ke bagian bawah Kolom Distilasi dengan tekanan 7,5 kg/cm2(a). Pemisahan antara oksigen dan nitrogen dengan distilasi kriogenik yaitu mencapai suhu -160 oC di mana produk atas yaitu nitrogen akan dialirkan ke sistem distribusi nitrogen sedangkan sebagian oksigen yang merupakan produk bawah digunakan sebagai media pendingin. Sebagian dari sisa gas oksigen digunakan untuk regenerasi absorber dan sebagian lagi dibuang ke atmosfer. 6.2. Plant-30: Sistem Distribusi Listrik

Pembangkit listrik di kilang PT Badak NGL terdiri dari mayoritas 60



SteamTurbine Generator /STG (PLTU) ditambah dengan dua unit Gas Turbine Generator/ GTG (PLTG) dan satu unit Diesel Generator (PLTD). Diesel Generator hanya dipakai pada saat start-up sehingga kondisi SteamTurbine Generator dan Gas Turbine Generator dapat beroperasi secara normal. Kapasitas total maksimum adalah 150 MW (aktual sekitar 97 MW). Jumlah generator yang ada adalah: 

Tujuh Back-Pressure STG, masing-masing berkapasitas 12.5 MW



Lima Condensing STG, masing-masing berkapasitas 12.5 MW



Dua GTGs, masing-masing berkapasitas 12.5 MW (out of service)



Satu Diesel Generator , masing-masing berkapasitas 5 MW

Terdapat dua jenis turbin uap penggerak generator, yakni:  Back

Pressure Turbine Back Pressure Turbine terdiri atas 9 stage yang digerakkan oleh

steam bertekanan tinggi sekitar 850 psig. Energi dari steam ini berupa energi panas dan tekanan yang diubah menjadi energi gerak melalui beberapa proses. Mula-mula steam masuk melewati TTV, kemudian masuk ke nozzle tingkat pertama yang jumlahnya diatur oleh kerangan uap masuk yang dikendalikan Governor . Karena laju uap yang digunakan relatif tinggi, satu Governor Valve saja tidak cukup. Untuk itu, digunakanlah multi governor valve yang disebut Rack Valve (Kerangka Bersusun). Bukaan dan tutupan dari Governor Valve dilakukan dengan sistem hidraulik (Governor Control Oil System). Energi panas dan tekanan dari steam diubah menjadi energi kecepatan oleh nozzle yang juga berfungsi mengarahkan aliran uap pada sudu tetap turbin. Dengan adanya gaya dorong dari steam bertekanan tinggi ini maka sudu-sudu gerak pada turbin akan berputar pada porosnya sehingga terjadi energi gerak pada rotor turbin. Rotor generator juga ikut berputar karena porosnya dihubungkan langsung dengan shaft rotor turbin uap. Dengan berputarnya shaft turbin, maka rotor pada generator pun akan berputar dan terjadilah perpotongan gaya antara medan magnet pada rotor dengan kumparan (kawat konduktor) dictator . Medan magnet pada rotor dibangkitkan oleh arus DC dari exciter yang turut berputar saat poros 61



utama generator berputar. Perpotongan gaya antara medan magnet di rotor dengan kumparan menyebabkan arus listrik mengalir. Kutub-kutub utara dan selatan magnet secara bergantian melewati kawat penghantar pada stator, sehingga arah tegangan dan arus yang dibangkitkan akan keluar dan terjadilah arus bolak-balik. Generator yang ada di kilang dirancang dan dipilih suatu kecepatan tertentu untuk mendapatkan 50 siklus per detik (50 Hz) dengan besar tegangan 13,8 kV. Steam yang keluar dari Back Pressure Turbine kemudian masih mempunyai tekanan sekitar 250 psig dapat digunakan untuk berbagai keperluan utilitias maupun di process train. 

Condensing Turbine Condensing Turbine terdiri atas 17 stage yang digerakkan oleh steam bertekanan tinggi. Proses terjadinya listrik sama dengan proses yang terjadi pada Back Pressure Turbine, hanya saja turbin jenis ini dapat beroperasi secara kondensasi total, secara ekstraksi dan secara induksi. a. Operasi secara kondensasi total artinya semua steam yang masuk ke Turbin dikondensasikan di dalam Surface Condenser . b. Operasi secara ekstraksi artinya tidak semua steam yang masuk ke Turbin dikondensasikan tetapi sebagian dari sistem yang masuk dikeluarkan dan masuk ke LP steam header untuk menambah tekanan di LP steam. Hal ini terjadi bila tekanan di LP steam header turun sampai pada set point 3,5 kg/cm 2(a). c. Operasi secara induksi artinya di samping HP steam yang masuk ke dalam

Turbin,

LP steam juga

ikut

masuk

dan

semuanya

dikondensasikan di dalam Surface Condenser . Hal ini terjadi bila tekanan LP steam header naik. Proses ekstraksi dan induksi ini terjadi di antara stage ke-10 atau ke-11 pada Turbin di mana steam yang berada di stage itu masih berupa steam tekanan rendah. Steam yang keluar dari stage terakhir pada Condensing Turbine dikondensasikan di dalam Surface Condenser . Tekanan di dalam Surface Condenser dibuat

vakum

oleh

vakum

Ejektor

sehingga

mempermudah

pengondensasian. Media pengondensasi yang digunakan adalah air laut. Hasil 62



kondensasi dipompakan menuju Condensate Return System untuk diteruskan ke Polisher Unit di Plant -36. Sebelum dialirkan ke Condensate Return System, kondensat dilewatkan terlebih dahulu ke Conductivity Analyzer . Apabila konduktivitasnya mencapai 7,5 Mhos/cm maka alarm akan aktif. Apabila konduktivitas mencapai 10 Mhos/cm maka Valve akan membuka untuk membuang kondensat ke Sewer .

Gambar 6.2Diagram Alir Distribusi Listrik (Plant-30) [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.3. Plant-31: Penyedia Steam dan Tenaga Listrik

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

63



6.3.1. Penyedia Steam

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

dilakukan

dengan

cara

menambahkan

senyawa

Cortrol dan

OptimeenCortrol yang berfungsi untuk mengikat O 2 yang terlarut. Optimeen berfungsi untuk mengikat CO 2. Air yang keluar dari deaerator ini yang akan digunakan sebagai air umpan Boiler ( Boiler Feed Water ). Spesifikasi dari air umpan Boiler dapat dilihat pada Tabel 6.2 berikut. Tabel 6.2Spesifikasi Air Umpan Boiler

Komponen

Batasan

pH

8,3-9

Konduktivitas

< 7,5 µmhos/cm

Oksigen

< 10 ppb

Terlarut Iron

< 20 ppb

Copper

< 15 ppb

Silikat (SiO2)

Max 0,02 ppm

[Sumber: Departemen Operasi PT Badak NGL]

Unit Boiler akan menghasilkan steam tekanan tinggi yang digunakan sebagai sumber tenaga dan media pemanas. Boiler tersebut menggunakan bahan bakar gas ( fuel gas). Namun, ketika jumlah Medium dan Low Pressure Steam dalam SteamHeader berkurang, penambahan jumlah steam dapat dilakukan dengan menggunakan Let Down Station (LDS). Let Down Station ini merupakan sistem penurunan tekanan yang dapat merubah steam dari tekanan tinggi (HPS) ke tekanan menengah (MPS), kemudian dari tekanan menengah (MPS) ke tekanan

64



rendah (LPS). Dengan adanya Let Down Station ini, tekanan pada sistem MPS dan LPS dapat dikendalikan. Tabel 6.3Spesifikasi Boiler di Modul I dan II

No

Spesifikasi

1

Manufacturer

2

Boiler

Modul I

Modul II

Mitsubishi Co.

Babcock & Wilcox

(Jepang)

Co. (Kanada)

Jumlah

11

10

3

Kapasitas (ton/jam)

295

379

4

Train

ABCD

EFGH

5

Konfigurasi Burner

6

Bahan Bakar

Fuel gas

7

Tekanan Maksimum

72 kg/cm2g

8

Kondisi steam

62,5 kg/cm2g ; 450 oC

9

Tipe Boiler

Water Tube


65



Gambar 6.3Distribusi Steam di Badak [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.3.2. Pembangkit Tenaga Listrik (Steam Turbine Generator Plant-31) Salah satu kegunaan steam adalah sebagai pembangkit tenaga listrik. Berikut ini merupakan tabel mengenai perbedaan sarana sistem pembangkit tenaga listrik berdasarkan pembagian modul.

66



Penyediaan Tenaga Uap & Tenaga Listrik

Condensate return

Polish er

De-aerator 4K-1

4K-2,3

2K-1

31C-1AB 9 AB

Dari Demineralizer

Fuel Gas

Cat ion

Ani on Condensate Tank

Kapasitas Compressor 4K-1 113.57 T/J 4K-2,3 104. 176 T/J 2K-1 19.11 T/J

Boiler 31F1~11 295 T/H

Steam Tekanan Tinggi 850 psig Steam Tek. menengah 250 psig Steam Tek. rendah 60 psig Condensate Steam

Ke Polisher

Dari train ABCD

Diesel 31PG-1

31 PG 2,3,6,8

5 MW, 13 KV, 50 Hz

31-PG 4,5

50 MW, 13 KV, 50 Hz

25 MW, 13 KV, 50 Hz

Turbin Gas 31PG-7

HP-MP

MP-LP

Penurunan

Penurunan

Tekanan

Tekanan

25 MW, 13 KV, 50 Hz Distribusi ke pabrik / perumahan 92.5 MW 13.8 KV 50 Hz

Gambar 6.4Sistem Penyedian Steam dan Tenaga Listrik di PT Badak NGL [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Jenis Tenaga Listrik Di esel Generator Back Pressur e

Tabel 6.4Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities I Jumlah Kapasitas Tegangan Kode Unit (unit) (MW) (Volt)

Frekuensi (Hz)

1

31PG-01

5

13800

50

4

31GT-2/3/6/8

12,5

13800

50

2

31GT-4/5

12,5

13800

50

1

31GT-7

12,5

13800

50

Turbine Condensing Turbine Generator Gas Turbin e Generator


67



Tabel 6.5Sarana Pembangkit Tenaga Listrik Utilities II Jenis Tenaga Listrik

Jumlah (unit)

Kode Unit

Kapasitas (MW)

Tegangan (Volt)

Frekuensi (Hz)

Back Pressure Turbine

3

31GT-11/12/14

12,5

13800

50

12,5

13800

50

12,5

13800

50

Condensing Turbine 3 31GT-9/10/13 Generator Gas Turbine 1 31GT-15 Generator [Sumber: Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.4. Plant-35: Pressur ized Ai r Suppl y

Udara bertekanan di kilang LNG diproses di Plant -35 dengan menggunakan kompresor tipe sentrifugal yang terdiri atas tiga tingkat pada setiap unitnya. Kompresor ini digerakkan oleh sebuah penggerak berupa motor listrik AC 4,16 kV. Kompresor itu akan menghasilkan udara bertekanan yang kemudian dibagi dalam dua sistem yaitu udara utilitas dan udara instrumen. Udara utilitas diantaranya digunakan sebagai: a. Udara umpan untuk Nitrogen Plant ( Plant -29 dan Plant-39). b. Udara pembakaran untuk Burner Boiler ( Aspirating Air ). c. Pendingin untuk alat-alat instrumen yang bekerja di tempat yang panas. d. Udara bertekanan untuk alat-alat mekanik dan pembersih. Sedangkan udara instrumen digunakan sebagai: a. Penggerak Control Valve. b. Sealing Air untuk beberapa peralatan. Skema proses penyediaan udara bertekanan ditunjukkan pada Gambar 6.5

68



Gambar 6.5Diagram Alir Plant-35(Proses Penyediaan Udara Bertekan) [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

Cara kerja Kompresor secara garis besar adalah sebagai berikut. Kompresor menghisap udara atmosfer melalui Air Intake Filter Silencer yang menyaring udara dari kotoran-kotoran yang ikut terhisap. Kemudian, udara ditekan pada Kompresor Tingkat Pertama hingga tekanannya menjadi sekitar 2 kg/cm 2(a). Sebelum masuk ke tingkat kedua, udara yang keluar dari tingkat pertama ini didinginkan terlebih dahulu di First Stage Intercooler dari suhu sekitar 170 oC menjadi sekitar 40oC dengan media pendingin air laut. Setelah itu, udara dikompresi lagi pada tingkat kedua sampai tekanan 5 kg/cm 2 dengan suhu sekitar 145oC. Udara bertekanan ini didinginkan lagi di Second Stage Intercooler sampai sekitar 35 oC dan ditekan lagi pada tingkat ketiga hingga tekanan sekitar 9,6 kg/cm2(a) dengan temperatur sekitar 125oC. Akhirnya, gas didinginkan pada After Cooler sampai sekitar 38oC. Moisture yang terkandung di dalam udara dan terkondensasi di First and Second Stage Intercooler dibuang melalui Drain Valve Moisture Separator yang terdapat pada masing-masing Cooler . Udara bertekanan yang dihasilkan oleh kompresor udara kemudian ditampung di Utility Air Receiver untuk didistribusikan.

69



6.5

Plant -32: Penyedia Air Pendingin

Plant -32 memiliki peran untuk menyediakan air pendingin yang utamanya digunakan untuk unit Surface Condenser dan termasuk di dalamnya unit penyedia Sodium Hypochlorite Plant . 6.5.1. Penyedia Air Pendingin

Untuk memenuhi kebutuhan air pendingin di PT Badak NGL digunakan sarana pendingin air laut yang diolah di Plant -32. Sarana yang tersedia pada Sistem Utilities I adalah 10 unit Cooling Water Pump dengan daya penggerak sebuah motor listrik yang masing-masing membutuhkan 4500 HP (3355 kW) dan berkapasitas 65000 GPM. Pada pengoperasian 4 unit Train digunakan 8 unit Cooling Water Pump dan 2 unit pompa sebagai cadangan. Sarana yang tersedia pada Sistem Utilities II adalah 12 pompa pendingin air laut, masing-masing mempunyai kapasitas 65000 GPM dengan daya penggerak motor listrik masing-masing membutuhkan tenaga 4500 HP (3300 KW). Dalam pengoperasian normal pada Train E dan Train F dibutuhkan masing-masing dua buah pompa yang beroperasi, sedangkan untuk Train G dan Train H dibutuhkan masing-masing 3 pompa dan lainnya sebagai cadangan. Pompa pendingin air laut tersebut antara lain 32GM-11/12/13, 32GM-14/15, 32GM-16/17/18/19, dan 32GM-60/61/62. Selain itu, Cooling Water Pump-11 yang terdapat di bagian Utilities-II dapat dialirkan ke Train D, dan Cooling Water Pump-10 pada UtilitiesI dapat dialirkan ke Train-E Cooling Water Line.

70



Gambar 6.6Diagram Alir Plant-32 (Proses Penyediaan Air Pendingin) [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.5.2. Plant Sodium H ypochl ori te

Sodium Hypochlorite (NaOCl) diinjeksikan ke dalam kolam untuk membunuh organisme laut yang terbawa oleh pompa air pendingin. Bahan baku dari Sodium Hypochlorite ini adalah laut yang di elektrolisis. Di Utilities Modul I terdapat 8 unit Chlorine Henerator (Chloropac) dengan kapasitas 29,5 kg sedangkan di Utilities Modul II terdapat 11 unit. Sodium Hypochlorite diinjeksikan secara kontinyu ke dalam penampung penampung suction/basin Pompa Air Pendingin untuk mengendalikan atau mencegah pertumbuhan organisme laut/ganggang, kerang laut yang terbawa oleh air laut. Pada dasarnya Sodium Hypochlorite dihasilkan dengan cara elektrolisa dengan bahan bakunya dari air laut. 6.5. Plant-33: F ir e Water Supply

Unit penyediaan air pemadam kebakaran di kilang LNG Badak diproses pada beberapa tempat yaitu Plant-32, Plant-36, Plant-48, Plant-49 tetapi sarana dan prasarana yang berhubungan dengan pemadam kebakaran dikelompokkan dalam Plant -33. Unit ini harus ada karena dalam proses pengolahan gas hidrokarbon memiliki tingkat resiko terjadinya kebakaran yang tinggi. Sistem peralatan penanggulangan kebakaran di kilang LNG Badak meliputi: a. Dry Chemical System 71



b. High Expansion Foam Foam System c. Halon 1301, FM-200 FM-200 System d. Closed Circuit Television System e. Computer Hazard Monitoring System f. Fire Alarm System Akan tetapi, pihak utilitas bertanggung jawab mengelola sistem air pemadam kebakaran yang meliputi pengolahan air, tangki penampung, penampung, pompa dan distribusinya saja. Sistem pengolahan air pemadam kebakaran terdiri dari: 1. Sistem Pemadam Air Tawar ( Fresh Fire Water System) System) Untuk memudahkan pengolahan air pemadam kebakaran dengan air tawar ini, maka peralatan Plant -33 -33 lokasinya disatukan dengan Plant -36 -36 dan Plant -48. -48. Air pemadam kebakaran ini berasal dari sumur-sumur setelah mengalami proses aerasi dan filtrasi di masing-masing plant masing-masing plant untuk untuk kemudian disimpan di Storage Tank . Setiap tangki dilengkapi dengan pompa yang berfungsi untuk memompakan air ke jalur distribusi dan untuk mempertahankan tekanan sekitar 12,0 kg/cm 2 secara terus menerus. 2. Sistem Pemadam Air Laut (Sea ( Sea Fire Water System) System) Sistem Pemadam Kebakaran Kebakaran dengan menggunakan air laut ini bergabung bergabung di Plant -32 -32 (Cooling (Cooling Water System). System). Sistem ini diadakan karena terbatasnya daya tampung tangki penampungan dan kecepatan produksinya sehingga tidak bisa bergantung sepenuhnya pada air tawar. Di saat cadangan air tawar sudah tidak memungkinkan, maka akan digunakan pemadam dari air laut. Jalur pendistribusiannya tetap menggunakan alur distribusi Fresh Fire Water , dimana hubungan antara Pompa Salt Fire Water ini dengan perpipaan Fresh Fire Water dipisahkan oleh dua buah kerangan. Apabila sampai ada penggunaan air laut sebagai air pemadam maka setelah keadaan normal, alur distribusi perpipaan harus dibilas terlebih dahulu dengan air tawar sampai benar-benar bersih. Hal ini dimaksudkan agar memperlambat terjadinya korosi pada alat pemadam kebakaran. Untuk pendistribusiannya sendiri, ada sistem distribusi dengan sarana permanen berupa pipa jaringan air pemadam yang dipasang di seluruh areal kilang, perkantoran, perumahan atau sistem distribusi dengan sarana bergerak (mobil). 72



DARI FILTER FiIRE

KE AREA

12.0

WATER

2

STORAGE

KE AREA JOCKEY KE AREA

KE AREA

FIRE WATER STORAGE SEA WTR

Gambar 6.7 Diagram Alir Penyedia Pemadam Kebakaran Plant-33 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.6. Plant-36: Penyedia Air Umpan Boiler

Plant-36 Plant-36 berfungsi untuk menyediakan air umpan Boiler , air minum komunitas, dan air pemadam kebakaran. Air Umpan Boiler memiliki spesifikasi yang ketat, sehingga air yang berasal dari sumber air perlu mendapatkan perlakuan awal agar memenuhi spesifikasi air umpan Boiler . Air umpan Boiler yang tidak memenuhi spesifikasi dapat menyebabkan efisiensi termal Boiler terganggu dan peralatan lebih cepat rusak. Semakin tinggi temperatur dan tekanan Boiler , spesifikasi air Boiler akan semakin ketat karena air akan lebih agresif menyerang material pada kondisi tekanan dan temperatur tinggi. Air yang diumpankan pada boiler adalah kondensat sisa pemakaian steam dan steam dan air make-up. make-up. Air make-up umpan make-up umpan Boiler Boiler PT PT Badak NGL bersumber dari 6 buah sumur air tanah yang memiliki kandungan Fe yang tinggi (8 ppm), padatan tersuspensi banyak, dan pH rendah (4-5). Kondensat sisa pemakaian steam steam mengandung ion logam yang mengalami pemekatan akibat sirkulasi. Dari sumur-sumur ini air dipompakan ke Plant ke Plant -36/-48/-49. -36/-48/-49. Pada Plant Pada Plant - Plant Plant inilah air dibersihkan dengan cara aerasi, filtrasi, dan klorinasi, hingga diperoleh air minum yang memenuhi persyaratan Departemen Kesehatan RI dan WHO. Unit pengolahan air bertujuan untuk menyediakan keperluan air, terutama untuk air umpan Boiler dan dan untuk komunitas serta untuk pemadam kebakaran. Air umpan 73



Boiler harus memenuhi persyaratan tertentu agar tidak menimbulkan masalah pembentukan kerak pada Boiler maupun maupun masalah korosi pada Boiler . Berikut ini merupakan tahapan pengolahan air umpan Boiler umpan Boiler . 6.7.1. Aerasi

Aerasimerupakan proses mekanik pengontakkan air dengan udara yang bertujuan untuk menghilangkan gas-gas dan mengoksidasi besi yang terlarut dalam air dari ferro menjadi ferri di dalam aerator. Besi (Fe) terlarut berupa ferro karbonat dioksidasi [Fe(HCO3)2] menjadi ferri hidroksida [Fe(OH) 3] yang tidak larut dalam air sehingga dapat dipisahkan dengan cara blowdown. blowdown. Reaksi yang terjadi yaitu: 4 Fe(HCO3)2 + O2 + 2 H2O  4 Fe(OH)3 + 8 CO 2 2 Mn(HCO3) + O2 MnO2 + 4 CO 2 + 2 H2O Air akan masuk dari bagian atas Aerator kemudian dikontakkan dengan udara yang dihembuskan dari bawah Aerator dengan menggunakan Blower . Kemudian ditambahkan caustic caustic cair (Ca(OH)2) yang ditambahkan ke Tangki Surge Aerator , hal ini dilakukan untuk menaikkan pH pH air menjadi sekitar 6,8-7,2. Air produk Aerator dilewatkan ke dalam Unit Penyaring untuk menyaring senyawa besi yang ada. Unit Penyaring yang digunakan dilengkapi dengan sarana bypass dan bypass dan backwash. backwash. 6.7.2. I ron Remov Removal al F il ter ter

Iron Removal Filter merupakan suatu unit penyaringan bertekanan yang mengandung mangan dioksida untuk menyaring endapan besi yang terbentuk sebagai hasil proses aerasi.Air yang keluar dari Unit Penyaring ini selanjutnya akan di demineralisasi agar dapat digunakan air umpan Boiler umpan Boiler . Untuk konsumsi air minum, air yang berasal dari Iron Removal Filter ini dialirkan masuk ke Tangki Air Potable. Potable. Pada tangki ini, air diinjeksikan dengan CaOCl2 dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme yang terdapat di dalam air. Air minum yang diproduksi harus memenuhi batasan batasan, sebagai berikut: 

Kandungan Fe 3+ maksimum 0,3 ppm.



Tidak mengandung gas berbau dan beracun serta tidak berwarna. 74



6.7.3. Demineralisasi

Demineralisasi merupakan unit penukar ion yang berfungsi untuk menghilangkan mineral yang terlarut dalam air. Resin penukar ion yang digunakan pada unit Demineralizer yaitu berupa resin penukar kation asam kuat dan resin penukar anion basa kuat. Operasi sistem pertukaran ion dilaksanakan dalam dua tahap yaitu tahap layanan (inservice) dan tahap regenerasi.Pada saat berada

dalam

tahap

regenerasi,

unit

demineralizer

diregenerasi

dengan

menggunakan larutan caustic soda dan asam sulfat. Untuk menghilangkan partikel-partikel halus dalam resin serta untuk mencegah penggumpalan resin, unit demineralizer perlu di backwash. Setelah backwash, selanjutnya resin penukar kation diregenerasi menggunakan larutan asam sulfat. Adapun resin penukar anion diregenerasi dengan larutan caustic soda. Buangan hasil regenerasi unit Demineralizer dialirkan ke Neutralizing Pit , kemudian baru dibuang ke Out-Fall Canal . Tabel 6.6 Jenis Resin Penukar Ion

Jenis resin

Produsen

Amberlite IR120

Rohm and Hass

Amberlite IRA402

Rohm and Hass

Amberlite IRA200C

Rohm and Hass

Diaion SK-1B

Mitsubishi

Diaion SA-12A

Mitsubishi

Diaion PK-228

Mitsubishi

Unit pengolahan Cation exchanger 36V2 Anion exchanger 36V4 Condensate polisher 36V-7 Cation exchanger 36C5 Cation exchanger 36C6 Condensate polisher 36C-7

Penggunaan

BFW Train A, B, C, dan D

BFW Train E, F, dan G


6.7.4. Penghilangan Kesadahan

Air kondensat dari process train maupun dari Utilities sebelum masuk ke dalam Deaerator sebagai air umpan Ketel/ Boiler , terlebih dahulu dialirkan melalui unit Polisher untuk menghilangkan “hardness” serta kotoran-kotoran 75



lainnya. Setelah jenuh, unit Polisher ini akan diregenerasi menggunakan reagen amine. 6.7.5. Deaerasi

Deaerasi merupakan proses penghilangan gas-gas terlarut dengan cara pemanasan menggunakan steam. Gas-gas terlarut yang akan dihilangkan terutama adalah O2 dan CO 2. Setelah melalui unit Polisher , Make-Up Water dan kondensat diolah lebih lanjut di Deaerator. Di Deaerator ini, gas yang terlarut di Make-Up Water dan di kondensat, O 2 dan CO2, dibuang ke udara bebas. Setelah itu, air make-up dan kondensat diinjeksikan dengan oxygen scavanging yang berfungsi untuk mengikat gas oksigen yang masih terbawa. Selain itu, air juga diinjeksikan larutan Morpolin (C4H9 NO) yang berfungsi untuk mencegah terjadinya korosi pada pipa-pipa yang dilalui steam. Tabel 6.7 dan 6.8menunjukkan data kapasitas pengolahan air baik untuk keperluan minum maupun untuk umpan Ketel ( Boiler ).

Tabel 6.7 Kapasitas Pengolahan Air dan Air Umpan Ketel (Boiler)

Sarana Pengolahan

Jumlah

Kapasitas

Iron Removal Filter Units

2 unit

@ 171 m3/jam

Demineralizer Units

2 unit

@ 90 m3/jam

PolisherUnits

8 unit

@ 454 m3/jam

Tanki Air Kondensat

2 unit

@ 2460 m3/jam

Tanki Air Pemadam Kebakaran

2 unit

@ 3975 m3/jam

Tanki Air Utilitas

2 unit

757- 790 m3/jam


Tabel 6.8 Kapasitas Pengolahan Air Minum Unit -48 Plant

-49 Plant

A

150 m3/jam

400 m3/jam

B

180 m3/jam

400 m3/jam

Total Kapasitas

330 m3/jam

800 m3/jam


76



UNIT DEMINERALISASI

AIR SUMUR

IRF AERATOR

CATION

ANION

EXCHANGER

EXCHANGER

FILTER TANK

UDARA

Purging LP Steam

BOILERS

O2 & CO2

Oxygen Scavanger Cortrol 778

STEAM DRUM

DEAERATOR

TURBINE SURGE DRUM

MUD DRUM

BLOWDOWN BFW Phospate (TSP & TPP) Dispersant (Ferrospere) C/W POLISHER

DEMIN WATER TANK

Neutralizing Amine (Optimeen)

Service Condenser

Gambar 6.8 Sistem Penyediaan Air Umpan Boiler [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

6.7. Plant -48 dan-49: Commu ni ty Water T r eatment System and Sewage

Air limbah di lingkungan area PT Badak NGL yang berasal dari perkantoran, fasilitas umum, perumahan, dan sanitasi rumah sakit, sebelum dibuang ke lingkungan terlebih dahulu, diolah di Waste Water TreatmentPlant -48 (Sewage) pada unit Sewage I, II, dan III agar kualitas air yang akan dibuang aman terhadap lingkungan hidup dengan memenuhi persyaratan yang mengacu pada UU Lingkungan Hidup, SK Gub. Kaltim, serta ISO 14001. Beberapa pers yaratan yang harus dicapai diantaranya adalah BOD maksimal 20 mg/L dan jumlah padatan terlarut sekitar 20-30 mg/L. Air limbah dari perkantoran fasilitas umum, perumahan, dan sanitasi rumah sakit, dikumpulkan pada beberapa Lift Station lalu dipompakan ke Macrator untuk menghancurkan kotoran-kotoran yang kasar. Selanjutnya, air limbah dimasukan ke dalam Kolam Aerator untuk proses oksidasi dengan memasukan udara dari kompresor ke dalam air (SWG I, II) atau dengan mengaduk Kolam Aerator dengan Agitator (SWG III) dan menambahkan lumpur aktif untuk mendegradasi limbah dengan bakteri jenis aerob dan anaerob. Dari Kolam 77



Aerator, air dialirkan ke Tangki atau Kolam engendapan untuk memisahkan lumpur dan air yang telah diproses, lumpur yang mengendap dialirkan ke Bak Pengering Lumpur sedangkan air yang sudah jernih diinjeksi dengan lime untuk menetralkan pH (pH berada pada rentang 6,5-8,5) dan dengan klorin untuk mematikan bakteri yang dapat membahayakan kesehatan. Setelah itu air keluaran unit Sewage dialirkan ke lingkungan dengan pemantauan secara rutin oleh Laboratorium PT Badak NGL dan secara berkala oleh oleh laboratorium independen yang telah mendapat ijin resmi dari pemerintah. Air limbah yang diolah berasal dari berbagai sumber yaitu dari proses (kilang LNG) dan dari perumahan. 6.8.1. Air Limbah dari Perumahan

Air limbah dari perumahan diolah di tiga unit pengolahan air limbah dengan kapasitas total 4400 m3/jam. Pengolahan ini dimaksudkan untuk memisahkan kotoran-kotoran yang padat dan merubah zat-zat organik yang larut menjadi tidak larut. Zat-zat organik yang larut mengandung banyak bakteri, kemudian dilakukan proses oksidasi dan injeksi Chlorine. Apabila kadar BOD ( Biochemical Oxygen Demand ) sudah sampai maksimum 80 mg/l dan suspended solid 200 mg/l, air tersebut dapat dibuang ke laut. 6.8.2. Air Limbah dari Pabrik

Air limbah dari pabrik diolah dengan maksud menetralisasikan kadar bahan kimianya dengan menginjeksikan Caustic Soda atau Asam Sulfat. Air limbah ini setelah di netralisasikan diperiksa pH-nya. Bila pH berada diantara 7-8, maka air tersebut dapat langsung dibuang ke dalam drain system. Pengolahan ini bertujuan untuk menormalkan kembali sifat-sifat fisik dan biologis dari air sehingga tidak menimbulkan pencemaran ketika dibuang ke lingkungan.

78



IRON REMOVAL FILTER 48V-2 A/B

BACKWASH

AERATOR/CLARIFIER 48D-02B 48FT-02

INJECTION Ca (OH)2

48D-2 HEAD TANK 48D-1B FILTERED WATER TANK

48G-6 A/B

48FT-03

WELL WATER

48GM-5 A/B/C 48GM-4 A/B

IRON REMOVAL FILTER 48V-2 A/B FAN

BACKWASH 48G-6 A/B

48D-1A FILTERED WATER TANK

AERATOR/CLARIFIER 48D-02A

INJECTION Ca (OCl)2

INJECTION FLOUR

POSITIVE AIR BLOWER 49K-1 A/B/C

Gambar 6.9 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant-48 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

BACKWASH INJECTION FLOUR

49D-1B FILTERED WATER TANK AERATOR/CLARIFIER 49D-02B 49FT-02

INJECTION Ca (OH)2 49FT-03

WELL WATER IRON REMOVAL FILTER 49V-2 A/B/C

49G-6 A/B

INJECTION Ca (OCl)2

49GM-5 A/B/C

TO DISTRIBUTION SYSTEM

BACKWASH

49D-1A FILTERED WATER TANK AERATOR/CLARIFIER 49D-02A

POSITIVE AIR BLOWER 49K-1 A/B/C IRON REMOVAL FILTER 49V-1 A/B/C

Gambar 6.10 Sistem Pengolahan Air Komunal di Plant-49 [Sumber: Data Departemen Operasi PT Badak NGL]

79



7

BAB VII

SISTEM STORAGE AND LOADI NG PT BADAK NGL

Salah satu sistem penunjang dalam proses produksi LNG di PT Badak NGL adalah sistem storage loading . Sistem ini dikelola oleh seksi storage loading yang berada di bawah departemen operasi PT Badak NGL. Tugas utama yang dimiliki oleh seksi storage loading PT Badak NGL adalah: a. menangani bahan baku ( feed ) gas alam untuk keperluan proses dan fuel gas untuk boiler yang dikirimkan dari Muara Badak. b. menampung hasil produksi LNG dan LPG kemudian mengapalkannya. c. mendinginkan produk LPG dari train A~D (berhenti di awal tahun 2006). d. memproduksi kondensat dari knock out drum (KOD) dan bottom productdebutanizer

setiap

train,

menampungnya,

kemudian

mengirimkannya ke Terminal Santan. e. menampung make-up refrigerant . f. memproduksi gas nitrogen dan nitrogen cair untuk keperluan proses pencairan LNG. g. mengolah limbah cair pabrik (kilang) PT Badak NGL sehingga tidak menimbulkan polusi. h. melakukan proses pembotolan LPG (LPG bottling ) untuk keperluan perumahan komplek PT Badak NGL. Untuk memenuhi tugas utama tersebut, maka terdapat beberapa plant yang menjadi tanggung jawab penanganan oleh seksi storage loading PT Badak NGL, yaitu: 

Plant -21

: Feed Natural Gas Knock Out Drum dan Pig Receiver



Plant-16

: Hydrocarbon Condensate Stabilizer



Plant -19

: Relief and Blow Down System



Plant-20

: C2/C3 Bullet

and

(Penyimpanan C2,C3danKondensat)

80


HydrocarbonCondensate

Tank

Laporan Umum Kerja Praktik Process and SHE Engineering Section PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur 

Plant-24

: LNG Storage and LNG Loading Dock (Penyimpanan dan

Pengapalan LNG) 

Plant-15

: LPG Refrigerant Plant (Pendinginan LPG)



Plant-17

:LPG Storage and LPG Loading Dock (Penyimpanan dan

Pengapalan LPG) 

Plant-39

: Nitrogen Generator (Penghasil Nitrogen)



Plant -34

: Waste Water Treatment Plant (Pengolahan Limbah Cair

pabrik)

7.1.



Plant-26

: LPG Bottling (Pengisian Tabung LPG)



Plant-38

: Piping System

Feed Natural Gas Knock Out Drum dan Pig Receiver (Plant-21)

Bahan baku berupas feed gas alam PT Badak NGL didistribusikan dari Muara Badak melalui jaringan pipa feed gas alam ( Plant-53). Jaringan pipa ini menyalurkan gas alam dari Muara Badak ke Bontang yang jaraknya 59,7 km.

HANDIL (TFE)

PECIKO (TFE)

20"

42" 20" SEMBERAH (VICO)

20"

SKG

16" 16"

MUTIARA (VICO)

20" 12"

1 6"

2 0"

(KIE) KFP, KMI,KPA,KPI

16"

BADAK 36" KM 19 NILAM (VICO)

36"

BADAK Manifold (VICO)

KM 29

KM 53

42" BONTANG LNG PLANT PT. BADAK

36" F TAMBORA &TUNU (TATUN) (TFE)

TUNU NORTH NPU (TFE)

16" 20"

32"

42"H

32"

16"

32"

T R F (TFE)

SANTAN LEX PLANT

32"

UNOCAL FIELDS 32"

Gambar 7.1 Jaringan Pipa Gas Alam Kalimantan Timur sebagai Pipa Feed Gas Alam PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Tugas utama Plant-21 ini antara lain: a. menerima feed gas alamdari Muara Badak. b. memisahkan feed gas alamdari hidrokarbon liquid (kondensat), air, dan glikol sebelum masuk ke train proses berdasarkan prinsip gravitasi. Fasilitas yang terdapat pada Plant-21 ini adalah: 81



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

Gambar 7.2 Pig Receiver di Plant-21 PT Badak NGL [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL

Gambar 7.3 Brush Pig [kiri] dan Electrical Pig [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Delapan buah KOD yang terdapat dalam Plant -21 ini dihubungkan secara paralel termasuk saluran inlet maupun outletnya. Bagian dalam KOD dilengkapi 82



dengan Demister Pad , KOD, dan kerangan untuk mengontrol level atau ketinggian drum. Fungsi dari KOD ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon gas dari hidrokarbon liquid, air dan bahan kimia glikol dalam feed gas alam. Selanjutnya, hidrokarbon gas akan dikirim ke Train Proses untuk menghasilkan LNG. Sementara itu, hidrokarbon liquid dikirimkan ke unit Stabilizer untuk dijadikan kondensat. Air dan glikol yang terpisah dibuang ke Pit.

Gambar 7.4 Knock Out Drum [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gambar 7.5 Diagram Alir Proses pada Plant-21 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Diagram alir proses di Plant-21 dapat dilihat di Gambar 7.5. Feed gasalamdari Muara Badak akan dilewatkan melalui 4 buah Pipe Line dan masuk ke masing-masing KOD (unit 21C-2A/B/C/D/E/F/G/H) melalui dua saluran di bagian samping atas. Cairan yang terikut pada feed gasalamakan tertangkap oleh 83



Demister Pad lalu akan turun dan terakumulasi. Ketinggian cairan dalam KOD dijaga sekitar 15%. Apabila ketinggian cairan dalam KOD terlalu tinggi, akan terjadi foaming dalam CO2 Absorber dan kondensat akan terikut dalam sistem fuel gas yang berbahaya bagi Boiler . Sebaliknya, apabila ketinggian cairan terlalu rendah, akan terjadi overpressure di Plant-16. Apabila ketinggian kondensat sudah mencapai level tertentu, Control Valve akan membuka sehingga kondensat akan mengalir ke Plant-16 untuk mengalami pengolahan kondensat, sedangkan fraksi gas dari masing-masing KOD akan mengalir lewat bagian tengah atas dan dialirkan ke bagian proses (Train Proses) untuk diolah hingga menjadi LNG. Masing-masing KOD dibersihkan secara rutin tiap 5 tahun sekali untuk menghilangkan lumpur-lumpur yang mengendap pada bagian dalam.

Gambar 7.6 Sistem Kontrol Knock Out Drum [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

7.2.

H ydrocarbon Condensate Stabil izer (Plant- 16)

Fungsi dari Plant -16 adalah untuk menstabilkan hidrokarbon berat menjadi kondensat hidrokarbon yang stabil. Hidrokarbon ringan selanjutnya akan dimanfaatkan menjadi fuel gas bahan bakar boiler. Sementara, hidrokarbon berat (komposisi C5+) diolah menjadi kondensat dengan Reid Vapour Pressure (RVP) antara 9 psi hingga 11 psi. Hidrokarbon kondensat yang telah memenuhi 84



spesifikasi tersebut kemudian dipompakan kembali ke Terminal Santan untuk diolah lebih lanjut oleh produsen feed gas alam (VICO, Total EP Indonesie, dan Chevron Indonesia Company). Untuk mengurangi kandungan uap air yang ada di kondensat dan untukmenurunkan tekanan kondensat agar nilai RVP berada pada rentang yang diinginkan, pengolahan kondensat dilakukan di Plant -16 yang terdiri dari 2 unit, yaitu Low Pressure Stabilizer yang beroperasi pada tekanan 7,0 kg/cm 2 dan High Pressure Stabilizer yangberoperasi pada tekanan 12,0 kg/cm 2. Kapasitas dari unit ini sekitar 210 m 3/jam.

Gambar 7.7 Diagram Alir Proses pada Plant-16 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Diagram alir proses pada Plant -16 tertera pada Gambar 7.7 Kondensat dari Knock Out Drum (KOD) plant-21 dipisahkan dari kandungan air dan glikolnya di dalam Surge Drum 16C-1A/B. Kandungan glikol dalam feed gas alam disebabkan adanya injeksi glikol pada pipa dari sumur produksi untuk mengikat air yang terbawa oleh feed gas alam. Selain kondensat dari Plant -21, terdapat pula sebagian bottomproduct dari unit 3C-8 di Plant -3 (sistem fraksionasi) yang masuk ke dalam unit High Pressure (HP) Stabilizer 16C-2. Fraksi ringan (vapour ) dari bagian atas kolom HP Stabilizer 16C-2 akan dikondensasikan dengan cooling 85



water yang kemudian akan ditampung pada akumulator 16C-3. Dari akumulator 16C-3 ini, sebagian aliran dikembalikan sebagai refluks, sebagian aliran disalurkan ke fuel gas system dan sisanya dialirkan menuju kolom Low Pressure (LP) Stabilizer 16C-6. Fraksi berat kolom HP Stabilizer 16C-2 akan langsung dikirimkan menuju storage. Pada kolom LP Stabilizer 16C-6 terjadi proses yang sama dengan HP Stabilizer 16C-2. Sebagian fraksi atas kolom LP Stabilizer 16C-6 akan dikembalikan sebagai refluks dan sebagian lagi dialirkan kembali ke KOD ( Knock Out Drum) Plant -21. Sementara itu, fraksi bawah kolom LP Stabilizer 16C-6 akan dialirkan ke storage. 7.3.Reli ef and B low Down System (Plant- 19)

Plant -19 ini berfungsi untuk menampung buangan hidrokarbon gas dan hidrokarbon berat (cair) dari train proses saat plant mengalami start-up atau emergency. Hidrokarbon tersebut ditampung ke dalam Blowdown Drums kemudian dialirkan ke Flare atau Burn Pit untuk dibakar. Tujuan pembakaran hidrokarbon dalam Flare atau Burn Pit adalah untuk mengurangi dampak terhadap lingkungan pabrik. Proses pembakaran hidrokarbon akan menghasilkan karbondioksida (CO 2) dan uap air (H2O). Hidrokarbon fasa gas maupun fasa cair jauh lebih berbahaya untuk dibuang ke lingkungan dibandingkan dengan karbondioksida dan uap air.

86



FI-201

FI-202

FI-206

10" CS fr Plt-16

FI-203

6" CS fr 19C-3 237

234

6" SS Off Spec Porc

233 235

236

8" CS Fr Proc.

238

8" SS Fr 19C-5 8" SS Fr 19C-2 232

231

8" SS Fr 19C-1

B/PIT #1 19F17

19F-9

8" SS Fr 19C-4 rc

Fr 6" SS off spec P

19F-11

19F-10

B/PIT #3 fr S S

10" CS fr Plt-16 " 8

6" CS fr bott 19C-3/6 e n /4 li 3 ni /L a

D r

T D

L G

L G

L G

8" SS from 19C-7/8

L G

C A

B E

Bottom 20C-2

48" to 19F-9

F 1 1 ,2 0 1 2

3

4

2V

-2

-2

L 9

9

rf

fr

fr

S"

"S

"S

,2

1

0 2

V

V L

, 1

L

9 1

0

1

1

19C-5

L G

1

1 6

2V S 8

8

L

S

9 0 1 -2t rf l

5

19C-4

S

1 -2 8

V

L G

L 9

S

1 8

S

P

fr S"

LV-201

"S 8

LV-212

LV-211 LV-215 36" to 19F-17

36" to 19F-17

Dfr

T rf S

C

10"SS fr Plt-20

DR R T

T T

S

-C

S " 6 3

0

T F

3

S S L L

T

C T T "

L L

L G

0

" 6 3

" 0 3

LV-206

P

r N S m

L

3

" 6

F S S

rof

C " "

T L 6

4

"

FI-212

T

L L G

3

r F

G

19C-1 S

C T

S

T

u F

S

R T

T r F

S

R m

r r

F

-A

p R

R r

19C-2 L

-A

-B R

R T

T L "

-B

-C

3

0 3

LV-210

LV-213

LV-214 FI-211

FI-208

PLT-19 RELIEF & BLOWDOWN TRAIN A,B,C & D FI-210

0519831/C/FILE VISIO/CC/SG/nr

Gambar 7.8 Diagram Alir Plant-19 Relief & Blowdown Train A,B,C & D [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Fasilitas yang terdapat dalam Plant -19 ini adalah 12 Blow Down Drums (8 dry dan 4 wet ), 12 Process Flare (dryand wet ), 4 Marine Flare, 2 LPG Flare, dan 6 Burn Pit. Pada unit ini terdapat empat jenis flare, yaitu: a. Dry Flare System Setiap train dilengkapi dengan satu buah Dry Flare Stack yang digunakan untuk membakar gas-gas hidrokarbon kering yang dibuang dari proses. Flare Stack untuk train A dipasang bersebelahan dengan Flare Stack untuk Train B dan hal yang sama train-train lainnya.

87



Gambar 7.9Diagram Alir Sistem Blowdown Train A,B, C, dan D [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gambar 7.10 Diagram Alir Sistem Blowdown Train E,F,G, dan H [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gas hidrokarbon dari train proses dialirkan ke blowdown drum melalui dua sistem perpipaan, yakni LTSS ( Low Temperature Stainless Steel ) untuk hidrokarbon dengan suhu kurang dari -50 oF dan LTCS ( Low Temperature Carbon Steel ) untuk hidrokarbon dengan suhu lebih dari 50 oF. Gas buangan masuk ke Blowdown Drum 19C-4, 19C-1, 19C-2, dan 19C-5 masing-masing untuk Train A,B,C, dan D. Sementara untuk Train E,F,G,H masing-masing gas buangan masuk ke Blowdown Drum 19C-7, 19C-8, 19C-9, dan 19C-12.

88



Di dalam Blowdown Drum terjadi pemisahan hidrokarbon cair dan uap. Hidrokarbon uap yang merupakan fraksi ringan Blowdown Drum akan keluar dari bagian atas drum dan dialirkan menuju Dry Flare dengan menggunakan Line 48 inch untuk Train A,B, dan D serta Line 36 inch untuk Train C. Gas (uap) hidrokarbon kemudian di Dry Flare sementara cairan hidrokarbon di bagian bawah Drum akan dialirkan ke Burn Pit -1 dan-3 untuk dibakar. b.

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

c. Burn Pit dan Liquid Disposal System Terdapat tiga buah Pit yang digunakan untuk membakar buangan-buangan hidrokarbon cair yang berasal dari Train Proses. Kemudian, Liquid Disposal System digunakan untuk membakar sisa hidrokarbon cair dari seluruh Train dan membakar sisa LPG dan LNG dari Loading Dock . d. Marine Flare System Sistem ini digunakan untuk menyalurkan dan membakar Boil-Off Gas dari tangki dan kapal yang sudah tidak dapat dimanfaatkan kembali. Terdapat dua unit Boil-Off Gas di Loading Dock-1 dan tiga unit masing-masing di Loading Dock-2 dan Loading Dock-3. 7.4. C2/C3Bu ll et and H ydrocarbon Condensate Tan k (Plant- 20)

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

Satu unit C 2 Bullet dengan kapasitas 176 m 3/tangki.

b.

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

c.

Dua unit tangki kondensat hidrokarbon dengan kapasitas 12.000 m3/tangki 89



d.

Tiga unit pompa transfer dengan kapasitas 130 m 3/jam

Secara umum, dapat dikatakan bahwa Plant-20 ini terdiri dari Multi Component Refrigerant (MCR) Storage, Storage Tank hidrokarbon kondensat, dan Storage Tank bahan bakar diesel. Unit pompa ini berfungsi untuk memompakan kondensat dari tangki kondensat hidrokarbon menuju ke Terminal Santan melalui jaringan pipa 8 inch yang terbentang dari Bontang ke Santan. Jaringan pipa kondensat tersebut dibuat jalur ganda. Tujuan dari pembuatan jaringan pipa ganda ini adalah agar apabila ada masalah atau kerusakan maka jaringan lainnya diharapkan dapat digunakan sehingga pemompaan kondensat dari Bontang tidak terhenti. Sementara itu, pembakaran kondensat ke Burn Pit dilakukan agar kilang LNG tetap dapat beroperasi meskipun penampungan kondensat sudah penuh. Diesel Fuel Storage berfungsi untuk menampung solar yang didatangkan dari Balikpapan. Solar tersebut digunakan untuk bahan bakar kendaraan PT Badak NGL, peralatan bermesin, dan generator diesel di sistem utilitas terutama pada saat keadaan darurat. 7.5. L NG Storage and LN G Loading D ock (Plant- 24)

Tugas utama pada plant ini, antara lain: 

Menampung produk LNG dari Train Proses A sampai Train Proses H



Mengapalkan produk LNG melalui Loading Dock-1,-2, dan-3



Me-recover (mendinginkan) Boil Off Gas (BOG)

dari kapal dan dari

tangki dengan menggunakan kompresor untuk menjadi fuel gas. Selain fasilitas unit pada Tabel 7.1, Plant-24 ini juga dilengkapi dengan

Run

Down Line System Piping dan Transfer Line System Piping . Tabel 7.1 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-24

Unit

Tangki LNG 24D-1~6

Jumlah Unit

4 unit

2 unit

Kapasitas

Keterangan

95.000

Setiap tangki LNG

m3/tangki

dilengkapi dengan 2

126.000

pompa loading dan

m3/tangki

satu pompa sirkulasi

90



Unit

BOG Compressor

Jumlah

Kapasitas

Keterangan

3 unit

30.000

Digerakkan oleh motor

(24K-1/8/9)

Nm3/jam/tangki

listrik 1490 kW

Unit

1 unit (24K-16)

75.000 Nm 3/jam

2 unit

3) 1 unit

listrik 3500 kW Loading produk

(Dock 2 & Loading Dock

Digerakkan oleh motor

125.000 –

LNG dan LPG

135.000 m 3 Loading produk LNG

(Dock 1)

Berfungsi untuk mendinginkan BOG Quenching Drum

1 (24C-101)

N/A

dari kapal sebelum masuk ke suction 24K-16

[Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

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

91



Gambar 7.11 Fasilitas LNG Run Down System di Plant-24 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gambar 7.12 Komponen LNG Storage Tank di Plant-24 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Tangki 24D-1 sampai dengan Tangki 24D-5 berdiri di atas tanah dengan fondasi yang terdiri dari beton, pasir, dan insulation foam glass blocks. Oleh karena dasar tangki masih berhubungan dengan tanah, maka dasar tangki dilengkapi dengan base heater . Konstruksi tangki LNG 24D-6 memiliki sedikit 92



perbedaan dibandingkan kelima tangki lainnya. Perbedaan konstruksi tangki LNG 24D-6 dengan kelima tangki lainnya: 

Tangki LNG 24D-6 berdiri di atas fondasi beton berbentuk panggung yang ditopang oleh beberapa tiang pancang besi berisi beton cor.



Karena Tangki LNG 24D-6 tidak bersinggungan dengan tanah, maka tangki ini tidak dilengkapi dengan base heater .



Tangki LNG 24D-6 tidak dilengkapi dengan over flow system



Tidak adanya pemasangan pipa di bagian samping Tangki LNG 24D-6 yang menembus dinding tangki. Semua perpipaan berhubungan dengan Tangki LNG 24D-6 melalui kubah tangki.



Pompa-pompa di Tangki LNG 24D-6 semuanya berada di dalam tangki. Pompa-pompa tersebut berada di dalam dudukannya, yaitu suatu kolom pipa setinggi tangki itu sendiri di mana kolom pipa itu bertindak sebagai discharge header dari pompa.



Tangki yang digunakan untuk menampung LNG dan LPG didesain khusus dengan bahan 9% nikel dam 91% stainless steel dan perlit. Skema tangki LNG disajikan pada Gambar 7.12. Bagian kubah Tangki LNG terbuat dari bahan carbon steel dan diproteksi agar tidak terjadi kontak langsung dengan uap dingin LNG dan memasang suspended deck sebagai penutup dinding dalam. Deck tersebut terbuat dari bahan aluminium yang dilapisi dengan insulation mineral wool dan perlit pada permukaan atasnya. Ruang di antara dinding luar dan dinding dalam (annular space) diisi dengan expanded perlite. Sedangkan bagian permukaan dinding di antara annular space dilapisi dengan fiber glass yang disebut resilient blanket . Hal ini dimaksudkan untuk mencegah memadatnya perlit di antara kedua dinding.



Dinding dalam (inner wall ) didirikan di atas lapisan insulasi foam block yang berada di antara dinding dasar dan tangki dalam. Fondasi dasar dari beton berbentuk cincin (untuk Tangki 24D-1/2/3/4/5) yang dilengkapi dengan jaringan listrik pemanas yang akan menjaga suhu di bawah dasar tangki pada 5oC. Hal ini akan menghindari rusaknya fondasi tangki karena pengembangan volume air tanah akibat suhu yang sangat dingin. Operasi tangki dirancang pada tekanan 0,14 kg/cm2 (2 psig) dengan pengoperasian tekanan normal 0,07 93



kg/cm2 (1,0 psig). Dinding dalam dan suspended deck dirancang agar dapat tahan suhu sampai -162 oC sedangkan dinding luar (outer wall ) dirancang untuk dapat menahan suhu luar (atmosfer).

Gambar 7.13 Fasilitas BOG System di Plant-24 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gambar 7.14 LNG/LPG Loading Dock-2 di Plant-24 [Sumber:Data SeksiStorage Loading PT Badak NGL]

94



Di samping unit penyimpanan produk LNG, Plant -24 juga termasuk unit pengapalan LNG atau yang disebut Loading Dock . Ada tiga Loading Dock yang terdapat di PT Badak NGL, yaitu: a. Dermaga LNG 1 ( Loading Dock -1) b. Dermaga LNG/LPG ( Loading Dock -2) c. Dermaga LNG/LPG ( Loading Dock -3) Ketiga loading dock tersebut masing-masing berfungsi sebagai tempat sandar kapal LNG atau kapal LPG untuk kegiatan loading atau pemuatan LNG/LPG dari tangki ke kapal. Loading Dock -1 hanya dapat digunakan untuk sandar kapal LNG sedangkan Loading Dock-2 dan Loading Dock-3 dapat digunakan untuk sandar kapal LNG maupun kapal LPG secara bergantian karena tata letak LNG/LPG Loading Arms-nya saling berdampingan. Pemuatan LNG dilakukan dengan menggunakan Loading Arm. Pada masing-masing Loading Dock dilengkapi dengan 4 buah LNG Loading Arm dan 1 buah Boil Off Gas Loading Arm. Kapasiitas masing-masing loading arm adalah 2.600 m 3/jam. Selain itu, semua loading arm dilengkapi pula dengan system keamanan PERC ( Power Emergency Released Coupling ) yang akan melepaskan Loading Arm dari kapal secara cepat apabila dalam keadaan emergency. 7.6. L PG Refr igeran t Plant (Plant- 15)

Plant -15 ini terdiri dari dua bagian pendinginan yang masing-masing terdiri atas pendingin LPG C 3 dan C4. Fungsi dari plant ini adalah mendinginkan produk LPG propana (C 3) dan butana (C 4) dari Train Proses A hingga Train Proses D. Propana dan butana yang berasal dari Train Proses E sampai dengan Train Proses H tidak perlu didinginkan karena telah mencapai suhu penyimpanan. Propana dan butana yang berasal dari Train Proses E sampai dengan Train Proses H langsung dikirim ke tangki penyimpanan.

95



PSV-28

TO B/PIT

PSV-29

5

TO B/PIT

C4 TO STORSGE

4

OUT

A1

TO C3 STORAGE

PV-001

HV-024

C3 BOG C4 FRM TR D PV-021

HV-025 TO B/PIT TV-13

E

6 R A

OUT C4 FRM TR C

L F

15C-02

8 4

G P

-0

L 6

C 1 5 -0 1

E-4

PSV-015 V S P

C4 FRM TR B

TV-10

C4 FRM TR A 4 -0 1

PSV-019

PSV-011

9 C 5

E-3

1 5 C - 0 3

7 3

15K-1

1

M

HV-021

A2

2

HV-003

PSV-012

N2

HV-022 1

2 0-

0F

F

0

0

N2

PSV-020

V

V

PSV-017

PV-003 E-001

PV-004

E-002

PDV-002

C3 FRM TR A LV-01 PSV-030 C3 FRM TR B

15C-1

PV-006B

C3 FRM TR C N2 FV-003 C3 FRM TR D

TO MARINE FLARE PSV-013

TO B/PIT HV-002

TO MARINE FLARE

HV-023 HV-001

PLANT-15

Gambar 7.15 Diagram Alir LPG Refrigeration Plant-15 [Sumber:Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Pendinginan dilakukan pada propan hingga suhu yang dihasilkan mencapai 40oC, sedangkan butana mencapai suhu -4 oC. Pada prosesnya, pendingin yang digunakan dalam sistem refrigerasi ini adalah MCR ( Multi Component Refrigerant ) yang terdiri dari campuran N 2, C 2H6, C 3H8, dan sedikit C 4H10. Proses pendingian LPG ini dilakukan dengan menggunakan fasilitas Cold Box dan MCR Compressor . Fasilitas yang terdapat pada plant -15 ini, antara lain: 

Cold Box



Kompresor MCR



De-Super Heater



Kondensor



Akumulator

Propana dan butana dari Train Proses A hingga Train Proses D dialirkan melalui pipa terisolasi dengan diameter 4 inch untuk butana dan diameter 6 inch untuk propana. Pendingan propana dan butana terjadi di Cold Box Plant -15 ini. Pada tahap pendinginan dalam Cold Box,produk LPG C 3 akan didinginkan di dalam Warm Heat Exchanger 15E-3 dengan media MCR yang diuapkan secara mendadak oleh Valve 15TV-10. Pendinginan propana dilanjutkan di dalam Cold 96



Heat Exchanger 15E-4 dengan media pendingin MCR yang diuapkan secara mendadak oleh Valve 15TV-13 dan disirkulasikan oleh kompresor 15K-1 hingga suhu propana pada outlet Cold Box mencapai suhu -40 oC. Propana yang telah mencapai suhu -40oC kemudian dialirkan ke tangki penyimpanan LPG propana (C3). Sementara itu, produk LPG C 4 hanya mengalami pendinginan di dalam Warm Heat Exchanger 15E-3 dengan media pendingin MCR yang diuapkan secara mendadak oleh 15TV-10 hingga mencapai suhu -5 oC. Kemudian produk LPG C4 dialirkan ke tangki penyimpanan LPG C 4. Pada

proses

pendinginan

menggunakan

MCR,

refrigeran

akan

dikompresikan oleh 15K-1. Selanjutnya, refrigeran tersebut akan mengalami proses pendinginan dengan menggunakan Desuperheater (15E-1) dan Refrigerant Condenser (15E-2). Refrigeran tersebut akan ditampung di akumulator (15C-1), kemudian akan dialirkan kembali ke dalam Cold Box sehingga mengalami ekspansi dan evaporasi yang menyebabkan refrijeran tersebut menjadi pendingin. 7.7. LPG Storage and LPG L oadin g Dock (Plant- 17)

Gambar 7.16 Diagram Alir Plant-17 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

PT Badak NGL memiliki lima buah tangki untuk menyimpan produk LPG propana dan butana, yaitu Tangki 17D-1/2/5 untuk menyimpan LPG propana dan 17D-3/4 untuk menyimpan LPG butana. Tangki 17D-3 dan Tangki 17D-4 97



istimewa karena dapat digunakan untuk menyimpan LPG propana maupun LPG butana. Tangki LPG didirikan di atas fondasi dari beton yang berbentuk panggung yang ditopang oleh pancang besi. Tangki ini dibuat dengan dua dinding ( double wall ). Dinding luar (outer shell ) terbuat dari carbon steel biasa sedangkan dinding dalam (inner shell ) terbuat dari carbon steel jenis LTCS ( Low Temperature Carbon Steel ) yang tahan sampai suhu -60oC. Di antara kedua dinding yang berjarak sekitar 1 meter, terdapat insulasi dari expanded perlite yang berfungsi untuk mencegah heat leak dari kedua dinding sehingga suhu produk dalam tangki terjaga tetap dingin pada nilai suhu yang ditetapkan. Tabel 7.2 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-17

Unit

Tangki LPG Propana Tangki LPG Butana

Jumlah Unit

3 unit

2 unit

Kapasitas

Keterangan

40.000

Memiliki desain tangki

m3/tangki

panggung

40.000

Memompakan LPG ke

m3/tangki

kapal Untuk memompakan LPG

Pompa loading

2 unit/tangki

2.500 m3/jam

ke kapal melalui transfer line Untuk mensirkulasi LPG dari satu tangki ke tangki

Pompa sirkulasi

1 unit/tangki

50 m3/jam

lain selama tidak ada pengapalan, agar tetap dingin

Propane Compressor

Mengkompresi Boil Off 1 unit

14.400 m3/jam

LPG dari tangki dan pengapalan Masing-masing dock

LPG Loading

2 unit

memiliki 2 buah Loading

Dock

( Dock 2 & 3)

Arm LPG dan 2 buah BoilOff Arm

C3 Meter Prover dan C4 Meter Prover [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

98



Pada prosesnya, uap propana dan butana dari tangki penyimpanan dan dari kapal harus diolah terlebih dahulu. Uap ini akan dicairkan kembali agar tekanan dalam tangki dapat terjaga. Uap yang terbentuk dialirkan ke 17C-3 dan dikompresikan oleh 17K-1 hingga tekanan mencapai 17 kg/cm 2 (gauge), kemudian didinginkan oleh 17 E-1. Cairan propan yang terbentuk akan dialirkan ke tangki penyimpanan, sedangkan sisanya akan digunakan sebagai media pendingin uap butana. Uap butana akan didinginkan di Butane Condenser 17E2A/B dengan media pendingin berupa propana cair. Uap propana yang terbentuk setelah pendinginanbutana akan dikembalikan ke 17 C -3 untuk dicairkan kembali. Plant -17 juga dilengkapi dengan LPG Loading Dock . LPG Loading Dock adalah tempat sandar kapal LPG yang berfungsi untuk melaksanakan kegiatan loading atau pemuatan LPG propana dan LPG butana dari tangki ke kapal yang disalurkan melalui perpipaan khusus. PT Badak NGL memiliki dua LPG Loading Dock untuk pemuatan LPG ke kapal yaitu LPG Loading Dock -2 dan-3. 7.8. Ni trogen Generator (Plant- 39)

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

Sebagai komposisi MCR di train proses



Memenuhi permintaan bagi kapal LNG/LPG



Sebagai back up udara instrumen pada keadaan darurat



Membilas peralatan sebelum dan pada waktu perbaikan



Menyelimuti peralatan sebelum start up



Menyelimuti LNG tank base heater



Snafing peralatan

Tabel 7.3 Unit-Unit Fasilitas pada Plant-39

Unit

Jumlah Unit

Kapasitas

Tangki

2 unit

168 m3

Penyimpanan

2 unit

62 m3

99


Keterangan

-


Penguap Nitrogen (Vaporizer )

1 unit

55 m3

1 unit

45 m3

2 unit

3.000 Nm3/jam

1 unit

3.000 Nm3/jam

Menggunakan tenaga pembangkit steam Menggunakan tenaga pembangkit listrik

[Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Gambar 7.17 Skema Nitrogen Plant di Plant-17 [Sumber: Data Seksi Storage Loading PT Badak NGL]

Nitrogen diperoleh melalui proses distilasi kriogenik udara atmosferik. Untuk meningkatkan efektivitas proses dehidrasi udara dan pengondensasian uap air, udara didinginkan terlebih dahulu dengan freon hingga suhunya menjadi 5 oC sampai 10 oC (unit 39E-17). Uap air yang terkondensasi akan melalui proses pemisahan di Separator (unit 39C-11). Udara ini kemudian akan masuk ke unit dehidrasi (absorber) (unit 39Y-11A dan unit 39Y-11B) yang berisi molecular sieve untuk memisahkan uap air yang terbawa aliran udara. Regenerasi kolom dilakukan dengan mengalirkan oksigen panas yang merupakan waste gas dari pemisahan nitrogen.

100



Setelah mengalami proses dehidrasi, udara akan masuk ke cool box yang di dalamnya terdiri dari Main Heat Exchanger (39E-14 dan 39E-201), Waste Gas Compressor (unit 39KT-12 dan unit 39KT-13), dan Criogenic Distillation Column (39E-15).

Udara didinginkan di Main Heat Exchanger dengan

memanfaatkan bottom product Kolom Distilasi (O2) dan top product Kolom Distilasi (N2). Udara ini kemudian akan masuk ke bagian bawah Kolom Distilasi dengan tekanan 7,5 kg/cm 2.

Pemisahan antara oksigen dan nitrogen dengan

distilasi kriogenik yaitu mencapai suhu -160

o

C di mana produk atas yaitu

nitrogen akan dialirkan ke sistem distribusi nitrogen sedangkan sebagian oksigen yang merupakan produk bawah digunakan sebagai media pendingin. Sebagian dari sisa gas oksigen digunakan untuk regenerasi absorber dan sebagian lagi dibuang ke atmosfer. Produk nitrogen yang dihasilkan pada plant ini adalah nitrogen cair dan nitrogen gas. Nitrogen cair dimasukan ke tangki yang dirancang khusus dan nitrogen cair tersebut akan diuapkan lagi melalui vaporizer bila dibutuhkan terutama pada waktu penggunaan nitrogen gas meningkat. Sedangkan nitrogen gas disalurkan langsung ke Nitrogen Header untuk didistribusikan ke peralatan atau sistem yang memerlukan. 7.9. Waste Water Tr eatment Plan t (Plant- 34)

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

Sanitary Sewer Pada bagian ini, air-air yang berasal dari buangan cairan umum perumahan maupun perkantoran PT Badak NGL dan laboratorium. Kotoran ini akan 101



diendapkan, kemudian akan dipisahkan dari cairannya. Pemantauan akan sela lu dilakukan untuk menjaga BOD sesuai standard lingkuangan, sehingga dapat dibuang ke lingkungan. 

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



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

7.10. LPG Bottling (Plant- 26) 26)

Plant -26 -26 ini digunakan untuk mengisi LPG propana pada tabung. Pembotolan LPG dilakukan di kilang LNG/LPG PT Badak NGL di Bontang. Namun, tabung ini hanya digunakan untuk kalangan internal perusahaan yaitu sebagai bahan bakar di perumahan perusahaan yang tidak difasilitasi kompor listrik. Propana dipilih karena memiliki kalor pembakaran yang baik dan tetap ramah lingkungan. Sebelum dibotolkan, LPG ini dicampur dahulu dengan merkaptan sebagai zat pembau. LPG diinjeksikan dengan bantuan pompa hingga tekanan dalam tangki mencapai 13,5 kg/cm 2 hingga 14 kg/cm 2. Pengisian botol LPG dilakukan setiap dua hari sekali sehingga setiap bulannya mencapai 12 m3 atau setara dengan 1200 botol dengan kapasitas masingmasing botol 10 kg. Setelah botol terisi, maka botol akan diambil oleh bagian service service untuk didistribusikan ke perumahan perusahaan yang memerlukan LPG propana.

102



7.11.

Pipi Pi ping ng System System (Plant- 38) 38)

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

103



8

BAB VIII PENUTUP

8.1. Kesimpulan

Kesimpulan poin-poin pembahasan mengenai PT Badak NGL adalah sebagai berikut:: 1. PT Badak NGL merupakan perusahaan yang mengoperasikan kilang LNG Bontang yang mulai beroperasi sejak 5 Juli 1977. 2. Process train PT Badak NGL terdiri dari lima plant lima plant yaitu CO2 Absorption Unit, Dehydration & Mercury Removal Unit, Scrub Column & Fractionation Unit, Refrigeration Unit, and Liquifaction Unit. Teknologi pencairan gas alam di PT Badak NGL memanfaatkan lisensi dari Air Product & Chemical Inc. (APCI) 3. Pada semua proses yang terjadi, dilakukan pengendalian proses untuk mengontrol suhu, tekanan, laju alir, atau variabel lainnya. 4. Untuk menunjang pelaksanaan proses pencairan gas alam serta keperluan komunitas, di PT Badak NGL terdapat seksi utilitas yang menyediakan kebutuhan air, listrik, steam steam dan udara bertekanan bagi keperluan pabrik dan community. community. 5. Untuk mengurusi produk LNG dan produk samping lainnya, PT Badak NGL memiliki seksi Storage & Loading yang bertanggung jawab dalam penyimpanan LNG dan LPG, mengolah kondensat, dan mengapalkan LNG dan LPG sesuai jadwal. 8.2. Saran

Setelah melalui masa kerja praktik selama 1,5 bulan, maka saran yang dapat diberikan kepada PT Badak NGL adalah sebagai berikut: 1. PT Badak NGL dapat terus menerus mengembangkan dan mengoptimasi proses pengolahan gas alam cair untuk meningkatkan pendapatan devisa negara dari ekspor gas alam cair (LNG). 2. Mempertahankan prestasi yang telah diperoleh (di bidang lingkungan, safety, safety, dan sebagainya) dengan terus menanamkan nilai-nilai ini pada pekerja baru. 104


Laporan Umum Final Badak

Recommend Documents