Laporan ini membahas kerja praktek mahasiswa di PT Badak NGL yang meliputi 5 proses utama yaitu pemisahan CO2, penghilangan H2O dan Hg, fraksinasi, refrigerasi, dan pencairan gas alam. Juga dibahas sistem pengendalian proses dan produk serta limbah yang dihasilkan untuk masing-masing proses.
0 penilaian0% menganggap dokumen ini bermanfaat (0 suara)
312 tayangan67 halaman
Laporan ini membahas kerja praktek mahasiswa di PT Badak NGL yang meliputi 5 proses utama yaitu pemisahan CO2, penghilangan H2O dan Hg, fraksinasi, refrigerasi, dan pencairan gas alam. Juga dibahas sistem pengendalian proses dan produk serta limbah yang dihasilkan untuk masing-masing proses.
Laporan ini membahas kerja praktek mahasiswa di PT Badak NGL yang meliputi 5 proses utama yaitu pemisahan CO2, penghilangan H2O dan Hg, fraksinasi, refrigerasi, dan pencairan gas alam. Juga dibahas sistem pengendalian proses dan produk serta limbah yang dihasilkan untuk masing-masing proses.
Laporan ini membahas kerja praktek mahasiswa di PT Badak NGL yang meliputi 5 proses utama yaitu pemisahan CO2, penghilangan H2O dan Hg, fraksinasi, refrigerasi, dan pencairan gas alam. Juga dibahas sistem pengendalian proses dan produk serta limbah yang dihasilkan untuk masing-masing proses.
Unduh sebagai PDF, TXT atau baca online dari Scribd
Unduh sebagai pdf atau txt
Anda di halaman 1dari 67
TK- 4090 KERJA PRAKTEK
PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION
BONTANG-KALIMANTAN TIMUR
LAPORAN UMUM
Oleh: Yoriko Putera (13010011)
Pembimbing: Dr. Danu Ariono Dedik Rahmat Ermawan, ST.
SEMESTER I 2013/2014 PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
i
LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN UMUM
TK- 4090 KERJA PRAKTEK Semester I 2013/2014
Yoriko Putera (13010011)
Catatan/komentar :
Tempat Kerja Praktek : PT Badak Natural Gas Liquefaction Bontang Kalimantan Timur Periode kerja Praktek : 27 Mei 2013 24 Juli 2013
Telah diperiksa dan disetujui, Pembimbing
Dedik Rahmat Ermawan, ST. Process Engineer Dosen pembimbing
Dr. Danu Ariono
Tanggal : _____________ Tanggal :____________
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
ii
LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK
DI
PT BADAK NGL Bontang Kalimantan Timur
Periode : 27 Mei 2013 s.d. 24 Juli 2013
Oleh :
Yoriko Putera 13010011
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
Mengetahui :
Ir. Muhaimin Process & SHE Engineering Manager
Dedik Rahmat Ermawan, S.T Pembimbing Utama
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
iii
KETERANGAN KERTAS KERJA No. : -kkk/BB13/2013-645
Dengan ini menerangkan bahwa :
Nama : Yoriko Putera
Nim : 13010011
Perguruan Tinggi : Institut Teknologi Bandung
Fakultas / Jurusan : Fakultas Teknologi Industri / Teknik Kimia
Tempat PKL : Technical Department / Process & SHE Engineering Section
Periode : 27 Mei 2013 s.d. 24 Juli 2013
Telah melaksanakan Praktek Kerja Lapangan di PT Badak NGL Bontang dan membuat tugas khusus dengan judul
EVALUASI PENGARUH LEANER FEED GAS TERHADAP KINERJA PERALATAN PADA STREAM REGENERASI DRIER PLANT-2
yang telah dipresentasikan dengan baik pada tanggal 18 Juli 2013
Hermansyah Training Manager LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
iv
KATA PENGANTAR Puji dan syukur kepada Tuhan Yang Maha Esa atas berkat dan bimbingan Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan kegiatan kerja praktek dan laporan kerja praktek di PT. Badak Natural Gas Liquefaction, Bontang, Kalimantan Timur pada tanggal 25 Mei 2013 hingga 24 Juli 2013 dengan lancar dan tepat waktu. Kegiatan dan laporan kerja praktek ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan di Program Studi Teknik Kimia Institut Teknologi Bandung.
Pada kesempatan kali ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada pihak pihak yang membantu dalam proses kegiatan kerja praktek maupun penyusunan laporan kerja praktek. Terutama kepada: 1. Dr. Danu Ariono selaku dosen pembimbing, 2. Dr. Melia Laniwati Gunawan selaku penanggung jawab mata kuliah TK-4090 Kerja Praktek, 3. Bapak Dedik Rahmat Ermawan selaku pembimbing di PT Badak NGL, Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada pihak-pihak lain yang jua turut membantu dalam proses kegiatan kerja praktek, yaitu: 1. Bapak Muhaimin selaku Manager Process & SHE Engineering 2. Para staff di Process Engineer Section : Bapak Nasir, Bapak Johan, Bapak Ertanto, Bapak Akbar, Bapak Zaki Arif, Bapak Rendra, Bapak Arief, Bapak Ronggo, Bapak Kamil, Bapak Rubianto, dan Ibu Anna. 3. Para staff di Training Section: Bapak Abdul Muis dan Bapak Hariyanto. 4. Para Engineer di bagian lain yang membantu penulis dalam melaksanakan kerja praktek: Bapak Irfan, Bapak Sofyan Purba 5. Para Operator di control room : Bapak Abudullah, Bapak Sarmin, Bapak Asran, dan Bapak Eswandi. 6. Bapak Kukuh dan Bapak Jupri selaku petugas perpustakaan teknikal 7. Rekan-rekan kerja praktek di PT Badak NGL: Antonius Prasetya, M. Afif Naufal, Hasan Hidayattuloh, Hari Kurnia Saleh dan rekan rekan lainnya yang tidak dapat disebutkan satu per satu. 8. Bapak Jonsen selaku pihak transportasi selama melaksanakan kerja praktek di PT. Badak NGL. 9. Orangtua penulis yang senantiasa memberikan dukungan dan doa selama proses penulisan laporan. 10. Dan seluruh pihak yang telah membantu dalam pembuatan laporan kerja praktek ini. Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna. Sehingga penulis mengharapkan kritik dan masukan dari seluruh pembaca laporan ini untuk penyempurnaan penulisan laporan ini. Semoga laporan ini dapat bermanfaat.
Bontang, 24 Juli 2013
Yoriko Putera
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
v
DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................................................ i KATA PENGANTAR .............................................................................................................. iv DAFTAR ISI .............................................................................................................................. v DAFTAR GAMBAR ............................................................................................................. viii DAFTAR TABEL ..................................................................................................................... ix IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTEK ............................................................................. x BAB I BAHAN BAKU UTAMA DAN BAHAN PENDUKUNG .......................................... 1 1.1 Bahan Baku Utama...................................................................................................... 1 1.2 Bahan Baku Pendukung .............................................................................................. 2 BAB II DESKRIPSI PROSES .................................................................................................. 4 2.1 Plant-1 : Unit Pemisahan CO 2 .................................................................................... 4 2.2 Plant-2 : Unit Penghilangan H 2 O dan Merkuri ........................................................... 7 2.3 Plant-3 : Unit Fraksinasi ............................................................................................. 9 2.3.1 Scrub Column (3C-1) ......................................................................................... 10 2.3.2 Deethanizer Column (3C-4) ............................................................................... 11 2.3.3 Depropanizer Column (3C-6) ............................................................................ 11 2.3.4 Debutanizer Column (3C-8) .............................................................................. 11 2.3.5 Splitter Unit (3C-14) .......................................................................................... 12 2.4 Plant-4 : Unit Refrigerasi .......................................................................................... 12 2.4.1 Sistem Refrigerasi Propana ................................................................................ 13 2.4.2 Sistem Refrigerasi MCR .................................................................................... 14 2.5 Plant-5 : Unit Pencairan Gas Alam ........................................................................... 16 BAB III SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES ..................................... 19 3.1 Sistem Pemroses ........................................................................................................ 19 3.1.1 Plant-1................................................................................................................ 19 3.1.2 Plant-2................................................................................................................ 20 3.1.3 Plant-3................................................................................................................ 20 3.1.4 Plant-4................................................................................................................ 22 3.1.5 Plant-5................................................................................................................ 22 3.2 Pengendalian Proses .................................................................................................. 23 LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
vi
3.2.1 Sistem Pengendalian Proses Plant-1 .................................................................. 23 3.2.2 Sistem Pengendalian Proses Plant-2 .................................................................. 24 3.2.3 Sistem Pengendalian Proses Plant-3 .................................................................. 25 3.2.4 Sistem Pengendalian Proses Plant-4 .................................................................. 27 3.2.5 Sistem Pengendalian Proses Plant-5 .................................................................. 27 BAB IV PRODUK DAN LIMBAH ....................................................................................... 29 4.1 Produk ....................................................................................................................... 29 4.2 Limbah ...................................................................................................................... 30 BAB V SISTEM UTILITAS .................................................................................................. 31 5.1 Plant-29 : Penyedia Gas Nitrogen ............................................................................. 31 5.2 Plant-30 : Sistem Distribusi Listrik .......................................................................... 32 5.3 Plant-31 : Penyediaan Kukus dan Pembangkitan Listrik.......................................... 32 5.3.1 Boiler.................................................................................................................. 32 5.3.2 Turbin dan Generator Listrik ............................................................................. 34 5.4 Plant-32 : Penyedia Air Pendingin ........................................................................... 34 5.4.1 Pompa Air Laut .................................................................................................. 34 5.4.2 Hypochlorinator ................................................................................................. 35 5.5 Plant-33 : Penyedia Air Pemadam Kebakaran .......................................................... 35 5.6 Plant-35 : Penyedia Udara Bertekanan ..................................................................... 35 5.7 Plant-36 : Pengolahan Air dan Penyedia Air umpan Boiler ..................................... 36 5.7.1 Aerator ............................................................................................................... 37 5.7.2 Iron Removal Filter............................................................................................ 37 5.7.3 Demineralizer .................................................................................................... 37 5.7.4 Deaerator ........................................................................................................... 38 5.7.5 Polisher .............................................................................................................. 38 5.8 Plant-48 & 49 : Penyedia Air Minum Komunitas .................................................... 38 5.9 Plant-48 : Pengolahan Limbah Air Komunitas ......................................................... 38 BAB VI STORAGE AND LOADING ................................................................................... 40 6.1 Plant-15: Pendinginan LPG ...................................................................................... 40 6.2 Plant-16: Condensate Stabilizer ............................................................................... 41 6.3 Plant-17: Penyimpanan dan Pengapalan LPG .......................................................... 41 6.4 Plant-19: Blowdown dan Relief System ..................................................................... 42 LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
vii
6.5 Plant-20: Penyimpanan C 2 , C 3 , dan Kondensat ........................................................ 43 6.6 Plant-21: Feed Gas Knock Out Drum....................................................................... 43 6.7 Plant-24: Penyimpanan dan Pengapalan LNG.......................................................... 44 6.8 Plant-26: Pembotolan dan Pengisian Tabung LPG................................................... 46 6.9 Plant-34: Pengolahan Limbah Cair Pabrik ............................................................... 46 6.10 Plant-39: Penyediaan Nitrogen ................................................................................. 47 6.11 Plant-53: Feed Gas Pipelines ................................................................................... 47 BAB VII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK ............................................................... 48 7.1 Lokasi PT Badak NGL .............................................................................................. 48 7.2 Tata Letak Pabrik ...................................................................................................... 49 BAB VIII STRUKTUR ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN ................. 50 8.1 Operation Department .............................................................................................. 51 8.2 Technical Department ............................................................................................... 52 BAB IX JENJANG KARIR INSINYUR TEKNIK KIMIA DI PT BADAK NGL ............... 54 BAB X PENUTUP ................................................................................................................. 55 DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................................. 56
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
viii
DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1. Diagram Proses Plant-1 ........................................................................................ 5 Gambar 2.2. Diagram Proses Plant-2 ........................................................................................ 7 Gambar 2.3. Skema Susunan Drier ........................................................................................... 8 Gambar 2.4. Diagram Proses Plant-3 ...................................................................................... 10 Gambar 2.5. Diagram Proses Plant-4 Untuk Propana ............................................................ 14 Gambar 2.6. Diagram proses Plant-4 untuk MCR ................................................................. 16 Gambar 2.7. Diagram Proses Plant-5 ...................................................................................... 17 Gambar 5.1. Diagram Alir Proses Plant-36 PT. Badak NGL .................................................. 37 Gambar 7.1. Jalur perpipaan gas terkait kilang PT Badak NGL ............................................. 48 Gambar 8.1. Struktur Organisasi PT Badak Natural Gas Liquefaction .................................. 50 Gambar 8.2. Struktur Organisasi Operation Department ........................................................ 51 Gambar 8.3. Struktur Organisasi Technical Department ......................................................... 52
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
ix
DAFTAR TABEL Tabel 1.1. Jumlah Suplai Gas Alam Dari Berbagai Daerah (Juni, 2013) .................................. 1 Tabel 1.2. Spesifikasi Feed Gas PT Badak NGL ...................................................................... 1 Tabel 1.3. Komposisi Refrijeran MCR ...................................................................................... 2 Tabel 3.1. Spesifikasi CO 2 Absorber (1C-2) ........................................................................... 19 Tabel 3.2. Spesifikasi Amine Regenerator (1C-5) ................................................................... 19 Tabel 3.3. Spesifikasi Feed Drier (2C-2A/B/C) ...................................................................... 20 Tabel 3.4. Mercury Removal Vessel (2C-4) ............................................................................. 20 Tabel 3.5. Spesifikasi Scrub Column (3C-1) ........................................................................... 20 Tabel 3.6. Spesifikasi Deethanizer Column (3C-4) ................................................................. 21 Tabel 3.7. Depropanizer Column (3C-6) ................................................................................. 21 Tabel 3.8. Debutanizer Column (3C-8) ................................................................................... 22 Tabel 3.9. Scrub Column Overhead Condensor (4E-14) ......................................................... 22 Tabel 3.10. Main Heat Exchanger (5E-1) ............................................................................... 22 Tabel 4.1. Spesifikasi Produk LNG ......................................................................................... 29 Tabel 4.2. Spesifikasi Produk LPG Butana ............................................................................. 29 Tabel 4.3. Spesifikasi Produk LPG Propana ............................................................................ 30 Tabel 5.1. Spesifikasi nitrogen yang dihasilkan di Plant-29 ................................................... 32 Tabel 5.2. Sistem distribusi listrik PT. Badak NGL ................................................................ 32 Tabel 5.3. Boiler-Boiler PT. Badak NGL ................................................................................ 33 Tabel 5.4. Generator-Generator Listrik PT. Badak NGL ........................................................ 34 Tabel 5.5. Hypochlorinator PT. Badak NGL .......................................................................... 35 Tabel 5.6. Ion Logam Pengotor pada Kondensat Kukus ......................................................... 36 Tabel 5.7. Spesifikasi Air Umpan Boiler PT. Badak NGL ...................................................... 36 Tabel 6.1. Fasilitas Penyimpanan dan Pengapalan LPG Plant-17 PT Badak NGL ................ 41 Tabel 6.2. Unit-unit Plant-20 ................................................................................................... 43 Tabel 6.3. Fasilitas Plant-24 PT Badak NGL .......................................................................... 45 Tabel 6.4. Fasilitas Plant-39 PT Badak NGL .......................................................................... 47
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
x
IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTEK Nama Perusahaan PT Badak Natural Gas Liquefaction Lokasi/Alamat Pantai Kalimantan Timur, Bontang Selatan Status, Tahun Pendirian, dan Jenis Perusahaan Perusahaan Negara, didirikan pada tanggal 26 November 1974 dengan 2 unit pengilangan pertama (Train A dan B) 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. - 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 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). " - Energi bersih artinya energi yang ramah lingkungan baik dalam proses maupun hasil. - Standard 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. Prinsip Perusahaan - Berupaya dengan sungguh-sungguh untuk mencapai safety excellence dengan menerapkan process safety management - Ramah lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui penerapan dan sertifikat EMS ISO 14001 -Menghasilkan produk yang memenuhi semua persyaratan pelanggan melalui penerapan quality management system dan mempertahankan sertifikat ISO-9001-2000 - Profesional excellence melalui pengembangan SDM yang berdasarkan kompetensi - Mengelola bisnis dengan menerapkan best industrial practices dan good corporate government LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
1
BAB I BAHAN BAKU UTAMA DAN BAHAN PENDUKUNG Pada proses pengolahan LNG yang dilakukan PT. Badak Natural Gas Liquefaction diperlukan berbagai bahan baku untuk menunjang kelancaran berlangsung nya proses. Bahan baku yang digunakan PT Badak Natural Gas Liquefaction dalam pengolahan LNG bisa diklasifikasikan menjadi bahan baku utama dan bahan baku pendukung. 1.1 Bahan Baku Utama Bahan baku utama pada proses pembuatan LNG adalah gas alam yang mengandung berbagai komponen dengan komposisi tertentu. Gas alam ini disuplai oleh beberapa lapangan gas yang bersumber dari berbagai daerah seperti Handil, Tatun, Muara Badak, Sapi, Semberah, Nilam, Peciko, dan Mutiara seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1.1. Tabel 1.1. Jumlah Suplai Gas Alam Dari Berbagai Daerah (Juni, 2013) Sumber Jumlah (MMSCFD) Santan (Chevron) 90,37 Sapi (Chevron) 21,7 Badak (Vico) 82,6 Nilam (Vico) 69,17 Mutiara (Vico) 81,27 Semberah (Vico) 35,4 Tatun (Total) 608,2 Handil (Total) 28,6 Peciko (Total) 480,07 Sisi Nubi (Total) 101.57 Jumlah 1.598,93
Seluruh gas alam dari berbagai daerah akan dikumpulkan di Badak Export Manifold (BEM) sebelum akhirnya dikirim melalui 2 pipa berdiameter 36 inci dan 2 pipa berdiameter 42 inci menuju kilang LNG Badak untuk diolah. Pada saat ini karena sedikitnya jumlah gas alam dari Gas Producers, hanya 2 pipa yang difungsikan sedangkan 2 pipa lain berada dalam keadaan idle. Tekanan gas alam yang dialirkan adalah sekitar 42 kg/cm 2 . Spesifikasi gas alam yang diolah oleh PT. Badak Natural Gas Liquefaction disajikan pada Tabel 1.2. Tabel 1.2. Spesifikasi Feed Gas PT Badak NGL Komponen Presentase CH 4 82,85 C 2 H 6 4,66 C 3 H 8 3,28 i-C 4 H 10 0,72 n-C 4 H 10 0,79 i- C 5 H 12 0,33 n- C 5 H 12 0,2 LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
2
C 6 H 14 0,61 N 2 0,07 CO 2 6,49 Hg Maks 0,033 ppbw H 2 S Maks 0,5 ppbw Senyawa S Maks 25 ppbw
1.2 Bahan Baku Pendukung Terdapat beberapa bahan baku pendukung yang digunakan dalam memproduksi LNG dan LPG oleh PT. Badak Natural Gas Liquefaction, antara lain : 1. Activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA) Merupakan absorben CO 2 yang digunakan pada unit 1C-2 (CO 2 Absorber). 2. Antifoaming Agent Merupakan campuran senyawa silika dan glikol yang diinjeksikan pada aliran lean amine yang masuk ke kolom CO 2 Absorber untuk mencegah terbentuknya busa yang dapat menyebabkan kontak antara lean amine dan gas alam menjadi kurang optimal 3. Molecular Sieve Merupakan senyawa adsorben yang digunakan di kolom Drier (2C-2A/B/C) untuk mengikat H 2 O yang terdapat pada gas alam. Molecular sieve ini akan diregenerasi setiap 510-540 menit dengan menggunakan aliran gas alam panas. 4. Sulfur Impregnated Activated Carbon (SIAC) Digunakan pada kolom 2C-4 untuk mengikat merkuri yang terkandung dalam aliran gas alam. 5. Gas Nitrogen Merupakan senyawa yang digunakan sebagai salah satu komponen MCR dan sistem pembilasan kolom (purging). Nitrogen diperoleh dari distilasi kriogenik udara pada Plant-29 dan 39 6. Propana Merupakan fluida pendingin gas alam dan MCR, serta merupakan salah satu komponen MCR. Propana dihasilkan dari fraksinasi gas alam pada Depropanizer (3C-6). 7. Multi Component Refrigerant (MCR) Merupakan fluida pendingin yang digunakan pada Main Heat Exchanger (Plant-5). MCR tersusun dari nitrogen, metana, etana, dan propana. Komposisi masing-masing penyusun MCR disajikan pada Tabel 1.3. Tabel 1.3. Komposisi Refrijeran MCR No Komponen Komposisi (%-mol) 1 Nitrogen 2-3 2 Metana 42-44 3 Etana 44-46 4 Propana 6-8
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
3
8. Optisperes HTP 3001 Merupakan senyawa yang diinjeksikan pada Boiler untuk mencegah terjadinya korosi pada lapisan dalam tube Boiler. Zat ini akan membentuk lapisan film pada tube sehingga kotoran penyebab korosi lebih mudah disingkirkan. 9. Optisperes PO 5543 Digunakan untuk mengatur pH air umpan Boiler 10. Cortrol Merupakan senyawa yang ditambahkan pada proses Deaerator (Plant-31) untuk mengikat oksigen terlarut pada air umpan Boiler 11. Asam Sulfat (H 2 SO 4 ) Digunakan pada Plant-36 untuk regenerasi Cation Exchanger. Asam sulfat yang digunakan memiliki konsentrasi 98%. 12. Natrium Hidroksida (NaOH) Digunakan pada Plant-36 untuk regenerasi Anion Exchanger dan menaikkan pH air pada aerator. Soda kaustik yang digunakan memiliki konsentrasi 10%. 13. Air Laut Sebagai media pendingin gas alam pada 1E-2, propana, dan MCR di Plant 4, serta penyediaan air pemadam kebakaran darurat. 14. Sodium Hypochlorite (NaOCl) Diinjeksikan pada bagian suction pompa air laut untuk menghambat pertumbuhan ganggang dan kerang yang terbawa oleh air laut. Bahan baku yang digunakan adalah air laut yang dielektrolisasi. 15. Calcium Hypochlorite (Ca(OCl) 2 ) Digunakan pada Plant-48 dan 49 dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme. 16. Morpholine (C 4 H 9 NO) / Steammate NA 0240 Diinjeksikan pada keluaran Deaerator (Plant-31), berfungsi untuk menetralisir asam yang terkandung dalam kondensat keluaran Turbin sehingga dapat mencegah terjadinya korosi pada perpipaan.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
4
BAB II DESKRIPSI PROSES PT. Badak Natural Gas Liquefaction memiliki 8 buah Process Train, yaitu A H, untuk proses pengolahan gas alam. Train AH pada dasarnya memiliki konstruksi dan proses pengolahan yang sama namun memiliki kapasitas yang berbeda. Train EFGH memiliki kapasitas yang lebih besar jika dibandingkan dengan Train ABCD (kapasitas Train ABCD berkisar antara 708 716 m 3 /jam sedangkan kapasitas Train EFGH berkisar antara 764 855 m 3 /jam). Pada saat ini, pasokan gas alam yang semakin berkurang menyebabkan jumlah train yang dioperasikan hanya 4 yaitu Train C,F,G, dan H. Masing masing train terdiri atas lima buah plant untuk proses pengolahan gas alam menjadi Liquified Natural Gas ( LNG ) yaitu : 1. Plant 1 : Unit pemisahan CO 2
2. Plant 2 : Unit penghilangan H 2 O dan merkuri 3. Plant 3 : Unit Fraksinasi 4. Plant 4 : Unit Refrigerasi 5. Plant 5 : Unit Pencairan 2.1 Plant-1 : Unit Pemisahan CO 2
CO 2 merupakan salah satu pengotor dalam gas alam yang perlu dihilangkan. Kadar CO 2 dalam gas alam dapat membahayakan proses secara keseluruhan karena CO 2 memiliki titik beku sekitar -56 o C sedangkan proses pencairan LNG akan dilakukan pada temperatur mencapai -156 o C. Keberadaan CO 2 pada gas alam akan menyebabkan terjadi plugging dan menghambat sistem perpipaan. Kadar CO 2 dalam gas alam tidak boleh melebihi 50 ppmv.
Pada Plant-1, kadar CO 2 dalam gas alam akan dikurangi menggunakan proses absorbsi dengan menggunakan activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA) BASF sebagai absorben. Larutan aMDEA yang digunakan dijaga pada konsentrasi 40%-w untuk memastikan aMDEA yang diinjeksikan mampu menyerap CO 2 hingga kadar yang diinginkan. Salah satu contohnya adalah gas alam yang berasal dari sumur gas lapangan Muara Badak mengandung CO 2 sekitar 6,3% mol, kemudian CO 2 ini akan diserap oleh aMDEA dalam unit CO 2 Absorber 1C-2.
Proses penyerapan CO 2 diawali dengan pembentukan H 2 CO 3 melalui reaksi pelarutan CO 2 dalam air : O 2 (g) + 2 O (l) 2 O 3 (aq) Kemudian aMDEA akan bereaksi dengan H 2 CO 3 membentuk ion karbonat : C 2 H 4 OH N C 2 H 4 OH CH 3 + H 2 CO 3 C 2 H 4 OH N C 2 H 4 OH CH 3 H + + HCO 3 -
Reaksi balik digunakan untuk meregenerasi aMDEA. Reaksi absorbsi merupakan reaksi reversibel eksotermis sehingga dengan mengatur temperatur reaksi maka reaksi di atas dapat dibalik menjadi reaksi pelepasan CO 2 . Diagram proses dari Plant-1 ditampilkan pada Gambar 2.1. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
5
Gambar 2.1. Diagram Proses Plant-1 Gas alam yang sudah dihilangkan kandungan kondensat, glikol, dan airnya masuk ke proses absorbsi CO 2 yang berlangsung di unit 1C-2. Proses absorbsi berjalan secara counter current dengan aliran gas alam masuk dari bagian bawah dan larutan aMDEA masuk melalui bagian atas kolom. Kolom pada unit 1C-2 terdiri dari 31 valve tray berfungsi untuk mengontakkan gas alam dengan larutan aMDEA dan 2 bubble tray berfungsi untuk mengalirkan BFW. Alasan pemilihan valve tray karena tray jenis ini memiliki turndown ratio yang besar sehingga cocok untuk menangani proses pencairan gas alam yang laju alirnya fluktuatif bergantung pada pasokan gas alam. BFW sebagai wash condensate untuk membilas top product sehingga menahan jumlah aMDEA yang ikut terbawa oleh CO 2 . Pada kolom juga terdapat sebuah demister pad yang berfungsi untuk menghilangkan sisa kondensat yang mungkin terbentuk. Proses absorbsi CO 2 akan berlangsung baik pada tekanan tinggi dan temperatur rendah, oleh karena itu kolom 1C-2 beroperasi pada tekanan dan temperatur awal gas alam yaitu 47,5 kg/cm 2
dan 27,6 o C. Hasil atas dari kolom 1C-2 merupakan gas alam yang telah bebas dari CO 2 dan keluar pada suhu sekitar 42,8 o C, hal ini disebabkan reaksi penyerapan CO 2 dengan aMDEA merupakan reaksi eksotermis. Gas alam bebas CO 2 kemudian didinginkan pada Cooler 1E-2 dengan air laut hingga temperaturnya mencapai 36 o C. Gas alam dari Cooler 1E-2 kemudian mausk ke kolom CO 2 Absorber Overhead Gas Cooler (1C-3) untuk memisahkan larutan aMDEA yang terkondensasi di dalam gas alam. Gas alam dari puncak Overhead Cooler akan didinginkan dengan media pendingin Propane pada Drier Precooler 4E-10 hingga 19 o C. Penurunan suhu gas alam bertujuan untuk mengkondensasi dan memisahkan sebagian uap air dari hidrokarbon berat dari gas alam. aMDEA terkondensasi akan keluar sebagai bottom product 1C-3 dan dialirkan menuju Amine Flash Drum (1C-4). LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
6
Larutan aMDEA yang keluar dari bagian bawah kolom 1C-2, merupakan rich amine (mengandung banyak CO 2 ), akan dialirkan ke unit Amine Flash Drum (1C-4) dan dicampur dengan bottom product dari unit 1C-3. Pada unit 1C-4 ini terjadi penurunan tekanan seketika hingga mencapai sekitar 6 kg/cm 2 yang menyebabkan CO 2 dan hidrokarbon yang terlarut dalam aMDEA akan teruapkan. Aliran uap dikirimkan ke sistem fuel gas, sedangkan aMDEA dari bagian bawah 1C-4 (rich amine) akan dipanaskan oleh Reboiler 1E-4 dengan memanfaatkan panas aliran lean amine dari suhu 62 o C hingga 102 o C. Aliran rich amine kemudian dialirkan ke dalam Amine Regenerator. Proses regenerasi merupakan proses yang membutuhkan panas, panas yang diperlukan diberikan oleh Low Pressure Steam yang mengalir di bagian buluh pada 4 buah Reboiler(1E-5 A-D). Aliran rich amine panas akan masuk ke bagian bawah kolom Regenerator 1C-5 sehingga sebagian aMDEA tersebut akan terdidhkan akibat panas dari Reboiler. Uap aMDEA tersebut akan menuju ke bagian atas kolom bersama CO 2 menuju Overhead Condenser (1E-7). Gas dan kondensat keluar dari kondensor 1E-7 dan dipisahkan dalam Separator 1C-6. Campuran gas yang tidak terkondensasi akan langsung dibuang ke udara sedangkan larutan aMDEA yang terkondensasi akan direfluks kembali ke kolom 1C-5 untuk membantu menurunkan temperatur puncak. Lean amine yan merupakan bottom product dari kolom 1C-5 dialirkan ke Heat Exchanger 1E-4 untuk didinginkan dengan memanfaatkan pertukaran panas dengan aliran rich amine dari 1C-4 yang mengalir di bagian buluh. Aliran lean amine yang sudah didinginkan tersebut kemudian didinginkan lebih lanjut di Fin-Fan Cooler (1E-9) hingga temperatur sekitar 57 o C. Selanjutnya aliran akan melalui Cooler 1E-3 A-D untuk pendinginan akhir hingga suhu 40-42 o C. Dari Exchanger ini, larutan aMDEA (lean amine) akan dipompakan ke dalam CO 2 Absorber 1C-2 dengan Pompa 1G-1A/B/C. Zat antifoam, yang berfungsi untuk mencegah terjadinya foaming pada kolom 1C-2, diinjeksikan pada bagian suction dari Pompa 1G-1. Peristiwa foaming terjadi karena larutan aMDEA yang kotor atau aliran gas alam yang kotor (banyak mengandung hidrokarbon berat). Pembentukan foaming menyebabkan kontak antara gas alam dengan aMDEA menjadi buruk serta menyulitkan pengukuran ketinggian cairan pada kolom. Foaming dapat dideteksi dengan melihat beda tekanan yang dihasilkan. Sekitar 10% lean amine dari Cooler 1E-3 dilewatkan dalam Amine Filter 1Y-1 yang berfungsi untuk menyaring kotoran-kotoran yang ikut terbawa. Kemudian, aliran dimasukkan ke kolom Carbon Treater 1C-7 untuk menyaring sebagian hidrokarbon yang asih terbawa aliran aMDEA. Aliran keluar kolom 1C-7 dimasukkan dalam Amine Surge Tank 1D-1 yang berfungsi untuk menjaga aliran aMDEA yang masuk kolom CO 2 Absorber selalu konstan 900 m 3 /jam. Apabila aliran aMDEA ini tidak memenuhi batasan, akan dialirkan make-up aMDEA dengan Pompa 1G- 2. Beberapa gangguan lain yang terjadi pada proses di Plant-1 selain foaming yaitu pembacaan BFW yang tidak sesuai (instrumentasi) dapat mengakibatkan perubahan strength amine yang akan mempengaruhi proses absorbsi di 1C-2. Selain itu, apabila terjadi kebocoran-kebocoran di tube heat exchanger. Misalkan, terjadi kebocoran di tube 1E-5A/B akan menyebabkan LP steam akan masuk ke shell dan mengkontaminasi strength lean amine. Untuk mendeteksi adanya kebocoran dapat dilakukan dengan venting atau dengan analisis fluida pada shell. Salah satu contoh dilakukan dengan metode, untuk mendeteksi kebocoran pada 1E-3A/B maka akan dilakukan analisis sampel dari cooling water, apabila terdeteksi ada amine pada C/W maka terdapat kebocoran pada tube HE. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
7
2.2 Plant-2 : Unit Penghilangan H 2 O dan Merkuri Plant-2 berfungsi untuk menghilangkan kandungan air dan merkuri (Hg) yang terkandung dalam gas alam. Air perlu dipisahkan karena memiliki titik beku 0 o C sehingga akan membeku dan menghambat perpipaan pada proses pencairan LNG yang berlangsung pada -156 o C. Merkuri perlu dihilangkan karena mengakibatkan korosi berupa amalgam pada peralatan proses yang terbuat dari alumunium, meskipun kandungan Hg pada gas alam yang diolah pada kilang LNG Badak relatif sangat kecil. Gas alam keluaran dari Plant-2 diharapkan mengandung H 2 O dan merkuri masing-masing tidak lebih dari 0,5 ppm dan 0,01 ppb. Proses di Plant-2 dapat dilihat pada Gambar 2.2.
Gambar 2.2. Diagram Proses Plant-2
Gas alam yang bebas CO 2 dialirkan ke Drier Precooler 4E-10 untuk didinginkan hingga temperatur 19 o C dengan propane sebagai media pendingin. Pendinginan gas alam mengakibatkan sebagian uap air dan hidrokarbon berat yang masih terkandung dalam gas alam akan terkondensasi. Aliran ini kemudian dimasukkan ke kolom Drier Separator Decantor 2C-1 untuk memisahkan air dan kondensat hidrokarbon dari gas alam. Temperatur masukan dari kolom 2C-1 harus dijaga pada temperatur 19 o C, gas alam dengan suhu terlalu panas akan menyebabkan air yang terdapat dalam gas alam tidak terkondensasi sehingga menambah beban kerja pada Drier 2C-2A/B/C. Sedangkan aliran gas alam yang terlalu dingin akan mengakibatkan terbentuknya hidrat antara hidrokarbon dan air di 2C-1 yang akan menghambat aliran. Gas alam dari 2C-1 kemudian dialirkan ke kolom 2C-2A/B/C yang berisi molecular sieve untuk mengadsorbsi air. Kolom 2C-2 berisikan unggun tetap molecular sieve sebagai adsorben utama, alumdum ball sebagai support, serta alumina. Molecular sieve dipilih sebagai unggun tetap karena memiliki kemampuan untuk menyerap air dalam gas alam hingga dibawah batas 0,5 ppm. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
8
Sedangkan alumina memiliki nilai water loading yang besar dan kuat terhadap tekanan bulk air. Skema susunan bed dapat dilihat pada Gambar 2.3.
Gambar 2.3. Skema Susunan Drier
Pada Plant-2 terdapat tiga buah kolom Drier yang dioperasikan secara bergantian, 2 unit dioperasikan sedangkan satu unit lainnya akan diregenerasi. Drier akan diregenerasi ketika hasil uji terhadap sampel aliran keluar Drier menunjukkan kadar H 2 O dalam aliran sudah mendekati 0,5 ppm, dan proses penghilangan H 2 O dalam gas alam akan diswitch ke Drier yang sudah standby. Regenerasi dibagi menjadi tiga tahap yaitu: 1. Tahap heating, dengan mengalirkan gas panas bersuhu 244 o C dari bawah kolom dengan laju alir 40 kNm 3 /h selama 420 menit. Gas panas ini berasal dari sebagian gas keluaran 2C-2 yang dipanaskan dengan HP Steam di 2E-7. Air yang teradsorbsi oleh molecular sieve akan teruapkan bersama hidrokarbon berat dan keluar bersamaan dengan aliran gas panas dari bagian atas kolom. 2. Tahap cooling, dilakukan dengan mengalirkan gas yang tidak dipanaskan kurang lebih selama 150 menit sampai temperatur turun menjadi 20 o C. Kolom perlu didinginkan agar siap digunakan kembali untuk menyerap air dari gas alam, karena proses adsorbsi akan lebih efisien pada temperatur rendah. 3. Tahap standby adalah tahap menunggu sebelum kolom lain diregenerasi. Saat standby aliran gas akan di by-pass menuju upstream 2E-3 untuk mencegah surging pada Kompresor 2K-2.
Gas alam yang telah digunakan untuk meregenerasi molecular sieve didinginkan oleh Fin Fan Cooler 2E-3A/B sampai temperatur 43 o C, kemudian dialirkan ke kolom Feed Drier Reactivation Separator (2C-3) untuk memisahkan kondensat dan air dari aliran gas. Kondensat akan dikirim ke Plant-16 sedangkan air akan dikirim ke burn pit. Gas alam yang keluar dari kolom ini dikompresi oleh Kompresor 2K-2 dan dialirkan kembali untuk digabung dengan gas umpan 1C-2 (Plant-1).
Gas alam yang sudah bersih dari H 2 O akan disaring oleh Filter 2Y-1A untuk menghilangkan debu molecular sieve yang ikut terbawa. Kemudian gas alam ini dialirkan menuju Mercury Removal Unit (2C-4). Kolom ini berisikan unggun Sulphur Impregnated Activated Carbon (SIAC) yang dapat mengikat merkuri pada aliran gas alam dengan adsorpsi kimia. Kandungan LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
9
sulfur dalam SIAC akan bereaksi dengan Hg membentuk HgS. Gas alam yang keluar dari kolom 2C-4 ini kemudian disaring dalam Mercury After Filter (2Y-1B) untuk menyerap debu karbon yang mungkin terbawa aliran gas alam. Kandungan Hg pada gas alam PT. Badak NGL relatif kecil sehingga kolom saat ini sudah dilakukan pengurangan tinggi carbon bed untuk mengurangi pressure drop. Gas alam bebas merkuri ini kemudian didinginkan pada Feed Medium Level Propane Evaporator 4E-12 dan Feed Low Level Propane Evaporator 4E-13 hingga temperatur sekitar -34 o C sebelum dialirkan ke Plant-3.
Permasalahan yang ada di Plant-2 yaitu diantaranya molecular sieve yang digunakan sudah jenuh sebelum flow counter yang ditetapkan untuk regenerasi. Oleh karena itu, perlu dilakukan performance test secara berkala untuk meng-update kebutuhan waktu regenerasi molecular sieve. Apabila gas alam keluaran kolom 2C-2 memiliki kandungan H 2 O lebih dari 0,5 ppm maka segera dilakukan pemindahan aliran ke Drier yang standby, atau dengan menyesuaikan produksi melalui laju alir gas alam, pilihan terakhir yaitu dengan menghentikan produksi untuk menjaga agar tidak terjadi plugging di 5E-1. Masalah lain yang dapat muncul pada 2C-2 adalah apabila terjadi overflow dari 1C-2 atau kebocoran steam pada 2E-7 yang dapat mengakibatkan partikel- partikel molecular sieve rusak menjadi bubur.
2.3 Plant-3 : Unit Fraksinasi Pada Plant-3 terjadi proses pemisahan komponen komponen yang terdapat dalam gas alam dengan proses distilasi. Fraksi ringan yang sebagian besar mengandung metana (CH 4 ) akan menjadi umpan untuk Main Heat Exchanger (5E-1) di Plant-5. Sebagian etana akan diinjeksikan ke LNG untuk meningkatkan nilai HHV dari LNG (HHV LNG diinginkan sekitar 1.107 Btu/scf) dan sebagian lagi disimpang untuk cadangan make up MCR. Propane dan butane diolah lebih lanjut menjadi LPG di Plant-17 dan juga digunakan untuk make up MCR. Hidrokarbon berat dikirim ke Plant-16 (Condensate stabilizer) untuk diolah lebih lanjut sebelum dikirim ke Tanjung Santan. Plant-3 dibagi menjadi 5 kolom utama untuk Train ABCD yaitu Scrub Column, Deethanizer, Depropanizer, Debutanizer, dan Splitter Unit, sedangkan Train EFGH hanya terdiri dari 4 kolom utama karena tidak memiliki Splitter Unit. Diagram alir proses sederhana untuk Plant-3 Train EFGH ditampilkan pada Gambar 2.4.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
10
Gambar 2.4. Diagram Proses Plant-3
2.3.1 Scrub Column (3C-1) Gas alam dari Feed Low Level Propane Evaporator (4E-13) dialirkan menuju Scrub Column 3C- 1 pada temperatur -34 o C dan tekanan 42 kg/cm 2 g. Pada kondisi temperatur dan tekanan tersebut diharapkan terjadi pemisahan komponen antara metana (CH 4 ) dan hidrokarbon berat (C 2 ke atas). Hidrokarbon ringan akan keluar sebagai top product dari Scrub Column, sedangkan hidrokarbon berat akan keluar sebagai bottom product. Temperatur aliran yang masuk ke Scrub Column harus dijaga, karena jika temperatur gas terlalu tinggi akan banyak hidrokarbon berat yang terbawa ke top product. Sedangkan apabila temperatur gas masuk terlalu rendah akan meningkatkan beban Reboiler 3E-1.
Produk bawah kolom akan dipanaskan kembali dengan steam pemanas di Reboiler 3E-1 untuk memisahkan hidrokarbon ringan yang terbawa bersama hidrokarbon berat sebagai bottom product. Top product dari kolom 3C-1 akan didinginkan hingga suhu -34 o C di Kondensor 4E-14 dengan menggunakan fluida pendingin low pressure propane. Gas dari Kondensor 4E-14 akan dialirkan menuju Scrub Column Condensate Drum (3C-2) untuk memisahkan gas dan kondensat yang terbentuk. Sebagian kondensat yang terbentuk dialirkan kembali ke Scrub Column sebagai refluks dan sebagian lagi didinginkan lagi hingga suhu -40 o C dengan cooling water sebelum dialirkan ke Deethanizer Column (3C-4). Uap yang mengalir melalui bagian atas kolom Condensate Drum 3C-2 sebagian besar akan dialirkan ke Main Heat Exchanger 5E-1 (Plant-5) LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
11
dan sebagian lainnya ke Mixed Component Refrigerantt (MCR) system sebagai make-up. Top product dari 3C-1 memiliki komposisi sekitar 90% metana, tekanan 36 kg/cm2g, dan temperatur -34 o C.
2.3.2 Deethanizer Column (3C-4) Kondensat, yang terdiri dari hidrokarbon C 2 ke atas, didinginkan terlebih dahulu dalam kondensor 3E-14 dengan media pendingin air laut sebelum memasuki Deethanizer Column (3C- 4). Deethanizer Column (3C-4) digunakan untuk memisahkan etana dalam fasa gas dari hidrokarbon berat lainnya sebagai kondensat. Deethanizer Column (3C-4) dioperasikan pada tekanan kondensor (3E-5) sebesar 30 kg/cm 2 g. Gas etana yang terbentuk akan didinginkan hinga -5 o C sampai 5 o C dalam Kondensor 3E-5 dengan propane sebagai media pendingin sehingga terbentuk 2 fasa etana. Etana cair akan dipisahkan dari gas di dalam Deethanizer Column Condensate Drum (3C-5) untuk kemudian dikembalikan seluruhnya ke dalam Deethanizer Column sebagai refluks, campuran LNG (untuk meningkatkan HHV), dan campuran MCR. Gas etana yang terbentuk akan dipanaskan dalam Heater 3E-17 dengan media pemanas berupa steam sebelum akhirnya dimanfaatkan sebagai fuel gas.
Bottom product dari 3C-4 sebagian akan dididihkan kembali dalam Reboiler 3E-4, sehingga uap yang terbentuk akan masuk kembali ke kolom 3C-4 sedangkan cairan yang terbentuk dari reboiler ini akan bergabung dengan sebagian bottom product 3C-4 untuk dialirkan menuju kolom Depropanizer (3C-6).
2.3.3 Depropanizer Column (3C-6) Kolom Depropanizer (3C-6) berfungsi untuk memproduksi propane yang akan digunakan sebagai refrijeran maupun komponen utama LPG dengan memisahkan propane dari hidrokarbon yang lebih berat sebagai kondensat. Pada kolom 3C-6 ini , propana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom sedangkan fraksi beratnya akan ke dasar kolom. Top product dari kolom 3C-6 akan didinginkan di Kondensor 3E-7 dengan media pendingin cooling water dan kemudian dialirkan ke Depropanizer Column Condensate Drum (3C-7). Propana cair yang terbentuk sebagian dialirkan sebagai refluks ke kolom Depropanizer, sedangkan sisanya dialirkan sebagai produk LPG propana ke Plant-15. Dengan adanya refluks ini temperatur puncak kolom dapat dijaga pada suhu sekitar 47 o C. Uap yang terbentuk pada Depropanizer Column Condensate Drum akan digunakan sebagai fuel gas.
Bottom product yang terbentuk di 3C-6 sebagian akan didihkan kembali di Reboiler 3E-7 dengan pemanas LP Steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product menuju Debutanizer (3C-8). Uap yang terbentuk di 3E-7 akan dikembalikan ke 3C-6, sedangkan cairan yang terbentuk di 3E-7 akan digabungkan dengan aliran bottom product menuju 3C-8.
2.3.4 Debutanizer Column (3C-8) Kolom Debutanizer berfungsi untuk memisahkan butana (C 4 ) dari fraksi hidrokarbon berat lainnya sebagai kondensat. Butana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom sedangkan fraksi yang lebih berat akan turun ke bagian bawah kolom.
Bottom product Debutanizer Column akan dipanaskan kembali menggunakan Debutanizer Column Reboiler dengan media pemanas low pressure steam. Sedangkan uap dari puncak kolom LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
12
Debutanizer akan dikondensasi di dalam Debutanizer Column Overhead Condenser 3E-9 dengan menggunakan air laut sebagai media pendingin. Hasil kondensasi mengalir ke Debutanizer Overhead Condensate Drum (3C-9).
Aliran keluaran 3C-9 di Train ABCD dan di Train EFGH akan menuju unit yang berbeda. Pada Train ABCD sebagian butane
cair hasil kondensasi akan dikembalikan ke 3C-8 sebagai refluks, sebagian akan menuju Plant-20 untuk disimpan sebagai make up MCR, sebagian dapat direinjeksikan ke gas alam aliran inlet 5E-1, dan sebagian lagi akan akan dikirimkan ke C 3 /C 4
Splitter untuk dipisahkan kembali antara propane dan butane 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 low pressure propane hingga mencapai suhu - 34 o C. C 4 dingin sebagian akan dikirim ke 3C-2 untuk menjaga ketinggian cairan di 3C-2, dan sebagian lagi akan langsung dikirim ke Plant-17 sebagai refrigerated LPG. Uap C 4 yang terbentuk di Debutanizer Overhead Condensate Drum baik pada Train ABCD maupun EFGH akan digunakan sebagai fuel gas.
Bottom product kolom Debutanizer sebagian akan didihkan kembali di 3E-9 dengan media pemanas LP steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product kolom Debutanizer. Uap yang terbentuk di 3E-9 akan dikembalikan ke 3C-8, sedangkan cairan yang terbentuk di 3E-9 akan digabungkan dengan aliran bottom product 3C-8. Bottom product kolom Debutanizer sebagian dikirim ke Stabilizer Condensate Plant-16 tanpa didinginkan, dan sebagian lagi didinginkan di Bottom Cooler (3E-10) untuk selanjutnya dikirim ke Plant-20 (Penyimpanan C 2 , C 3, dan kondensat). 2.3.5 Splitter Unit (3C-14) Splitter Unit berfungsi untuk memurnikan produk butana sesuai dengan spesifikasi LPG yang diinginkan. Pada dasarnya Splitter Unit beroperasi dengan prinsip yang sama dengan unit fraksionasi lainnya, yaitu berdasarkan perbedaan kemudahan menguap. Splitter Unit hanya terdapat pada Train ABCD karena pada Train EFGH kemurnian butana pada top product dari kolom Debutanizer sudah memenuhi spesifikasi LPG (diatas 98%).
Produk dari Debutanizer Column Condensate Drum (3C-9) akan menjadi umpan Splitter. Top product dari kolom Splitter akan didinginkan oleh Fin Fan Cooler 3E-19 dan kemudian dialirkan ke Refluks Drum 3C-15 untuk dilakukan pemisahan uap-cair. Di Reflux Drum sebagian dari propana cair yang terkondensasi dikembalikan sebagai refluks ke Splitter dan sisanya, bersama hasil propana dari kolom Depropanizer (3C-6), akan dikirim ke Storage, Refrigeration Unit, dan ke Depropanizer Column Condensate Drum (3C-7). Propana akan dipisahkan dari butana dengan pemanasan di Reboiler 3E-18. Bottom product Reboiler digunakan untuk memanaskan umpan yang masuk ke bagian bawah Splitter. Sebagian cairan dari Reboiler 3E-18 ini dikembalikan lagi ke Splitter, sendangkan sebagian lainnya didinginkan lagi oleh Fin Fan Cooler 3E-21 sampai suhu 35 o C sebelum akhirnya dikirim ke Storage, Refrigeration Unit, dan Butane Return Subcooler (3E-13). 2.4 Plant-4 : Unit Refrigerasi Proses pencairan gas alam pada PT Badak Natural Gas Liquefaction menggunakan 2 sistem refrijerasi dengan jenis refrijeran yang berbeda yaitu refrijeran propana dan refrijeran MCR (Mixed Component Refrigerant). Sistem refrigerasi propana digunakan untuk mendinginkan gas alam selama proses pemurnian, fraksionasi hingga mencapai titik embunnya, dan pendinginan LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
13
MCR. Sedangkan sistem refrigerasi MCR digunakan untuk mendinginkan MCR itu sendiri dan juga untuk mencairkan gas alam menjadi LNG pada Main Heat Exchanger (5E-1) pada Plant-5. 2.4.1 Sistem Refrigerasi Propana Beberapa fungsi dari sistem refrigerasi propana yaitu : Mendinginkan gas alam yang telah bebas CO 2 sebelum masuk ke Plant-2 Mendinginkan dan mengkondensasikan sebagian dari refrijeran MCR Mendinginkan produk LPG Propana dan Butana sebelum dikirim ke Plant-17 Fluida pendingin pada Overhead Condensor dari Scrub Column dan Deethanizer Sistem refrigerasi propana merupakan sistem refrigerasi dengan siklus tertutup. Cairan propana sebagai media pendingin mengalami proses evaporasi dengan mengambil panas dari aliran proses yang hendak didinginkan kemudian dikompresi dengan kompresor propana lalu didinginkan dan dikondensasikan menggunakan pendingin air laut. Cairan propana hasil kondensasi kemudian didistribusikan ke Evaporator Evaporator dan selanjutnya proses penguapan, kompresi, pendinginan, serta pengkondensasian propana berlangsung secara terus menerus dalam sebuah siklus tertutup. Pada sistem pendinginan propana terdapat tiga tingkat pendinginan, yaitu : High Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 7 kg/cm 2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu 18 o C Medium Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 3,1 kg/cm 2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu -5 o C Low Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 0,1 kg/cm 2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu - 34 o C
Propana akan dikompresi dengan Kompresor 4K-1 hingga tekanan 13 kg/cm 2 g dan suhu 65 o C. Kemudian propana akan didinginkan di 4E-1A/B dan dicairkan di 4E-1A/B/C/D/E/F dengan menggunakan cooling water hingga menjadi cair jenuh pada suhu 37 o C. Propana cair dari kompresor beserta make up propana dikumpulkan di Propane Accumulator 4C-1. Propana yang berasal dari Propane Accumulator tersebut kemudian akan didistribusikan menjadi empat aliran yaitu :
Aliran yang menuju High Level Propane Flash Drum (4C-2) Aliran yang menuju Feed High Level Propane Evaporator (4E-10) Aliran yang menuju MCR High Level Propane Evaporator (4E-7) Aliran sirkulasi ke Propane Vent Condenser (4E-3) lalu ke Propane Vent Scrubber (4C- 6), lalu dialirkan kembali ke Propane Accumulator Drum (4C-1) Propana yang sudah terevaporasi di 4E-7 dan 4E-10 akan dialirkan ke Propane Flash Drum (4C- 2) untuk memisahkan fasa uap dan cair. Uap propana akan dialirkan menuju ke kolom 4C-12 untuk diumpankan ke 3 rd stage suction pada 4K-1. Propana dalam fasa cair dari 4C-2 sebagian diuapkan secara mendadak untuk menjadi media pendingin gas alam pada 4E-1 (Plant-2). Sebagian lain dari propana fasa cair 4C-2 akan diekspansi hingga tekanan 3,1 kg/cm 2 a sehingga menjadi Medium Level Propane. Aliran tersebut kemudian dialirkan ke Feed Medium Level Propane Evaporator (4E-12) dan juga dialirkan menuju MCR Medium Level Propane Evaporator (4E-8). Uap propana dari 4E-8 dan 4E-12 akan dialirkan menuju Medium Level LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
14
Propane Flash Drum 4C-3 untuk dipisahkan fasa uap dan fasa cairnya. Uap dari 4C-3 akan masuk ke 2 nd stage suction pada kompresor 4K-1 sedangkan cairannya akan diekspansi hingga tekanan 1,1 kg/cm 2
a sehingga menjadi Low Level Propane. Low Level Propane akan dialirkan ke Feed Low Level Propane Evaporator (4E-13), Scrub Column Overhead Condenser (4E-14). Uap propana dari 4E-13 dan 4E-14 akan dialirkan ke Propane Refrigerant Drum (3C-10) untuk kemudian dialirkan lagi ke Propane Flash Drum (4C-4). Uap dari 4C-4 akan masuk ke 1 st stage suction dari 4K-1. MP Propane dari 4E-12 ada sebagian yang diekspansi dan masuk 4C-19 untuk kemudian dialirkan ke MCR Low Level Propane Evaporator (4E-9), Deethanizer Overhead Condenser (3E-5), Propane Return Subcooler (3E-12) dan Butane Return Subcooler (3E-13). Propana ini kemudian akan bergabung dengan aliran uap propana dari 4E-13 dan 4E-14 di Propane Refrigerant Drum (3C-10) untuk dialirkan lagi ke Propane Flash Drum (4C-4) sebelum dihisap oleh 4K-1. Beberapa permasalahan yang sering terjadi adalah kebocoran pada Heat Exchanger. Adanya kebocoran pada 4E-1/2 dapat diindikasikan dengan level tank 4C-1 yang turun atau melalui analisis sampel cooling water dengan Gas Chromatography. Permasalahan yang terkadang muncul yaitu pada saat start-up dimana katup gas derime tidak tertutup 100% sehingga metana dapat mengontaminasi propane dan menyebabkan pendinginan yang tidak optimal jika konsentrasi propane kurang dari 93%.
Gambar 2.5. Diagram Proses Plant-4 Untuk Propana
2.4.2 Sistem Refrigerasi MCR MCR pada proses pencairan gas alam berfungsi untuk mendinginkan dan mencairkan gas alam. MCR terlebih dahulu didinginkan oleh refrijeran propana. Pada unit Main Heat Exchanger, LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
15
MCR juga akan berfungsi untuk mendinginkan MCR itu sendiri. MCR terdiri dari beberapa komponen yaitu 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 memiliki kapasitas panas yang kecil sehingga dibutuhkan campuran dari refrijeran lain seperti metana, etana, dan propana. Proses pendinginan ini membutuhkan kapasitas panas yang besar agar terjadi perpindahan panas yang cukup untuk mencairkan gas alam.
Kompresi MCR dilakukan dalam dua tahap yaitu 1 st stage MCR Compressor 4K-2 dan 2 nd stage MCR Compressor 4K-3. MCR hasil dari proses pendinginan di Main Heat Exchanger 5E-1 masuk ke kolom 4C-7 untuk memisahkan MCR fasa uap dan fasa cair yang terbentuk. Uap MCR yang keluar dari 4C-7 akan masuk ke stage pertama Kompresor 4K-2 pada tekanan 3 kg/cm 2
untuk dikompresi hingga tekanan 14 kg/cm 2 a. Kompresi ini mengakibatkan kenaikan temperatur MCR menjadi 71 o C. Sebelum masuk ke kompresor tahap kedua 4K-3 MCR akan didinginkan terlebih dahulu dengan air laut di Intercooler (4E-5) sampai 32 o C untuk mencegah kerusakan akibat suhu tinggi pada kompresor. Pada kompresor tahap kedua aliran MCR akan dikompresi hingga tekanan 47 kg/cm 2 g dan temperatur 130 o C. MCR ini kemudian didinginkan oleh MCR Compressor Aftercooler dengan menggunakan pendingin air laut hingga temperatur 32 o C. MCR yang sudah didinginkan tersebut kemudian mengalir ke Propane Evaporator, dilanjutkan ke Medium Level Propane Evaporator 4E-8 sehingga keluar pada temperatur -5 o C. Kemudian MCR akan didinginkan kembali di MCR Low Level Propane Evaporator (4E-9) hingga temperaturnya mdencapai -34 o C. MCR ini kemudian dialirkan ke Separator 5C-1 untuk memisahkan uap dengan cairan yang terkondensasi. Etana dan propana lebih banyak terkandung dalam fasa cair, sedangkan fasa gas akan didominasi oleh nitrogen dan metana. MCR fasa uap dan cair tersebut kemudian akan dialirkan masuk kembali ke Main Heat Exchanger (5E-1) pada Plant-5 untuk proses pencairan gas alam.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
16
Gambar 2.6. Diagram proses Plant-4 untuk MCR 2.5 Plant-5 : Unit Pencairan Gas Alam Pada Plant-5, gas alam yang telah diproses sebelumnya dicairkan dengan proses pencairan yang terjadi di dalam Main Heat Exchanger (MHE). Proses pada Plant-5 ditunjukkan pada gambar 5.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
17
Gambar 2.7. Diagram Proses Plant-5
Gas alam akan didinginkan terlebih dahulu dengan refrijeran propana dan MCR sebelum akhirnya dicairkan dalam Main Heat Exchanger (5E-1). Proses pencairan gas alam menjadi LNG dilakukan dengan menurunkan temperatur gas alam hingga sekitar -149 o C melalui pertukaran panas dengan uap dan cairan MCR yang terdiri dari Nitrogen, metana, etana, dan propana dengan perbandingan tertentu. MCR cair (sebagian besar etana dan propana) akan digunakan pada warm bundle sedangkan MCR uap (sebagian besar nitrogen dan metana) akan digunakan pada bagian cold bundle.
Gas alam yang diolah berasal dari Scrub Column Condensate Drum (3C-2) dengan tekanan 36 kg/cm 2
g dan temperatur sekitar -34 o C dan dialirkan dari bagian bawah MHE. Untuk meningkatkan nilai HHV LNG sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan oleh Buyers, diinjeksikan pula sejumlah etana, propana, maupun butana dari unit fraksionasi. MCR dialirkan dari Low Level Propane Evaporator (4E-9) menuju kolom MCR High Pressure Separator (5C- 1). Kolom ini berfungsi untuk memisahkan MCR menjadi 2 fasa, yaitu fasa gas yang sebagian besar mengandung nitrogen dan metana serta fasa cair yang sebagian besar mengandung etana dan propana. MCR cair dan uap juga dimasukkan dari bagian bawah MHE namun dengan tube yang berbeda dengan aliran gas alam.
Main Heat Exchanger (5E-1) merupakan suatu kolom penukar panas tegak yang terdiri dari rangkaian tube dan terbagi menjadi 2 daerah, yaitu warm bundle pada bagian bawah kolom dan cold bundle pada bagian atas kolom. Pada warm bundle, aliran MCR uap, MCR cair, dan gas alam naik ke atas kolom. Pada akhir warm bundle aliran MCR cair dialirkan melalui kerangan LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
18
Joule-Thompson 5FV-2 untuk menurunkan tekanannya menjadi 2,5 kg/cm 2 (gauge) dengan temperatur -129 o C. MCR cair akan ditampung pada Warm End Pressure Phase Separator dan didistribusikan dari bagian atas warm bundle berupa spray yang bergerak turun ke dasar kolom melalui shell warm bundle. MCR cair dalam shell warm bundle ini akan mengalami kontak dengan aliran MCR cair, MCR uap dan gas alam yang masuk MHE sehingga temperatur tiga aliran tersebut dapat diturunkan sampai mendekati titik embunnya.
MCR uap dan gas alam dari warm bundle yang sudah mulai terkondensasi didinginkan lebih lanjut pada bagian cold bundle. Pada puncak cold bundle, MCR uap yang telah mencair diekspansi dengan menggunakan kerangan Joule-Thompson 5FV-2. MCR cair ini akan ditampung dan kemudian didistribusikan dari bagian atas cold bundle berupa spray yang bergerak turun ke dasar kolom melalui shell cold bundle. Gas alam akan keluar dari Main Heat Exchanger dalam keadaan cair pada temperatur sekitar -149 o C (bergantung pada kualitas MCR yang merupakan fungsi dari komposisinya) dan tekanan 24 kg/cm 2 (gauge). LNG kemudian dialirkan ke dalam LNG Flash Drum (5C-2), dan terjadi penurunan tekanan menjadi 0,25 kg/cm 2 g dengan temperatur sekitar -160 o C. LNG kemudian dipompakan 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 gas alam. Pada Train E-H, uap 5C-2 juga digunakan untuk mendinginkan LPG propana di 5E-2 hingga temperatur -45 o C untuk langsung dikirim ke Plant-17 sebagai refrigerated LPG. Uap LNG keluaran LNG Flash Exchanger yang menjadi panas masuk ke Fuel Gas Compressor Suction (2K-1) untuk dipanaskan kembali di 2E-2 dan dimanfaatkan sebagai bahan bakar Boiler.
MCR uap pada bagian Shell Main Heat Exchanger akan keluar melalui bagian bawah MHE dan masuk ke MCR First Stage Suction Drum dan uapnya masuk ke MCR First Stage Compressor. Keluaran dari unit ini akan didinginkan menggunakan media pendingin air laut kemudian dikompresi oleh MCR Second Stage Compressor. Uap MCR keluar memiliki tekanan sekitar 48 kg/cm 2 g dan selanjutnya didinginkan lagi dengan air laut. Uap tersebut kemudian melalui serangkaian proses pendinginan bertahap (cascade refrigeration) dengan menggunakan propane sebagai refrijeran. Uap MCR ini kemudian masuk lagi ke High Pressure MCR Separator (5C-1) untuk kembali berfungsi mencairkan gas alam pada Main Heat Exchanger (5E-1).
Masalah yang terjadi di Main Heat Exchanger yaitu apabila terjadi kebocoran yang mengakibatkan gas alam mengontaminasi fluida pendingin MCR. Kebocoran tube gas alam ini dapat mengakibatkan pressure kolom MHE naik. Untuk mengecek kebocoran tube digunakan udara bertekanan yang diisikan pada kolom bagian shell. Apabila terasa adanya hembusan udara dengan pengecekan melalui handhole maka terdapat kebocoran tube. Tube yang bocor ini kemudian akan di-plug pada kedua ujungnya.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
19
BAB III SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES 3.1 Sistem Pemroses Sistem pemroses adalah peralatan utama yang digunakan dalam proses produksi LNG di PT. Badak NGL. Spesifikasi peralatan-peralatan tersebut akan dipaparkan dalam subbab ini. 3.1.1 Plant-1 Plant-1 berperan sebagai unit pemurnian gas CO 2 dari gas alam. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan di Plant-1 ditunjukkan pada Tabel 3.1 dan 3.2.
Tabel 3.1. Spesifikasi CO 2 Absorber (1C-2)
Tabel 3.2. Spesifikasi Amine Regenerator (1C-5)
Parameter Deskripsi Nama CO 2 Absorber Fungsi Menghilangkan kandungan CO 2 dengan cara absorbsi dan menggunakan larutan aMDEA Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm 2 g Ext. : F.V Design Temperature Int. : 93 o C Ext. : 149 o C Corrosion Allowable 3,2 mm Errect WT 487.000 kg Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm 2 g Jenis Tray Valve Bubble Cap Total Tray 33 Ballast Valve Tray 31 Buble Cap Tray 2 Tray Spacing 0,763 / 0,61 Parameter Deskripsi Nama Amine Regenerator Fungsi Meregenerasi larutan aMDEA yang sudah digunakan untuk menyerap CO 2 dalam Absorber Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Size (OD X TL) 5344 mm x 21,742 mm Design Pressure Int. : 3,5 kg/cm 2 g Ext. : 0,07 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 177 o C Ext. : 140 o C Corrosion Allowable 2,0 mm Errect WT 85.100 kg Max. Allow. Working Pressure 3,5 kg/cm 2 g Jenis Tray Valve Total Tray 21 Sieve Tray 19 Ballast Valve Tray 2 LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
20
3.1.2 Plant-2 Plant-2 berperan sebagai unit pemisahan air (H 2 O) dan merkuri (Hg) dari gas alam. Spesifikasi peralatan yang digunakan di Plant-2 ditunjukkan pada tabel 3.3 dan 3.4. Tabel 3.3. Spesifikasi Feed Drier (2C-2A/B/C)
Tabel 3.4. Mercury Removal Vessel (2C-4)
3.1.3 Plant-3 Plant-3 merupakan unit fraksionasi LNG. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada Plant-3 ditunjukkan pada tabel 3.5 s/d 3.8. Tabel 3.5. Spesifikasi Scrub Column (3C-1) Parameter Deskripsi Nama Scrub Column Fungsi Memisahkan metana (CH 4 ) dari fraksi berat Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Size (ID x TL) 1370/3353 mm x 1622 mm Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 177 o C Ext. : 149 o C Parameter Deskripsi Nama Feed Drier Fungsi Menghilangkan kandungan air (H 2 O) dalam gas alam dengan menggunakan adsorber Molecular Sieve Manufaktur Chiyoda Chemical and Construction Ltd. Size (ID x TL) 4115 mm x 6793 mm Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 343 o C Ext. : -7 o C Corrosion Allowable 1,5 mm Operating Pressure 36,6 45,7 kg/cm 2 g Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm 2 g Operating Temperature 21-274 o C Weight empty 78.000 kg Parameter Deskripsi Nama Mercury Removal Vessel Fungsi Menghilangkan kandungan merkuri (Hg) dalam gas alam Manufaktur Chiyoda Chemical and Construction Ltd. Size (ID x TL) 4115 mm x 6793 mm Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 43 o C Ext. : -7 o C Corrosion Allowable 1,5 mm Operating Pressure 35,9 45 kg/cm 2 g Operating Temperature 24-56 o C Weight empty 78.0 LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
21
Corrosion Allowable 1,5 mm Errect WT 588.000 kg Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm 2 g Total Tray 6-9 Tray Spacing 0,76 Jenis Tray valve
Tabel 3.6. Spesifikasi Deethanizer Column (3C-4) Parameter Deskripsi Nama Deethanizer Column Fungsi Memisahkan etana (C 2 H 6 ) dari fraksi berat Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Size (ID x TL) 1525/2977 mm x 39218 mm Design Pressure Int. : 35,2 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 204 o C Ext. : 148 o C Corrosion Allowable 1,5 mm Errect WT 135000 kg Max. Allow. Working Pressure 35,2 kg/cm 2 g Total Tray 36-50 Tray Spacing 0,61 Jenis Tray Valve
Tabel 3.7. Depropanizer Column (3C-6)
Parameter Deskripsi Nama Depropanizer Column Fungsi Memisahkan propana (C 3 H 8 ) dari fraksi berat Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Size (ID x TL) 1830 mm x 33206 mm Design Pressure Int. : 21,1 kg/cm 2 g Ext. : 1,0 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 171 o C Ext. : 149 o C Corrosion Allowable 3,2 mm Errect WT 45720 kg Max. Allow. Working Pressure 21,1 kg/cm 2 g Total Tray 24-47 Tray Spacing 0,61 Jenis Tray Valve LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
22
Tabel 3.8. Debutanizer Column (3C-8)
3.1.4 Plant-4 Plant-4 berperan sebagai unit refrijerasi. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada Plant- 4 ditunjukkan pada tabel 3.9. Tabel 3.9. Scrub Column Overhead Condensor (4E-14) Parameter Deskripsi Nama Scrub Column Overhead Condensor Fungsi Mengkondensasikan hidrokarbon fraksi berat yang ikut dalam fraksi atas Scrub Column Manufaktur Chiyoda Protech Cooperation Sheel Side Max. Allow. Working Pressure 35,2 kg/cm 2 g at 56 o C Max. Allow. Working Temperature -44 o C Tube Side Max. Allow. Working Pressure 50,9 kg/cm 2 g at 56 o C Max. Allow. Working Temperature -42 o C
3.1.5 Plant-5 Plant-5 berperan sebagai unit pencairan LNG. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada Plant-5 ditunjukkan pada tabel 3.10. Tabel 3.10. Main Heat Exchanger (5E-1) Parameter Deskripsi Nama Main Heat Exchanger Fungsi Untuk mencairkan gas alam menjadi produk LNG Manufaktur Air Product and Chemicals Inc. (APCI) Parameter Deskripsi Nama Debutanizer Column Fungsi Memisahkan butana (C 4 H 10 ) dari fraksi berat Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd. Size (ID x TL) 2134 mm x 23888 mm Design Pressure Int. : 8,4 kg/cm 2 g Ext.: 0,07 kg/cm 2 g Design Temperature Int. : 171 o C Ext.: 148 o C Corrosion Allowable 1,6 mm Errect WT 20880 kg Max. Allow. Working Pressure 8,4 kg/cm 2 g Total Tray 15-29 Tray Spacing 0,61 Jenis Tray Valve LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
23
Shell Side Size (OD x TL) 3705,2/2387,6 mm x 4502,2 mm Fluid Multi Component Refrigerant Material Alumunium Design Pressure 4,21 kg/cm 2 g Operating Pressure 2,7 kg/cm 2 g Design Temperature 65,6 o C Operating Temperature -39,9 o C Tube Side Material Alumunium Design Pressure 56,24 kg/cm 2 g Operating Pressure 39,15 kg/cm 2 g Design Temperature 65,6 o C Operating Temperature Inlet : -36,4 o C Outlet : -152 o C
3.2 Pengendalian Proses Kondisi operasi yang stabil diperlukan untuk menjaga kapasitas dan kualitas produk. Untuk mencapai kondisi operasi yang stabil tersebut maka pengendalian proses di pabrik sangat diperlukan. Di PT Badak NGL setiap plant mempunyai sistem pengendalian proses masing- masing. 3.2.1 Sistem Pengendalian Proses Plant-1 Operasi Plant-1 bertujuan untuk mengurangi kadar CO 2 dalam gas alam hingga lebih kecil dari 50 ppm. Pembatasan kadar CO 2 dilakukan agar tidak terjadi pembekuan sebelum gas alam didinginkan lebih lanjut. Variabel yang mempengaruhi kinerja proses Plant-1 yaitu laju alir sirkulasi aMDEA, temperatur aMDEA masuk CO 2 Absorber, derajat regenerasi aMDEA, konsentrasi aMDEA, dan kebersihan larutan aMDEA. Jumlah larutan aMDEA sebagai absorben diatur agar mampu menyerap CO 2 sampai batas yang diinginkan. Semakin tinggi laju sirkulasi aMDEA maka CO 2 semakin banyak diserap tetapi proses menjadi tidak efisien dan biaya produksi membesar. Sedangkan jika lajunya semakin rendah maka CO 2 yang diserap semakin sedikit dan tidak memenuhi spesifikasi yang diinginkan. Oleh karena itu diperlukan pengendalian laju alir aMDEA untuk menjamin efektivitas dan efisiensi proses dengan variabel terukur berupa konsentrasi CO 2 pada gas alam keluaran Absorber dan variabel manipulasi berupa laju sirkulasi aMDEA ke CO 2 Absorber yang dilakukan oleh 1F1C-15/16/28. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
24
Temperatur larutan aMDEA yang masuk ke kolom Absorber diatur pada 40-42 o C. Temperatur yang tinggi akan menyebabkan kelarutan CO 2 pada larutan aMDEA rendah sehingga kapasitas absorbsi proses turun. Sedangkan jika temperatur rendah maka fraksi berat hidrokarbon yang terkondensasi meningkat dan menyebabkan foaming dan terjadi liquid carryover (terbawanya larutan aMDEA bersama gas yang keluar dari puncak Absorber). Semakin banyak larutan aMDEA yang terbawa gas alam maka proses menjadi tidak efisien. Pengendalian temperatur dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur aMDEA masuk CO 2 Absorber dan variabel manipulasi berupa laju alir aMDEA yang dikendalikan oleh 1TV-9 (by-pass valve untuk 1E-9 dan 1E-3). Derajat regenerasi aMDEA dinyatakan oleh pick-up ratio yaitu 0,03 mol CO 2 /mol lean aMDEA yang keluar dari kolom Absorber. Regenerasi aMDEA akan optimum pada temperatur 120 o C dan tekanan 1 kg/cm 2 g di CO 2 Absorber. Jika temperatur terlalu tinggi maka aMDEA lebih cepat terdegradasi sedangkan jika terlalu rendah maka kelarutan CO 2 meningkat dan CO 2 sulit terlucuti. Jika tekanan terlalu tinggi maka CO 2 cenderung tertahan dalam cairan sedangkan jika terlalu rendah maka terjadi kondisi vakum pada kolom Absorber. Pengendalian derajaT regenerasi aMDEA dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur operasi amine regenerator dan variabel manipulasi berupa jumlah aliran steam yang masuk ke Reboiler 1E-5A- D dengan Control Valve 1FV-5A/B/C/D. Konsentrasi larutan aMDEA yang berubah berakibat langsung terhadap kemampuan penyerapan CO 2 . Konsentrasi larutan aMDEA dijaga sekitar 40%-w dengan menjaga kesetimbangan jumlah kondensat dalam sistem. Jika konsentrasi terlalu tinggi maka menyebabkan korosi sedangkan jika terlalu rendah maka absorbsi CO 2 semakin rendah pula. Untuk menjaga kesetimbangan diperlukan penambahan wash condensate ke puncak 1C-2 atau make-up aMDEA. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa konsentrasi aMDEA dan variabel manipulasi berupa jumlah aliran make-up water yang masuk ke CO 2 Absorber yang diatur melalui kerangan atau dengan manipulasi laju alir make-up aMDEA. Larutan aMDEA dapat mengandung pengotor-pengotor berupa padatan dan larutan sehingga menyebabkan foaming, penyumbatan, dan erosi. Kebersihan larutan aMDEA dijaga dengan menggunakan Amine Filter 1Y-1 dan Carbon Treater 1C-7. Dalam keadaan normal, aliran aMDEA yang dibersihkan sebanyak 10% dari aliran lean amine. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa beda tekan pada kolom CO 2 Absorber yang menandakan terjadinya foaming dan variabel manipulasi berupa jumlah aliran aMDEA menuju Amine Filter dan Carbon Treater. 3.2.2 Sistem Pengendalian Proses Plant-2 Operasi Plant-2 bertujuan untuk mengurangi kadar H 2 O dalam gas alam hingga lebih kecil dari 0,5 ppm sehingga tidak terjadi pembekuan sebelum pendinginan lebih lanjut. Selai itu juga untuk mengurangi kadar Hg hingga lebih kecil dari 0,001 ppb sehingga tidak merusak tube-tube alumunium MHE. Variabel operasi yang mempengaruhi Plant-2 yaitu temperatur gas alam menuju Drier Separator Decantor (2C-1), kandungan air dalam molecular sieve, dan kandungan HgS dalam kolom Mercury Removal (2C-4). Temperatur gas alam yang masuk ke Decantor dijaga serendah mungkin (sekitar 20 o C) agar sebagian uap air yang masuk Drier sudah terkondensasi dan dapat dipisahkan di kolom Decantor. Hal ini menyebabkan beban penyerapan air oleh molecular sieve menjadi lebih kecil. Jika temperatur tinggi maka efektivitas adsorpsi rendah sedangkan jika terlalu rendah (kurang LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
25
dari 16 o C) maka terbentuk hidrat gas alam ((CH) x .pH 2 O). pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur gas alam masuk Drier Separator Decanter dan variabel manipulasi berupa tekanan di Evaporator Propane 4E-10. Tekanan yang rendah akan menurunkan temperatur gas alam. Kandungan air dalam molecular sieve mempengaruhi kemampuan molecular sieve untuk menyerap air. Semakin kecil kandungan air maka kemampuan penyerapan air semakin baik. Ketika kandungan air sudah jenuh maka molecular sieve akan diregenerasi kembali. Regenerasi ini dilakukan untuk menyingkirkan air dari molecular sieve dengan mengatur laju regenerasi dan temperatur. Molecular sieve beroperasi setiap 900 menit kemudian diregenerasi. Efisiensi regenerasi akan berkurang seiring turunnya laju alir gas regenerasi. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa kandungan air pada gas alam keluaran molecular sieve dan variabel manipulasi berupa laju alir regenerasi. Untuk Molecular Sieve Drier (2C-2A/B/C) ditetapkan 35 kNm 3 /jam dan dikendalikan dengan pengaturan Valve KV-4/8/15 ke Molecular Sieve Drier. Temperatur optimum gas yaitu 270 o C dan dikendalikan dengan mengatur laju alir steam yang masuk ke Drier Reactivation Heater 2E-7. Merkuri yang terkandung dari gas alam pada kilang LNG PT Badak NGL sangat kecil sehingga beban kolom Mercury Removal Unit (2C-4) tidak terlalu besar. Di kolom ini tidak ada proses regenerasi dan jika activated carbon (SIAC) tidak mampu menyerap merkuri yang sudah jenuh maka dilakukan penggantian SIAC. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa konsentrasi Hg pada gas alam dan variabel manipulasi berupa penggantian isian kolom Mercury Removal (sangat jarang yaitu sekitar 10-12 tahun sekali). 3.2.3 Sistem Pengendalian Proses Plant-3 Operasi Plant-3 bertujuan untuk memisahkan fraksi ringan gas alam dari fraksi beratnya. Variabel operasi yang mempengaruhi Plant-3 terbagi dalam beberapa peralatan yaitu Scrub Column (3C-1), Deethanizer Column (3C-4), Depropanizer Column (3C-6), dan Debutanizer Column (3C-8). Scrub Column bertujuan untuk memisahkan gas alam dari komponen hidrokarbon berat (C2+) yang masuk ke MHE (5E-1). Produk bawah digunakan untuk mengendalikan nilai kalor awal LNG sedangkan komposisi produk atas menunjukkan kualitas LNG yang diperoleh yaitu dengan menghitung nilai HHV. HHV produk atas dijaga sekitar 1.095 Btu/SCF. Variabel operasi yang dikendalikan di Scrub Column yaitu temperatur umpan, temperatur dasar kolom, dan laju refluks. Perolehan produk Scrub Column yang masksimal dilakukan dengan mengendalikan temperatur umpan. Temperatur umpan yang tinggi akan menurunkan beban boiler tetapi efisiensi pemisahan akan berkurang pula. Jika temperatur terlalu rendah maka beban boiler akan meningkat sehingga jumlah refluks bertambah dan dapat menyebabkan flooding pada kolom. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur umpan gas alam menuju Scrub Column dan variabel manipulasi berupa temperatur yang dikendalikan sekitar -32 o C dengan memanipulasi TV-2 (aliran by-pass) sehingga sebagian aliran tidak melewati pendingin 4E-13. Temperatur dasar kolom optimum yaitu 52 o C dan pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur kolom di tray pertama (TIC-1) dan variabel manipulasi berupa laju aliran steam ke unit Reboiler 3E-1. Laju alir LP steam diatur oleh TV-1 yang memberikan respon terhadap perubahan temperatur di tray pertama. Perubahan panas yang diberikan Reboiler mengakibatkan perubahan ketinggian cairan di 3C-1 sehingga FV-2 akan mengatur bukaan aliran menuju 3E-14 agar ketinggian cairan 3C-1 terjaga. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
26
Laju alir refluks akan menentukan pemisahan komponen. Semakin besar nisbah refluks maka semakin baik pemisahan komponennya tetapi jika terlalu besar menyebabkan flooding pada kolom. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa laju alir dan komposisi umpan dan variabel manipulasi berupa nisbah refluks yang diatur oleh bukaan Valve FV-3. Jika ada gangguan pada ketinggian cairan di 3C-2 akibat manipulasi nisbah refluks maka bukaan akan diatur oleh LV-3 untuk menjaga kestabilan tinggi cairan di 3C-2. Deethanizer Column berfungsi untuk memisahkan etana dari gas alam. Etana akan digunakan untuk make-up refrigerant dan reinjeksi gas alam yang masuk ke MHE 5E-1. Variabel yang berpengaruh yaitu temperatur umpan, temperatur bagian bawah kolom, laju reflus, dan tekanan kolom. Temperatur umpan diatur pada rentang 38-42 o C. jika temperatur umpan terlalu tinggi maka efisiensi pemisahan menurun walaupun beban reboiler turun pula. Sedangkan jika terlalu rendah maka beban reboiler akan naik. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur umpan dan variabel manipulasi berupa laju alir pendingin 3E-14 yang dikendalikan secara manual. Temperatur bagian bawah kolom mempengaruhi efisiensi pemisahan pula. Semakin rendah temperaturnya maka semakin banyak etana yang tersisa di bagian bawah sedangkan jika terlalu tinggi maka propana yag ikut aliran atas semakin banyak. pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur kolom di tray pertama (3TIC-3) dan variabel manipulasi berupa laju alir LP steam yang digunakan sebagai media pemanas Reboiler (3E-4) dan diatur dengan Valve 3TV-3. Ketinggian cairan 3C-4 yang berubah akibat perubahan panas reboiler akan diatur oleh 3FV-11. Pemisahan optimal di bagian atas kolom diperoleh dengan menjaga laju refluks yang masuk dari puncak kolom agar cukup tinggi. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa laju alir dan komposisi umpan dan variabel manipulasi berupa nisbah refluks yang diatur oleh Control Valve. Perubahan ketinggian cairan di Reflux Drum (3C-5) akibat perubahan nisbah refluks akan direspon oleh 3FV-8 yang mengatur laju alir etana yang diinjeksikan ke 5E-1. Pemisahan akan semakin mudah jika tekanan kolom rendah. Tetapi jika terlalu rendah maka suhu overhead product menjadi terlalu rendah dan tidak dapat dikondensasikan dengan media pendingin. Tekanan kolom dikendalikan pada 30 kg/cm 2 g. Jika terlalu tinggi maka gas akan dilepas dari Condensate Drum (3C-5) ke Fuel Gas System tetapi sebelumnya dipanaskan terlebih dahulu di 3E-1. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa tekanan kolom dan variabel manipulasi berupa tekanan kolom yang diatur dengan menjaga tekanan uap di 3C-5. Control valve yang digunakan yaitu 3PV-3 yang akan melepas fuel gas dari 3C-5 jika tekanan terlalu tinggi. Depropanizer Column berfungsi sebagai pemisah propana dari gas alam. Propana akan digunakan sebagai make-up refrigerant system dan untuk memproduksi LPG. Variabel yang akan dikendalikan yaitu temperatur bawah kolom, laju refluks, dan tekanan kolom. Temperatur bawah kolom dijaga sekitar 114 o C. jika temperatur terlalu rendah maka banyak propana yang tertinggal sedangkan jika terlalu tinggi maka butana akan terbawa ke atas. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur bawah kolom dan variabel manipulasi berupa laju alir steam yang masuk ke Reboiler E-6. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
27
Laju refluks akan menentukan perubahan ketinggian cairan di 3C-7 sehingga perlu dikendalikan. Pengendalian laju refluks dilakukan dengan variabel terukur berupa laju alir dan komposisi dan variabel manipulasi berupa nisbah refluks. Perubahan ketinggian di 3C-7 dikendalikan dengan mengubah laju alir propana yang dikirim ke Plant-15 dengan menggunakan 3FV-61. Tekanan kolom 3C-6 diatur pada 17 kg/cm 2 g. Jika tekanan terlalu tinggi maka kemampuan pemisahan akan rendah sedangkan jika tekanan terlalu rendah maka temperatur overhead product tidak dapat didinginkan oleh media pendingin. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa tekanan kolom dan variabel manipulasi berupa tekanan di Reflux Drum (3C-7). Tekanan di 3C-7 dikendalikan dengan 3PV-5A yang mengatur laju aliran masuk 3C-7 dari Overhead Condensor (3E-7) dan 3PV-5B yang mengatur laju alir uap dari 3C-7 kembali ke aliran upstream 3E-7. Debutanizer Column berfungsi untuk memisahkan butana dari bottom product Depropanizer. Variabel operasi yang dikendalikan yaitu temperatur bawah kolom, laju alir refluks, dan tekanan kolom.Temperatur bawah kolom yag optimal yaitu 116 o C. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur tray ke-4 dan variabel manipulasi berupa laju alir steam pada Reboiler 3E-8 yang diatur oleh 3TV-6. Untuk laju refluks, diatur dengan menggunakan 3FV-15 sebagai respon dari perubahan temperatur dan komposisi umpan. Tekanan kolom dijaga pada nilai sekitar 6,4 kg/cm 2 g. Tekanan kolom dikendalikan dengan menjaga tekanan uap di 3C-9. Tekanan uap dikontrol dengan menggunakan 3PV-7A dan 3PV- 7B. 3PV7-A mengatur jumlah aliran masuk 3C-9 dari 3E-9 sedangkan 3PV-7B mengatur jumlah fuel gas yang dikeluarkan untuk menjaga tekanan. 3.2.4 Sistem Pengendalian Proses Plant-4 Operasi Plant-4 bertujuan untuk menyediakan fluida pendingin gas alam dan fluida refrijeran lainnya. Plant ini berfungsi sebagai unit refrijerasi dalam proses fraksinasi maupun pendingin dan pencairan gas alam. Variabel operasi pada Plant-4 yaitu laju alir propana dan temperatur evaporator. Laju alir propana dalam sistem refrigerasi bergantung pada beban panas yang diperlukan. Peningkatan beban panas menyebabkan kebutuhan propana lebih banyak dan propana akan lebih banyak menguap dalam evaporator. Hal ini menyebabkan tekanan suction dari Kompresor Propana (4K-1) akan naik. Untuk mengendalikan laju alir propana maka laju perputaran kompresor harus diatur secara manual sehingga didapatkan tekanan suction yang konstan dan mampu mempertahankan laju propana. Temperatur evaporator dipengaruhi oleh tekanan evaporator dan tekanan evaporator bergantung pada jumlap uap propana yang terbentuk di evaporator. Tekanan evaporator dikendalikan dengan mengatur bukaan expansion valve. 3.2.5 Sistem Pengendalian Proses Plant-5 Operasi Plant-5 bertujuan untuk mendinginkan dan mencairkan gas alam menjadi LNG. Variabel yang dikendalikan yaitu rasio uap dan cairan MCR, komposisi MCR, laju alir MCR, dan laju alir gas alam. Rasio uap/cair MCR menentukan efisiensi pencairan. Rasio uap/cair MCR optimum yaitu 1/3,95. Jika fraksi uap terlalu banyak maka komposisi ringan MCR akan semakin banyak dan terjadi efek Joule Thompson pada warm bundle yaitu tidak akan memberikan efek penurunan LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
28
temperatur yang signifikan sehingga efiseiensi pendinginan di 5E-1 turun. Rasio uap/cair MCR ini dikendalikan oleh flow control valve pada downstream 5C-1. Komposisi MCR ini ditentukan oleh rasio nitrogen/metana. Rasio nitrogen/metana dirancang sekitar 1:1,36. Jika nitrogen terlalu banyak maka panas laten penguapan MCR akan kecil dan jumlah MCR yang dibutuhkkan semakin banyak. sedangkan jika nitrogen terlalu kecil maka temperatur MCR akan lebih panas dan tidak mampu mendinginkan gas alam sampai temperatur yang diinginkan. Komposisi MCR dikendalikan dengan mengatur bukaan control valve aliran masing-masing make-up. Laju alir MCR berkaitan dengan jumlah kalor yang diserap oleh MCR. Semakin besar laju alir MCR maka kalor yang diserap semakin besar pula. Laju alir MCR ini dikendalikan oleh kompresor 4K-2. Laju alir gas alam berhubungan dengan beban panas pencairan gas alam dan jumlah produksi. Agar semua gas alam yang masuk MHE dapat dicarikan maka laju alir gas alam harus disesuaikan dengan laju alir MCR. Laju alir gas alam ini dikendalikan oleh kerangan 5HV-21.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
29
BAB IV PRODUK DAN LIMBAH 4.1 Produk Produk utama yang dihasilkan oleh PT. Badak NGL adalah Liquefied Natural Gas(LNG) dengan kapasitas desain produksi mencapai 22,1 MTPA (Million Ton per Annum). Terbatasnya pasokan gas alam yang diterima oleh PT Badak NGL mengakibatkan produksi gas alam pertahunnya hanya sekitar 17 juta ton. Hal tersebut menyebabkan pada saat ini hanya terdapat 4 Train saja yang berjalan dan memproduksi LNG. Sedangkan 1 Train (Train A) dalam keadaan long term idle, Train B short term idle dan 2 train lainnya (D dan E) berada dalam keadaan idle / stand by. Train train idle ini dapat berubah bergantung pada jadwal shutdown tahunan ataupun ketersediaan pasokan gas dari Gas Producers. Produk samping dari proses pencairan gas alam di PT Badak NGL adalah Liquefied Natural Gas (LPG) dengan kapasitas desain produksi sebesar 1 MTPA namun produksi aktualnya saat ini hanya sebesar 0,89 MTPA. Kualitas produk LNG dan LPG dipantau setiap saat dengan uji sampel yang dilakukan di Laboratorium. Salah satu parameter yang paling penting untuk dijaga adalah nilai HHV dari LNG. Nilai HHV LNG dijaga pada rentang 1.107-1.110 BTU/SCF sesuai dengan kontrak pembelian LNG. Spesifikasi produk PT Badak NGL ditampilkan pada Tabel 4.1- 3. Tabel 4.1. Spesifikasi Produk LNG Sifat Fisik Wujud Cair Temperatur -158 o C Tekanan 0,07 kg/cm2G Warna Tidak berwarna Bau Berbau hidrokarbon Densitas Rata-rata 453 kg/m3 Nilai kalor (HHV) 1100-1110 Btu/SCF Komposisi C 1 H 4 Minimal 90,0 % C 2 H 6 Maksimal 5,0% C 3 H 8 Maksimal 3,5% C 4 H 10 Maksimal 1,5% C 5 H 12 Maksimal 0,02% N 2 Maksimal 0,05% Hg 0 ppb H 2 S Maksimal 0,25 gram / 100 SCF Total belerang 1,3 gram / SCF
Tabel 4.2. Spesifikasi Produk LPG Butana Wujud Cair Tekanan uap (@100 o F) 200 psig C 1 H 4 - C 2 H 6 - C 3 H 8 - LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
30
C 4 H 10 Maksimal 95% C 5 H 12 Maksimal 1% N 2 - Sulfur 30 ppm H 2 S - Residu Maksimal 60 ppm pada 38 o C Maksimal 10 ppm pada 105 o C
Tabel 4.3. Spesifikasi Produk LPG Propana Wujud Cair Tekanan uap (@100 o F) 70 psig C 1 H 4 - C 2 H 6 Maksimal 2,0 % C 3 H 8 Maksimal 96 % C 4 H 10 Maksimal 2,5% C 5 H 12 - N 2 - Sulfur 30 ppm H 2 S - Residu Maksimal 60 ppm pada 38 o C Maksimal 10 ppm pada 105 o C
4.2 Limbah Pengolahan air limbah di PT Badak NGL terdiri dari 2 unit, yaitu Plant-48 pengolahan air limbah perumahan dan rumah sakit serta Plant-34 pengolahan air limbah dari pabrik. Pengolahan air limbah pada Plant-48 ditangani oleh seksi Utilities, sedangkan pengolahan air limbah pada Plant-34 ditangani oleh seksi Storage and Loading Section. Air limbah pabrik yang ditangani di Plant-34 dikelompokkan menjadi 2 bagian yaitu : Air buangan yang tidak tercemar hidrokarbon Air ini bersumber dari sistem pemadam kebakaran dan air hujan. Air tersebut akan diolah pada unit diversion box untuk kemudian dibuang. Air buangan yang tercemar hidrokarbon Air buangan ini berasal dari Oil Water Separator untuk memisahkan munyak yang ada pada air. Pada Separator terbentuk 2 lapisan, dengan lapisan atas merupakan hidrokarbon yang berberat jenis lebih ringan dan lapisan bawah merupakan air. Air di-blowdown melalui bagian bawah penampungan, sedangkan minyaknya akan dipompakan ke Disposal Pit untuk selanjutnya dibakar di fire ground. Air dari blowdown selanjutnya akan diaerasi dan dinetralkan pH-nya untuk kemudian dibuang ke laut. Limbah B3 yang dihasilkan PT. Badak NGL secara rutin dibuang menuju tempat penimbunan limbah B3 di luar kompleks PT. Badak NGL. Selain itu pada proses juga dihasilkan cairan dan gas buangan yang dibakar pada sistem flare yang akan diberikan penjelasan lebih lanjutnya pada bagian Storage & Loading. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
31
BAB V SISTEM UTILITAS Sistem utilitas di PT Badak NGL terdiri dari berbagai plant yang memproduksi kebutuhan- kebutuhan penunjang Process Train. Sistem utilitas PT. Badak NGL dibagi menjadi dua modul yaitu modul I (untuk Train ABCD) dan modul II (untuk Train EFGH). Plant-plant sistem utilitas di PT. Badak NGL adalah sebagai berikut : 1. Plant-29 : Penyedia Gas Nitrogen 2. Plant-30 : Sistem Distribusi Listrik 3. Plant-31 : Penyediaan Kukus dan Pembangkitan Listrik a. Boiler b. Turbin dan Generator Listrik 4. Plant-32 : Penyedia Air Pendingin a. Pompa Air Laut b. Hypochlorinator 5. Plant-33 : Penyedia Air Pemadam Kebakaran 6. Plant-35 : Penyedia Udara Bertekanan 7. Plant-36 : Pengolahan Air dan Penyedia Air Umpan Boiler 8. Plant-48&49 : Penyedia Air Minum Komunitas 9. Plant-48 : Pengolahan Limbah Komunitas Berikut penjelasan lebih mendetail mengenai plant-plant dalam sistem utilitas. 5.1 Plant-29 : Penyedia Gas Nitrogen Nitrogen di PT Badak NGL diproduksi di dua plant, yaitu di Plant-29 dan Plant-39. Nitrogen di Plant-29 dikelola oleh Utilities Section, sedangkan Plant-39 dikelola oleh Storage and Loading Section. Nitrogen yang dihasilkan oleh Plant-29 dimanfaatkan untuk kebutuhan-kebutuhan sebagai berikut : a. Bahan baku Multi Component Refrigerant (MCR) b. Purging kolom-kolom dan peralatan proses c. Blanketing bahan-bahan kimia d. Cadangan suplai udara instrumen e. Blanketing LNG pada kapal tanker Bahan baku Plant-29 adalah udara yang disuplai dari Plant-35 (unit penyedia udara bertekanan). Nitrogen dan oksigen dalam udara akan dipisahkan dengan metode distilasi kriogenik. Udara dari Plant-35 memiliki tekanan 9-9,1 kg/cm 2 dan temperatur sekitar 30 o C. Udara ini kemudian akan didinginkan terlebih dahulu dengan freon hingga suhunya mencapai 5-10 o C. Pendinginan ini bertujuan untuk meningkatkan efektivitas proses dehidrasi udara yang akan dilakukan selanjutnya dan untuk mengkondensasikan sebagian uap air. Uap air yang terkondensasi akan dipisahkan di Separator sebelum udara masuk unit dehidrasi. Udara dari Separator akan masuk unit dehidrasi yang menggunakan molecular sieve. Prinsip operasi unit ini mirip dengan unit dehidrasi di Plant-2 Process Train, hanya saja jumlah kolom dehidrasi yang mengalirkan oksigen panas yang merupakan waste gas dari pemisahan nitrogen. Udara kering kemudian akan masuk ke cool box yang di dalamnya terdapat Main Heat Exchanger, Waste Heat Compressor, dan Criogenic Distillation Column. Udara didinginkan di LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
32
Main Heat Exchanger dengan memanfaatkan bottom product kolom distilasi (O 2 ) dan top product kolom ditilasi (N 2 ). Udara dingin kemudian akan masuk kolom distilasi kriogenik pada tekanan 7,5 kg/cm 2 dan temperatur -160 o C untuk dipisahkan komponen N 2 dan O 2 -nya. Sebagian N 2 sebagai overhead product akan masuk Reflux Condensor dan akan dimasukkan kembali ke kolom, sementara sebagian lainnya akan digunakan untuk mendinginkan udara di Main Heat Exchanger dan diproduksi sebagai N 2 gas murni. Sedangkan O 2 akan dikompresi melalui Waste Gas Compressor untuk dipanaskan di Main Heat Exchanger dan Waste Gas Heater sebagai gas regenerator. Spesifikasi dari produk nitrogen yang dihasilkan di Plant-29 ditampilkan pada Tabel 5.1. Diagram alir proses pembuatan nitrogen murni di Plant-29 ditampilkan pada Gambar 5.1. Tabel 5.1. Spesifikasi nitrogen yang dihasilkan di Plant-29 Senyawa Kadar Maksimum (ppmv) H 2 O 1 CO 2 3 O 2 200
5.2 Plant-30 : Sistem Distribusi Listrik Pada kondisi seluruh generator beroperasi secara maksimal, PT. Badak NGL mampu menghasilkan listrik sebesar 175 MW. Akan tetapi saat ini PT. Badak NGL hanya menghasilkan sekitar sebesar 93,5-98,5 MW karena terdapat beberapa train yang shutdown dan rusaknya kedua generator turbin gas. Modul II memproduksi sekitar 43,5 MW dan Modul I memproduksi 50-55 MW listrik. Listrik tersebut disuplai untuk kebutuhan operasi kilang (Process Trains, Utilities, Storage and Loading) serta komunitas lingkungan PT. Badak NGL. Kebutuhan listrik komunitas PT. Badak NGL adalah sebesar 9 MW. Sistem distribusi listrik meliputi arus listrik AC maupun DC pada berbagai tingkat tegangan. Tingkatan-tingkatan tegangan beserta distribusinya ditampilkan pada Tabel 5.2. Tabel 5.2. Sistem distribusi listrik PT. Badak NGL Tegangan Distribusi 34,5 kV Tidak ada, tegangan dinaikkan hanya untuk menjamin reliabilitas suplai listrik 13,8 kV Sea Water Pump 4,160 kV BOG Compressor, Fuel Gas Compressor, FD Fan, LNG Storage Motor Load, BFW Pump 0,480 kV Control Panel Motor 0,220 kV Pompa lube oil, listrik komunitas, penerangan
5.3 Plant-31 : Penyediaan Kukus dan Pembangkitan Listrik Plant-31 terdiri dari dua unit utama yaitu boiler (ketel uap), serta turbin dan generator listrik. 5.3.1 Boiler Boiler merupakan alat untuk mengubah energi kimiawi dalam bahan bakar menjadi energi termal yang dibawa melalui media kukus. Energi hasil pembakaran fuel gas digunakan untuk LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
33
memanaskan dan menguapkan air umpan boiler sehingga terbentuk kukus. Keuntungan penggunaan kukus sebagai media pembawa energi termal diantaranya : a. Mampu membawa energi dalam jumlah yang besar b. Mampu memberikan energi pada temperatur konstan c. Mampu dibangkitkan dari air yang relatif murah dan mudah didapat d. Dapat digunakan ulang e. Energi yang tersisa masih dapat digunakan untuk co-generation Sebelum masuk ke Boiler, air umpan boiler diolah terlebih dahulu di Plant-36. Boiler di PT. Badak LNG akan menghasilkan kukus bertekanan tinggi (P = 62 kg/cm 2 dan T = 450 o C). Kukus yang dihasilkan dapat digunakan sebagai penggerak turbin kompresor, penggerak turbin generator, dan pemanas proses. Saat ini PT. Badak NGL memiliki dua modul Boiler seperti dijelaskan pada Tabel 5.3. Tabel 5.3. Boiler-Boiler PT. Badak NGL Sistem Utilitas Train yang Disokong Jumlah Boiler Manufacturer Kapasitas Boiler Modul I A-D 11 Mitsubishi 295 ton/jam Modul II E-H 10 Babcock & Wilcox 379 ton/jam
Komponen-komponen utama dari Boiler di Plant-31 PT. Badak NGL adalah sebagai berikut : a. Economizer : unit pemanas awal Boiler Feed Water (BFW) dengan memanfaatkan panas sisa dari gas cerobong Boiler. b. Steam Drum : Drum yang berfungsi menampung steam yang diproduksi, serta tempat masuk BFW. Pada steam drum juga diinjeksikan senyawa kimia ferrosphene, trisodium phospate, dan triphenyl phospate untuk menjaga kondisi BFW. c. Mud Drum : Drum untuk menampung air, dari mud drum ini juga dibuat saluran untuk blowdown. Mud drum akan menerima panas radiasi dari burner dan panas konveksi dari gas panas yang mengakibatkan air di dalamnya akan menguap. d. Riser/Evaporator : buluh-buluh dipanaskan oleh burner sehingga air di dalamnya teruapkan membentuk kukus. Kukus akan menuju ke steam drum. e. Downcomer : buluh-buluh yang berfungsi untuk mengalirkan BFW dari steam drum ke Mud Drum. f. Burner : pembakar fuel gas. g. Superheater : pemanas kukus jenuh yang keluar dari steam drum hingga temperaturnya mencapai 450 o C. h. Deaerator : unit penghilangan gas-gas terlarut dengan cara injeksi kukus untuk menurunkan kelarutan gas dalam BFW. i. Blowdown tank : berfungsi untuk menampung sementara air blowdown boiler sebelum dibuang ke Sewer atau diuapkan ke udara. j. Force Draft Fan : unit untuk meniupkan udara pembakar ke dalam Boiler. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
34
5.3.2 Turbin dan Generator Listrik Plant-31 memproduksi listrik untuk kebutuhan PT. Badak NGL baik untuk pabrik maupun komunitas. Tenaga listrik dibangkitkan dengan menggunakan generator. Generator-generator listrik yang digunakan di PT. Badak NGL ditampilkan pada Tabel 5.4. Tabel 5.4. Generator-Generator Listrik PT. Badak NGL Modul I Penggerak Jumlah Kapasitas Back Pressure Turbine 4 12,5 MW Condensing Turbine 2 12,5 MW Modul II Back Pressure Turbine 3 12,5 MW Condensing Turbine 3 12,5 MW Diesel Engine 1 4.7 MW Gas Turbine 1 12,5 MW
Back pressure turbine digerakan oleh HP steam, dan akan melakukan kerja. Keluaran dari Back Pressure Turbine adalah MP steam. Berbeda dengan Back Pressure Turbine, aliran keluaran Condensing Turbine adalah kukus dalam keadaan vakum (bahkan 10-15% sudah mencair). Keluaran Condensing Turbine akan dikondensasikan lebih lanjut di Surface Condenser. Diesel Engine Turbine hanya digunakan saat start-up pada kondisi darurat / blackout untuk mensuplai listrik apabila ada turbin generator yang tidak berfungsi. 5.4 Plant-32 : Penyedia Air Pendingin Process Train di PT. Badak NGL membutuhkan air pendingin dalam jumlah yang besar untuk mengkondensasikan steam dari aliran keluar turbin, serta mendinginkan dan mengkondensasikan refrijeran yang terkompresi. Sumber air pendingin di PT. Badak NGL adalah air laut yang telah diolah terlebih dahulu. Plant-32 terdiri dari dua sistem utama yaitu pompa air laut dan Hyphochlorine Generator (Hypochlorinator). 5.4.1 Pompa Air Laut Modul Utilities-1 memiliki 10 unit Cooling Water Pump, sedangkan modul Utilities-II memiliki 12 unit. Dalam kondisi operasi normal Train A-F membutuhkan 2 pompa yang on-line, sedangkan Train G-H membutuhkan 3 pompa yang on-line karena kapasitas produksi LNG yang lebih besar. Adapun setiap dua Train akan dilengkapi dengan satu buah pompa cadangan. Air laut diambil dari 4 buah Basin dengan menggunakan pompa. Basin I-III memiliki 5 pompa, sedangkan basin IV memiliki 7 pompa. Sebelum masuk Basin, air laut akan melewati 3 sistem saringan yaitu : Barge Screen, Bar Screen, dan Travelling Screen untuk menyaring berbagai kotoran dan sampah dari air laut. Pada Travelling Screen dipasang cathodic protection (cobalt) sebagai logam pelindung pipa dari mikroorganisme laut. Air laut kemudian dipompakan dengan tekanan discharge pompa sekitar 6 kg/cm 2 . Kapasitas masing-masing pompa adalah sekitar 60000-65000 gpm. Air yang dipompakan akan disaring lagi oleh Hayward Strainer. Hayward Strainer diapit oleh boving valve (sebelum) dan amry valve (sesudah). Backwash akan dilakukan secara otomatis apabila beda tekan antara boving Valve dan amry valve mencapai 0,6 kg/cm 2 . Air yang dipompa kemudian dialirkan ke 4 buah pipa berdiameter 72 untuk modul 1 dan 4 buah pipa berdiameter 84 untuk modul II. Pada pipa ini juga dipasang cathodic protection berupa logam kobalt. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
35
5.4.2 Hypochlorinator Pada Basin akan diinjeksikan sodium hypochlorite (NaOCl) untuk membunuh organisme- organisme laut. NaOCl diinjeksikan di bagian suction pompa air laut secara kontinyu untuk mencegah pertumbuhan kerang dan ganggang. Bahan baku NaOCl adalah air laut yang dielektrolisis. Reaksi elektrolisis dihasilkan di Hypochlorinator. Hypochlorinator PT. Badak NGL ditampilkan pada Tabel 8.5. Hypochlorinator terdiri dari dua buah komponen utama yaitu sel-sel pembangkit (pipa yang dialiri air laut) dan sel penyedia tegangan (generator listrik arus DC). Reaksi elektrolisis yang terjadi adalah : NaCl + H 2 O NaOCl + H 2
Tabel 5.5. Hypochlorinator PT. Badak NGL Generator Jumlah Unit Kapasitas Keterangan Daiki Hypochlorinator 4 @ 40 kg/jam Injeksi kontinyu ke basin pompa modul I 2 @ 9 km/jam Injeksi berkala ke basin pompa modul I Chloropac Hypochlorinator 4 @ 50 kg/jam Injeksi kontinyu ke basin pompa modul II 2 @ 11 kg/jam Injeksi berkala ke basin pompa modul II
5.5 Plant-33 : Penyedia Air Pemadam Kebakaran Air pemadam kebakaran PT. Badak NGL diperoleh dari dua sumber yaitu air tawar dan air laut. Air yang bersumber dari air tawar adalah air pemadam kebakaran yang utama, sedangkan air laut baru digunakan saat keadaan darurat. Air tawar akan diolah terlebih dahulu di unit Aerator dan Iron Filter di Plant-36, sedangkan air laut akan diolah terlebih dahulu di Plant-32. Tekanan di Fire Water Header akan dijaga pada nilai 10,5 kg/cm 2 , apabila terjadi penurunan tekanan hingga mencapai 6,3 kg/cm 2 akibat pemakaian yang banyak maka jockey pump dengan kapasitas besar akan dijalankan. Selain air, fasilitas pemadam kebakaran di PT. Badak NGL juga menggunakan steam, low and high expansion foam, halon, dan dry chemical. Fasilitas ini ditunjang oleh detektor bahaya api seperti smoke detector, temperature alarm system, dan hardware fire alarm system. 5.6 Plant-35 : Penyedia Udara Bertekanan Udara bertekanan yang diproduksi oleh Plant-35 digunakan untuk 3 tujuan yaitu : a. Utility air (udara untuk pembersihan pipa dan alat pabrik sebelum pemeliharaan) b. Instrument air (udara untuk mengoperasikan control valves dan pneumatic instrument) c. Bahan baku Plant-29 Udara bertekanan diambil dari udara atmosferik dan dikompresi dengan kompresor multitahap hingga tekanannya mencapai 9,1 kg/cm 2 . Masing-masing modul memiliki 2 kompresor, selain itu terdapat 1 kompresor tambahan untuk Plant-39. Kapasitas masing-masing kompresor adalah 500 SCFD. Masing-masing kompresor dilengkapi dengan Intercooler dengan pendingin cooling water untuk mendinginkan udara yang menjadi panas akibat terkompresi. Setiap aliran keluaran kompresor akan menuju empat unit dehidrasi udara yang disusun paralel. Dehidrasi udara dilakukan dengan unggun silica gel. Aliran keluaran masing-masing unit dehidrasi dilengkapi dengan strainer untuk mencegah adanya pecahan silica gel terbawa aliran udara. Udara dari Plant-35 akan dikirim ke header-header yang tekanannya berbeda tergantung pada LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
36
peruntukannya. Udara untuk kebutuhan utilitas bertekanan 8,5 kg/cm 2 , sedangkan udara untuk bahan baku Plant-29 bertekanan 9-9,1 kg/cm 2 . 5.7 Plant-36 : Pengolahan Air dan Penyedia Air umpan Boiler 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 kukus dan air make-up. Air make-up umpan boiler PT. Badak NGL bersumber dari 6 buah sumur air tanah yang memiliki kandungan Fe yang tinggi (8 ppm), padatan tersuspensi banyak, dan pH rendah (4-5). Kondensat sisa pemakaian kukus mengandung ion logam yang mengalami pemekatan akibat sirkulasi. Pengotor-pengotor dalam kondensat yang tersikulasi ditampilkan pada Tabel 5.6. Tabel 5.6. Ion Logam Pengotor pada Kondensat Kukus Ion Sumber Fe Erosi dari pipa Cu Erosi dari heat exchanger yang menggunakan kukus Na Bocoran dari cooling water yang bersumber dari air laut Mg Bocoran dari cooling water yang bersumber dari air laut Si Ion dari feed water yang lolos anion exchanger
Air sumur maupun kondensat perlu diberikan perlakuan awal agar air yang diumpankan ke Boiler memenuhi spesifikasi yang ditampilkan pada Tabel 5.7. Tabel 5.7. Spesifikasi Air Umpan Boiler PT. Badak NGL Komponen Spesifikasi pH 8,3-9 Conductivity < 7,5 mikromhos/cm Dissolved O 2 < 10 ppb Iron < 20 ppb Copper < 15 ppb Silika < 0,02 ppm
Untuk mengolah air sumur dan kondensat agar memenuhi spesifikasi air umpan boiler, maka dirancang rangkaian proses yang terdiri dari aerasi, filtrasi, demineralisasi, deaerasi, dan polishing. Proses di Plant-36 secara keseluruhan ditampilkan pada Gambar 5.1. Plant-36 memiliki 3 rangkaian proses yang berjalan paralel. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
37
Gambar 5.1. Diagram Alir Proses Plant-36 PT. Badak NGL 5.7.1 Aerator Prinsip dari aerasi adalah pengontakkan air dengan udara untuk menghilangkan gas-gas terlarut seperti CO 2 dan mengoksidasi ion-ion besi terlarut. Besi yang terlarut dalam air ada dalam bentuk besi karbonat (Fe(OH) 3 ) 2 ). Besi tersebut teroksidasi menjadi besi hidroksida (Fe(OH) 3 ) yang tidak larut dalam air sehingga dapat dihilangkan dengan cara blowdown. Selain besi, logam yang ikut teroksidasi adalah mangan (Mn). Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : 4 Fe(HCO 3 ) 2 + O 2 + 2 HO 4 Fe(OH) 3 + 8 CO 2
2 Mn(HCO 3 ) 2 + O 2 MnO 2 + 4CO 2 + 2H 2 O
Selain oksidasi dan aerasi, di Surge Tank Aerator juga ditambahkan soda kaustik cair (NaOH) untuk menaikkan pH air hingga sekitar 6,8-7,2. Plant-36 memiliki 3 unit aerasi. Unit aerasi Plant-36 terdiri dari dua buah tangki yang disusun bertumpuk. Tangki bagian atas (36 C-1) berfungsi untuk mengontakkan udara dengan air. Untuk memaksimalkan kontak ditempatkan raschig rings yang dimodifikasi. Udara diinjeksikan dengan menggunakan blower di bagian dasar tangki. Soda kaustik cair diinjeksikan di 36C-1. Tangki bagian bawah (36 D-1) merupakan Surge Tank yang berfungsi untuk menampung air yang telah diaerasi, pada tangki ini juga dibuat saluran blowdown untuk membuang endapan Fe(OH) 3 . Aliran udara diatur agar melewati 36D-1 terlebih dahulu sebelum kembali ke 36C-1. 5.7.2 I ron Removal Filter Iron Removal filter merupakan unit yang dilengkapi dengan saringan mangan dioksida dan silika oksida yang berfungsi untuk menyaring endapan besi yang terbentuk pada proses aerasi dan tidak terbuang melalui blowdown. Plant-36 memiliki 9 unit Iron Removal Filter. Terdapat 3 buah kolom Iron Removal Filter untuk tiap aliran keluaran Aerator, 2 kolom beroperasi dan 1 kolom diregenerasi dengan cara backwash secara bergantian. Pada unit ini juga diinjeksikan CaOCl 2 dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme yang terdapat dalam air. Air yang keluar dari unit ini memiliki spesifikasi sebagai berikut : kandungan Fe 3+
maksimum 0,3 ppm, tidak berbau, tidak mengandung gas beracun, serta tidak berwarna. 5.7.3 Demineralizer Unit Cation & Anion Exchanger biasa disebut Demineralizer. Unit ini berfungsi untuk menghilangkan mineral yang terlarut dalam air. Cation Exchanger harus mudah melepas H + agar LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
38
dapat terjadi pertukaran ion-ion positif terlarut seperti Na + , Mg 2+ , Si 4+ , dll. Sebaliknya Anion Exchanger haruslah sulit melepas H + agar resin dapat berikatan dengan ion-ion negatif pada air. Cation Exchanger diregenerasi dengan asam sulfat dan Anion Exchanger diregenerasi dengan soda kaustik. Regenerasi dilakukan dengan basis waktu atau ketika konduktivitas mencapai 5 micromosh/cm 2 dan konsentrasi silika mencapai 0,12 ppm (lebih dari itu, sistem langsung trip). Mekanisme regenerasi untuk resin penukar kation berbeda dengan resin penukar anion. Demineralizer pada Plant-36 dirancang bercabang 3 dan beroperasi secara paralel. Tiap cabang memiliki 1 unit Cation Exchanger dan 1 unit Anion Exchanger. Cation Exchanger ditempatkan sebelum Anion Exchanger untuk menjaga agar air yang keluar unit Demineralizer lebih cenderung basa. 5.7.4 Deaerator Proses ini bertujuan untuk menghilangkan gas-gas terlarut dalam air, terutama O 2 dan CO 2 . Metode yang dilakukan adalah pemanasan dengan pegging steam. Injeksi pegging steam membuat suhu air naik sehingga kelarutan gas dalam air akan menurun. Deaerator terdiri dari dua buah vertical vessel yang disusun bertumpuk. Di atas tangki bagian atas diinjeksikan air, serta pegging steam yang memiliki tekanan sekitar 1,072 kg/cm 2 a dan temperatur sekitar 108 o C. Pegging steam sebenarnya berasal dari LP steam tersebut yang memiliki tekanan 3,5 kg/cm 2 g dan temperatur 250 o C, LP steam tersebut tidak dapat langsung diinjeksikan ke deaerator karena temperaturnya terlalu tinggi dan dapat menyebabkan air di deaerator mendidih. Di tangki ini juga diinjeksikan oxygen scavenger (cortrol) untuk membantu pelepasan oksigen dari. Tangki bagian bawah berfungsi sebagai surge tank untuk menampung air sebelum diumpankan kembali ke boiler. 5.7.5 Polisher Unit ini berfungsI sebagai pengambil ion-ion logam yang terdapat dalam kondensat. Setelah bersirkulasi dalam sistem pembangkitan dan pemanfaatan kukus, maka kondensat akan mengandung ion-ion logam seperti yang tercantum dalam Tabel 5.6. Unit Polisher pada dasarnya merupakan resin penukar ion yang bersifat asam kuat. Regenerasi Polisher dengan asam sulfat memiliki mekanisme yang sama dengan Cation Exchanger pada Demineralizer. 5.8 Plant-48 & 49 : Penyedia Air Minum Komunitas Air minum yang digunakan komunitas diambil dari sumur yang sama dengan air umpan boiler. Masing-masing sumur mampu menyediakan air tawar dengan laju 200 m 3 /jam. Dalam kondisi normal PT. Badak NGL mengoperasikan 4 sumur, dan 1 sumur diposisikan stand-by serta 2 sumur lagi untuk keperluan maintenance. Perlakuan awal air sumber air minum komunitas sama dengan unit Aerator dan Iron Removal Filter di Plant-36. Air yang telah disaring di Iron Removal Filter akan dimasukkan dalam tangki air portable. Pada tangki ini diinjeksikan CaOCl 2
dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh mikroorganisme yang ada dalam air. Spesifikasi air minum komunitas PT Badak NGL adalah : kandungan Fe 3+ maksimum 0,3 ppm, tidak berbau, tidak beracun, serta tidak berwarna. 5.9 Plant-48 : Pengolahan Limbah Air Komunitas Plant-48 mengolah limbah cair yang dihasilkan dari perumahan dan rumah sakit. Air diolah terlebih dahulu agar tidak mencemari lingkungan ketika dibuang ke laut. Pertama-tama air akan disaring melalui filter untuk menyaring partikel-partikel padat yang terbawa. Setelah itu air akan diaerasi untuk melarutkan O 2 ke dalam air. O 2 dibutuhkan oleh mikroorganisme aerob yang berfungsi untuk menguraikan zat-zat organik. Air limbah kemudian akan dimasukkan ke dalam bak sedimentasi untuk mengendapkan mikroorganisme. Air limbah yang keluar bak sedimentasi LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
39
diharapkan telah memiliki BOD maksimal 20 mg/l dan padatan terlarut 20-30 mg/l. Setelah itu dilakukan injeksi klorin untuk membunuh mikroorganisme yang masih terikut dan mengatur pH. Setelah itu air dapat dibuang ke laut.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
40
BAB VI STORAGE AND LOADING Storage and Loading Section berfungsi mengoperasikan proses Storage and Loading pada PT. Badak NGL. Pada Technical Department terdapat pula seksi Storage and Loading yang berfungsi menjaga dan mengevaluasi proses operasi Storage and Loading. Seksi ini bertanggung jawab dalam penyimpanan, pengapalan produk LNG dan LPG, dan pengolahan bahan baku, produk, produk samping serta limbah yang terbentuk. Tugas utamanya adalah sebagai berikut. 1. Menangani gas umpan yang dikirim dari Muara Badak 2. Menangani penyimpanan produk LNG dan LPG serta pengapalannya 3. Mengoperasikan plant-plant pendukung LNG Process Trains seperti flare/burn pit system dan nitrogen generation 4. Menangani kondensat hidrokarbon dan limbah lainnya dari KOD dan dari bottom product debutanizer setiap train 5. Menampung make-up refrigerant Dari ketiga seksi operasional yang ada di PT Badak NGL, Storage & Loading menempati area yang paling luas. Area tersebut mencakup dari Feed Gas Knock Out Drum di Plant-21 hingga proses pengapalan (diluar Process Train dan Sistem Utilitas). Berikut adalah unit-unit yang ada di Storage and Loading. - Plant-15: Pendinginan LPG - Plant-16: Condensate stabilizer - Plant-17: Penyimpanan dan pengapalan LPG - Plant-19: Blowdown dan relief system - Plant-20: Penyimpanan C 2 , C 3 , dan kondensat - Plant-21: Gas alam knock-out drum - Plant-24: Penyimpanan dan pengapalan LNG - Plant-26: Pengisian tabung LPG - Plant-34: Pengolahan limbah cair pabrik - Plant-38: Interconnecting Pipeways - Plant-39: Penyediaan Nitrogen - Plant-53: Gas alam Pipelines 6.1 Plant-15: Pendinginan LPG Plant ini berfungsi untuk mendinginkan produk propane dan butane yang dihasilkan dari Process Train agar produk tetap berada dalam fasa cair untuk selanjutnya dikirim ke tangki penyimpanan (Plant-17). Pada Train A-D, propane didinginkan dari temperatur 30 o C menjadi - 40 o C dan butane didinginkan dari 40 o C menjadi -5 o C, sedangkan pada Train E-H, propane dan butane tidak perlu didinginkan lagi sebab produk sudah mencapai suhu penyimpanan sehingga langsung dikirim ke tangki penyimpanan. Produk propane dan butane dari train A-D masuk ke dalam Cool Box untuk mengalami pendinginan. Proses pendinginan dengan menggunakan MCR (Multi Component Refrigerant) yang terdiri dari campuran C 2 H 6 , C 3 H 8 , dan C 4 H 10 sebagai refrijeran. Produk propane mengalami pendinginan awal di dalam Warm Heat Exchanger (15E-3) hingga mencapai suhu sekitar -16 o C dan Cold Heat Exchanger (15E-4), lalu disirkulasikan oleh Kompresor 15K-1 hingga temperatur propane pada outlet Cool Box mencapai -40 o C. Setelah itu, produk propane tersebut dialirkan ke tangki penyimpanan LPG propane. Pada produk butane, pendinginan dilakukan di dalam LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
41
Warm Heat Exchanger (15E-3) sehingga mencapai suhu -5 o C, kemudian dialirkan ke tangki penyimpanan LPG butane (Plant-17). Siklus refrigerasi MCR dimulai dengan kompresi MCR dengan menggunakan 15K-1. Refrigerant MCR yang telah digunakan akan mengalami proses pendinginan menggunakan Desuperheater (15E-1) dan dikondensasikan di Refrigerant Condenser (15E-2). Refrigerant yang telah didinginkan tersebut akan ditampung di MCR Accumulator (15C-1), kemudian akan dialirkan kembali ke dalam Cool Box untuk kembali mendinginkan propane dan butane. 6.2 Plant-16: Condensate Stabilizer Plant ini berfungsi untuk mengolah kondensat hidrokarbon yang terbentuk dari Knock Out Drums (KOD) Plant-21 dan Process Trains. Sebagian besar jumlah hydrocarbon condensate dari plant ini dipompakan kembali ke Santan field untuk diolah lebih lanjut oleh Gas Producers (VICO, Total, Chevron) dan sebagian kecil lagi digunakan sebagai bahan bakar kendaraan internal PT. Badak NGL dan komponen-komponen ringan dialirkan sebagai fuel gas pada boiler. Sebelumnya, kondensat hidrokarbon ini perlu diolah terlebih dahulu untuk memenuhi spesifikasi RVP (Reid Vapour Pressure) antara 9-12 psia pada unit Stabilizer. Pada Plant-16 ini terdapat dua unit Stabilizer yaitu High Pressure Stabilizer yang beroperasi pada tekanan 9 kg/cm 2 dan Low Pressure Stabilizer dengan tekanan operasi 4-5 kg/cm 2 . Kapasitas dari unit ini sekitar 210 m 3 /jam. Kondensat hidrokarbon dari KOD Plant-21 dipisahkan dari fraksi ringan, air, glikol, dan senyawa kimia lainnya di dalam Surge Drum (16C-1A/B). Glikol ini terdapat dalam gas umpan karena diinjeksikan sebelumnya dari sumur produksi untuk mengikat air yang terbawa. Kondensat dari 16C-1A/B dipanaskan pada 16E-5, kemudian memasuki kolom High Pressure Stabilizer (16C-6). Overhead product 16C-6 akan dikondensasikan secara parsial dengan Fin Fan Cooler untuk sebagian direfluks dan sebagian digunakan sebagai fuel gas. Bottom product 16C-6 digunakan sebagai fluida pemanas di 16E-5 sebelum dikirimkan ke Condensate Tank pada suhu 60 o C. Kondensat yang bersumber dari bottom product dari 3C-8 Train A-H memasuki kolom Low Pressure Stabilizer (16C-2) karena tekanannya relatif rendah dan sudah tidak banyak mengandung air. Fraksi ringan dari atas kolom (vapour) akan dikondensasikan dengan cooling tower, lalu ditampung di dalam Accumulator 16C-3. Dari Accumulator ini, sebagian aliran dikembalikan sebagai refluks dan sebagian aliran lagi disalurkan ke fuel gas system. Terdapat pula aliran yang dimasukkan ke Condensate Storage, serta sebagian lagi dialirkan ke 16C-6 untuk dipisahkan lebih lanjut. 6.3 Plant-17: Penyimpanan dan Pengapalan LPG Plant ini bertugas untuk menampung produk LPG dari Plant-15 dan Process Train serta mengapalkannya sesuai dengan jadwal yang ditentukan. PT Badak NGL mempunyai 5 tangki untuk menyimpan produk LPG propane dan butane, diantaranya tangki 17D-1/2/5 untuk menyimpan LPG propane dan 17D-3/4 untuk menyimpan LPG butane. Khusus tangki 17D-3 dan 17D-5 dapat digunakan untuk menyimpan LPG propane maupun LPG butane. Fasilitas yang terdapat pada plant ini ditunjukkan pada Tabel 6.1. Tabel 6.1. Fasilitas Penyimpanan dan Pengapalan LPG Plant-17 PT Badak NGL Unit Jumlah Kapasitas Keterangan Tangki LPG C 3 3 40000 m 3 /tangki Memiliki desain tangki LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
42
panggung Tangki LPG C 4
2 40000 m 3 /tangki Memiliki desain tangki panggung Pompa loading 2/tangki 2500 m 3 /jam Memompakan LPG ke kapal Pompa Sirkulasi 1/tangki 50 m 3 /jam Mensirkulasikan LPG di transfer line untuk menaja suhu LPG tetap dingin Kompresor Propane 1 14400 m 3 /jam Mengkompresi Boil Off LPG dari tangki dan pengapalan LPG Loading Dock 2 (Dock 2&3) Masing-masing dock memiliki 2 buah loading arm LPG dan 2 buah boil off arm
Uap propane dan butane dari tangki penyimpanan dan dari kapal harus diolah terlebih dahulu. Uap ini akan dicairkan kembali atau dibakar di flare/burn pit untuk menjaga tekanan dalam tangki. Uap yang terbentuk dialirkan ke 17C-3 dan dikompresi oleh 17K-1 hingga tekanan mencapai 17 kg/cm 2 dan didinginkan pada 17E-1. Cairan propane yang akan digunakan untuk mendinginkan uap butane. Uap butane akan didinginkan di Butane Condenser 17E-2A/B dengan propane cair sebagai media pendingin. Uap propane yang terbentuk setelah pendinginan butane akan dikembaikan ke 17C-3 untuk dicairkan kembali. Plant-17 dilengkapi juga dengan LPG Loading Dock. LPG Loading Dock merupakan tempat sandar kapal LPG yang berfungsi untuk melaksanakan kegiatan loading atau pemuatan LPG propane dan butane dari tangki ke kapal yang disalurkan melalui perpipaan khusus. Terdapat dua LPG Loading Dock yang dimiliki oleh PT Badak NGL yaitu LPG Loading Dock 2 dan 3. 6.4 Plant-19: Blowdown dan Relief System Plant ini bertugas untuk menampung gas dan hidrokarbn berat sisa dari Process Train ke dalam Blowdown Drums yang kemudian dialirkan ke flare atau burn pit system untuk dibakar. Hidrokarbon ini perlu dibakar untuk mengurangi dampak buruk terhadap lingkungan sebab hasil pembakaran berupa CO 2 dan H 2 O jauh lebih ramah lingkungan dibandingkan terhadap hidrokarbon sisa. Fasilitas yang terdapat pada plant ini diantaranya 12 Blowdown Drums, 12 Process Flares (dry & wet flares), 4 Marine Flares, 2 LPG Flares, dan 9 Ground Flares. Berikut adalah jenis sistem flare yang digunakan oleh PT Badak NGL beserta penjelasannya. - Dry Flare System Gas hidrokarbon dari Process Train dialirkan masuk ke Blowdown Drum dengan aliran masing-masing, yaitu LTSS (low temperatur stainless steel) untuk hidrokarbon dengan temperatur < -50 o F dan LTCS (low temperature carbon steel) untuk hidrokarbon dengan temperatur > -50 o F. Di dalam blowdown terjadi pemisahan hidrokarbon cair dan uap. Kemudian, gas hidrokarbon kering (bebas air) pada bagian atas drum akan dialirkan menuju dry flare, sedangkan cairan hidrokarbon pada bagian bawah drum akan dialirkan ke Burn Pit 1 dan 3 untuk dibakar melalui dua line yang keluar dari bottom Blowdown Drum. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
43
- Wet Flare System Wet flare stack digunakan untuk membuang gas hidrokarbon yang masing mengandung uap air. Setiap 4 train memiliki satu buah wet flare yang beroperasi dan satu buah wet flare yang stand-by sebagai cadangan. Sehingga, PT Badak NGL memiliki 2 buah on-line wet flare dan 2 buah stand-by wet flare. - Burn Pit dan Liquid Disposal System Terdapat tiga buah pit yang digunakan untuk membakar buangan-buangan hidrokarbon cair yang berasal dari Process Trains atau Storage and Loading. Pada Ground Flare/Burn Pit terdapat fasilitas pembuangan air (Liquid Disposal System) berupa tangki penampung air yang bekerja berdasarkan ketinggian level air dalam tangki penampung. Jika tinggi level air telah mencapai set point, maka secara otomatis pompa akan jalan membuang air dalam tangki penampung. - Marine Flare System Bagian ini digunakan untuk menyalurkan dan membakar kelebihan boil-off gas dari tangki dan kapal apabila sudah tidak dimanfaatkan lagi sebagai fuel gas. Terdapat 2 unit boil-off gas di Loading Dock 1 dan 3 unit masing-masing di Loading Dock 2 dan 3. 6.5 Plant-20: Penyimpanan C 2 , C 3 , dan Kondensat Plant ini bertugas untuk menampung produk C 2 dan C 3 sebagai make up refrigerant, dan menampung hydrocarbon condensate yang telah distabilkan untuk dikirim kembali ke Santan field. C 2 dan C 3 dapat dialirkan kembali ke Process Train sebagai make-up MCR, sebagian C 3 juga dialirkan ke Plant-26 untuk dikemas dalam tabung sebagai LPG komunitas. Berikut adalah fasilitas yang dimiliki Plant-20 seperti yang ditunjukkan pada Tabel 6.2. Tabel 6.2. Unit-unit Plant-20 No Unit Jumlah Kapasitas 1 Ethane bullet 2 189 m 3
2 Propane bullet 2 511 m 3
3 Condensate hydrocarbon tank 2 12000 m 3 /tangki 4 Condensate pump 3 130 m 3 /jam
Tangki Condensate Hydrocarbon dilengkapi dengan 3 buah pompa kondensat yang berfungsi memompakan kondensat dari tangki ke Santan field. Jaringan pompa kondensat tersebut dibuat ganda untuk mengantisipasi kerusakan sehingga pemompaan kondensat dari Bontang dapat beroperasi secara kontinyu. Agar kilang LNG tetap beroperasi meskipun penampung kondensat sudah penuh, harus dilakukan pembakaran kondensat ke Burn Pit. 6.6 Plant-21: Feed Gas Knock Out Drum Umpan gas yang dikirim dari Muara Badak terlebih dahulu diproses di Knock Out Drum (KOD) untuk dilakukan pemisahan komponen pengotor berdasarkan perbedaan berat jenis. Terdapat 8 buah KOD yang operasinya diintegrasikan secara paralel termasuk inlet maupun outletnya. Tujuan dihubungkan secara paralel yaitu efisiensi proses termasuk instalasi perpipaan. Di dalam KOD dilengkapi dengan Demister Pad untuk memisahkan vapor dan liquid. KOD juga dilengkapi dengan kerangan untuk mengontrol level. Plant-21 memiliki 3 tugas utama, diantaranya sebagai berikut. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
44
- Menerima gas alam dari Muara Badak - Memisahkan kondensat, air, dan glikol dari gas alam - Mengalirkan liquid, khususnya hydrocarbon condensate, ke Plant16 Untuk menjalankan fungsi tersebut, Plant-21 PT Badak NGL memiliki fasilitas-fasilitas sebagai berikut: - 2 buah pipa gas alam berukuran 36 dan pig receiver - 2 buah pipa gas alam berukuran 42 dan pig receiver - 8 KOD, dimana gas alam dari gas field dipisahkan dari liquid Gas alam dari Muara Badak akan dikirim ke Bontang melalui 4 buah pipa penyalur, 2 buah berdiameter 36 dan 2 pipa lainnya berdiameter 42, dan masuk ke masing-masing KOD. Di dalam KOD, kondensat akan dipisahkan sebelum memasuki Process Train. Gas alam akan masuk ke KOD 21C-2AH dan dipisahkan dari cairan hidrokarbon, glikol, dan air. Kemudian, gas yang telah bersih dari pengotor memasuki ke masing-masing Train untuk diproses. Cairan hidrokarbon akan dialirkan ke Plant-16, sedangkan glikol akan dialirkan ke Glycol Pit. Ketinggian cairan dalam KOD dijaga sekitar 15%. Apabila terlalu tinggi akan terjadi foaming dalam CO 2 Absorber dan terikutnya kondensat dalam sistem fuel gas yang berbahaya bagi boiler, sedangkan apabila terlalu rendah akan mengakibatkan overpressure di Plant-16. Jika ketinggian kondensat sudah mencapai level tertentu, maka kerangan akan terbuka sehingga kondensat akan mengalir ke Plant-16 untuk mengalami pengolahan lebih lanjut, sedangkan fraksi gas dari masing-masing KOD akan mengalir melalui bagian tengah atas dan dialirkan ke Process Train untuk diolah lebih lanjut hingga menjadi LNG. Pada masing-masing pipa gas alam terdapat fasilitas Pig Launcher di Muara Badak dan Pig Receiver di Bontang. Pig Launcher berfungsi untuk meluncurkan pig, dimana pig berfungsi untuk mendorong hidrokabon maupun glikol yang tertinggal di sepanjang pipa serta untuk membersihkan dari kondnsat yang menyumbat, sedangkan Pig Receiver berfungsi untuk menerima pig yang diluncurkan dari upstream (Muara Badak) ke Bontang. Terdapat beberapa jenis pig yang dikirim dari Muara Badak yaitu diantaranya Bidi Pig, Brush Pig, Foam Pig dan Electrical Pig. Brush Pig digunakan untuk membersihkan pipa dari kondensat yang menyumbat, sedangkan Electrical Pig digunakan untuk mengukur ketebalan pipa. 6.7 Plant-24: Penyimpanan dan Pengapalan LNG Plant ini memiliki fungsi utama sebagai berikut. 1. Menampung produk LNG yang dihasilkan dari Process Train 2. Mengapalkan produk LNG melalui Loading Dock 1, 2, dan 3 sesuai dengan jadwal 3. Melakukan recover boil off gas (BOG) yang terbentuk selama penyimpanan dan pengapalan melalui Fuel Gas Compressor Metode pengisian tabung LNG dilakukan dengan 2 cara, yaitu top filling dan bottom filling. Metode top filling dilakukan ketika LNG bertemperatur tinggi atau lebih panas dari temperatur tangki. LNG tersebut dialirkan melalui JT-Valve terlebih dahulu untuk menunurkan temperatur sehingga menjadi lebih dingin. Pada metode bottom filling digunakan ketika LNG bertemperatur rendah dari Process Trains atau suhunya lebih rendah daripada tangki sehingga LNG dapat dialirkan langsung melalui bawah tangki. Tujuan penggunaan metode ini untuk meminimalkan terbentuknya vapor dari LNG yang menyebabkan tangki menjadi overpressure dan dapat LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
45
menimbulkan boil off gas. Plant-24 PT Badak NGL memiliki beberapa fasilitas untuk menjalankan fungsi tersebut seperti yang dicantumkan pada Tabel 6.3. Tabel 6.3. Fasilitas Plant-24 PT Badak NGL Unit Jumlah unit Kapasitas Keterangan Tangki LNG 24D- 16 4 unit 95000 m 3 /tangki Setiap tangki LNG dilengakapi dengan 2 pompa loading dan 1 pompa sirkulasi 2 unit 126000 m 3 /tangki BOG Compressor 3 unit (24K-1/8/9) @30000 Nm 3 /jam Digerakkan oleh motor listrik 1490 kW 1 unit (24K-16) 75000 Nm 3 /jam Digerakkan oleh motor listrik 3500 kW Loading Dock 2 unit (Dock 2 & 3) 125000-135000 m 3
Loading produk LNG dan LPG 1 unit (Dock 1) Loading produk LNG Quenching Drum 1 unit (24C-101) N/A Mendinginkan boil-off gas dari kapal sebelum masuk ke suction 24K- 16
Tangki 24D-15 berdiri di atas tanah dengan pondasi yang terdiri dari beton, pesir, dan insulation foam glass block. Disebabkan dasar tangki masih berhubungan dengan tanah, maka di dasar tangki dilengkapi dengan base heater. Konstruksi tangki LNG 24D-6 berdiri di atas pondasi beton yang berbentuk panggung yang ditopang oleh beberapa tiang pancang besi berisi beton cor. Disebabkan tidak bersinggungan dengan tanah, tangki ini tidak dilengkapi dengan base heater. Selain itu, tangki ini juga tidak dilengkapi dengan over flow system dan tidak adanya penetrasi/pemasangan pipa pada bagian samping tangki yang menembus dinding tangki. Semua perpipaan berhubungan dengan tangki lewat kubah tangki dan pompa-pompa tangki 24D- 6 semuanya berada di dalam tangki. Pompa-pompa tersebut berada di dalam dudukannya, yaitu column pipe setinggi tangki itu sendiri. Column pipe bertindak juga sebagai discharge header dari pompa. Tangki yang digunakan untuk menampung LNG dan LPG didesain khusus dengan bahan 9% nikel dan 91% stainless steel dan terdapat perlite. Bagian kubah tangki LNG terbuat dari bahan carbon steel dan diproteksi agar tidak terjadi kontak langsung dengan uap dingin LNG dengan memasang suspended deck sebagai penutup tangki/dinding dalam. Deck tersebut terbuat dari bahan aluminimum yang dilapisi dengan insulation mineral wool dan perlite pada permukaan atasnya. Ruang diantara dinding luar dan dalam diisi dengan expanded perlite, sedangkan bagian permukaan dinding di antara annular space dilapisi dengan fiber glass yang disebut resilient blanket. Hal ini ditujukan untuk pencegahan memadatnya perlite diantara kedua dinding. Dinding dalam (inner wall) didirikan di atas lapisan insulation foam block yang disusun di antara dinding dasar dan tangki dalam. Pondasi dasar dari beton berbentuk cincin (tangki 24D- 1/2/3/4/5) yang dilengkapi dengan jaringan listrik pemanas yang akan menjaga suhu di bawah dasar tangki pada 5-15 o C. Hal ini akan menghindari rusaknya pondasi tangki karena LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
46
pengembangan volume air tanah akibat suhu yang sangat dingin. Operasi tangki dirancang pada tekanan 0,14 kg/cm 2 dengan pengoperasian tekanan normal 0,07 kg/cm 2 , dinding dalam dan suspendend deck dirancang dapat tahan suhu sampai -162 o C., sedangkan dinding luar (outer wall) dirancang untuk suhu luar. Pompa loading berfungsi untuk mengalirkan LNG dari tangki ke Loading Dock untuk keperluan pengapalan, sedangkan pompa sirkulasi berfungsi untuk mensirkulasi cairan LNG di transfer line agar tetap dalam kondisi dingin. Boil off gas dapat terbentuk di tangki maupun dalam proses pengapalan (perpipaan). Boil off gas yang terbentuk di tangki dapat langsung masuk ke suction Compressor 24K-1/8/9/16 karena suhunya sudah dingin, sedangkan boil off gas yang terbentuk selama pengapalan akan lebih panas (-90 o C) sehingga tidak dapat langsung dikompresi, melainkan harus didinginkan di Quenching Drum (24C-101) hingga -156 o C dengan menggunakan medium pendingin LNG Spray. Setiap dermaga (dock) dilengkapi pula dengan 4 Loading Arm dan 1 Boil Off Arm. Loading Arm berfungsi untuk mengalirkan LNG ke kapal dengan kapasitas keseluruhan rata-rata (laju alir dari pompa fluktuatif) 10.000 m 3 /jam. Boil Off Arm berfungsi untuk menghisap BOG dalam tangki kapal LNG yang tersisa. Sebelum dikapalkan, tangki kapal LNG harus dilakukan purging dan cooling down untuk menyingkirkan udara dalam tangki dan menyesuaikan suhu tngki dengan LNG. 6.8 Plant-26: Pembotolan dan Pengisian Tabung LPG Plant ini bertugas untuk pengisian propane pada tabung-tabung LPG. Propane dipilih karena memiliki kalor pembakaran yang baik, namun tetap ramah lingkungan. Sebelum dibotolkan, LPG ini dicampur dahulu dengan mercaptant sebagai zat pembau. Tabung-tabung LPG ini hanya digunakan di kalangan internal untuk kebutuhan perumahan/komunitas di lingkungan PT Badak NGL. LPG diinjeksikan dengan bantuan pompa hingga tekanan dalam tangki mencapai 13,5 14 kg/cm 2 . Pengisian botol LPG ini dilakukan setiap 2 hari sekali sehingga setiap bulannya mencapai 12 m 3 atau setara dengan 1200 botol dengan kapasitas masng-masing 10 kg. Setelah botol LPG terisi, botol LPG akan didistribusikan ke perumahan perusahaan yang membutuhkan. 6.9 Plant-34: Pengolahan Limbah Cair Pabrik Plant ini berfungsi untuk mengolah air limbah kilang sebelum dibuang ke perairan atau lingkungan agar memenuhi baku mutu sesuai peraturan Kementerian Lingkungan Hidup (KLH). Air yang dibuang harus memiliki kandungan oil maksimum 25 ppm dan pH 6-9. Proses pengolahan dilakukan dengan memisahkan air buangan kilang dari pengotor hydrocarbon liquid (minyak) dan chemical dengan cara gravitasi, aerasi, dan klarifikasi. Sistem pengolahan limbah ini tebagi menjadi tiga bagian utama, antara lain: - Sanitary Sewer Bagian ini bertugas untuk mengolah air limbah berasal dari buangan cairan umum perumahan maupun perkantoran PT Badak NGL dan laboratorium. Kotoran ini akan diendapkan, kemudian dipisahkan dari cairannya. Pemantauan akan selalu dilakukan untuk menjaga Biochemical Oxygen Demand (BOD) sesuai standar lingkungan sehingga dapat dibuang ke lingkungan dengan aman - Clean Water Sewer Bagian ini bertugas untuk mengolah air bebas hidrokarbon, air dari sistem pemadam kebakaran, dan air hujan. Air limbah dari berbagai sumber tersebut dikumpulman dan diolah dengan alat diversion box. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
47
- Oil Water Sewer Bagian ini bertugas untuk mengolah air yang tercemar hidrokarbon. Air ini akan diolah di Oil Water Separator dengan menggunakan oil skimmer untuk memisahkan komponen minyak yang terdapat di dalam air. Di dalam Separator akan terbentuk 2 lapisan, hidrokarbon pada lapisan atas dan air pada lapisan bawahnya. Air akan di-blowdown dari penampungan bagian bawah untuk selanjutnya diaerasi dan dinetralkan pH-nya, sedangkan minyak (hidrokarbon) yang telah terpisah dipompakan ke Disposal Pit, lalu akan dibakar di Fire Ground. 6.10 Plant-39: Penyediaan Nitrogen Plant ini bertugas untuk memproduksi N 2 cair sebagai make up N 2 cair yang diproduksi Plant-29 (Utilities Section). Proses yang digunakan untuk membuat N 2 yaitu cryogenic process system di kolom distilasi kriogenik dan dibungkus dalam satu casing cool box. O 2 yang diperoleh sebagai bottom product distilasi kriogenik kemudian diekspansi dengan JT Valve dan di-spray ke Liquefaction Column untuk mencairkan N 2 . 97 % dari produk N 2 cair yang diperoleh dikembalikan ke kolom Distilasi Kriogenik untuk membantu pendinginan. Tangki N 2 diinsulasi dengan perlite dan memiliki saluran outlet uap yang ditanam di dalam insulasi tersebut. Fungsi nitrogen pada unit pencairan gas alam diantaranya: - Sebagai komposisi MCR di Process Train - Memenuhi permintaan bagi kapal LNG/LPG - Sebagai back up udara instrument pada keadaan darurat - Pembilasan peralatan sebelum dan padapada waktu perbaikan - Pembilasan peralatan sebelum start-up - Menyelimuti LNG tank base heater Nitrogen dihasilkan dengan teknik kriogenik udara pada temperatur rendah -183 o C. Unit ini dapat menghasilkan 474 L/jam liquid dan 2200 Nm 3 /jam gas nitrogen. Fasilitas yang terdapat pada Plant-39 ini disajikan pada Tabel 6.4. Tabel 6.4. Fasilitas Plant-39 PT Badak NGL No Unit Jumlah unit Kapasitas 1 Tangki penyimpanan 2 160 m 3
6.11 Plant-53: Feed Gas Pipelines Plant ini berfungsi untuk mengalirkan gas umpan dari Muara Badak ke Process Train. Pada Plant-53 ini terdapat Venting Pressure System yang berfungsi mengurangi tekanan dalam sistem perpipaan untuk mencegah terjadinya overpressure. Akibat dari overpressure ini yaitu kebocoran pipa yang dapat mengurangi jumlah gas alam, dampak buruk bagi lingkungan karena mengandung senyawa hidrokarbon, dan lain-lain. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
48
BAB VII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK 7.1 Lokasi PT Badak NGL PT Badak NGL berlokasi di Pantai Timur Kalimantan, tepatnya di daerah Bontang Selatan, sekitar 105 km sebelah timur laut Kota Samarinda. Sebelum kilang LNG dibangun, Bontang merupakan daerah yang terpencil dan belum maju. Jumlah penduduknya masih sedikit dan sebagian besar bermata pencaharian sebagai nelayan. Namun setelah ditemukannya sumber gas alam yang cukup besar di Daerah Muara Badak dan pembangunan kilang LNG, maka keadaan masyarakat cukup banyak berubah. Bontang dipilih sebagai tempat untuk mendirikan kilang pencairan gas alam tersebut dengan berbagai pertimbangan sebagai berikut. 1. Bahan baku Jarak antara Muara Badak sebagai tempat cadangan gas alam dan Bontang adalah sekitar 57 km sehingga transportasi bahan baku gas alam dapat dilakukan dengan sistem perpipaan. Selain itu, sumur-sumur gas yang ditemukan setelahnya juga cukup dekat dengan Bontang. Jalur perpipaan gas yang terkait kilang LNG Bontang ditampilkan pada Gambar 10.2.
Gambar 7.1. Jalur perpipaan gas terkait kilang PT Badak NGL 2. Transportasi Bontang terletak di tepi pantai Selat Makassar, selat ini merupakan laut dalam dengan arus yang cukup tenang dan terhindar dari ombak besar. Hal ini memungkinkan kapal tanker dapat mengangkut produk LNG dengan mudah dan aman. 3. Kekuatan tanah Secara geologi, pulau Kalimantan adalah pulau yang stabil dan relatif aman dari gempa bumi karena pulau ini tidak dilintasi oleh patahan kerak bumi dan tidak mempunyai rangkaian gunung berapi aktif. 4. Prasarana yang ada Air laut cukup melimpah sehingga dapat digunakan untuk proses pendinginan dan sebagai air pemadam kebakaran. Selain itu juga terdapat sumber air tanah yang cukup besar sebagai air umpan boiler dan keperluan lainnya. 5. Sosial ekonomi Pembangunan kilang LNG di daerah Bontang ini diharapkan dapat meningkatkan potensi sosial ekonomi di wilayah ini, mengingat pembangunan fasilitas industri meningkatkan lapangan pekerjaan bagi masyarakat setempat. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
49
6. Kebijaksanaan pemerintah Pemerintahan Kalimantan Timur pada tahun 1970 membuka akses yang cukup luas bagi pembangunan industri dengan motif untuk menjadikan Bontang sebagai daerah maju. 7.2 Tata Letak Pabrik PT Badak NGL dibagi menjadi 3 daerah / zona yang masing-masing memiliki fungsi sendiri serta peraturan keamanan dan keselamatan sendiri. Zona-zona tersebut adalah: 1. Zona 1 Zona 1 merupakan daerah tempat proses berlangsung. Zona ini terdiri dari Process Train, Utilities, dan Storage and Loading. Pabrik pencairan LNG (Process Train) dan sistem Utilitas dibagi menjadi dua modul. Modul I adalah untuk Train ABCD beserta utilitasnya dan modul II adalah untuk Train EFGH beserta utilitasnya. 2. Zona 2 Zona 2 merupakan daerah perkantoran yang berhubungan langsung dengan proses dan sarana pendukung proses. Perkantoran yang terdapat di Zona 2 diantaranya TOP (Technical/Operation) Office, Laboratory & Environment Control, Warehouse & Supply Chain, Maintenance Department (Machinery & Heavy Equipment, Stationary Equipment & Construction, Instrument, Electrical, Maintenance Planning & Turn Around) 3. Zona 3 Zona 3 merupakan daerah tempat kantor yang tidak berhubungan langsung dengan proses, perumahan karyawan, sarana olah raga, dan fasilitas-fasilitas pendukung perumahan yang lain. Kantor pusat PT Badak NGL (Gedung Putih) terletak di zona ini.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
50
BAB VIII STRUKTUR ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN
Gambar 8.1. Struktur Organisasi PT Badak Natural Gas Liquefaction PT Badak Natural Gas Liquefaction atau PT Badak NGL dipimpin oleh seorang President Director & Chief Executive Officer (CEO) yang berkedudukan di Jakarta. President Director & CEO PT Badak NGL sendiri ada dalam struktur PT Pertamina Persero dan bertanggung jawab langsung kepada pemilik saham (Shareholders). Sebagai pelaksana kegiatan operasi kilang LNG/LPG, ditunjuk seorang Director & Chief Operating Officer (COO) yang berkedudukan di Bontang yang membawahi: 1. Production Division Divisi ini terbagi menjadi 3 departemen, yaitu Operation Departement, Technical Department, dan Maintanance Department 2. Safety Health & Environment Quality Department Departemen ini dibagi menjadi 3 diantaranya OCC Health & Industrial Hygiene, Audit & Compliance, SHE-Q MS. 3. Accounting Operation and Control Department Departemen ini terdiri dari Accounting Operation Section dan Accounting Control Section. 4. Business Support Division Divisi ini membawahi 4 departemen yaitu Human Resource and Development Department, Information Technology Department, Procurement and Contract Department, dan Services Department. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
51
8.1 Operation Department
Gambar 8.2. Struktur Organisasi Operation Department
Departemen ini bertanggung jawab atas jalannya proses pengolahan gas alam menjadi (LNG/LPG), penyimpanan LNG/LPG hingga pengapalannya untuk diekspor serta pengoperasian unit-unit penunjang. Berikut adalah penjelasan secara umum mengenai masing masing seksi pada gambar 8.2. 1. Process Train ABCD Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus Train ABCD dan produksi LPG propane/butane. Di dalamnya termasuk fasilitas-fasilitas penghilangan CO 2 H 2 O, dan Hg yang terkandung di dalam gas umpan, sistem refrigerator untuk proses pencairan, unit-unit fraksinasi untuk pemisahan fraksi berat dan ringan, pemisahan komponen-komponen ethane, propane, butane, Splitter Unit, dan condensate hydrocarbon. 2. Process Train EFGH Seksi ini bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus Process Train EFGH dan kelangsungan penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada pembeli. 3. Utilities I Section Bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses di Train ABCD seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan, sistem air pendingin, unit pengolahan air Boiler, nitrogen Plant, sumur air tawar, unit pengolahan air minum, dan pemadam kebakaran. 4. Utilities II Section Tugas seksi ini sama dengan Utilities 1 Section, hanya saja seksi ini bertanggungjawab untuk mendukung proses di Train EFGH. 5. Storage and Loading Bertanggung jawab atas penerimaan natural gas, fasilitas penyimpanan LNG/LPG, nitrogen Plant, dermaga pengapalan dan pemuatan LNG ke kapal. 6. Fire & Safety Seksi ini bertanggung jawab atas keselamatan kerja di daerah PT Badak NGL dan juga bertanggung jawab apabila terjadi kebakaran di PT Badak NGL 7. Marine Bertanggung jawab atas fasilitas penyediaan tug boat dan mooring boat serta rambu-rambu yang ada di alur pelayanan kolam pelabuhan.
OPERATION Process Train ABCD Process Train EFGH Utilites I Utilities II Storage & Loading Fire & Safety Marine LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
52
8.2 Technical Department
Gambar 8.3. Struktur Organisasi Technical Department Departemen ini bertanggung jawab atas kelancaran pengoperasian, perawatan, dan efisiensi kilang dengan cara memberikan bantuan teknik kepada semua departemen yang terkait. Berikut adalah penjelasan secara umum mengenai masing-masing seksi pada gambar 8.3.
1. Production Planning & Energy Consevartion Tugas dari seksi ini adalah: Mengadakan konfirmasi dengan pihak Pertamina mengenai kapasitas produksi kilang Mengadakan konfirmasi dengan Gas Producers diantaranya TOTAL, VICO, dan Chevron tentang suplai gas alam dari sumur gas Menentukan rencana produksi kilang dengan mempertimbangkan faktor internal dan eksternal, diantaranya adalah pasokan natural gas, permintaan dari buyer, kondisi operasional pabrik, dan kontrak Pertamina dengan Buyers jadwal kedatangan kapal, ataupun adanya kemungkinan keterlambatan kapal
2. Facilities & Project Engineering (FPE) Tugas dari seksi ini adalah: Memberikan bantuan teknis untuk pembangunan dan proyek ekspansi Plant Mengadakan diskusi teknis, mengevaluasi proyek yang berhubungan dengan mekanik, instrumen, dan listrik di dalam suatu manajemen
3. Process & Safety Health and Environment (SHE) Engineering Tugas dari seksi ini adalah: Project Engineering Contact Engineering Menentukan segala sesuatu yang berhubungan dengan proses produksi, yaitu menyangkut segala aspek mulai dari natural gas sampai menjadi produk (LNG) Menentukan spesifikasi alat dan kemungkinan penggunaan alat atau sistem baru sehubungan dengan optimalisasi proses produksi Menjamin keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan, pengawasan, dan pemeliharaan kilang serta keselamatan pekerja
4. Inspection Inspection bertanggung jawab atas kondisi peralatan pabrik, baik terhadap fasilitas utama ataupun penunjang, agar dapat dioperasikan seefektif mungkin dan memenuhi syarat dalam keselamatan kerja. Selain itu, seksi ini dilakukan juga analisis performa peralatan, apakah perlu diadakan suatu perbaikan, penggantian ataupun menganjurkan masih dapat atau tidaknya peralatan kilang tersebut digunakan TECHNICAL Production Planning & Energy Conservation Facilities Engineering & Project Engineering Process & SHE Engineering Inspection Laboratory & Environment Control LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
53
Secara singkat, tugas dari seksi ini diuraikan sebagai berikut. Kontrol kualitas konstruksi mekanis, mulai dari perencanaan, pemesanan, fabrikasi, dan pelaksanaan pemeriksaan Membuat laporan terhadap kondisi peralatan fasilitas utama di dalam kilang untuk dikirimkan ke Dirjen Migas, seperti pressure vessel dan alat bertekanan lainnya
5. Laboratory & Environment Control Laboratory & Environment Control Section bertanggung jawab dalam memberikan informasi mengenai kualitas suatu sampel sehingga hasil dari informasi ini dapat memberikan interpretasi kondisi sampel tersebut. Dalam hal ini, seksi ini berperan sebagai kontrol dari kondisi operasi yang dilaksanakan sehari-hari.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
54
BAB IX JENJANG KARIR INSINYUR TEKNIK KIMIA DI PT BADAK NGL Sarjana teknik kimia yang baru bergabung di PT Badak NGL dan belum memiliki pengalaman kerja dapat ditempatkan di Process & SHE Engineering Section sebagai engineer. Process & SHE Engineering dapat menempatkan sarjana teknik kimia di posisi Process Train engineer, utilities engineer, storage & loading engineer atau SHE engineer. Setelah memiliki pengalaman kerja lebih dari 5 tahun seorang engineer dapat diangkat menjadi senior engineer, dan setelah memiliki lebih banyak lagi pengalaman kerja dapat menjadi lead engineer. Posisi lead engineer juga bisa berisikan orang yang sudah memiliki pengalaman kerja di luar PT Badak NGL. Seorang lead engineer umumnya diberi kesempatan untuk menjadi pelaksana harian Manager apabila Manager sedang berhalangan. Engineer yang memiliki kemampuan baik serta memenuhi syarat dapat dipromosikan menjadi Manager. Pada umumnya seorang Process Engineering & SHE Manager akan menjalani koordinasi berkala dengan section-section lain di Technical Department. Apabila seseorang Manager dinilai handal dalam menjalankan tugasnya, mampu berkoordinasi baik dengan section-section lain, serta telah memiliki pengalaman menjadi head di beberapa section lain, maka Manager tersebut dapat dipromosikan menjadi Department Manager.
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
55
BAB X PENUTUP Berdasarkan pelaksanaan kegiatan Kerja Praktek di PT Badak NGL dari 27 Mei - 24 Juli 2013 didapat kesimpulan sebagai berikut : 1. PT Badak NGL merupakan perusahaan yang mengoperasikan kilang LNG Bontang yang beroperasi sejak 5 Juli 1977. 2. Kapasitas desain PT Badak NGL adalah 22 MTPA (Million Ton Per Annum) LNG, 1 MTPA LPG, dan 1 juta barrel/tahun kondensat. Dengan menurunnya pasokan gas alam dari sumur- sumur gas, PT Badak NGL hanya mengoperasikan 4 dari 8 train dengan produksi aktual LNG sebesar 17 MTPA. 3. Proses pencairan gas alam dilakukan dalam sebuah train yang terdiri dari unit pemisah CO 2 , air dan merkuri, unit fraksionasi, refrigerasi, dan likuefaksi/pencairan gas alam. Teknologi pencairan gas alam di PT Badak NGL memanfaatkan lisensi dari Air Product & Product Inc. (APCI) 4. Untuk mendukung kebutuhan utilitas proses, PT Badak NGL memiliki Plant pengolahan air, penyedia kukus, pembangkit listrik, udara bertekanan, nitrogen, dan air pendingin. 5. Untuk mengolah LNG dan produk samping lainnya, PT Badak NGL memiliki seksi Storage and Loading yang bertanggung jawab dalam penyimpanan LNG dan LPG, mengolah kondensat, dan mengapalkan LNG sesuai jadwal. Kerja praktek di PT. Badak NGL, mahasiswa dapat memahami dan mampu menjelaskan diagram alir dari proses pencairan gas alam menjadi LNG. Mahasiswa juga dapat melihat desain dan spesifikasi peralatan utama proses, sistem utilitas, serta sistem Storage and Loading pada PT. Badak NGL. Selain itu dari kerja praktek di PT. Badak NGL, mahasiswa dapat melihat secara langsung tugas dari sarjana Teknik Kimia di lapangan. Mahasiswa juga mengetahui susunan organisasi dari perusahaan dan peraturan peraturan di perusahaan yang berfungsi untuk menjamin safety pada lingkungan perusahaan. Selanjutnya mahasiswa juga dapat melihat prospek karir dari sarjanan Teknik Kimia di PT. Badak NGL. Dalam penyelesaian tugas khusus, mahasiswa dapat menerapkan ilmu yang didapatkan di kampus maupun selama kerja praktek. Mahasiswa dilatih dalam mengidentifikasi, menyusun, serta menyelesaikan permasalahan/kasus praktis dari sistem pemroses yang sedang dikembangkan melalui tugas khusus yang diberikan oleh pembimbing di lapangan. LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
56
DAFTAR PUSTAKA Sumber Referensi: 1. Bronfenbenner, J. C , dkk. Review The Process Technology Options Available for The Liquefaction of Natural Gas. Air Products and Chemicals, Inc., USA 2. Nurdiawati, Anissa, 2011, Laporan Umum Process & SHE Engineering Section, Kerja Praktek PT Badak NGL 3. Saputra, Hendra, 2010, Laporan Umum Process Engineering Section, Kerja Praktek PT Badak NGL 4. Technical Department. 2004. LNG/LPG Processing Presentation. Bontang: PT. Badak NGL 5. Technical Department. 2008. Badaks Utility System Presentation. Bontang: PT. Badak NGL 6. Technical Department. 2006. Presentasi Proses Penyimpanan dan Pengiriman LNG/LPG/Condnsate. Bontang: PT. Badak NGL 7. http://www.linde- engineering.com/en/process_plants/liquefied_natural_gas/world_scale_baseload_lng_producti on/index.html 8. http://www.airproducts.com/industries/Energy/LNG/lng-applications/product-list/natural-gas- liquefaction-lng.aspx?itemId=57A62244AC724328B90250DBF258805E 9. http://lnglicensing.conocophillips.com/EN/lng_tech_licensing/cascade_process/Pages/index.a spx