BAB I

PENDAHULUAN1.1Latar Belakang Masalah

Negara Indonesia memiliki kekayaan akan sumber daya alam terutama minyak dan gas bumi. Bahkan, sektor ini menjadi penyumbang utama dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Minyak bumi dan gas alam adalah sumber daya alam yang bernilai ekonomis dan memberikan kontribusi yang sangat penting dalam kehidupan manusia. Teknologi canggih atau modern mempunyai peranan yang sangat penting dalam perkembangan suatu industri. Setiap industri tidak akan menghasilkan suatu produk yang maksimal tanpa didukung oleh peralatan memadai. Meskipun setiap industri telah berusaha untuk menghasilkan produk yang baik, tetap saja mengalami kendala dalam mengoperasikan suatu mesin produksi, hal ini dapat terjadi karena faktor alam, faktor peralatan yang digunakan, maupun faktor manusia itu sendiri. LNG merupakan alternatif energi yang mempunyai prospek cukup baik dewasa ini, karena hasil pembakarannya memiliki tingkat polusi yang rendah, efisiensi pembakarannya cukup tinggi sehingga mudah dikontrol. PT. Arun NGL yang berada di Lhokseumawe, merupakan salah satu bukti kemajuan teknologi saat ini yang berkembang pada dunia industri khususnya.

PT. Arun NGL merupakan salah satu perusahaan nasional berskala internasional selalu bertekad untuk merespon terhadap segala kemajuan teknologi yang ada, salah satunya bekerjasama dengan Yokogawa Hokushin Electric Japan dari Jepang dalam bidang teknologi kontrol yaitu Distributed Control System. Ini merupakan teknologi pengontrolan yang berbasis computer. Seperti yang telah diketahui bahwa PT. Arun NGL adalah suatu perusahaan yang mengolah gas alam cair atau yang disebut LNG dengan menggunakan proses teknologi cryogenic, bukanlah suatu langkah akhir pengembangan teknologi di Indonesia, namun masih banyak persoalan-persoalan untuk pengembangan teknologi yang sangat komplek, sehingga membutuhkan calon-calon teknokrat yang handal untuk memenuhi kebutuhan-kebutuhan tersebut. Teknologi yang digunakan dalam pencairan gas alam ini meliputi berbagai proses yang menggunakan peralatan-peralatan industri seperti gas compressor, heat exchanger, pump, boiler serta alat-alat lainnya. Saat ini Indonesia memiliki 4 (empat) buah kilang LNG dengan 8 buah train terdapat di Bontang, Kalimantan, dan 6 buah train terdapat di Arun, Lhokseumawe, tetapi pada saat ini hanya 2 train yang beroperasi di PT. Arun Lhokseumawe yaitu train 4 dan 5 sedangkan train 1,2,3 dan 6 tidak lagi difungsikan karena adanya keterbatasan bahan baku dan efisiensi produksi.

1.2 Tujuan Kerja Praktek

Praktik kerja lapangan ini dimaksudkan untuk memberikan wawasan dan pengalaman mengenai dunia kerja nyata kepada mahasiswa, yang mungkin tidak akan ditemui dibangku kuliah. Secara umum praktik kerja lapangan ini memiliki tujuan sebagai berikut:

1. Mengenalkan diri pada suasana lingkungan kerja, etos kerja dan disiplin kerja sehingga dapat memperoleh pengetahuan dan pengalaman mengenai dunia kerja sebagai bekal sebelum memasuki dunia kerja itu sendiri.

2. Mengaplikasikan ilmu yang diperoleh diperguruan tinggi dengan kondisi real didunia industri.

3. Memperoleh wawasan yang baik tentang teknologi dan penerapannya dilapangan kerja, terutama di dunia industri.

4. Mengembangkan kreativitas dan inovasi mahasiswa, terutama dalam bidang pengolahan gas alam cair.

5. Memperkenalkan kepada mahasiswa tentang pentingnya keselamatan (safety) dan disiplin waktu dalam melaksanakan tugas, dimana pengalaman tersebut nantinya akan menjadi bekal bagi mahasiswa dalam menghadapi dunia kerja.

1.3 Metodologi Penulisan

Metodologi penulisan yang dilakukan adalah sebagai berikut:a. Studi ke perpustakaan untuk mempelajari buku referensi dan manual yang ada.b. Bertanya langsung kepada engineer, karyawan di T & ES Laboratory dan operator dimain control room serta MCR.c. Studi langsung ke lapangan.d. Serta konsultasi langsung dengan mentor dan pembimbing.1.4 Manfaat Kerja Prktek

Praktik kerja lapangan ini diharapkan dapat menambah pengetahuan mahasiswa mengenai industri gas alam cair dan mempersiapkan diri untuk bersaing di dunia kerja serta menjalin kerjasama yang baik antara perguruan tinggi dengan pihak perusahaan.BAB II

PROFIL PT ARUN

2.1 Uraian umum

Keberhasilan PT.Arun NGL selain telah terkenal luas sebagai perusahaan penghasil gas alam terbesar juga memiliki reputasi dibidang keselamatan, kehandalan kilang dan kemampuan sumber daya manusianya. Berbagai penghargaan bidang keselamatan kerja telah diterima dari dalam maupun luar negeri, antara lain dari British Safety Council, National Safety Council USA, American Petroleum Institute USA, Kementerian Tenaga Kerja & Transmigrasi dan Kementrian Lingkungan Hidup.

Kilang LNG Arun memiliki tingkat kehandalan diatas 98% sehingga menjadi salah satu kilang LNG terhandal di dunia. Dalam bidang pengembangan SDM PT Arun NGL sudah berhasil mendidik para pekerjanya menjadi aset SDM nasional yang berharga, sehingga lebih dari 200 karyawan PT. Arun NGL kini bekerja di industri minyak dan gas di berbagai negara belahan dunia.

Sampai akhir tahun 2012 PT. Arun NGL telah mengolah, memproduksi dan mengapalkan LNG sebanyak 4.231 kapal setara dengan 235.445.987 ton dan kondensat sebanyak 1.868 kapal atau 756.244.179 Barel. Sedangkan LPG mencapai 14.5 juta ton dan berhenti produksi pada bulan oktober 2000.2.1.1 Sejarah Singkat PT. Arun NGL

Pada tahun 1971 Mobil Oil Inc. (sekarang Exxon mobil oil Indonesia) menemukan sumur pertama cadangan gas alam di Desa Arun yang berlokasi 30 km di sebelah timur Lhokseumawe. Oleh karena itu, nama desa ini diabadikan sebagai nama pabrik yang telah dikenal dunia internasional sebagai penghasil gas lam cair terbesar, yaitu PT. Arun NGL. Pada saat itu diperkirakan cadangan gas alam Arun dapat menyuplai 6 Train plant LNG untuk 20 tahun. Atas kemampuan ini, Pertamina dan Mobil Oil Indonesia Inc. mulai mengembangkan program produksi, pencairan, pengiriman dan penjualan LNG.

PT Arun NGL merupakan suatu perusahaan dengan menggunakan system perusahaan yang berbentuk persero dengan pembagian saham operasi sebagai berikut:

1. Pertamina (55%)

2. Mobil Oil Indonesia Inc. (30%)

3. JILCO Japan Indonesia LNG Co. (15%)Tetapi dengan perjanjian, semua set yang dimiliki oleh PT. Arun NGL merupakan milik pertamina. Dalam melaksanakan pembangunan LNG, pilihan jatuh pada Bachtel Inc, mengingat pengalamannya baik dalam pembangunan kilang LNG maupun proyek-proyek besar lainnya yang terbesar diseluruh dunia.

Untuk proses pencairan gas, dipilih system air produk dan chemical incorporation, mengingat system tersebut merupakan suatu system yang telah teruji. Pekerjaan engineering dan perincian perkiraan biaya, dilaksanakan pada bulan januari 1974 di san Francisco kemudian di London dan di Jakarta. Kesibukan-kesibukan sehubungan dengan pembangunan sudah terasa sejak awal januari 1974, sedangkan alat dan bahan konstruksi mulai berdatangan awal 1975.

Dalam rangka pembangunan proyek, Pertamina membentuk suatu Task yang merupakan gabungan antara Pertamina dan Mobil Oil Indonesia. Tujuan utama adalah melaksanakan pengawasan mulai dari perencanaan sampai selesainya proyek.2.1.2 Lapangan Gas Arun

Lapangan gas Arun dikenalkan dan dikelola oleh EMOI ( Exxon Mobil Oil Indonesia), yang bertindak sebagai kontraktor bagi hasil pertamina. Lapangan Arun ini ditemukan di daerah blok B di daerah perkampungan Arun.

Pada saat itu diperkirakan terdapat cadangan gas alam yang terletak diantara celah-celah batu kapur sebanyak 17 trilyun cuft yang terbentang pada daerah yang berukuran panjang 18,5 x 5 Km dan mempunyai kedalaman 2882 m dengan tekanan sebesar 499 kg/cm2 dan temperature 177 0C. Dengan cadangan gas alam sebesar itu maka PT. Arun NGL mampu mengoperasikan 6 train pencairan gas alam paling sedikit selama 20 tahun.

Ladang gas PT. Arun NGL ini dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul yang disebut Cluster, yang masing-masing mempunyai luas 6 hektar (ha), ditambah denagn fasilitas pengontrol dan pembangunan lainnya yang disebut Point A melalui dua buah train pemisah yang dipasang disetiap cluster, hidrokarbon tersebut dapat dipisahkan menjadi kondensat dan gas. Gas kondensat dipisahkan diladang Arun kemudian gas-gas tersebut dialirkan melalui pipa 42 dan kondensat melalui pipa 20. Keduanya dikirim ke kilang LNG sejauh 30 km.

Gambar 2.1 Lokasi Kilang PT. Arun NGL

Setiap train terdiri dari Fin-fan cooler, Gas to gasheat exchanger , 3 tingkat drum pemisah, 2 unit pompa kondensat, dan Reinjection Compressor( 1 buah di Cluster II dan 2 buah di cluster III).

Kapasitas setiap cluster adalah 600 mega million standart cubic feet ( MMSCFD), dengan kapasitas maksimal adalah 750 MMSCFD, yang akan menghasilkan 566 MMSCFD gas ditambah dengan 37100 barrel per day (bpd) kondensat. Sampai saat ini, PT.Arun mempunyai 6 buah train pencairan gas alam dan yang beroperai saat ini 2,5 train yang dilengkapi dengan unit pemisah gas dan kondensat, pemurnian gas, penyimpanan serta dibantu dengan unit-unit utilitas.Masing-masing train pencairan gas alam mengolah 282 MMSCFD gas untuk menghasilkan 9500 m3/hari LNG (Pada 100% kapasitas desain ), namun dengan beberapa modifikasi dan plant test masing-masing train mampu beroperasi rata-rata pada kapasitas 115-117 %. Gambar 2.2 Pabrik PT. Arun LNG2.1.3 Kilang LNG

Kilang LNG Arun meliputi daerah seluas 271 Ha (92,5) Km2. Dua buah pelabuhan untuk loading LNG dengan bobot 95.000 death weight ton (DWT) kapal LNG dengan kedalaman 14 meter (diukur pada air surut), panjang 1200 meter, lebar 350 meter dengan jalan masuk sebesar 50 meter.

Khusus untuk kondensat dilengkapi dengan dua saran loading yaitu :1. Single Point Mooring (SPM) untuk ukuran kapal 40.000-280.000 DWT

2. Multi Buoy Mooring (MBM) untuk ukuran kapal 30.000-100.000 DWT

Sesampainya gas di unit 20 kemudian gas dialirkan ke unit selanjutnya untuk diolah menjadi produk dengan kualitas yang dikehendaki. Gas diolah diproses II dan III yaitu dimurnikan dari senyawa-senyawa sulfide dan karbon dioksida. Sehingga diperoleh tiga unsur gas alam yang paling ringan yaitu metana, ethane, dan sedikit propane yang dicairkan menjadi LNG.2.1.4 Hasil-Hasil Produksi Kilang

Kondensat yang dihasilkan sebagian besar diekspor ke Amerika pantai barat, Jepang, Singapura dan New Zealand melalui pelabuhan. LNG diangkut ke terminal pembeli di Jepang dengan menggunakan kapal tanker yang dibuat khusus untuk pengangkutan LNG. Kapal tanker ini diperoleh pertamina dari Burma Gas Transport Ltd, atas dasar kontak selama 10 tahun. Kapal-kapal ini dibuat oleh Quicy Ship Building.

LPG adalah singkatan dari Liquifed Petroleum Gas, Yang diartikan gas dari hasil penyulingan Crude Oil yang dicairkan. LPG ini diproduksikan dengan pertimbangan, untuk memanfaatkan unsur-unsur Propana dan Butana sebagai unsur yang mempunyai nilai jual relatif tinggi.2.1.5 Perkembangan PT Arun NGL

Kilang Arun berada di daerah seluas 92,5 km2. Hingga saat ini PT Arun NGL sudah memiliki 6 train pencairan gas alam dengan produksi 57.000 m3/hari LNG, tetapi sekarang hanya train 1 yang masih beroperasi yaitu train 5, sedangkan train 4 hanya melakukan sirkulasi. Train-train ini dilengkapi dengan unit-unit pemisah gas dan kondensat, pemurnian gas, pencairan, penyimpanan serta dibantu dengan unit-unit penunjang.

Keenam train ini dibangun secara bertahap, tahanpan pembangunan operasi masing-masing train dibagi tiga, yaitu:a. Arun Project I

Proyek ini meliputi pembangunan train 1,2 dan 3 yang dibangun oleh kontraktor utama Bechtel Inc. Dimulai pada tahun 1974 dan selesai akhir tahun 1978. Pengapalan pertama LNG ditujukan ke Jepang bagian barat yang dilakukan pada tanggal 4 Oktober 1978.b. Arun Project II

Proyek ini merupakan pengembangan dari Arun Project I yang meliputi pembangunan train 4 dan 5 yang dilakukan oleh kontraktor utama Chiyoda Chemical Engineering Corp. Bekerja sama dengan Mitsubishi Corp. dan PT. Purna Bina Indonesia. Proyek mulai dikontruksi awal bulan Februari 1982 dan selesai pada akhir tahun 1983. Pada Desember 1983 dilakukan pengapalan LNG ke Jepang bagian barat.

c. Arun Project III

Proyek ini juga merupakan pengembangan dari proyek-proyek sebelumnya. Proyek ini membangun train 6 yang dilakukan oleh kontraktor utama JGC Group. Kontruksi dimulai awal November 1984 dan selesai November 1986. Ini merupakan realisasi kontrak jual dengan Korea Selatan. Pada tanggal 21 Oktober 1986, pengapalan LNG pertama ke Korea Selatan.

Pada awal beroperasinya, kilang Arun hanya memproduksi LNG yang mengandung komponen dominan metana (CH4) dan sedikit etana (C2H6) serta fraksi berat lainnya yang dimanfaatkan sebagai media pendingin kilang, juga menghasilkan kondensat yang merupakan hasil sampingan dari pengolahan fraksi berat pada gas alam yang meliputi proses dalam produksi LNG.

Sebagai langkah perluasan produksi dan pengembangan usaha, PT. Arun NGL melakukan diverifikasi produk dengan memanfaatkan unsur-unsur propana dan butana yang mempunyai nilai lebih tinggi dibandingkan dengan nilai jual kondensat yang merupakan hasil pembuangan kedua unsur tersebut, sehingga diharapkan dapat menambah devisa negara disamping produksi utama. Kemudian dilakukan studi dan penelitian terhadap kilang dan komposisi gas alam agar diverifikasi produk yang dilakukan tidak mengganggu mutu dan jumlah produksi LNG serta suplai media pendingin untuk kilang. Dengan hasil penelitian yang positif maka dibuat master plant pembangunan kilang LPG antara pertamina dengan para konsumen dari Jepang pada tanggal 15 Juli 1986. Pembangunan kilang LPG dimulai pada tanggal 24 Februari 1987 berdasarkan kontrak yang telah disepakati Pertamina dengan JGC sebagai kontraktor utama di bawah supervisi PLLP (Pertamina LNG-LPG) dan pembangunannya tetap berdampingan dengan kilang LNG yang sudah ada, dimana pembangunan dilakukan dalam 3 tahap. Pembangunan tahap pertama dimulai akhir Februari 1987 dan selesai bulan Maret 1988. Tahap kedua selesai bulan Oktober 1988 dan tahap ketiga selesai pada bulan Desember 1988. Pengapalan pertama produk LPG dilakukan pada tanggal 2 Agustus 1988 ke negara tujuan Jepang. Namun sejak tahun 1999, PT. Arun NGL tidak lagi memproduksi LPG, disebabkan karena jumlah cadangan gas alam yang semakin menurun. Sebagai upaya mempertahankan produksi maka diupayakan pencarian sumber gas baru seperti Pase dan Sulfur Recovery Unit (SRU).

Salah satu sumber gas alam baru tersebut adalah sumber gas alam lepas pantai di ladang SRU yang terletak di Selat Malaka 107,6 km (68 mil) dari lokasi kilang Arun Blang Lancang. Ladang gas alam SRU memiliki luas wilayah sebesar 27500 Ha dan berada pada kedalaman laut 350 ft (106,68 m).

Pada tahun 1998 dilakukan proyek pembangunan SRU A yang meliputi unit pengolahan gas guna memenuhi spesifikasi bahan baku yang sesuai dengan persyaratan proses pencarian gas alam yang sudah ada di kilang Arun. Fasilitas ini dibangun untuk mengolah 450 MMSCFD gas alam dari platform offshore sebagai tambahan bahan baku gas alam dari ladang Arun di Lhoksukon yang semakin berkurang.

Komposisi gas alam dari SRU mengandung kadar CO2 dan H2S yang sangat tinggi masing-masing sekitar 33% CO2 dan 1,4% H2S yang sangat tinggi dalam gas umpan dari ladang SRU maka perlu digunakan teknologi terbaik yang tersedia saat ini dan biasa disebut Best Available Control Technology (BACT) agar tidak menimbulkan pencemaran.2.2 Struktur Organisasi PT Arun NGL

PT.Arun NGL pada saat ini masih dalam proses perubahan yakni proses restrukturisasi organisasi melalui Work Process Re-engineering. Pada saat ini kegiatan program perubahan terhadap organisasi yang lama melibatkan pihak-pihak yang terkait seperti Cambridge Management Consulting, Manager dan Superintendent, dan Task Force, sebelum organisasi baru. Berdasarkan prinsip tersebut dan penyederhanaan proses kerja, organisasi PT.Arun NGL yang baru dikembangkan.

Pimpinan tertinggi organisasi PT.Arun NGL adalah President Director (PD) yang berkantor di Jakarta. Untuk Plant site dipimpin oleh Vice President Director (VPD) yang bertanggung jawab kepada PD. VPD PT Arun NGL membawahi:

Vice President Operation & Maintenance

Vice President General Services Relation and Legal Manager Finance and Accounting Manager

Internal Audit Manager2.2.1 Operation & Maintenance Division

Tugas utama divisi ini ialah mengelola gas alam menjadi gas alam cair (LNG). Merencanakan produk LNG dan kondensat. Menyimpan LNG dan kondensat, mengapalkan ketujuan serta mencegah terjadinya kerugian perusahaan. Divisi ini membawahi empat seksi yaitu seksi LNG, seksi SRU (Sulfur Recovery Unit), seksi FSHE (Fire Safety Health Environmental) dan seksi Off-Plot dan Marine.

2.2.2 General Services Division

Divisi ini bertanggung jawab melakukan pemeliharaan sarana dan prasarana yang terkait dengan pemprosesan dari gas alam cair (LNG) dan kehidupan keluarga diperumahan perusahaan. Divisi ini membawahi empat seksi yaitu seksi FSS (Facilitiees Support and Security), seksi Supply Chain, seksi T & ES dan seksi IT.

2.2.3 Relation and Legal Section

Seksi ini menggemban tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Seksi ini bertugas mendukung pelaksanaan tugas seksi lain dengan menyediakan sumber daya manusia yang diperlukan.

Seksi ini juga bertugas menangani hal-hal yang berhubungan dengan kepentingan masyarakat, mengkomunikasikan kebijakan dan kegiatan PT. Arun NGL kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik. Selain itu, juga menangani tamu-tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun NGL.

2.2.4 Finance and Accounting SectionSeksi ini bertugas menangani administrasi keuangan perusahaan seperti membayar invoice, gaji pegawai dan tunjangan-tunjangan. Seksi ini juga menangani pembayaran pajak perusahaan dari pegawai dan membuat laporan setiap bulan dan akhir tahun.2.2.5 Internal Audit Section

Seksi ini bertanggung jawab untuk memeriksa aliran keuangan dan kewajaran dalam pemakaian setiap aset atau harta benda milik perusahaan yang dipakai untuk keperluan proses di kilang maupun keperluan administrasi dikantor PT.Arun NGL. Secara struktur organisasi Internal Audit dibawah PD tapi karena seksi ini berkantor di Plant Site maka secara pelaporan dan pengawasan tetap di bawah VPD. Organisasi General Auditor di bawah PD tapi karena seksi ini berkantor di Plant Site maka secara pelaporan dan pengawasan tetap di bawah VPD. 2.3 Kondisi PT Arun NGL Terkini

PT.Arun NGL merupakan suatu perusahaan yang mengelola gas alam cair (LNG) dan juga kondensat sebagai produk sampingan. LNG (Liquified Natural Gas) berarti gas alam yang dicairkan. Prinsip utama dari pencairan gas alam ini adalah menurunkan suhu gas dari 32 menjadi 160 dengan proses pendinginan dan ekspansi pada temperatur yang rendah sekali yang disebut dengan cryogenic temperatur yaitu -160 pada tekan 1 atm.

Tujuan dari pencairan ini adalah untuk mempertinggi efisiensi pengangkutan dan penyimpanan karena volume gas sebelum dan sesudah dicairkan adalah 630 : 1 artinya kita akan mendapatkan 1 cu.ft LNG jika kita mencairkan gas alam sebanyak 630 cu.ft batasan komposisi LNG itu didomonasi oleh metana dan sedikit etana serta propana.

Disamping memproduksi LNG sebagai produk utama, PT Arun NGL juga menghasilkan kondensat sebagai produk sampingan berupa fraksi-fraksi hidrokarbon yang terikut bersama dengan gas alam. Kondensat yang diproduksi harus mempunyai persyaratan dan spesifikasi yang telah ditentukan yaitu RVP (Rate Vapor Pressure) maksimum 13 psig pada temperatur 100 dengan spesifik gravity 0,760 (54PI).

Dari enam buah train yang dimiliki oleh PT.Arun NGL, saat ini hanya dua train saja yang bekerja yaitu train nomor 4 dan 5. Hal ini dilakukan untuk penghematan bahan bakar dan memperkecil biaya produksi. Train yang masih berproduksi secara maksimal adalah train 5 sedangkan train 4 hanya sebagai sirkulasi hasil produksi dari train 5 adalah 4,212,07 Btu/M3. BAB III

KILANG LNG ARUN SECARA UMUMLiquefied Natural Gas atau yang biasa disingkat LNG merupakan gas alam yang dicairkan. Prinsip dasar dari proses pencairan gas alam adalah untuk menurunkan suhu gas dari 32oC menjadi -162oC. Proses pencairan gas alam ini dilakukan dengan cara penurunan suhu gas dengan proses pendinginan dan proses ekspansi pada temperatur yang sangat rendah yang dikenal dengan proses cryogenic. Pada tekanan atmosfer, suhu didih produk LNG jauh dibawah suhu beku air, yaitu -162 oC. Pada kondisi ini, satu satuan volume LNG dibentuk dari sekitar 630 satuan volume gas-nya (1:630).Tujuan pencairan gas alam adalah untuk mempermudah pengangkutan ke tempat-tempat yang jauh, karena perbandingan gasnya 630 : 1. Artinya bila gas sejumlah 630 m3 maka setelah dicairkan volumenya akan menjadi 1 m3 cairan LNG. Dengan demikian dapat menghemat pemakaian ruang dan juga dapat mempertinggi efisiensi pengangkutan dan penyimpanan.

Dahulu pemakaian gas alam sebagai salah satu sumber energi masih belum mendapat perhatian penuh karena kesulitan untuk mengangkut dan menyimpan gas itu sendiri. Orang dulunya berfikir bahwa gas alam hanya dapat dipakai oleh konsumen jika konsumen tersebut memiliki pipa yang di desain khusus untuk penyaluran gas alam dari pabrik. Disamping itu gas alam yang sangat sulit untuk diangkut ke tempat-tempat terpencil dan jauh. Seiring perkembangan zaman dan teknologi yang terus canggih, berbagai kendala untuk pengangkutan dan penyimpanan gas kini dapat diatasi dengan baik. Beberapa kelebihan yang dimiliki oleh LNG adalah : sifatnya yang hampir tidak mengakibatkan polusi udara

tidak beracun

aman

lebih ringan dari udara

mempunyai nilai bakar yang cukup tinggi3.1 Komposisi feed gas (gas umpan) kilang Arun

Komposisi feed gas LNG kilang PT.Arun NGL., dapat dilihat pada tabel berikut.

Tabel 3.1 Komposisi feed gas proses LNGKomposisi% Mol

N20,196

C170,072

CO223,828

C23,641

C31,168

i - C4H100,281

n - C4H100,333

i - C5H120,176

n - C5H120,109

nC6+0,196

Total100,000

Sumber : General Services Laboratory, PT. Arun NGL (Juni 2014)

Komponen-komponen seperti CO2, H2S dan merkuri disebut komponen-komponen impuritis, yaitu komponen/senyawa yang tidak diharapkan. Ketiga komponen impuritis tersebut, mempunyai suhu beku lebih tinggi dari suhu cair methane (produk LNG). Sehingga dapat mengganggu proses pencairan dan merusak peralatan proses. Selain itu, merkuri sangat korosif terhadap aluminium, yaitu material/bahan dominan pada peralatan-peralatan proses pencairan. Dengan komposisi yang sedemikian, maka perlu adanya suatu proses pemurnian gas sebelum masuk ke proses pencairan.3.2 komposisi feed gas dari SRU plant

Komposisi feed gas (sale gas) dari SRU plant adalah seperti tabel berikut ini.

Tabel 3.2 Komposisi feed gas (sales gas) dari SRU plant

KomposisiMol %

Heksana plus0,119

Nitrogen0,959

Metana69,870

Carbondioksida25,004

Etana2,903

Hidrogen Sulfida0,039

Propane0,719

Iso-Butana0,125

N-Butana0,125

Iso-Pentana0,084

N-Pentana0,054

Sumber : General Services Laboratory, PT. Arun NGL (Juni 2014)3.3 Komposisi KondensatPT. Arun NGL selain memproduksi LNG sebagai produk utama, juga menghasilkan produk sampingan yang terdiri dari fraksi-fraksi hydrocarbon berat yang terikut bersama-sama dengan gas alam dari sumber ladang gas Arun. Produk samping ini kita kenal dengan nama kondensat. Kondensat juga bisa menjadi alternatif energi yang memiliki prospek cukup baik dewasa ini.

Kondensat yang diproduksi harus memenuhi persyaratan dan spesifikasi yang telah ditentukan yaitu memiliki Rate Vapor Pressure (RVP) maksimum 13 psi pada temperatur 100oF dengan specific gravity 0,76 (54o API).

Kondensat ini umumnya di ekspor ke negara-negara seperti Jepang, Singapura, Amerika, Australia, Perancis dan Selandia Baru. Di negara-negara tersebut, kondensat digunakan sebagai bahan baku untuk industri petrokimia yang juga berguna sebagai polimer, plastik, pelarut atau akan diolah kembali pada kilang minyak untuk dijadikan sebagai bahan bakar minyak. Adapun kondensat analysis dapat dilihat pada Tabel 3.3 Tabel 3.3 Kondensat AnalysisParameterNilai

SG0,7538

API 600F56,2

Sulfur WT %0,02

BS & WNIL

RVP 1000F, Psi8,7

Sumber : General Services Laboratory, PT. Arun NGL (Juni 2014)3.4 Spesifikasi komposisi produk LNGTabel 3.4 Spesifikasi komposisi produk LNG

Komposisi% Mol

N20,035

CH489,587

CO20,000

C2H67,197

C3H82,175

i - C4H100,517

n - C4H100,485

i - C5H120,004

n - C5H120,000

Total100,000

Sumber : General Services Laboratory, PT. Arun NGL (Juni 2014)3.5 Proses-proses dikilang LNG Arun

Kilang LNG Arun memiliki puluhan unit-unit utama dan pendukung, yang dimulai dari unit-unit di inlet Facilities sampai dengan unit-unit dibagian pengapalan (loading).

Secara umum tugas dari proses dikilang LNG Arun, adalah sebagai berikut

Menerima gas dan condensat dari point-A (Lhoksukon) dan ladang NSO

Memurnikan dan mengolah feed gas menjadi produk LNG sesuai spesifikasinya

Menyimpan dan mengapalan produk LNG dan condensat

3.5.1 Inlet facilities

Area fasilitas Proses pemipaan, pertama sekali menerima gas dan kondensat. Proses condy, terdiri dari beberapa unit, yaitu :

Unit 14= Unit pemipaan fuel make up

Unit 15= Unit pemipaan kondensat

Unit 16= Unit old condensat line

Unit 17= Unit pemipaan feed gas

Unit 18= Unit pemipaan gas ke national project

Unit 19= Unit pengiriman gas untuk pabrik pupuk National Project

Unit-unit lain di Inlet Fasilities antara lin adalah:3.5.1.1 Unit 20 A (first stage)

1st stage flash drum ini telah mengalami modifikasi disebabkan oleh feed gas declining dan perubahan komposisi feed gas dari Point-A ke Point-B serta adanya tambahan supply feed gas (sales gas) dari SRU plant. Keempat 1st stage drum ini difungsikan, sebagai berikut : D-2001 A= 16SlS ReBOG pipeline sebagai fuel make up ke unit 75

D-2001 B= Menerima sales gas dari SRU via Unit 26

D-2001 C&D= Menerima feed gas dari Arun Field-Lhoksukon

3.5.1.2 Unit 20B (Condensat Recovery Unit)

Menerima dan menstabilkan kodensat yang dialirkan langsung dari point-A, SRU plant dan unit fraksinasi dari bottom debutanizer Unit 5X.

3.5.1.3 Unit 5X (fractionation/refrigerant preparation)

Refrigeration preparation unit 5X terdiri dari dua unit fraksinasi yang identik yaitu unit 51 & 52. Unit ini mengambil feed liquid dari scrub tower bottom ditrain dan deethanizer bottom di LPG plant. Unit ini menghasilkan ethane, propane dan butana sebagai pemasok komponen-komponen proses ditrain-train LNG, yaitu Multi Component Refrigerant (MCR).3.5.2 Sulfur Recovery Unit (SRU) PlantUnit-unit yang ada di SRU plant, adalah sebagai berikut :

Unit 27= Sulfinol Gas Treating Unit

Unit 28= Sulphur Recovery Unit

Unit 29= Tail Gas Unit

Unit 59= Sulfur Pelletizing Unit

Unit 22= Oxigen Plant Unit

Gambar 3.1 : Diagram Interaksi Antar Unit di SRU Plant3.5.2.1 Uraian umum SRU plantPenyerapan terhadap gas dari offshore dilakukan dengan alasan:

Pertimbangan Safety dan Environmental yaitu:

H2S gas yang sangat beracun dan korosif sementara CO2 akan membeku pada unit liquefaction

Mengurangi SO2 emisi-lingkungan (Amdal)

Pertimbangan kemampuan Absorbsi di LNG train, yaitu :

Agar komposisi CO2 dan H2S mendekati sumber gas dari point-A

Pertimbangan Ekonomi, yaitu :

H2S dikonversi menjadi produk Sulfur

CO2 reducing, menaikkan nilai kalor dalam Acid gas

Bisa menambah jumlah gas umpan ke LNG plant3.5.2.2 Unit 27-Sulfinol Treting Unit (STU)

Fungsi Sulfinol Treating Unit (Unit 27), yaitu:

Treating Unit menerima sour gas 460 mmscfd dari offshore

Mengabsorbansi sour gas menjadi sales gas

Mengirim sales gas, 410 mmscfd ke LNG plant

Menstrip Condensat dan mengirim ke LNG plant

Meregenerasi larutan sulfinol sebagai media pengerap kembali

Memisahkan CO2 dari rich sulfinol, CO2 dikirim ke Thermal Oxydizer

Mengirim acid gas ke Unit SRU

Target: Unit STU mampu menyerap H2S hingga 97,7%

Tabel 3.5 Hasil penyerapan H2S dan CO2 di STUImpurities componentOffshore GasAfter SRU Treating

H2S1,5%0,024% (240 ppm)

CO233,0%25%

Tabel komposisi feed gas dan sales gas dapat dilihat pada tabel berikut iniTabel 3.6 Komposisi feed gas dan sales gasKomponenSour Feed Gas

Ke Kilang SRU PlantTreated Gas

Ke LNG Train

C6+ (% Mol)0,1950,097

N2 (% Mol)0,7360,880

C1 (% Mol)61,22069,727

CO2 (% Mol)33,25525,386

C2 (% Mol)2,5082,764

H2S (% Mol)1,0670,016

C3 (% Mol)0,6080,690

i-C4 (% Mol)0,1430,158

n-C4 (% Mol)0,1530,168

i-C5 (% Mol)0,0680,070

n-C5 (% Mol)0,0470,044

TOTAL100,00100,000

HHV BTU/SCF790,3

3.5.3 SRU Booster Unit, Unit 26

Gas alam yang keluar dari Unit 27, SRU plant, adalah gas yang komposisi hidrokarbon-nya mirip dengan feed gas yang akan diolah di treating unit (Unit 3X). Tetapi gas ini masih bertekanan dan bersuhu rendah, juga masih menyisakan banyak kandungan senyawa H2S dan CO2. Dengan demikian, maka diperlukan suatu unit untuk menaikkan tekanan dan suhu agar feed gas ini dapat dicampur dan dialirkan bersama-sama dengan feed gas yang berasal dari point-A yang bertekanan tinggi, untuk selanjutnya dialirkan ke proses berikutnya.

Feed masuk ke Unit 26 melalui pipa 24 dan selanjutnya dinaikkan tekanannya di Booster Compressor, K-2601, yang memiliki dua tingkat dan digerakkan oleh tenaga turbin gas, KGT-2601. Aliran outlet (discharge) 1st stage compressor K-2601 yang bertekanan sedang, diinginkan di inter cooler EM-2601 (6 buah fin fan) dan aliran discharge 2nd stage K-2601 yang bertekanan tinggi, didinginkan di after cooler EM-2602 (6 buah fin fan) selain untuk keamanan K-2601 saat terjadi gangguan aliran (surge).

Setelah EM-2602, feed gas dialirkan ke Reheater E-2603 dengan media pemanas steam yang bertujuan untuk menjaga suhu feed agar H2S yang masih terkandung didalamnya tidak terkondensasi setelah keluar dari Unit 26 dan dialirkan ke unit berikutnya.

Oleh karena lokasi pengiriman dari Unit 26 ke unit berikutnya relatif jauh, maka untuk menjaga agar panas feed gas ini tetap selama mengalir didalam pipa transfer, selain diberi isolasi, pipa juga dilengkapi dengan steam-coil, yaitu tube yang dialirkan steam dan dililitkan secara spiral sepanjang pipa transfer.

Interaksi unit-unit/sistem-sistem yang berhubungan dengan Unit 26, dapat dilihat pada gambar 3.2 berikut

Gambar 3.2 Interaksi unit booster (Unit 26)3.5.4 Proses kilang LNG

Proses kilang lng meliputi sistem pemurnian gas (gas treating symtem) dan sistem pencairan (liquefaction). Selain itu, feed gas (NGL) dimasukkan ke proses pemisahan/separasi C2+ (LPG Plant) untuk mengurangi nilai kalor (BTU).

3.5.4.1 Sistem Pemurnian Gas (Gas Treating System)

Unit 3X ini berfungsi untuk memisahkan impurities (CO2, H2S, Hg dan hidrokarbon berat) dari dalam feed gas. Merkuri (Hg) diadsorpsi oleh karbon aktif yang diperkaya dengan sulfur dan membentuk HgS dalam carbon bed adsorber (mercury adsorber). Sedangkan karbondioksida (CO2) dan hidrogen sulfida (H2S) dihilangkan dengan proses absorbsi pada carbonate absorber dan dilanjutkan di DEA absorber (sistem ini dikenal dengan nama Benfield High Pure System).

Gas dari inlet fasilities unit diturunkan tekanannya melalui sebuah kerangan penurun tekanan dan memasuki feed gas knock out drum. Hidrokarbon yang terkondensasi dari gas, dikembalikan ke second stage flash drum dicondensat recovery unit. Pengurangan cairan hidrokarbon perlu dilakukan untuk mencegah terjadinya foaming pada aliran proses.

Proses penyerapan merkuri (Hg)Setelah relatif bebas dari hidrokarbon cair, gas kemudian dialirkan masuk ke exchanger, E-3X01B, dengan media pemanas aliran lean carbonate agar mencapai suhu optimal penyerapan merkuri berikut (800C). Suhu yang terlalu tinngi dapat menyebabkan kerusakan/rengkahnya sulphur activated carbon pada mercury adsorber. Suhu rendah, mengakibatkan proses penyerapan merkuri tidak maksimal.

Gas yang telah dipanaskan masuk melalui dua buah carbon bed adsorber (mercury absorber), yang bertujuan untuk menghilangkan kandungan merkuri. Merkuri dalam jumlah kecil bereaksi dengan sulfur dan membentuk merkuri sulfida yang diadsorbsi ke karbon aktif yang diisikan ke dalam carbon bed absorber tersebut. Merkuri dipisahkan untuk menghilangkan kemungkinan terjadinya korosi dalam tubing dan pipa-pipa aluminium dan diharapkan usia dari setiap karbon aktif tersebut sekitar lima tahun.

Gas memasuki adsorber melalui top dan selanjutnya mengalir kebawah (carbon bed) dikontak-kan dengan butiranbutiran sulphur activated carbon. Kandungan merkuri dalam feed gas akan diikat oleh sulfur dan selanjutnya diserap dalam pori-pori carbon aktif.Hg+S

HgS

Setelah melewati bawah bed, gas meninggalkan absorber melalui sebuah gauge strainer besar kedalam pipa outlet utama dan dialirkan menuju sistem carbonat (Carbonat absorber).Proses penyerapan CO2 & H2S dengan larutan karbonat

Setelah meninggalkan carbon bed adsorber, gas dipanaskan lebih lanjut pada second feed carbonate exchanger. Gas yang telah dipanaskan kemudian masuk ke bagian bawah carbonat absorber. Sistem distribusi pada inlet mengarahkan gas ke arah atas melalui absorber. Gas bersentuhan dengan aliran kalium karbonat (K2CO3) yang turun ke bawah. Dalam kondisi ini karbonat Dioksida (CO2) didalam gas berkurang sampai dibawah 1% dan hidrogen sulfida (H2S) diharapkan bisa terserap hingga 100% oleh larutan karbonat yang dicampur sedikit diethanol amine (DEA), kemudian gas didinginkan didalam fin-fan cooler sebelum memasuki DEA absorber.

Gas denagn suhu 1070C dan tekanan %0,2 kgf/cm2 masuk ke carbonate absorber. Sebelumnya, saluran 20 tersebut dipencar menjadi dua saluran 14, hal ini untuk membantu distribusi gas internal. Gas lewat ke atas melalui absorber dan bersentuhan dengan dua arus aliran larutan karbonat yang mengalir turun ke bawah, ketika meninggalkan lower bed naik melalui sebuah upper bed. Selanjutnya gas menuju ke atas melalui dua liquid distribution trays. Hal ini untuk mencegah carry over larutan dengan gas, sehingga gas pada kondisi ini telah melepaskan sebagian besar CO2 melalui sebuah demister dan meninggalkan puncak absorber. Tekanan gas ketika meninggalkan absorber adalah sekitar 49,8 kgf/cm2 dan suhu 900C.

Fungsi dari carbonat absorber adalah untuk memisahkan CO2 dan H2S yang terdapat didalam feed gas yang dapat mengganggu atau merusak peralatan-peralatan pabrik. Dimana gas CO2 akan membeku pada suhu yang sangat rendah sehingga menyebabkan pemampatan pada pipa-pipa atau tube-tube yang terdapat pada alat pencairan gas alam. Sedangkan H2S merupakan gas racun yang sangat korosif terhadap peralatan-peralatan yang ada pada pabrik. Oleh karena itu kedua komponen ini harus dihilangkan dari dalam feed gas.

Sirkulasi cairan karbonat

Larutan lean carbonate yang bebas CO2 dan H2S dipompakan dari pump carbonate regenerator oleh dua set pompa yang dipasang secara seri pada carbonat absorber. Larutan dari aliran total memasuki bagian bawah absorber dan selebihnya 25% didinginkan terhadap feed gas yang masuk kedalam feed/lean carbonate exchanger sebelum memasuki bagian atas absorber, tujuannnya untuk memperbaiki penyerapan CO2 lebih lanjut.

Larutan karbonat kemudian turun kebagian bawah absorber dan bersentuhan dengan gas yang mengalir ke bagian atas. CO2 dan sedikit H2S diserap oleh larutan karbonat, dimana terjadi reaksi eksterm (menghasilkan panas) dan merubah larutan kalium karbonat menjadi larutan kalium bikarbonat.

Reaksi penyerapan CO2 adalah sebagai berikut:

CO2 + H2O + K2CO3 2KHCO3 Reaksi penyerapan H2S adalah sebagai berikut:

H2S + K2CO3 + KHS 3KHCO3Larutan rich carbonate kemudian mengalir dari abgian bawah absorber melalui level and let-down control valve ke bagian atas carbonat regenerator. Gas-gas yang bersifat asam dan uap air dari puncak regenerator didinginkan didalam regenerator overheat accumulator dan cairannya dipompakan kembali ke regenerator sebagai reflux (sebagian dari cairan juga dipompakan ke DEA regenerator sebagai wash tower), kemudian kelebihan air dialirkan ke saluran buangan oily water.

Larutan karbonat yang mengalir turun pada kolom melewati tiga packing bed yang berisi stainless steel pall rings, kemudian dilewatkan secara gravitasi melalui sebuah chimney tray draw off ke carbonat regenerator. Pengisian pertama larutan karbonat dengan tambahan DEA dan kalium bikarbonat dibuat di dalam sebuah pump dan telah diaduk sebelum ditambahkan kedalam sistem. Penambahan ini berfungsi untuk menggantikan kehilangan larutan karbonat pada saat diregenerasi dari CO2 dalam kolom carbonat regenerator.

Proses penyerapan CO2 & H2S (sisa) dengan larutan DEA (tanpa D-3X09)

Aliran gas yang masuk dari bagian atas carbonate absorber, setelah didinginkan di dalam fin-fan cooler memasuki bagian bawah DEA absorber. Gas didistribusi ke atas melalui sebuah demister ped, setelah itu melalui sebuah chimney tray, lalu ke bagian utama kolom. Gas dikontakkan dengan larutan lean Dea yang mengalir turun melalui absorber. Dengan proses pembersihan dan penyerapan ini, kandungan CO2 dalam aliran gas diharapkan berkurang sampai 50 ppm. Fungsi dari sistem ini adalah untuk menyerap CO2 dan H2s yang masih tersisa didalam gas umpan.

Proses absorbsi pada DEA sistem adalah proses penyerpan CO2 dan H2S dengan memakai dua bed pall ring sebagai kontraktor. Reaksi yang terjadi adalah: Pada H2S :

2R2NH + H2S (R2NH2)2S

Lean DEA + Hidrogen Sulfida Unsaturated rich DEA

PADA CO2 :

2R2NH + H2S + CO2 (R2NH2)2 CO3

Unsaturated Lean DEA + air + carbondioksida rich DEAReaksi ini dapat dicapai pada tekanan tinggi dengan suhu rendah. Batas maksimum CO2 dan H2S yang diizinkan dalam gas umpan yang keluar dari DEA absorber adalah 40 ppm dan 3 ppm. Gas yang telah dibersihkan melaui sebuah demister keluar melalui puncak absorber yang melewati fin-fan cooler untuk diingikan sebelum memasuki treated gas wash tower.

Sirkulasi cairan DEA

Cairan Lean DEA keluar dari bagian bawah regenerator DEA melalui sebuah vortex breaker. Cairan lewat secar gravitasi melalui tiga lean/rich DEA exchanger sebelum memasuki suction pompa lean DEA. Suhu fin-fan coolr dikonrol melalui sebuah lean DEA cooler kedalam puncak absorber. Maksud dari pengontrolan suhu ini adalah untk mendapatkan penyerapan yang terbaik di dalam DEA aborber. Air dan Hidrokarbon yang terkumpul pada bagian bawah absorber ditunjukka oleh level gleses, air yang sedang dipisahkan diatur dengan level control, sedangkan hidrokarbon keluar secara manual ke scond stage fles drum di condensate recovery unit. CO2 dan H2S yang terserap dilepaskan dari larutan rich DEA ketika larutan itu mellui kolom. Kemudian larutan rich DEA yang keluar melalui bottom regenerator melalui sebuah chymnei tray mengalir kedala steam reboiler. Di dalam reboiler , DEA mengalir melewati sebuah internal weir. Internal weir ini berfungsi untuk menjaga level cairan tetap diatas tube bundle. Larutan DEA kemudian mengalir ke bagian DEA regenerator dan siap untuk disirkulasi kembali.Treated gas wash towerGas yang telah diolah dari DEA absorber memasuki wash tower dibagian tengah. tower ini berfungsi berfungsi sebagai pembersih untuk memisahkan hidrokarbon yang terkondensasi setelah pendnginan. Gas umpan kemudian disiram dengan high pressure water untuk mencegah terikutnya larutan DEA ke dalam gas umpan sebelum dikirim ke unit 4X.

Cairan dalam wash tower mengalami pemisahan pada lapisa air bagian bawah dan lapisan hidrokarbon bagian atas, setelah itu gas tersebut melewati buble cap trays dan sebuah demister sebelum meninggalkan wash tower dan mengalir ke unit 4X.3.5.4.2 Sistem pencairan gas ( Liquefaction ), unit 4XUnit ini merupakan bagian pencairan gas pada kilang PT.Arun. unit 4X ini di desain untuk menerima gas alam Yang telah diolah dari unit 3X. Fungsi dari unit ini adalah untuk memisahan sisa kandungan air dalam gas, dan mendinginkan gas sampai suhu mengalami perbahan fasa menjadi cair yaitu pada suhu -1620C dengan menggunakan media pendingin .Multi compent Refrigerant (MCR) yang dikenal sebagai refrigeration system, setelah itu LNG yang dihasilkan dikirim ke tangki LNG di unit 60. Refrigeration system yang dibutuhkan disuplai oleh dua rangkaian tertutup dan berdiri sendiri, yaitu propane dan campuran MCR, sedangkan propane sendiri diinginkan oleh air laut. Selain mendinginkan dan mengkondensasi gas yang telah diolah, propane juga mendinginkan dan mengkondensasi MCR. MCR merupakan campuran komposisi methane, ethane, propane, dan nitrogen.

Feed gas yang keluar dari system pemurnian yang telah bebas dari impuritis, masuk ke proses pencairan (Unit 4X) yang meliputi :

Seksi pengeringan ( dehydration section). Seksi pemisahn ( scrubbling suction).

Seksi pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section).Seksi pengeringan (dehydration section)Seksi ini berfungsi untuk memisahkan uap air yang terbawa masuk kedalam seksi pemisahan dan pencairan, dimana uap air dapat menimbulkan penyumbatan pipa-pipa aliran gas pada unit-unit yang beroperasi pada suhu rendah dan lebih berbahaya lagi bisa mengakibatkan pecahnya tubing-tubing di dalam ( MHE).

Proses adsorbsi berlangsung di dalam feed vapor dryer yang terdiri dari dua drum dryer (A dan B ) yang dipasang secara paralel dan beroperasi masing-masing selam 8 jam secara bergantian. Dalam keadaan operasi normal, jika pada 8 jam pertama dryer A dalam kedaan drying maka dryer B pada saat yang sama diregenerasikan untuk mengaktifkan kembali moleculer sieva yang telah menyerap air selama 8 jam . sebelumnya uap air dalam gas keluar dari feed vapour dryers ( V-4X01 A/B ) dan dianalisa oleh AR-4X04.Jika feed gas masih mengandung air lebih besar dari 0,5 ppm, maka gas sebelum dapat dialirkan ke scrubbing suction. Namun bila kandungan air keluaran dryer telah mengizinkan, gas dialirkan ke E-4X09 untuk didinginkan oleh propane cair sehingga -70C dan setelah pendinginan gas masuk ke scrub tower.Seksi pemisahan fraksi berat (scrubbing section)

Fungsi seksi ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon berat yang terdapat dalam feed gas yang dapat menyebabkan penyumbatan tube-tube dalam MHE yang beroperasi pada suhu rendah.

Feed gas dari seksi pengeringan terdiri dari campuran hidrokarbon yang mempunyai titik didih yang berbeda, maka dalam scrub tower ini dipakai prinsipDistilasi. Didalam scrub tower, fraksi hidrokarbon dipisahkan berdasarkan perbedaan titik didih karena feed gas dari seksi pengeringan terdiri dari campuran hidrokarbon yang mempunyai titik didih yang berbeda. Feed gas terlebih dahulu didinginkan dalam feed medium propane exchanger. Akibatnya hidrokarbon berat akan terkondensasi dan mengalir ke bottom tower dan dialirkan ke refrigerant preparation unit untuk memperoleh ethane dan propane yang dibutuhkan dalam proses pencairan nanti. Sedangkan fraksi ringan dengan komposisi dominan adalah methane, akan keluar melalui puncak tower dan kemudian didinginkan dengan propane liquid pada kondenser, sebelum dimasukkan kedlam separator.

Akibat pendinginan propane dan ethane yang terikut akan terkondensasi dan cairan ini sebagian akan dikembalikan ke scrub tower sebagai refliks. Residu gas dari unit separation yang mengandung 97% methane dialirkan ke unit pencairan (MHE) dan untuk kebutuhan komposisi MCR juga diambil disini.

Seksi pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section)

Fungsi dari unit ini adalah untuk mencairkan dan menurunkan tekanan feed gas. Sistem pendinginan pada uint ini dilakukan secara dua tahap, yaitu : Pendinginan menggunakan propane refrigerant, selian itu propane juga digunakan untuk mendinginkan MCR (Multi Component Refrigerant) dan sebagai bahan pendingin selanjutnya. Pendinginan menggunakan MCR, dimana gas alam didinginkan hingga -162C sehingga terjadi perubahan fasa dari gas menjadi cair.

Sistem Propane (Propane refrigerant)

Sistem propane refrigerant menyuplai refrigerant (coolant) ke aliran feed gas. Sistem ini menyuplai coolant ke rangkaian MCR. Uap propane didinginkan didalam rangkaian dari propane desuperheaters. Uap kemudian dikondensasi di dalam propane condenser, setelah itu dialirkan kembali ke section drum untuk masing-masing tingkat sebagai pengontrol anti surge. Propane yang terkondensasi dari kondenser selanjutnya memasuki dasar dari propane accumulator. Sebuah scrubber dan sebuah condenser dipasang pada puncak akumulator. Media pendinginan condenser ini adalah propane cair dari cairan didasar accumulator.

Fungsi dari bagian puncak adalah untuk membuang gas-gas ynag tidak dapat dikondensasikan ke udara dan ethane dari sistem refrigerant.

Tiga aliran propane cair diambil dari aliran utama, satu ke shell side dryer reactivation chiller, yang kedua ke shell side molecular sieve precooler, sedangkan yang ketiga ke shell side high pressure propane exchanger untuk mendinginkan MCR. Uap-uap dari ketiga exchanger semua dikembalikan ke high pressure suction drum. Aliran propane cair yang berasal dari high pressure suction drum disuplai ke shell pada medium pressure propane exchanger, proses ini dapat berfungsi untuk mendinginkan MCR yang menuju ke MCR separator. Uap dari exchanger ini kembali ke medium pressure suction drum dengan level terkontrol.Main Heat Exchanger, E-4X18

Main exchanger dibagi atas dua bagian yaitu bundle yang hangat pada dasar dan bundle yang dingin pada puncak. Gas yang memasuki exchanger berada pada suhu -30C dan tekanan 45 kgf/cm2 , sedangkan gas yang meninggalkan exchanger bersuhu sekitar -146C dan tekanan 36,6 kgf/cm2. Pada kondisi seperti ini sudah disebut sebagai LNG.

Tekanan LNG ketika meninggalkan exchanger diturunkan dari 36,6 kgf/cm2 , sehingga suhu gas pada kondisi ini turun hingga mencapai -162C pada saat memasuki product drum. LNG dipompakan ke sistem penyimpanan LNG dengan level terkontrol, gas yang menyembur dari puncak drum diuapkan lebih lanjut didalam feed/reject gas exchanger. Penguapan ini dilakukan oleh 5% feed gas dari cabang scrub tower separator sehingga gas ini mengalir ke section fuel gas compresor.

Sistem Multi Component Refrigerant (MCR)

MCR adalah media yang dipakai untuk mendinginkan feed gas menjadi LNG di dalam Main Heat Exchanger, E-4X18. MCR terdiri dari methane, ethane, propane dan nitrogen. MCR tersebut dikompresi oleh first stage MCR compresor, dimana dischange first stage akan menjadi suction pada second stage MCR compresor berikutnya, yang sebelumnya dilewatkan dalam inter cooler untuk didinginkan, dengan media pendingin air laut. Kemudian dischange dari second stage MCR compresor ini, didinginkan dengan fin fan coolers, sea water coolers dan chiller-chiller high level, medium level, dan low level, sehingga akan dihasilkan MCR liquid dan vapor yang bertekanan tinggi dan bersuhu rendah.

Uap ethane dan propane yang terkndung dalam MCR ini akan terkondensasi, sedangkan nitrogen dan metana tetap berupa uap. Kemudian MCR tersebut ditampung dalam separator, sehingga akan didapatkan dua jenis MCR, yaitu MCR liquid dan MCR vapor. Selanjutnya bersama-sama dengan gas umpan yang keluar dari top scrub tower accumulator, kedua jenis MCR ini (MCR vapor dan MCR liquid) dialirkan ke tube-tube di bottom MHE. Di MHE, tube-tube ini terpisah satu sama lain dalam bentuk bundle tube. MHE ini berukuran besar di bagian bawah yang disebut warm bundle section, dimana pada seksi ini berisikan: feed gas tubes bundle, MCR liquid bundle dan MCR vapour tubes bundle. Sedangkan bagian atas dari MHE agak kecil, yang disebut cold bundle, dimana pada seksi ini hanya berisikan: feed gas tube bundle dan MCR vapor tubes bundle saja. Setelah melalui warm bundle, MCR liquid ini dialirkan melalui ekspansi valve ke bagian shell side MHE, yang mengakibatkan penurunan tekanan dan temperatur. MCR liquid dibagian shell side MHE ini ditampung dalam internal separator dan kemudian dialirkan ke distributor valve, untuk di spray kan ke bagian luar dari tube-tube yang ada pada bagian luar warm bundle ini, sehingga gas umpan dan MCR vapor yang ada dalam tube-tube tersebut akan mengalami pendinginan dan seterusnya mengalir ke bagian cold bundle.Setelah melalui cold bundle, MCR vapor ini dialirkan melalui ekspansi valve ke shell side MHE, yang menyebabkan penurunan tekanan dan temperatur yang jauh lebih rendah lagi, sehingga sebagian dari MCR vapor tadi akan mengalami kondensasi.

MCR vapor yang telah berubah menjadi liquid ditampung di dalam internal separator dan kemudian dialirkan melalui distributor valve untuk di spray kan sehingga akan mendinginkan lagi gas umpan dan MCR vapor yang ada dalam tube-tube tadi. Setelah melalui tahapan pendinginan ini gas umpan yang keluar dari top MHE ini akan mencapai temperatur cairnya yang disebut LNG. Sedangkan MCR liquid dan MCR vapor yang sudah mengalami ekspansi yang disertai dengan penyerapan panas dari gas umpan, akan kembali mengalir ke suction drum first MCR compressor. Demikian seterusnya sehingga fluida MCR tersebut bersikulasi. Berikut blok diagram proses pengolahan gas alam di PT. Arun NGL.

Gambar 3.3 Blok diagram proses pengolahan gas alam di PT.Arun NGL3.5.5 Separator and recompression (residue gas compressor) unit, Unit 5U

PT.Arun NGL mempunyai tiga train unit pemisah LPG, yaitu: Unit 55, 56 dan 57 (Unit 57 sekarang udah dimodifikasi menjadi unit 26). Unit 55 dan 56 adalah serupa dan disebut sebagai Unit 5U. selanjutnya pembahasan mengenai prosesnya akan dituliskan sebagai Unit 5U.

Feed gas yang siap dicairkan diproses pencairan (MHE, Unit 4X) dialirkan ke Unit 5U, yaitu unit yang memisahkan komponen-komponen LPG, agar komponen-komponen tersebut (C2, C3, C4, & C5+) yang mempengaruhi jumlah kalori dan dapat merusak spesifikasi produk LNG, dilepaskan. Tapi tidak semua feed gas train dialirkan melalui unit 5U.

Sisa gas (gas residu, dominan C1) yang sudah di-rekomposisi, yaitu outlet dari Unit 5U, dialirkan lagi ke proses pencairan (MHE, Unit 4X). Sedangkan cairan yang sudah dipisahkan di Unit 5U, dialirkan ke Unit 51 dan 52 (condensate recovery unit), untuk kembali diolah dan digunakan sesuai dengan fungsinya.

Train yang feed-nya dialirkan melalui Unit 5U disebut dalam posisi LPG mode dan yang tidak berhubungan, disebut dalam posisi LNG mode. Inlet feed gas Unit 5U yang ebrasal dari system scrubbing Unit 4X disebut Scrub Tower Overhead Vapor (STOV), sedangkan feed gas yang keluar dari Unit 5U dan dikembalikan ke Unit 4X (Proses pencairan) disebut gas residu. Selain STOV, system scrubbing Unit 4X juga mengirim cairan dari bottom accumulator D-4X11 ke Unit 5U yang disebut Scrub Tower Overhead Liquid (STOL). Tidak seperti halnya aliran STOV yang dikirim terus menerus (kontinyu), STOL dikirim bilamana pada bottom accumulator D-4X11 banyak terakumulasi cairan hidrokarbon berat yang sudah melebihi aliran normal reflux ke scrub tower.

Prinsip Proses di Unit 5U

Feed yang dialirkan ke Unit 5U berasal dari Scrubbing system Unit 4X. cairan dipisahkan dari aliran gas dengan mendinginkannya, kemudian memisahkan cairan kondensat dan menstabilkannya dengan cara melepaskan produk ringan. Penurunan tekanan dan pertukaran panas dipergunakan untuk mendinginkan gas. Suatu unit fraksionasi dipergunakan untuk menstabilkan cairan yang terpisah. Pertukaran panas di unit pemisahan LPG lebih banyak terjadi di Cold Box E-5U01.

Gas yang telah dipisahkan dari cairan kemudian dipampat ulang dan suhunya diturunkan dan selanjutnya dialirkan kembali ke Unit 4X, yang berefek beban proses pencairan di Unit 4X lebih ringan. Sebagai catatan, perbedaan Unit 4X dalam posisi LPG atau LNG mode adalah tekanan feed sebelum masuk ke MHE hasil LPG mode lebih tinggi dari LNG mode, sedangkan suhu hasil LPG mode lebih rendah dari pada LNG mode.BAB IV

TINJAUAN PUSTAKA1.1 Air (H2O)

Air merupakan zat yang dibutuhkan oleh samua makhluk hidup. Menurut sifat fisiknya, air didefinisikan sebagai zat yang tidak berwarna, tidak berbau, tidak berasa dan jernih. Menurut sifat kimianya, air adalah zat anorganik yang terdiri dari tiga atom yaitu satu atom oksigen dan dua atom hydrogen yang bergabung dengan ikatan kovalen dengan rumus molekul H2O. kegunaan air dalam proses industri sangat banyak sekali, selain sebagai air baku pada industry air minum dan pemutar turbin pada pembangkit tenaga listrik, juga sebagai alat bantu utama dalam kerja pada proses-proses industri. Warna baud an rasa serta kekeruhan air dipengaruhi oleh adanya zat-zat yang terlarut, mikroorganisme, lumpur, hasil buangan industri, gas-gas yang terlarut dan lain-lain.

Air adalah salah satu bahan baku yang sangat diperlukan dalam operasi suatu pabrik. Air yang digunakan dalam proses suatu pabrik harus memenuhi syarat-syarat tertentu agar proses dipabrik tersebut dapat berjalan dengan baik, agar didapatkan air yang sesuai dengan kebutuhan dilakukan beberapa proses pengolahan air baik dengan pengolahan fisika, kima maupun biologi. Proses pengolahan yang dipilih tergantung pada kualitas air baku yang digunakan dan kualitas air yang diinginkan. Proses pengolahan air di PT.Arun NGL adalah proses pengolahan air baku menjadi air minum, air pendingin, air ketel uap, air mentah dan air untuk pemadam kebakaran.

1.2 Cooling Water

Air pendingin (Cooling Water) adalah air yang diproduksi oleh menara pendingin, yang berfungsi untuk mendinginkan peralatan perpindahan panas, oleh sebab itu kulitas air pendingin harus dijaga agar tidak menimbulkan kerusakan pada alat-alat pemindah panas. Pengendalian kualitas cooling water akan berpengaruh langsung terhadap kinerja dari alat-alat yang digunakan, termasuk pipa distribusi yang mengalirkan cooling water dari cooling tower ke pengguna (Anonim, 2011). Sistem pendingin adalah suatu rangkaian untuk mengatasi terjadinya over heating (panas yang berlebihan) pada mesin agar mesin bias bekerja secara stabil. System air pendingin merupakan bagian yang terintegrasi dari proses operasi pada industri. Untuk produktivitas pabrik kontinu, sistem tersebut memerlukan pengolahan kimia yang tepat, tindakan pencegahan, dan perawatan yang baik. Kebanyakan proses produksi pada industri memerlukan air pendingin untuk efisiensi dan operasi yang baik.Air pendingin system mengontrol suhu dan tekanan dengan cara memindahkan panas dari fluida proses ke air pendingin yang kemudian akan membawa panasnya. Total nilai dari proses produksi akan menjadi berarti jika system pendingin ini dapat menjaga suhu dan tekanan proses dengan baik. Memonitor dan mengatur korosi, deposisi, pertumbuhan mikroba, dan system operasi sangat penting untuk mencapai Total Cost of Operation (TCO) yang optimal. Air pendingin mempunyai pengaruh yang cukup besar terhadap efisiensi total engine serta umur engine. Apabila temperatur air pendingin masuk engine terlalu tinggi, maka efisiensi meknisme engine akan menurun dan dikhawatirkan dapat terjadi over-heating pada engine. Sedang bila temperature air terlalu rendah, maka efisiensi termal akan menurun. Proses pendinginan melibatkan pemindahan panas dari satu substansi ke substansi yang lain. Substansi yang kehilangan panas disebut cooled, dan yang menerima panas disebut coolant.System air pendingin yang khas menggunakan pemurnian dalam (internal treatment) gunanya ialah untuk mencegah pembentukan lapisan endapan (deposit), kerak, karat, dan pertumbuhan jasad renik (mikroorganisme).

Banyak bahan-bahan kimia yang berbeda dapat diinjeksi kedalam system air pendingin untuk mencegah zat padat yang terbentuk dalam air ketika terjadi pengendapan. Bahan kimia ini disebut dispersant. Bahan ini melakukan proses yang berlawanan dengan proses koagolasi, dengan kata lain, kalau proses koagulasi mengikat partikel-partikel kecil menjadi partikel-partikel yang lebih besar supaya mengendap, tetapi dispersant fungsinya untuk mencegah supaya partikel-partikel padat jangan mengikat satu sama lain agar tidak dapat mengendap.

Tujuan yang lain penggunaan bahan kimia system air pendingin aialah : untuk mencegah pembentukan kerak pada permukaan sebelah dalam pipa-pipa. Air pendingin yang khas ditingkatkan mutunya dengan injeksi bahan kimia untuk menjaga pH didalam batas netral yang juga untuk mencegah karat.

4.3 Jenis Sistem Air Pendingin (Cooling Water System)4.3.1 Once through system

Air pendingin digunakan sebagai pendingin pada heat exchanger hanya dilewatkan sekali, selanjutnya langsung dikembalikan lagi ke badan air. Once through system digunakan bilamana kebutuhan air pendingin sangat banyak, ketersediaan sumber air banyak dan murah serta memiliki fasilitas untuk menangani buangan air panas dari air pendingin yang sudah digunakan. Once through system dimana air pendingin akan melewati HE hanya sekali. Mineral-mineral dalam air akan relatif tetap jumlahnya, tidak berubah. Polusi suhu yang disebabkan discharge dari system ini menjadi perhati lingkungan.

Keuntungan menggunakan Once through system :

a. Tidak diperlukan cooling water

b. Tidak diperlukan pengolahan/treatment pendahuluanKerugian menggunakan once through system :

a. Korosi

b. Fouling

c. Sampah dan kotoran

d. Polusi /pencemaran temperature dibadan air

Intake DischangeGambar 4.1 Once through system

4.3.2 Open Evaporative Recirculating system

Air tawar yang berasal dari sungai atau danau dipompakan sebagai make-up cooling tower setelah sebelumnya dillakukan treatment (sedimentasi dan koagulasi ) terlebih dahulu. Air tersebut digunakan untuk mendinginkan proses-proses didalam pabrik.

Air pendingin yang telah panas kemudian didinginkan di cooling tower untuk kemudian disirkulasikan kembali kedalam pabrik. Untuk menjaga kualitas air, misalnya agar tidak terdapat algae/bacteria dan pengendapan (scaling), maka perlu diinjeksikan beberapa jenis chemicals tertentu. Kualitas air juga dijaga melalui mekanisme make-up dan blow-down.

Sistem ini banyak digunakan oleh pabrik yang berada dekat dengan sumber air tawar atau jauh dari laut. Spesifikasi material untuk peralatan yang menggunakan ini tawar tidak perlu sebagus peralatan yang menggunakn air laut, karena air tawar lebih tidak korosif dibandingkan dengan air laut. Open recirculating system banyak digunakan dalam industry. System ini terdiri dari pompa, HE dan cooling tower. Pompa akan meresirkulasikan air melalui HE, mengambil panasnya, lalu membuangnya dicooling tower dimana panas tersebut akan dibuang dari air dengan cara evaporasi. Dalam sistem ini, chemical akan lebih banyak digunakan karena komposisi air akan merubah saat evaporasi berlangsung, dimana konstituen korosi dan scaling akan lebih pekat (Gumilar, 2011).

Air pendingin teruapkan sekitar 1% water. Kehilangan air akibat penguapan ini harus dikompensasi oleh make up air pendingin.

Keuntungan menggunakan Open evaporation recirculating system :

a. Jumlah kebutuhan air sedikit (make-up)

b. Memungkinan untuk mengontrol korosi

Kerugian menggunakan Open evaporation recirculating system :

a. Investasi (capital cost) lebih tinggi dari pada once through

b. Memerlukan cooling water yang cukup besar

c. System purge dan blowdown kemungkinan dapat mengakibatkan pencemaran lingkungan

Make up

pump Blowdown Gambar 4.2 Open evaporation recirculating system (Gumilar, 2011)

4.3.3 Closed Nonevaporative Recirculating system

Air tawar pendingin digunakan untuk mendinginkan proses-proses didalam pabrik. Air tawar pendingin yang telah panas didinginkan kembali di suatu secondary cooler (biasanya plate heat exchanger) untuk selanjutnya disirkulasikan kembali secara tertutup kedalam pabrik.

Air laut dipakai untuk mendinginkan secondary cooler dengan cara hanya sekali pakai (once through), sumber air berasal dari laut kemudian dibuang lagi ke laut. Closed Nonevaporative Recirculting system yang menggunakan air pendingin yang sama dan disirkulasi berulang kali dalam siklus yang kontinu. Pada system ini, komposisi air juga relatif konstan. Air pendinginan didinginkan pada secondary heat exchanger. Tidak ada kehilangan akibat penguapan juga tidak ada pengembalian.Keuntungan menggunakan Closed nonevaporative recirculating system :

a. Air pendinginan yang kembali relatif bersih

b. Temperatur air pendinginan memungkinkan lebih tinggi dari 100CKerugian menggunakan Closed nonevaporative recirculating system :

a. Investasi/capital cost sangat tinggi

b. Dibatasi oleh equipment secondary heat exchanger

Water cooling equipment

Pump

Gambar 4.3 Closed nonevaporative recirculating system (Gumilar, 2011)

4.4 Masalah dalam air pendingin

Permasalahan pada air pendingin, apabila tidak dikontrol dengan baik, akan menimbulkan efek negative pada keseluruhan proses atau operasi. Contohnya meningkatkan biaya perawatan, perbaikan peralatan, frekuensi shutdown lebih sering (untuk cleaning), mengurangi efisiensi transfer panas, menimbulkan pemborosan bahan bakar untuk power plant, dan lain-lain. Beberapa permasalahan umum pada air pendingin adalah sebagai berikut :4.4.1 Korosi

Korosi adalah proses elektrokimia dimana logam kembali ke bentuk alaminya sebagai oksida. Beberapa tipe korosi yang sering terjadi antara lain general attack, pitting dan galvanic attack. Kerugian yang ditimbulkan oleh korosi pada system air pendingin adalah penyumbatan dan kerusakan pada system perpiaan. Kontaminasi produk yang diinginkan karena adanya kebocoran-kebocoran dan menurunnya efisiensi perpindahan panas.

General attack terjadi apabila korosi yang muncul terdistribusi merata dan sama di semua permukaan logam. Sedangkan pitting terjadi ketika hanya sebagian kecil dari logam yang mengalami korosi. Walaupun begitu, pitting sangat berbahaya karena hanya terpusat di sabagian area saja. Galvanic attack akan terjadiketika dua logam yang berbeda berkontak. Logam yang lebih aktif akan terkorosi secara cepat.

Faktor utama yang mempengaruhi terjadinya korosi adalah kondisi air pendingin itu sendiri. Beberapa kondisi tersebut antara lain :1. Oksigen atau dissolved gas yang lain

2. Dissolved dan suspended solid

3. Alkalinitas (pH)

4. Suhu

5. Aktifitas mikroba

Metode yang digunakan untuk mencegah/meminimalisir korosi antara lain ;

1. Memilih material anti korosi saat mendesain proses

2. Menggunakan protective coatings seperti cat, metal plating, tar atau plastic

3. Melindungi dari susbstansi yang bersifat katiodik, menggunakna anoda dan atau yang lain.

4. Menambahkan corrosion inhibitor (anodic : molybdate, orthoposphate, nitrat, silicate-katiodik : PSO, bicarbonate, polyphosphate, zinc-general : soluble oils, triazoles copper).4.4.2 Scale

Scale adalah lapisan padat dari material inorganic yang terbentuk karena pengendapan. Beberapa scale yang sering terjadi berupa calcium carbonat, calcium phosphate, magnesium silicate dan silica.

4.4.3 Fouling

Fouling adalah akumulasi dari material solid yang berbeda dari scale. Fouling dapat dikendalikan secara mekanikal atau dengan menggunakan pengolahan kimia. Pengendalian fouling pada cooling system melibatkan 3 hal :1. PreventionPendekatan terbaik adalah mencegah foulant memasuki cooling system. Pendekatan ini juga termasuk perlakuan mekanik ataupun chemical untuk clarify make up water.

2. ReductionMenghilangkan atau mengurangi jumlah foulant yang tidak dapat dicegah memasuki system. Pendekatan ini melibatkan side stream filtering atau dapat juga melakukan pembersihan basin tower secara perodik.

3. On going ControlMenambahkan chemical dispersants atau back flushing exchangers.4.4.4 Biological Contamination

Biological contamination adalah pertumbuhan tidak terkontrol dari mikroba yang dapat menimbulkan pembentukan deposit, fouling, corrosion dan scale. Menara pendingin (cooling tower) merupakan bagian dari system air pendingin yang memberikan lingkunganyang baik untuk partumbuhan dan perkembangan mikroorganisme. Algae dapat berkembang dengan baik pada bagian yang cukup mendapat sinar matahari, sedangkan lender (slime) dapat berkembang pada hamper diseluruh bagian dari system air pendingin ini. Mikroorganisme yang tumbuh dan berkembang tersebut merupakan deposit (foul) yang dapat mengakibatkan korosi local, penyumbatan dan penurunan efisien perpindahan panas. Penggunaan air yang memenuhi persyaratan dapat mencegah timbulnya masalah-masalah dalam system air pendingin. Persyaratan bagi air yang digunakan sebagai air pendingin tidak seketat persyaratan untuk umpan ketel.Slime microbial, seperti fouling pada umumnya, mengurangi efisiensi transfer panas. Terlebih lagi, slime microbial lebih bersifat insulator dari deposit pada umumnya. Slime dapat menjerat deposit lain, membuat permasalahan menjadi lebih buruk. Mikroba dapat masuk melalui make up water, atau bias juga melalui udarayang masuk ke cooling tower. Factor yang mendukung pertumbuhan mikroba antara lain:

1. Nutrient, hidrokarbon atau substansi organic lainnya sebagai makanan dari mikroba

2. Atmosfir, pertumbuhan organisme bergantung pada ketersediaan oksigen atau karbondioksida.

3. Temperatur, organisme dapat membentuk slime pada suhu 4,4-5,6CTiga golongan kimia yang umum digunakan untuk mengontrol mikroba adalah biosida oksidasi, biosida non-oksidasi, dan biodispersan. Biosida berperan mengoksidasi sel-sel penting mikroba sehingga mikroba tersebut akan mati. Contoh dari biosida oksidasi ini, seperti yang telah disebutkan diatas, adalah chlorine dan bromine. Biosida non-oksidasi adalah senyawa organic yang bereaksi dengan sel-sel spesifik pada mikroba, yang secara langsung akan menghancurkan sel-sel tersebut. Sedangkan untuk biodispersan tidak mematikan mikroba. Biodispersan hanya mengurangi deposit microbial, yang akan terlepas dari permukaan logam dan kemudian dibuang (setiadi, 2007).4.5 Parameter yang digunakanA. Besi (Fe)

Besi (Fe) merupakan salah satu elemen kimiawi yang dapat ditemui pada hampir setiap tempat dibumi, pada semua lapisan geologis dan semua badan air. Pada umumnya, besi yang ada didalam dapat bersifat :

Terlarut sebagai Fe2+ (fero) atau Fe3+ (feri)

Tersuspensi sebagai butir koloidal (diameter 1m) atau lebih besar, seperti Fe2O3 , FeO, FeOOH, Fe(OH)3 dan sebagainya Tergabung dengan zat organis atau zat padat yang inorgan ic (seperti tanah liat).

Pada air permukaan jarang ditemui kadar Fe lebih besar dari mg/l, tetapi dalam air tanah kadar Fe dapat jauh lebih tinggi. Konsentrasi Fe yang tinggi ini dapat menodai kain dan perkakas dapur. Pada air yang tidak mengandung oksigen O2, seperti seringkali air tanah, besi berada sebagai Fe2+ yang cukup dapat terlarut, sedangkan pada air sungai yang mengalir dan terjadi aerasi, Fe2+ tereksidasi menjadi Fe3+ ; Fe3+ ini sulit larut pada PH 6 sampai 8 ( kelarutan hanya berada dibawah g/l), bahkan dapat menjadi ferihidroksida fe(OH)3, Atau salah satu jenis oksida yang merupakan zat padat dan bias menghisap. Demikian dalam air sungai, besi berada sebagai Fe2+ , Fe3+ terlarut dalam Fe3+ dalam bentuk senyawa organis berupa klorida ( Aleart, G.1987).Air yang banyak mengandung besi jika digunakan dalam pabrik (pada pipa-pipa air pendingin) pada konsentrasi tertentu akan menyebabkan kerak pada logam sehingga terjadi perkaratan (korosi) dan menimbulkan kebocoran pada pipa pendingin gas.

Umumnya cara untuk mencegah korosi dengan melapisi besi dengan cat. Cat dapat menghantar perkaratan atau besi yang disebabkan serangam kimia oleh lingkungan dimana besi bereaksi dengan oksigen dan air dalam tanah, lumpur dan lingkungan yang bersifat asam. Hal itu dapat dilihat dari reaksi oksidasi berikut :

Fe + 1/2O2 + 2H Fe2+ + H2O4.6 Spektrofotometer

Spektrofotometer adalah suatu metode analisa kimia yang berdasarkan pada penyerapan energi radiasi atau suatu system sebagai fungsi gelombang radiasi, maupun pengukuran absorbansi terisolasi pada panjang gelombang tertentu. Prinsip dasar metode spektrofotometer didasarkan pada pengukuran besarnya intensits sinar yang diserap oleh suatu larutan kompleks berwarna yang sebanding dengan konsentrasi unsur senyawa yang di analisis.

Hukum yang mendasari analisis secara spektrofotometri adalah :

Hukum Lambert

Bila cahaya monokromatis melewati medium tembus cahaya maka laju berkurangnya intensitas secara eksponensial dengan bertambahnya ketebalan medium berbanding lurus dengan intensitas cahaya.Rumus :A = log lo/lt

A = log l/T

A = log T-

= - log T

Hukum Beer

Bila cahaya monokromtis melewati medium tembus cahaya maka laju berkurangnya intensitas cahaya eksponensial dengan bertambahnya konsentrasi zat penyerap secara linear dan berbanding lurus dengan konsentrasi sampel.

Rumus :A = b c

Dimana, A = absorbansi

= koefisien absorbansi

b = tebal medium

c = konsentrasi4.6.1 Spektrofotometer DR-5000

Spektrofotometer DR-5000 produk Hach dilengkapi dengan reagent berkode toluene (TNT) plus untuk mengaktifkan analisa di laboratorium. Instrument reagent ini menyediakan reagent untuk blanko dan pendektisian metode secara otomatis dalam meningkatkan produktitivitas dan mengurangi kesalahan. Selain dilengkapi dengan botol cell reagent TNT plus seperti botol cell Chemical Oxygent Demand (COD) TNT plus sehingga spektrofotometer DR-5000 secara otomatis dapat mengenali pengujian metode, menentukan reagent blanko, dan menghasilkan pengukuran rata-rata 10-fold, hal ini bertujun untuk mengurangi pemakaian reagent dan pengetesan waktu bertujuan untuk meningkatkan ketelitian dan produktivitas selama melakukan pengujian. Pada waktu yang sama, analisa bermanfaat bagi superior optical glassware, membrane-free cap, dan botol flat yang sesuai botol cell TNT yang baru (Hach company, 2005).

Gambar 4.4 Alat Spektrofotometer DR-5000Spektrofotometer UV-VIS DR-5000 produk Hach menyediakan suatu integrasi baru dalam menganalisa larutan dalam bentuk cairan sehingga mudah digunakan, menghasilkan ketepatan dan ketelitian pada waktu relatif cepat.BAB V

PELAKSANAAN TUGAS KHUSUS

5.1 Judul Tugas KhususJudul tugas khusus yang dilakukan penulis saat melaksanakan Kerja Praktek di PT. Arun NGL adalah Analisa Kadar Besi (Fe) dan Silika (SiO2) Dalam Cooling Water Dengan Menggunakan Spektrofotometer DR-5000.5.2 Waktu dan Tempat Pelaksanaan Tugas Khusus

Tempat pelaksanaan tugas Kerja Praktek ini adalah di Laboratorium T&ES, PT. Arun NGL, Blang Lancang Lhokseumawe. Pelaksanaan kerja praktek dilakukan sejak tanggal 04 Agustus 29 Agustus 2014.5.3 Objek Tugas KhususPada tugas khusus ini penulis mengambil objek pengamatan yaitu Analisa Kadar Besi (Fe) dan Silika (SiO2) dalam Cooling Water F-7104, F-7105, F-7106, F-7107, F-7119.Dan peralatan yang digunakan pada tugas khusus ini adalah seperangkat alat Spektrofotometer DR-5000.5.4 Metodelogi Kerja Praktek

Untuk pengumpulan dan pengolahan data selama kerja praktek, penulis menggunakan metode sebagai berikut: Observasi, pengumpulan data dengan cara menganalisa objeknya Interview, pengumpulan data dengan cara wawancara dan diskusi dengan mentor Mempelajari dan mengambil data pada main control room dan T & ES Laboratory.

Studi literature diperpustakaan serta konsultasi dengan pembimbing / mentor.

BAB VIMETODE KERJA

6.1 Alat dan Bahan

6.1.1 Peralatan yang digunakan antara lain ialah :

Spektrofotometer DR-5000 Labu takar 100 ml Pipet volume 10 ml Botol cell 25 ml Boll pipet Tissue 6.1.2 Bahan-bahan yang digunakan antara lain ialah :

Reagent Ferrozine iron Reagent Molybdate Reagent Acid Reagent Citrid Acid Aquadest Sampel air pada cooling water F-7104, F-7105, F-7106, F-7107 dan F-71196.2 Prosedur Kerja

A. Penentuan Besi (Fe)1. Dimasukkan 25 ml aquadest (untuk blanko) kedalam botol cell

2. Dimasukkan 25 ml sampel kedalam botol cell

3. Ditambahkan 1 ml reagent Ferrozine Iron lalu diaduk hingga larut dan tunggu selama 5 menit

4. Analisa dengan Spektrofotometer DR-5000 pada metode 260, =562 nm Cara operasikan Spektrofotometer DR-5000

1. Ditekan tombol power

2. Dipilih metode 260 (High Range), lalu tekan enter muncul dial 562 nm

3. Muncul Fe

4. Disiapkan sampel dan blanko 25 ml, dan dimasukkan reagent Ferrozine Iron

5. Ditekan shift timer, muncul 5 menit timer

6. Setelah 5 menit, muncul Fe

7. Dimasukkan blanko, ditekan zero, muncul 0,00

8. Dimasukkan sampel, ditekan read, muncul hasil analisa FeB. Penentuan Silika (SiO2)

1. Masukkan 25 ml Aquadest (untuk blanko) ke dalam botol cell.

2. Masukkan 25 ml sampel kedalam botol cell.

3. Tambahkan 1 bungkus Molybdate reagen kocok sampai larut.

4. Tambahkan 1 bungkus Acid reagen, lalu kocok, tunggu 10 menit.

5. Tambahkan 1 bungkus Citrid Acid reagen, kocok tunggu 2 menit.6. Analisa dengan spektrofotometer Dr 5000 pada metoda 565, = 452 nm.

Cara mengoperasikan Spektrofotometer DR-5000

1. Ditekan tombol power2. Dipilih metode 565 (High Range), lalu tekan enter muncul dial 452 nm

3. Muncul SiO24. Disiapkan sampel dan blanko 25 ml, dan dimasukkan reagent Molybdate, Acid, Citrid Acid5. Ditekan shift timer, muncul 10 menit timer

6. Setelah 10 menit, muncul SiO27. Dimasukkan blanko, ditekan zero, muncul 0,00

8. Dimasukkan sampel, ditekan read, muncul hasil analisa SiO2BAB VIIANALISA DATA DAN PEMBAHASAN7.1 Data Pengamatan

Data hasil analisa terhadap kandungan Besi (Fe) dan Silika (SiO2) yang telah dilakukan di laboratorium menggunakan sampel air dari cooling water dalam 3 minggu dapat dilihat pada tabel berikut :Tabel 7.1 Data hasil analisa kandungan Besi (Fe) dalam sampel air pada cooling water

NoTanggalKonsentrasi Besi (Fe), ppmSpesifik

Maksimal

F-7104F-7105F-7106F-7107F-7119

130 Juli 20140.1940.2650.2520.3700.1324.0

206 Agust 20140.1990.0750.9110.6820.155

313 Agust 20140.0730.3820.1110.4040.165

Tabel 7.2 Data hasil analisa kandungan Silika (SiO2) dalam sampel air pada cooling water

NoTanggalKonsentrasi Silika (N.A), ppmSpesifik

Maksimal

F-7104F-7105F-7106F-7107F-7119

130 Juli 2014122136347N.A

206 Agust 2014222396954

313 Agust 2014104225144

Keterangan : F-7103 adalah titik pengujian sampling pertama

F-7104 adalah titik pengujian sampling kedua

F-7105 adalah titik pengujian sampling ketiga

F-7107 adalah titik pengujian sampling keempat

F-7119 adalah titik pengujian sampling kelima

7.2 Pembahasan

Air pendingin (Cooling Water) adalah air yang diproduksi oleh menara pendingin, yang berfungsi untuk mendinginkan peralatan perpindahan panas, oleh sebab itu, analisa cooling water harus dilakukan untuk menjaga kualitas air yang digunakan sebagai media pendingin pada alat proses kilang pada pabrik sesuai dengan spesifikasi yang telah ditentukan. Cooling water system bertujuan untuk mengurangi panas Lube Oil dalam cooler, Seal Oil cooler dan perlengkapan lainnya seperti Gas Turbin, Compressor dan Power Generation Sistem. Panas ditransfer ke air laut dengan menggunakan plate type exchanger, kemudian air pendingin tersebut disirkulasi. Jadi system pendingin dengan air tawar dapat diartikan suatu sistem pendingin dengan jaringan tertutup, ini berarti bahwa sirkulasi air pendingin mengalir melalui suatu jaringan yang akan kembali ke tempat yang sama. Ada beberapa faktor yang apabila terdapat dalam air akan mempengaruhi proses pengoperasian alat. Adapun faktor-faktor tersebut diantaranya: Derajat keasama (pH), Konduktivitas, Total Dissolved Solid (TDS), Kadar Nitrit, Kadar Silika, Kadar Besi, dan Kadar Chloride.

Berdasarkan judul yang penulis ambil, penulis hanya terfokus pada penentuan kadar Besi, Karena unsur tersebut jika kadarnya melebihi spesifik maksimal maka akan menyebabkan terjadinya kerak dan karat pada pipa sehingga akan mengganggu jalannya proses produksi. Tetapi bukan berarti faktor yang lain diabaikan, faktor lainnya seperti pH, Konduktivitas, TDS, Kadar Silika, dan Kadar chloride tetap dianalisa karena faktor-faktor tersebut juga akan mempengaruhi proses pengoperasian alat.7.2.1 Besi (Fe)

Air alam mengandung berbagai macam unsur, salah satunya adalah besi. Besi adalah senyawa tidak mudah larut dalam air, karena besi dalam air adalah sebagai senyawa Fe2+ yang mudah teroksidasi menjadi Fe3+. Besi juga merupakan suatu senyawa yang harus selalu dikontrol kadar atau konsentrasinya dalam air pendingin. Penentuan kadar Fe dilakukan dengan penambahan reagent yang sesuai atau yang telah ditetapkan yaitu reagent Ferrozine Iron. Konsentrasi Fe yang diperbolehkan dalam air pendingin maksimum 4.0 ppm. Jika konsentrasi Fe terlalu tinggi, artinya melebihi konsentrasi maksimal yang ditentukan, maka dalam pipa-pipa air tersebut akan terbentuk karat. Karat ini tidak dapat larut dalam air sehingga dalam waktu lama juga akan menimbulkan kebocoran pada pipa akibat sifat korosif yang dimiliki oleh Fe. Oleh karena itu air harus selalu dikontrol agar kandungan senyawa tersebut tidak mengganggu proses produksi.

Jika terjadi kelebihan kadar Fe pada air pendingin ini dapat diatasi dengan menggunakan proses koagulasi dan penyaringan. Dari hasil pengamatan yaitu pada titik F-7104, F-7105, F-7106, F-7107 dan F-7119 diperoleh konsentrasi Fe yang terdapat pada air pendingin masih berada dibawah konsentrasi maksimum. Hal ini dapat disimpulkan bahwa kualitas air yang digunakan sebagai media pendingin ini masih baik dan bisa digunakan, tidak mempengaruhi proses produksi atau tidak menyebabkan terjadinya karat (korosif) pada pipa air pendingin.Metode yang digunakan dalam analisa cooling water adalah metode spektrofotometer. Dengan menggunakan spektrofotometer DR-5000 analisa kadar besi diperoleh dengan tepat. Spektrofotometer adalah suatu alat optic yang digunakan untuk mengukur intensitas cahaya dengan materi. Dengan menggunakan spektrofotometer DR-5000 maka hasil pengukuran dapat segera diketahui tanpa harus membuat kurva kalibrasinya terlebih dahulu. Karena alat ini dapat mengkalibrasi sendiri parameter-parameter yang ada didalamnya. Parameter tersebut antara lain system test, lamp test, x-calibration, filter adjustment dan voltage test. Dengan menggunakan metode tertentu, dimana untuk besi (Fe) menggunakan metode 260 dengan = 562 nm, maka hasil analisa keduanya dapat langsung terukur dalam konsentrasi (g/ml atau ppm). Konsentrasi larutan yang terbaca dikalikan dengan factor pengenceran dan diperoleh konsentrasi sebenarnya.7.2.2 Silika (SiO2)

Senyawa kimia silicon dioksida, juga dikenal sebagai silica (dari silex Latin), adalah oksida silicon dengan rumus kimia SiO2. Pembentukan oksida sebagai dielektrik untuk mencegah masuknya ketidakmurnian ke dalam bagian yang tidak dikehendaki, dipergunakan lapisanSiO2. Efek dielektrik pada difusi ketidakmurnian terjadi bila konstanta difusi dari ketidakmurnian dalam SiO2sangat kecil. Dengan demikian, konsentrasi atom ketidakmurnian pada permukaan sangat cepat menurun, karena adanya gejala pengasingan (segregasi) pada perbatasanSiO2-Si maka konsentrasi ketidakmurnian pada permukaan Si sangat rendah.

Penentuan kadar silica dilakukan dengan penambahan reagen yang sesuaiatau ditetapkan yaitu Molybdate, Acid, Citrid Acid. Dimana dengan penambahan reagen molybdate sehingga akan terbentuk asam molybdo silikat dapat menghasilkan warnakompleks biru. Citrid acid dapat membuat kondisi lingkungan dalam suasana asam dan larutan menjadi colorless dan Acid berfungsi untuk mengikat ion silica saja pada kondisi asam.

Berdasarkan hasil analisa yang telah dilakukan di laboratorium pada sampel cooling water F-7103, F-7104, F-7105, F-7106, F-7107, F-7119 dalam tiga minggu terjadi kenaikan dan penurunan kadar silica. Semakin tinggi kandungan silica yang terdapat di dalam cooling water akan mengakibatkan terjadi tumpukan kerak-kerak yang akan mengakibatkan kebocoran.BAB VII

KESIMPULAN DAN SARAN

7.1 Kesimpulan

Berdasarkan dari hasil data pengamatan maka dapat diambil kesimpulan antara lain :1. Analisa cooling water dilakukan untuk menjaga kualitas air yang digunakan sebagai media pendingin pada alat proses kilang pada pabrik sesuai dengan spesifikasi yang telah ditentukan.2. Pada analisa kadar besi, untuk train F-7104, F-7105, F-7106 dan F-7107, F-7119 didapatkan kadar besi yang berada pada Onspecification.3. Maksimal spesifik kadar besi yang masih di bolehkan adalah 4.0, karena apabila melebih kadar yang di tentukan akan mengalami kebocoran dikarenakan tingkat korosi yang dialami semakin besar.4. Dalam analisa cooling water ini alat yang digunakan adalah spektrofotometer UV-VIS DR-5000 produk Hach yang dapat menentukan kadar besidan silika sesuai dengan metode dan panjang gelombang tertentu.5. Pada analisa kadar silika, untuk train F-7104, F-7105, F-7106 dan F-7107, F-7119 didapatkan kadar besi yang berada pada Onspecification, hal tersebut dikarenakan pada train-train tersebut sudah tidak beroperasi maksimal lagi. 6. Semakin tinggi kadar silica yang terdapat dalam cooling water, akan mengakin besar pula terbentuk kerak yang mengakibatkan kebocoran.7.2 Saran 1. Pengambilan sampel cooling water harus terisi penuh dan juga analisa harus secepat mungkin guna menghindari teroksidasinya NO2 menjadi NO3 oleh cahaya dan udara.

2. Sebaiknya analisa cooling water dilakukan dua kali dalam seminggu agar kualitas air lebih terjaga demi kelancaran proses operasi system air pendingin.DAFTAR PUSTAKA

Alaerts, G. 1984. Metode Penelitian Air. Surabaya : Usaha Nasional.Anonim,2011.http://kelolaair.blogspot.com/2011/06/cooling-tower-media-pendingin.html, tanggal akses 18 Juli 2014Anonim,2013.http://depisatir.blogspot.com/2013/10/makalah-air-pendingin.html, tanggal akses 18 Juli 2014Gumilar, Arie. 2011. Sistem air pendingin. Jakarta : STE.

Handoyo,Ekadewi.1999. Pengaruh Temperatur Air pendingin Terhadap Konsumsi Bahan Bakar motor Diesel Stasioner di Sebuah Huller. Surabaya: Universitas Eka Petra.

Roepandi, Opan.2008. Pengoperasian Sistem Air Pendingin. Surabaya: PT. Indonesia Power.

Setiadi,Tjandra.2007. Pengolahan dan Penyediaan Air. Bandung: ITB

Point-A

Unit 26

Booster Unit

Feed Gas to Train

Z

raTra

Condensate

Recovery Unit

SRU Plant

FSHE Sect. (Safety & Fire Protection Facilities)

Utilities Sect. (SWAN Facilities)

Heat Exchanger

Heat exchanger

Cooling tower

Heat exchanger

Faisal/OJT/PT.ARUN NGL/Chemical Engineering of PNL 201452

_1463426403.vsdTreating Unit(Unit 27)

Sulphur Recovery Unit(Unit 28)

Tail Gas Unit(Unit 29)

Pelletizing Unit(Unit 59)

Feed from Offshore

To Unit 26

H2S

Tail gas

H2S Recycle

Acid gas

Sulphur shipment