Download - Yoriko Putera Laporan Umum
-
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 CO2 .................................................................................... 4
2.2 Plant-2 : Unit Penghilangan H2O 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 C2, C3, 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 CO2 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/cm2. 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
CH4 82,85
C2H6 4,66
C3H8 3,28
i-C4H10 0,72
n-C4H10 0,79
i- C5H12 0,33
n- C5H12 0,2
-
LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR
2
C6H14 0,61
N2 0,07
CO2 6,49
Hg Maks 0,033 ppbw
H2S Maks 0,5 ppbw
Senyawa S Maks 25 ppbw
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 CO2 yang digunakan pada unit 1C-2 (CO2 Absorber).
2. Antifoaming Agent Merupakan campuran senyawa silika dan glikol yang diinjeksikan pada aliran lean amine
yang masuk ke kolom CO2 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 H2O 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 (H2SO4) 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 (C4H9NO) / 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 m3/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 CO2 2. Plant 2 : Unit penghilangan H2O dan merkuri 3. Plant 3 : Unit Fraksinasi 4. Plant 4 : Unit Refrigerasi 5. Plant 5 : Unit Pencairan
2.1 Plant-1 : Unit Pemisahan CO2
CO2 merupakan salah satu pengotor dalam gas alam yang perlu dihilangkan. Kadar CO2 dalam
gas alam dapat membahayakan proses secara keseluruhan karena CO2 memiliki titik beku sekitar
-56oC sedangkan proses pencairan LNG akan dilakukan pada temperatur mencapai -156
oC.
Keberadaan CO2 pada gas alam akan menyebabkan terjadi plugging dan menghambat sistem
perpipaan. Kadar CO2 dalam gas alam tidak boleh melebihi 50 ppmv.
Pada Plant-1, kadar CO2 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 CO2 hingga kadar yang diinginkan. Salah satu contohnya adalah
gas alam yang berasal dari sumur gas lapangan Muara Badak mengandung CO2 sekitar 6,3%
mol, kemudian CO2 ini akan diserap oleh aMDEA dalam unit CO2 Absorber 1C-2.
Proses penyerapan CO2 diawali dengan pembentukan H2CO3 melalui reaksi pelarutan CO2 dalam
air :
O2 (g) +2O (l) 2O3 (aq) Kemudian aMDEA akan bereaksi dengan H2CO3 membentuk ion karbonat :
C2H4OH N C2H4OH
CH3
+ H2CO3 C2H4OH N C2H4OH
CH3
H+
+ HCO3-
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 CO2. 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 CO2 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 CO2. Pada kolom juga terdapat sebuah demister pad yang
berfungsi untuk menghilangkan sisa kondensat yang mungkin terbentuk.
Proses absorbsi CO2 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/cm2
dan 27,6oC. Hasil atas dari kolom 1C-2 merupakan gas alam yang telah bebas dari CO2 dan
keluar pada suhu sekitar 42,8oC, hal ini disebabkan reaksi penyerapan CO2 dengan aMDEA
merupakan reaksi eksotermis. Gas alam bebas CO2 kemudian didinginkan pada Cooler 1E-2
dengan air laut hingga temperaturnya mencapai 36oC. Gas alam dari Cooler 1E-2 kemudian
mausk ke kolom CO2 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 19oC.
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 CO2), 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/cm2 yang menyebabkan CO2 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 62oC hingga 102
oC. 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 CO2 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 57oC. Selanjutnya aliran akan melalui Cooler 1E-3 A-D untuk pendinginan
akhir hingga suhu 40-42oC. Dari Exchanger ini, larutan aMDEA (lean amine) akan dipompakan
ke dalam CO2 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 CO2 Absorber selalu konstan 900 m3/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 H2O dan Merkuri
Plant-2 berfungsi untuk menghilangkan kandungan air dan merkuri (Hg) yang terkandung dalam
gas alam. Air perlu dipisahkan karena memiliki titik beku 0oC sehingga akan membeku dan
menghambat perpipaan pada proses pencairan LNG yang berlangsung pada -156oC. 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 H2O 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 CO2 dialirkan ke Drier Precooler 4E-10 untuk didinginkan hingga
temperatur 19oC 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 19oC, 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 H2O dalam aliran sudah mendekati
0,5 ppm, dan proses penghilangan H2O dalam gas alam akan diswitch ke Drier yang sudah
standby. Regenerasi dibagi menjadi tiga tahap yaitu:
1. Tahap heating, dengan mengalirkan gas panas bersuhu 244oC dari bawah kolom dengan laju
alir 40 kNm3/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 20oC. 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
oC, 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 H2O 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 -34oC 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 H2O 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 (CH4) 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 -34oC dan tekanan 42 kg/cm
2 g. Pada kondisi temperatur dan tekanan tersebut
diharapkan terjadi pemisahan komponen antara metana (CH4) dan hidrokarbon berat (C2 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 -34oC 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 -40oC 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
-34oC.
2.3.2 Deethanizer Column (3C-4)
Kondensat, yang terdiri dari hidrokarbon C2 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/cm2 g. Gas etana yang terbentuk akan didinginkan hinga
-5oC sampai 5
oC 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 47oC. 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 (C4) 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 C3/C4
Splitter untuk dipisahkan kembali antara propane dan butane agar memenuhi spesifikasi produk
LPG. Pada Train EFGH sebagian C4 cair tidak dikirim ke unit Splitter tetapi ke Butane Return
Subcooler (3E-13) untuk didinginkan dengan low pressure propane hingga mencapai suhu -
34oC. C4 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 C4 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 C2, C3, 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 35oC 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 CO2 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
oC
Medium Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 3,1 kg/cm
2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu -5
oC
Low Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 0,1 kg/cm
2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu -
34oC
Propana akan dikompresi dengan Kompresor 4K-1 hingga tekanan 13 kg/cm2
g dan suhu 65oC.
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 37oC. 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 3rd
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/cm2
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 2nd
stage suction pada kompresor 4K-1 sedangkan cairannya akan diekspansi hingga
tekanan 1,1 kg/cm2
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 1st 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 1st 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/cm2
untuk dikompresi hingga tekanan 14 kg/cm2
a. Kompresi ini mengakibatkan kenaikan temperatur
MCR menjadi 71oC. Sebelum masuk ke kompresor tahap kedua 4K-3 MCR akan didinginkan
terlebih dahulu dengan air laut di Intercooler (4E-5) sampai 32oC untuk mencegah kerusakan
akibat suhu tinggi pada kompresor. Pada kompresor tahap kedua aliran MCR akan dikompresi
hingga tekanan 47 kg/cm2 g dan temperatur 130
oC. MCR ini kemudian didinginkan oleh MCR
Compressor Aftercooler dengan menggunakan pendingin air laut hingga temperatur 32oC. MCR
yang sudah didinginkan tersebut kemudian mengalir ke Propane Evaporator, dilanjutkan ke
Medium Level Propane Evaporator 4E-8 sehingga keluar pada temperatur -5oC. Kemudian MCR
akan didinginkan kembali di MCR Low Level Propane Evaporator (4E-9) hingga temperaturnya
mdencapai -34oC. 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 -149oC 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/cm2
g dan temperatur sekitar -34oC 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/cm2 (gauge) dengan
temperatur -129oC. 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 -149oC (bergantung pada kualitas MCR
yang merupakan fungsi dari komposisinya) dan tekanan 24 kg/cm2 (gauge). LNG kemudian
dialirkan ke dalam LNG Flash Drum (5C-2), dan terjadi penurunan tekanan menjadi 0,25 kg/cm2
g dengan temperatur sekitar -160oC. 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 -45oC
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/cm2 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 CO2 dari gas alam. Spesifikasi peralatan utama
yang digunakan di Plant-1 ditunjukkan pada Tabel 3.1 dan 3.2.
Tabel 3.1. Spesifikasi CO2 Absorber (1C-2)
Tabel 3.2. Spesifikasi Amine Regenerator (1C-5)
Parameter Deskripsi
Nama CO2 Absorber
Fungsi Menghilangkan kandungan CO2 dengan cara absorbsi dan
menggunakan larutan aMDEA
Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd.
Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm2g Ext. : F.V
Design Temperature Int. : 93oC Ext. : 149
oC
Corrosion Allowable 3,2 mm
Errect WT 487.000 kg
Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm2g
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 CO2 dalam Absorber
Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd.
Size (OD X TL) 5344 mm x 21,742 mm
Design Pressure Int. : 3,5 kg/cm2g Ext. : 0,07 kg/cm
2g
Design Temperature Int. : 177 oC Ext. : 140
oC
Corrosion Allowable 2,0 mm
Errect WT 85.100 kg
Max. Allow. Working Pressure 3,5 kg/cm2g
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 (H2O) 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 (CH4) 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/cm2g
Design Temperature Int. : 177oC Ext. : 149oC
Parameter Deskripsi
Nama Feed Drier
Fungsi Menghilangkan kandungan air (H2O) 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/cm2g
Design Temperature Int. : 343oC Ext. : -7
oC
Corrosion Allowable 1,5 mm
Operating Pressure 36,6 45,7 kg/cm2g
Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm2g
Operating Temperature 21-274oC
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/cm2g
Design Temperature Int. : 43oC Ext. : -7
oC
Corrosion Allowable 1,5 mm
Operating Pressure 35,9 45 kg/cm2g
Operating Temperature 24-56oC
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/cm2g
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 (C2H6) 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/cm2g
Design Temperature Int. : 204 oC Ext. : 148 oC
Corrosion Allowable 1,5 mm
Errect WT 135000 kg
Max. Allow. Working Pressure 35,2 kg/cm2g
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 (C3H8) dari fraksi berat
Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd.
Size (ID x TL) 1830 mm x 33206 mm
Design Pressure Int. : 21,1 kg/cm2g Ext. : 1,0 kg/cm
2g
Design Temperature Int. : 171oC Ext. : 149
oC
Corrosion Allowable 3,2 mm
Errect WT 45720 kg
Max. Allow. Working Pressure 21,1 kg/cm2g
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/cm2g at 56oC
Max. Allow. Working Temperature -44oC
Tube Side
Max. Allow. Working Pressure 50,9 kg/cm2g at 56oC
Max. Allow. Working Temperature -42oC
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 (C4H10) dari fraksi berat
Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd.
Size (ID x TL) 2134 mm x 23888 mm
Design Pressure Int. : 8,4 kg/cm2g Ext.: 0,07 kg/cm
2g
Design Temperature Int. : 171oC Ext.: 148
oC
Corrosion Allowable 1,6 mm
Errect WT 20880 kg
Max. Allow. Working Pressure 8,4 kg/cm2g
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/cm2g
Operating Pressure 2,7 kg/cm2g
Design Temperature 65,6oC
Operating Temperature -39,9oC
Tube Side
Material Alumunium
Design Pressure 56,24 kg/cm2g
Operating Pressure 39,15 kg/cm2g
Design Temperature 65,6oC
Operating Temperature Inlet : -36,4oC Outlet : -152oC
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 CO2 dalam gas alam hingga lebih kecil dari
50 ppm. Pembatasan kadar CO2 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 CO2 Absorber, derajat regenerasi aMDEA,
konsentrasi aMDEA, dan kebersihan larutan aMDEA.
Jumlah larutan aMDEA sebagai absorben diatur agar mampu menyerap CO2 sampai batas yang
diinginkan. Semakin tinggi laju sirkulasi aMDEA maka CO2 semakin banyak diserap tetapi
proses menjadi tidak efisien dan biaya produksi membesar. Sedangkan jika lajunya semakin
rendah maka CO2 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 CO2 pada gas alam keluaran
Absorber dan variabel manipulasi berupa laju sirkulasi aMDEA ke CO2 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 40-42oC. Temperatur
yang tinggi akan menyebabkan kelarutan CO2 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 CO2 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 CO2/mol lean aMDEA
yang keluar dari kolom Absorber. Regenerasi aMDEA akan optimum pada temperatur 120oC
dan tekanan 1 kg/cm2g di CO2 Absorber. Jika temperatur terlalu tinggi maka aMDEA lebih cepat
terdegradasi sedangkan jika terlalu rendah maka kelarutan CO2 meningkat dan CO2 sulit
terlucuti. Jika tekanan terlalu tinggi maka CO2 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
CO2. 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 CO2 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 CO2 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 CO2 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 H2O 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 20oC) 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 16oC) maka terbentuk hidrat gas alam ((CH)x.pH2O). 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 kNm3/jam dan dikendalikan dengan pengaturan Valve KV-4/8/15 ke Molecular
Sieve Drier. Temperatur optimum gas yaitu 270oC 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 -32oC dengan memanipulasi TV-2
(aliran by-pass) sehingga sebagian aliran tidak melewati pendingin 4E-13.
Temperatur dasar kolom optimum yaitu 52oC 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 38-42oC. 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/cm2g. 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 114oC. 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/cm2g. 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