BAB I, II KP Arun

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sektor migas merupakan penyumbang utama dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Saat ini Indonesia memiliki 2 kilang LNG, yaitu masing-masing 6 train di Aceh Utara yang dikenal dengan nama PT. Arun NGL dan 8 train di Bontang yang dikenal dengan nama PT. Badak. LNG adalah singkatan dari  Liquefied Natural Gas. Gas. Prinsip utama dari  pencairan ini adalah menurunkan suhu gas dari -30ºC menjadi -157,8ºC yang disebut dengan proses cryogenic temperature.  temperature.  Tujuan pencairan gas ini adalah mengecilkan volumenya menjadi 1:630 sehingga dapat meningkatkan efisiensi  pengangkutan maupun maupun penyimpanan. 1.2 Tujuan Pelaksanaan Kerja Praktek

Tujuan dari pelaksanaan Kerja Praktek ini agar penulis dapat mengetahui dan mengaplikasikan ilmu yang telah diperoleh selama mengikuti perkuliahan di Jurusan Teknik Kimia Unsyiah yang kemudian dapat diterapkan di dalam lingkungan pabrik.

Selama melaksanaan

Kerja Praktek di PT. Arun NGL,

 penulis juga diperkenalkan tentang pentingnya  safety   safety  dan disiplin waktu dalam melaksanakan tugas, dimana pengalaman tersebut nantinya akan menjadi bekal  berharga bagi penulis dalam menghadapi dunia kerja & dalam kehidupan seharise harihari. 1.3 Uraian Umum 1.3.1

Sejarah Singkat PT. Arun NGL

Arun, desa kecil di kecamatan Syamtalira yang berlokasi 30 km di sebelah timur Lhokseumawe, dimana pada tahun 1971 ditemukannya sumur pertama cadangan gas alam oleh kontraktor bagi hasil PERTAMINA yaitu Mobil Oil Indonesia Inc. Oleh sebab itu, nama desa kecil ini diabadikan sebagai kilang gas alam cair yang sudah terkenal di dunia internasional dengan nama “ PT. Arun  NGL”.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

1

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Gambar 1.1 Peta Lokasi Lokasi Kilang PT. Arun Arun LNG  Plant . (Sumber : Google Earth, 2013) Pada saat itu diperkirakan cadangan gas alam Arun dapat menyuplai 6 train plant  LNG  LNG selama 20 tahun. Atas kemampuan ini PERTAMINA dan Mobil Oil Indonesia Inc. mulai mengembangkan program produksi, pencairan,  pengiriman dan penjualan LNG. Maka dari itu it u direncanakan pembangunan pabrik kilang LNG yaitu menggunakan sistem perusahaan persero dengan sistem  pembagian saham operasi sebagai berikut : 

Pertamina

55%



Mobil Oil Indonesia Inc

30%



Japan Indonesia LNG Company (JILCO)

15%

Tetapi dengan perjanjian semua aset yang dimiliki oleh PT. Arun NGL merupakan milik PERTAMINA. Kilang LNG Arun meliputi daerah seluas 271 ha, terletak di Blang Lancang Lhokseumawe, yang berjarak 30 km dari ladang gas Arun di Lhoksukon. 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 2  dan mempunyai kedalaman 2885 m dengan tekanan sebesar 499 kg/cm 2  dengan temperatur 177 oC. Ladang gas PT. Arun NGL dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul yang disebut cluster , yang masing-masing mempunyai luas

 

6 ha, ditambah dengan fasilitas

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

2

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Gambar 1.1 Peta Lokasi Lokasi Kilang PT. Arun Arun LNG  Plant . (Sumber : Google Earth, 2013) Pada saat itu diperkirakan cadangan gas alam Arun dapat menyuplai 6 train plant  LNG  LNG selama 20 tahun. Atas kemampuan ini PERTAMINA dan Mobil Oil Indonesia Inc. mulai mengembangkan program produksi, pencairan,  pengiriman dan penjualan LNG. Maka dari itu it u direncanakan pembangunan pabrik kilang LNG yaitu menggunakan sistem perusahaan persero dengan sistem  pembagian saham operasi sebagai berikut : 

Pertamina

55%



Mobil Oil Indonesia Inc

30%



Japan Indonesia LNG Company (JILCO)

15%

Tetapi dengan perjanjian semua aset yang dimiliki oleh PT. Arun NGL merupakan milik PERTAMINA. Kilang LNG Arun meliputi daerah seluas 271 ha, terletak di Blang Lancang Lhokseumawe, yang berjarak 30 km dari ladang gas Arun di Lhoksukon. 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 2  dan mempunyai kedalaman 2885 m dengan tekanan sebesar 499 kg/cm 2  dengan temperatur 177 oC. Ladang gas PT. Arun NGL dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul yang disebut cluster , yang masing-masing mempunyai luas

 

6 ha, ditambah dengan fasilitas

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

2

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

 pengontrol dan bangunan lainnya yang disebut  point A, melalui dua buah train  pemisah yang dipasang di setiap cluster . Hidrokarbon tersebut dapat dipisahkan menjadi kondensat dan gas yang dialirkan ke sentral pemipaan, baru kemudian dialirkan ke pabrik pencairan gas alam (kilang Arun). Gas dan kondensat dipisahkan di ladang Arun, gas dialirkan melalui pipa 42 in sedangkan kondensat dialirkan melalui pipa 20 in.

Gambar 1.2 Kilang PT. Arun Arun LNG ( Arun System Course, Course, 1988) 1.3.2

Perkembangan Perkembangan PT. Arun NGL

Kilang Arun yang luasnya 92,5 km 2 dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul dengan luas masing-masing sekitar 6 ha, dengan jumlah  train pencairan  train pencairan gas alam sebanyak 6  6  train  train  dengan produksi 57.000 m 3  LNG per hari. Keenam train  train  ini dibangun secara bertahap. Tahapan pembangunan dan awal beroperasi masingmasing train dibagi train dibagi menjadi 3, yaitu : 1. Arun Project I

Proyek ini meliputi pembangunan train 1, 2, dan 3 yang dibangun oleh kontraktor utama Bechtel Inc. Pembangunannya dimulai awal tahun 1974 dan selesai akhir tahun 1978. Pengapalan LNG pertama pada proyek ini dilakukan  pada 4 Oktober 1978 dengan dengan tujuan Jepang bagian barat. 2. Arun Project II

Proyek ini merupakan pengembangan dari Arun Project I yang meliputi  pembangunan train 4 dan 5 yang dilakukan oleh kontraktor utama Chiyoda

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

3

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Chemical Engineering Corp. bekerja sama dengan Mitsubishi Corp. dan PT. Purna Bina Indonesia. Proyek ini dikonstruksikan awal Februari 1982 dan selesai  pada akhir tahun 1983. Pengapalan perdananya dilakukan pada Desember 1983. 3. Arun Project III

Proyek ini juga pengembangan dari proyek-proyek Arun sebelumnya. Proyek ini membangun 6 train yang dilakukan oleh kontraktor utama JGC ( Japan Gas Corporation) yang dimulai awal November 1984 dan selesai November 1986. Proyek ini merupakan realisasi kontrak jual dengan Korea Selatan. Pada 21 Oktober 1986 dilakukan pengapalan pertama LNG ke Korea Selatan. Pada awal beroperasinya kilang Arun hanya memproduksi LNG yang mengandung komponen dominan metana (CH 4) dan sedikit etana (C2H6) serta fraksi berat lainnya yang dimanfaatkan sebagai media pendingin kilang. Dihasilkan pula kondensat yang merupakan hasil samping dari pengolahan fraksi  berat pada gas alam yang meliputi proses dalam produksi LNG. Sebagai langkah perluasan produksi dan pengembangan usaha, PT. Arun  NGL melakukan diversifikasi produk dengan memanfaatkan unsur-unsur propana (C3H8) dan butana (C 4H10) yang mempunyai nilai lebih tinggi dibandingkan dengan nilai jual kondensat yang merupakan hasil dari penggabungan kedua unsur tersebut sehingga diharapkan dapat menambah hasil devisa negara disamping  produksi utama. Lalu dilakukan studi dan penelitian terhadap kilang dan komposisi gas alam agar diversifikasi 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 15 Juli 1986. Pembangunan kilang LPG dimulai pada 24 Februari 1987 berdasarkan kontrak yang telah disepakati Pertamina dengan JGC sebagai kontraktor utama dibawah supervisi PLLP (Pertamina LNG-LPG  project ) dan pembangunannya tetap berdampingan dengan kilang LNG yang sudah ada, dimana pembangunan dilakukan dalam tiga (3) tahap. Pembangunan tahap pertama dimulai akhir Februari 1987 dan selesai pada Maret 1988. Tahap kedua selesai pada Oktober

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

4

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

1988 dan tahap ketiga selesai pada Desember 1988. Pengapalan pertama produk LPG ( Liquefied Petroleum Gas) dilakukan pada 2 Agustus 1988 ke negara tujuan Jepang. Namun sejak 1999, PT. Arun NGL tidak lagi memproduksi LPG, disebabkan karena jumlah cadangan gas alam yang semakin menurun. Sebagai upaya mempertahankan produksi maka diupayakan pencairan sumber gas baru seperti North Sumatera Offshore (NSO). 1.3.3

Sejarah Singkat Berdirinya NSO Plant

Pada tahun 1972 ditemukan salah satu sumber gas alam lepas pantai di ladang NSO yang terletak di Selat Malaka

 107,6

km (68 mil) dari lokasi kilang

PT. Arun Blang Lancang. Ladang gas alam NSO yang luasnya 27.500 ha ini  berada pada kedalaman laut

 350

ft (106,68 m).

Selanjutnya pada tahun 1998 dilakukan pembangunan proyek NSO “A” yang meliputi unit pengolahan gas guna memenuhi spesifikasi bahan baku yang sesuai dengan persyaratan proses pencairan gas alam yang sudah ada di kilang Arun. Fasilitas ini dibangun untuk mengolah 450 MMSCFD ( Mega  Million Standard Cubic Feet Per Day) gas alam dari platform offshore sebagai tambahan  bahan baku gas alam dari ladang Arun di Lhoksukon yang semakin berkurang. Hal ini dilakukan mengingat komposisi gas alam dari NSO mengandung kadar CO2 dan H2S yang sangat tinggi masing-masing sekitar 33% CO 2 dan 1,5% H 2S. Mengingat kadar H2S yang sangat tinggi dalam gas umpan dari ladang NSO maka  perlu digunakan teknologi terbaik yang tersedia saat ini dan biasa disebut  Best  Available Control Teknologi ( BACT ) agar tidak menimbulkan pencemaran. 1.3.4

Orientasi LNG Plant site 

Masing-masing train pencairan gas alam tersebut mengelola 282 MMSCFD gas untuk menghasilkan 9.500 m 3/hari LNG pada 100% kapasitas desain. Namun demikian dengan beberapa modifikasi dari jalur  Plant site dan  Plant test , maka masing-masing train mampu beroperasi dan menghasilkan ratarata pada kapasitas 115% –  117%. Kilang LNG Arun, yang dilengkapi dengan dua  buah dermaga pemuatan LNG untuk kapasitas kapal 95.000 DWT ( Death Weight Ton) kapal LNG, serta dibuat dengan kedalaman 14 meter yang diukur pada saat

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

5

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

air surut agar dapat dimasuki oleh kapal-kapal bai k LNG ataupun LPG, sedangkan untuk kondensat dilengkapi dengan dua buah sarana pemuatan yaitu dengan: 1. Single Point Mooring (SPM) untuk kapasitas kapal 40.000 –  280.000 DWT. 2. Multi Buoy Mooring (MBM) untuk kapasitas kapal 30.000 –  100.000 DWT. LNG yang dihasilkan oleh PT. Arun NGL sampai saat ini diekspor ke Korea Selatan dan Jepang. Di negara konsumen tersebut LNG diubah menjadi gas dengan sistem pemanasan air laut yang kemudian digunakan untuk bahan bakar industri-industri berat dan untuk keperluan rumah tangga. Keuntungan atau kelebihan daripada gas ini adalah karena sifatnya yang hampir tidak menimbulkan  polusi udara, tidak beracun, aman dan beratnya lebih ringan dari udara, serta mempunyai nilai bakar yang tinggi. Sejak dioperasikannya kilang gas alam PT. Arun NGL pada 1977, produk utama yang dihasilkan adalah gas alam cair (LNG) yang mengandung unsur-unsur hidrokarbon yaitu CH 4 (metana), C2H6 (etana), C3H8 (propana) dan sedikit C 4H10 (butana). Sedangkan unsur-unsur yang lebih berat C 5+  diproduksi menjadi kondensat ( Arun System Course, 1988). Jumlah LNG yang di produksi saat ini adalah 5.000 m 3 /hari. Sejak awal tahun 2001, train 1 tidak beroperasi lagi, pada tahun 2003 train 2 tidak beroperasi lagi, dan pada tahun 2006 train 6 juga tidak beroperasi lagi. 1.4 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  program

perubahan

itu

memasuki

fase

pemeliharaan

dan

pemantapan.

Pelaksanaan perubahan terhadap organisasi yang lama melibatkan pihak-pihak yang terkait seperti Cambridge Management Consulting , konsultan yang ditunjuk PT. Arun NGL Change Management Team, anggota manajemen PT. Arun NGL ( Manager

and

Section

Head ),

Task

Force.

Sebelum

organisasi

baru

dikembangkan mereka menetapkan prinsip-prinsip pengembangan organisasi  baru. Pengembangan organisasi baru tersebut bertujuan untuk penyederhanaan  proses kerja.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

6

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Pimpinan tertinggi organisasi PT. Arun adalah  President Director   (PD) yang berkantor di Jakarta. Sedangkan PT. Arun NGL  Plant site  dipimpin oleh Vice President Director (VPD). VPD PT. Arun NGL melapor kepada PD. VPD PT. Arun NGL membawahi tiga divisi dan tiga seksi, yaitu : 1.  Production Division. 2.  Plant Support Division. 3. Service and Development Division. 4.  Public Relation Section 5.  Finance and Accounting Section 6. General Audit Section

STRUKTUR ORGANISASI PLANT SITE PT. ARUN NGL President Director

Vice President Director 

Production Division Manager 

Operation Coordinator LNG

Public Relation

Operation and SHE  Advisor  Secretary

Finance &  Accounting supt

General Auditor

Plant Support Division manger 

Services & Development Division Manager 

Plant Reliability Engineering Advisor  Secretary

Secretary

Operation Shift Superintendent

Staff Engineer 

Human Resources  Superintendent

LNG Process Superintendent

Supply Chain Superintendent

Strategic Planning &  Asset Optimization Superintendent

Sulphur Recovery Unit Superintendent

Maint. Planning & Constr. Superintendent

Fac. Serv. & Security Superintendent

Offplot & Marine Superintendent

Plant Area Maint. Superintendent

Yayasan Kesehatan  Arun

Fire & S.H.E Superintendent

Technical & Eng. Serv. Superintendent

Yayasan Pendidikan  Arun

Gambar 1.3 Struktur Organisasi PT. ARUN NGL Lhokseumawe. (Sumber: Production Division Administration) 1.4.1

Production Division

Tugas utama Divisi Production adalah untuk mengelola gas alam menjadi gas alam cair (LNG), merencanakan produk LNG dan kondensat, menyimpan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

7

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

LNG dan kondensat, mengapalkan ke tujuan serta mencegah terjadinya kerugian  perusahaan. Divisi ini membawahi lima seksi, yaitu : 1. Seksi Operation Shift 2. Seksi LNG 3. Seksi NSO 4. Seksi FSHE ( Fire and Safety Health Environmental ) 5. Seksi Off Plot & Marine 1.4.2

Plant Suppor t Division 

Divisi ini bertanggung jawab melakukan pemeliharaan sarana dan  prasarana kerja yang terkait dengan pemrosesan gas alam cair (LNG) dan kehidupan keluarga diperumahan perusahaan. Divisi ini membawahi : 1. Staff Engineer 2. Seksi Supply Chain 3. Seksi Maintenance Planning & Construction 4. Seksi Plant Area Maintenance 5. Seksi Technical and Engineering Services 1.4.3

Ser vice and Devel opment Di vision 

Divisi ini mengemban tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam  bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Divisi ini bertugas mendukung pelaksanaan tugas divisi lain dengan menyediakan sumber daya yang diperlukan. Divisi ini membawahi : 1. Seksi HRD ( Human Resources Development) 2. Seksi Strategic Planning & Asset Optimization 3. Seksi Legal Fac. Service & Security 4. Yayasan Kesehatan arun 5. Yayasan Pendidikan Arun 1.4.4

Publ i c Rel ation Section 

Seksi ini bertugas menangani hal-hal yang berhubungan dengan kepentingan masyarakat, seksi ini berkomunikasi dengan kebijakan dan kegiatan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

8

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

PT. Arun NGL kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik. Seksi ini  juga menangani tamu-tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun NGL. 1.4.5

F in ance and Accoun tin g Section 

Seksi ini bertugas menangani administrasi keuangan perusahaan seperti membayar invoce, gaji pegawai, bonus serta tunjangan-tunjangan. Seksi ini juga menangani pembayar pajak perusahaan pegawai. Pajak pegawai dipotong langsung dari gaji bulanan, seksi ini juga membuat laporan keuangan setiap bulan dan pada akhir tahun. 1.4.6

Conti nous I mpr ovement Team (CIT) Group

Group ini pada mulanya sebagai sarana koordinasi dalam membentuk reengineering permasalahan yang ditujukan untuk mengevaluasi sejauh mana organisasi telah berjalan atau harus dilakukan perubahan sesuai dengan koordinasi  permasalahan. Group  ini juga mengevaluasi peraturan perusahaan yang dirasa  perlu disesuaikan kembali dengan kondisi yang ada karena beberapa peraturan lama yang dimasukkan sudah tidak diperlukan lagi akibat dihapuskannya  beberapa kebijakan di organisasi PT. Arun NGL. 1.4.7

General Au dit Section

Secara struktur organisasi General Audit di bawah President Director, tetapi karena General Audit berkantor di Plant Site maka secara pelaporan dan  pengawasan tetap dibawah VPD (Vice President Director ). Seksi ini bertugasnya memeriksa aliran keuangan dan kewajaran dalam pemakaian setiap aset atau harta  benda milik perusahaan yang dipakai untuk keperluan administrasi di kantor PT. Arun NGL.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

9

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

BAB II URAIAN PROSES

2.1

 (LNG) dan Kondensat L iquefied Natur al Gas 

Pada awalnya, pemakaian gas alam sebagai sumber energi masih belum mendapat perhatian karena kesulitan dalam pengangkutan dan penyimpanan. Disamping itu gas alam yang dihasilkan juga sulit untuk diangkut ke tempattempat terpencil dan jauh, tapi seiring dengan kemajuan teknologi, kendala tersebut dapat diatasi dengan proses liquefaction  dan LNG  shipping . Beberapa kelebihan yang dimiliki oleh LNG adalah: - Sifatnya yang hampir tidak mengakibatkan polusi udara - Tidak beracun - Aman - Lebih ringan dari udara - Mempunyai nilai bakar tinggi Batasan komposisi dari LNG didominasi oleh CH 4  (metana) dan sedikit C2H6 (etana) dan C3H8 (propana). Adapun komposisi feed gas yang akan diproses menjadi LNG dapat dilihat pada Tabel 2.1. Tabel 2.1 Komposisi Feed Gas Komposisi

F eed Gas To T r ain   (%

F eed Gas To Pl ant   (%

Mol) 0.372 71.279

Mol) 0.335 71.378

 N2 C1 CO2 C2 C3 i - C4H10 n - C4H10 i –  C5H12 n –  C5H12 nC6+ Total Sumber: Production Division

20.108 20.276 4.697 4.629 1.741 1.711 0.458 0.455 0.548 0.541 0.276 0.272 0.168 0.165 0.353 0.238 100.0 100.0 Laboratory, PT. Arun NGL (4 April 2013)

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

10

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Di samping LNG, PT. Arun NGL juga menghasilkan kondensat sebagai  produk samping yang merupakan fraksi-fraksi hidrokarbon berat yang terikut  bersama-sama gas alam dari sumber ladang gas Arun. Kondensat yang diproduksi harus mempunyai persyaratan dan spesifikasi yang telah ditentukan yaitu mempunyai RVP ( Rate Vapor Pressure) maksimum 13 psi pada temperatur 100ºC dengan specific gravity 0,760 (54ºAPI). Produk kondensat umumnya diekspor ke negara-negara seperti Jepang, Singapura, Amerika, Australia, Perancis dan Selandia Baru. Di negara-negara tersebut, kondensat digunakan sebagai bahan baku industri petrokimia yang  berguna sebagai penghasil polimer, plastik, pelarut dan sebagainya atau dapat juga diolah kembali pada kilang minyak untuk dijadikan bahan bakar minyak. 2.2

Proses LNG

PT. Arun NGL mengolah gas alam dari lapangan Exxon Mobil, yang  berasal dari dua lapangan gas alam yang berlokasi Onshore  serta Offshore. Lapangan onshore  disebut dengan  Arun Field   berlokasi di Lhoksukon

 30

km

dari pabrik LNG. Lapangan gas Offshore  dinamakan anjungan NSO ( North Sumatra Offshore) yang berlokasi sekitar 107,6 km dari kilang PT. Arun NGL. Umpan gas alam dan un-stabilized   kondensat dikirim ke kilang Arun melalui sistem pemipaan terpisah. Jalur pipa 42 inci membawa umpan gas alam dan jalur pipa 20 inci membawa umpan  un-stabilized kondensat. Feed gas alam mengalir ke drum pemisah atau disebut dengan “ first stage flash drum” dengan tekanan 43 kg/cm 2  dan temperatur 43ºC.  First stage flash drum  ini berfungsi untuk memisahkan gas dan kondensat. Hidrokarbon ringan (gas )  selanjutnya dialirkan ke proses II unit pemurnian gas ( gas treating unit ), dimana gas-gas  pengotor seperti Merkuri (Hg), Karbondioksida (CO2), dan Hidrogen Sulfida (H2S) akan dipisahkan dari umpan gas. Gas alam yang sudah bersih dari pengotor selanjutnya mengalir ke unit  pencairan gas, pendinginan awal dengan pendingin propana di  scrub tower   untuk memisahkan gas, dimana akan terjadi proses dehidrasi untuk memisahkan uap air dari umpan hidrokarbon berat dari gas. Kemudian gas alam dicairkan pada alat

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

11

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

 pendingin campuran atau disebut “ Multi Component Refrigerant ” (MCR). LNG selanjutnya dipompa ke tangki penyimpanan dan siap untuk dikapalkan. Sementara hidrokarbon berat (kondensat) yang terdapat dibagian bawah drum pemisah bergabung dengan condensate feed dari Point-A dan condensate yang datang dari NSO, selanjutnya dikirim ke unit 20B (tidak melewati  first stage  flash drum  D-2001 A/B/C/D) untuk proses penstabilan dan pengumpulan kondensat atau disebut dengan “ second stage flash drum” untuk pengolahan lebih lanjut. Berdasarkan hasil studi secara kontinyu yang dilakukan oleh Technical  Engineer   dan Operation, ketika condensate feed masuk ke unit 20B sudah ada indikasi penurunan secara bertahap, maka Technical   mulai mengantisipasinya, dimana tindakan yang diambil adalah diatur kembali ke kondisi operasi, terutama  flow,  pressure  dan temperature  yang disesuaikan dengan condensate feed yang tersedia, dengan cara melakukan modifikasi dan meng-off-line sebagian equipment  dan piping system yang tidak diperlukan lagi. Pada saat proyek ReBOG dikerjakan, sistem yang dimatikan adalah booster compressor   KM-2501, Condensate Stabilizer Column serta mengalihkan aliran yang masuk ke D-2002 A/B dari aliran paralel ke aliran seri. Setelah dilakukan modifikasi dan isolating system secara bertahap, equipment  yang masih difungsikan sampai sekarang adalah D-2002 A/B system (D-2002 A online sedang D-2002 B stand-by), fin fan dan line-nya, coolers E-2003/E-2007 system. Kondensat dari  first stage flash drum  masuk ke  second stage flash drum melalui bagian puncak. Proses pemisahan disini sama prinsipnya dengan  first  stage flash drum, hanya tekanan operasinya yang berbeda. Gas yang dipisahkan dari kondensat keluar dari puncak  second stage flash drum mengalir melalui pipa 8 in, dan dikirim ke Unit 75. Sedangkan kondensat keluar dari bagian dasar drum dan dialirkan ke Condensate Rundown Tank  F-2101. Debutanizer bottom produck  (condensate feed ) dari unit 52 dengan  flow rate  rata-rata 3.800 bbls/d, tekanan ±7,5 kg/cm2  dan suhu 32,9ºC dialirkan ke inlet E-2003AB/E-2007AB dan  bergabung dengan aliran kondensat yang mengalir dari Condensate Rundown

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

12

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Tank , selanjutnya dialirkan ke tangki penyimpanan dan siap dikapalkan. Sedangkan gas dari first stage flash drum menuju proses II untuk pemurnian gas. 2.3

Stasiun Pengumpul (Cluster )

Di ladang gas alam, diinjeksikan gas ke dalam reservoir dengan tekanan 499 kg/cm2, sedangkan tekanan sebelum sampai Christmas Tree  turun menjadi 254 kg/cm2  pada temperatur 132ºC. Pada kondisi ini gas dialirkan ke  fin fan  gas didinginkan sehingga temperatur menjadi 54ºC. Dari  fin fan gas mengalir ke tube heat exchanger  untuk memanaskan gas ke luar dari drum pemisah tingkat pertama dan sekaligus untuk mendinginkan gas hingga temperatur 48ºC dengan tekanan tetap 141 kg/cm 2. Selanjutnya gas mengalir melalui sebuah  press control valve untuk mengatur tekanan di dalam separator. Di control valve tekanan dan temperatur turun kembali menjadi 83 kg/cm 2 dan 25oC. Pada kondisi ini, fraksi berat akan mencapai titik embun sedangkan fraksi ringan tetap berupa gas. Dengan demikian terjadi pemisahan antara gas dan kondensat. Gas ini akan mengalir dari puncak drum pemisah tingkat pertama menuju gas to gas exchanger  agar mencapai suhu 47ºC dan dialirkan ke  pipe line control dengan memakai pipa 30 in. Sedangkan kondensat turun ke tingkat dua dan dihisap oleh pompa sentrifugal 8 tingkat untuk menaikkan tekanan menjadi 94 kg/cm2, lalu dialirkan ke pipe line control   dengan pipa 12 in.  Pipe line control   berfungsi untuk menerima produksi dari tiap cluster  dan mengalirkan ke point B. 2.4

Proses I

Secara umum tugas dari proses I ini adalah sebagai berikut : 1. Menerima gas dan kondensat dari  point A  Lhoksukon dan gas alam dari ladang NSO. 2. Menjaga kestabilan penyediaan gas ke proses selanjutnya untuk bahan  pembuatan LNG. 3. Mensuplai gas ke PT. PIM. 4. Menyiapkan bahan-bahan untuk Multi Component Refrigerant  (MCR).

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

13

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Pada proses ini meliputi unit 17 (unit perpipaan gas), unit 18 (unit  perpipaan kondensat), unit 19 (unit perpipaan gas untuk suplai ke pabrik PIM), unit 20A (inlet facilities), unit 20B (unit penstabilan kondensat), unit 25 ( unit feed booster compressor ), dan unit fraksinasi. 2.4.1

Sistem Fasilitas Masukan ( I nlet F acil ities  )

Fasilitas masukan menerima gas dan kondensat mentah dari ladang gas, mengalirkan gas mentah untuk industri pupuk (unit 19) dan melakukan pemisahan awal gas dan kondensat untuk proses lebih lanjut. Gas dan kondensat dialirkan dari point A ke point B melalui dua pipa paralel, yaitu unit 17 dan unit 18. Unit 17 adalah pipa gas alam 42 in. yang membawa gas umpan dari ladang Arun ke kilang LNG. Unit 17 juga termasuk sistem penerima  pig scraper . Secara  periodik,  pig   mekanis digunakan untuk menggarut saluran pipa dari  point A ke  point B. Alat ini mengangkat sisa-sisa peninggalan atau cairan yang berkumpul di  bagian yang rendah di sepanjang pipa yang dapat menahan aliran dalam saluran  pipa. Pembersihan saluran pipa dengan menggunakan  pig scrapper   ini dilakukan tiap bulan sebanyak 1-2 kali. Unit 18 adalah saluran pipa 20 in yang membawa umpan kondensat tidak stabil dari point A ke point B. Saluran pipa kondensat paralel dengan saluran pipa gas dan sebagaimana unit 17, mempunyai sistem penerima pig scraper . Unit 19 terdiri dari saluran pipa gas yang membawa gas dari point A ke  pabrik pupuk dan sebuah bejana yang memisahkan segala cairan dari umpan gas. Umpan gas dan umpan kondensat dikombinasikan tepat sebelum memasuki 4 inlet  pemisah gas dalam unit 20A yang dikenal sebagai “ first stage flash drums”. Di dalam pemisah, campuran antara umpan gas dan cairan kondensat yang memisahkan dalam sekejap hidrokarbon ringan dan berat ke dalam uap sebagai  produk atas dan cairan kondensat sebagai produk bawah. 2.4.2

Sistem penstabilan kondensat ( Con densate r ecovery) 

Umpan kondensat tidak stabil dari unit 20A mengalir ke unit 20B ke dalam second stage flash drums. Kondensat diizinkan untuk sekali lagi dipisahkan dalam tekanan rendah. Uap produk atas ini dialirkan ke unit 75 (sistem bahan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

14

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

 bakar gas) melalui pipa 8 in., tekanannya di kontrol oleh  pressure control system PT/PIC/PV-2014 yang di set pada 4,5 kg/cm2, tekanan vapor ini juga dimanfaatkan untuk mengaliri kondensat dan menjaga kestabilan tekanan di dalam drum. Selanjutnya kondensat dialirkan ke Condensate Rundown Tank   F-2101.  Debutanizer bottom product  (condensate feed ) dari unit 52 dengan  flow rate ratarata 3.800 bbls/d, tekanan ±7,5 kg/cm 2  dan suhu 32,9ºC dialirkan ke inlet E2003AB/E-2007AB dan bergabung dengan aliran kondensat yang mengalir dari Condensate Rundown Tank , selanjutnya dialirkan ke tangki penyimpanan dan siap dikapalkan. Kondensat

yang

diproduksi

di

Unit

20B

harus

memenuhi

 persyaratan/spesifikasi yang ditentukan, yaitu mempunyai RVP ( Reid Vapor  Pressure) maximum 13 Psia pada suhu 100ºF (37,8ºC) dengan SG ±0,75 (57 ºAPI). 2.4.3

Sistem Fraksinasi (Persiapan Refrigerant  )

Fungsi unit 51 dan 52 adalah sama, jadi dapat digambarkan dengan menjelaskan salah satu unit saja. Saat ini unit 52 dalam operasional sedang unit 52  stand-by. Sistem persiapan refrigerant   (unit 5X) menggunakan tiga kolom fraksinasi dan sistem refrigerasi propana untuk menghasilkan sejumlah produk. Unit 5X menerima umpan dari produk bawah  scrub tower . Dalam pengolahan gas menjadi LNG diperlukan suatu komponen yang disebut MCR yang terdiri dari  Nitrogen 2,0%, Metana 40,1%, Etana 47,0%, Propana 10,9%. Unit 52 berfungsi untuk memisahkan bahan-bahan yang didapat dari  produk bawah  scrub tower  unit 4X dan ditambah dengan fraksi hidrokarbon berat yang berasal dari bottom deethanizer unit 5U LPG menjadi komponen-komponen etana, propana, butana, dan fraksi yang lebih berat berdasarkan perbedaan titik didihnya. Unit 52 yang biasa disebut “ Refrigerant Preparation Unit ” mempunyai tugas sebagai berikut :

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

15

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

-

Menfraksinasikan hidrokarbon liquid untuk mendapatkan komponen (fraksifraksi) yang diinginkan.

-

Menyediakan media pendingin untuk MCR make-up yang akan digunakan di train, seperti etana dan propana.

-

Mengirim kembali excess atau kelebihan ethana, propana untuk re-injection ke Main Heat Exchanger E-4X18 di tiap train (saat ini hanya train 5) dimana  pengirimannya dialirkan setelah didinginkan terlebih dahulu.

-

Mengirim butane liquid   sebagai butane recycle  ke unit 4X (D-4X11) untuk menjaga suhu di puncak  scrub tower   di setiap train, disamping itu diperlukan untuk menjaga nilai BTU dalam LNG.

-

Mengalirkan bottom product   debuthanizer ke unit 20B setelah melalui fase  pendinginan.

-

Menyiapkan  propane liquid   dan mengirim ke  propane Spherical Tank  D6201, yang digunakan untuk MCR make-up dan propane make-up di unit 4X.

-

Mengirim fraksi ringan (metana) ke HP fuel Gas line unit 75. Sistem deethanizer digunakan untuk mengekstrak dan memproduksi etana.

Etana overhead   dari kolom deetanizer   digunakan untuk reflux kolom deetanizer, umpan atau reinjeksi ke  Main Heat Exchanger   (MHE) dan untuk  MCR make up. Produk

bawah

deetanizer

diumpankan

ke

kolom

depropanizer.

Sistem

depropanizer digunakan untuk mengekstrak dan memproduksi propana. Propana overhead   dari kolom depropanizer digunakan untuk refluks kolom depropanizer, refrigerant make up dan reinjeksi propana ke MHE. Produk bawah depropanizer digunakan sebagai umpan untuk debutanizer. Sistem debutanizer digunakan untuk mengekstrak dan memproduksi butana, butana overhead   dari kolom debutanizer digunakan untuk injeksi pada kondensat stabil dan reinjeksi ke MHE. Produk bawah debutanizer menjadi bagian dari produk kondensat yang distabilkan.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

16

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

2.5

Proses II dan Proses III

Proses II dan proses III meliputi sistem pemurnian gas ( gas treating  system) dan sistem pencairan (liquefaction). Diagram alir proses pencairan gas alam dapat dilihat pada Lampiran B.

2.5.1

Sistem Pemurnian Gas (Gas Tr eati ng System  )

Unit 30 ini berfungsi untuk memisahkan impurities (CO2, H2S, Hg dan hidrokarbon berat) dari dalam feed gas. Merkuri diadsorpsi oleh karbon aktif yang diperkaya dengan sulfur dan membentuk HgS dalam carbon bed adsorber (mercury adsorber ). CO2  dan H2S dihilangkan dengan proses absorbsi pada carbonate absorber   dan dilanjutkan dengan  DEA absorber   (sistem ini dikenal dengan nama Benfield High Pure System).

CARBONATE STORAGE UNIT-63

PEMISAHAN HC BERAT,AIR DAN GAS

RESERVOIR

PENGHILANGAN MERKURI (MERKURI REMOVAL)

PENGHILANGAN CO2 DAN H2S ( CARBONATE SISTEM)

DEA STORAGE UNIT-63

PENGHILANGAN CO2 DAN H2S (DEA SISTEM)

GAS TO LIQUEFACTION

PEMISAHAN HC CAIR, AIR DAN GAS

UTILITIES

Gambar 2.1 Tahapan Proses Pemurnian Gas Alam di Kilang PT.Arun 2.5.1.1 Knock Out drum 

Proses ini adalah proses untuk memisahkan cairan hidrokarbon dan air dari dalam gas. Cairan hidrokarbon berat diperoleh akibat penurunan tekanan gas melalui sebuah kerangan penurunan tekanan dan memasuki  feed gas knock out drum. Hidrokarbon dan air yang terkondensasi dari

gas terkumpul di bagian

 bawah dan dikembalikan ke second stage flash drum di condensate recovery unit . Gas akan melewati demister keluar dari atas knock out drum, bila ada  butiran-butiran cairan hidrokarbon yang terikut di dalam gas, maka butiran-

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

17

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

 butiran tersebut akan tersangkut pada demister dan kemudian jatuh ke bagian  bawah drum. Selanjutnya gas dipanaskan dengan larutan karbonat di dalam  feed  gas/lean carbonate exchanger (E-3X01 B) dengan tujuan untuk menguapkan hidrokarbon berat yang masih tersisa di dalam gas sebelum memasuki mercury removal . 2.5.1.2 Car bon bed adsor ber 

Gas yang dipanaskan melalui dua buah carbon bed adsorber   bertujuan untuk menghilangkan kandungan merkuri (Hg). Merkuri dalam jumlah kecil  bereaksi dengan sulfur dan membentuk merkuri sulfida yang diadsorbsi ke karbon aktif. 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 pada kondisi seperti ini sudah relatif bebas dari hidrokarbon cair. Cairan mengalir melalui lean carbonate exchanger dan telah dipanaskan sebelumnya dari 33ºC ke 70ºC oleh larutan lean carbonate.  Panas tersebut dilewatkan melalui tube exchanger . Temperatur yang terlalu tinggi dapat menyebabkan kehilangan sulfur pada mercury adsorber . Gas yang telah dipanaskan sebelumnya meninggalkan exchanger   melalui dua outlet 20 in sejenis sebelum menyatu menjadi sebuah saluran 20 in tunggal. Saluran ini saling  berhubungan ke saluran outlet mercury adsorber . Gas memasuki adsorber melalui top mainway  dan menuju gas distributor, gas yang mengalir ke bawah bed  bertemu dengan karbon aktif yang diperkaya dengan sulfur. Merkuri yang terdapat di dalam gas umpan akan terserap oleh karbon aktif dengan sulfur. Hg

+

S

HgS ........................................... (2.1)

Setelah melewati bawah bed, gas meninggalkan adsorber melalui sebuah  gauge strainer  besar ke dalam pipa outlet utama 20 in. Dalam penyerapan ini, activated carbon  akan mengalami masa jenuh dimana tidak mampu lagi menyerap komponen-komponen merkuri. Apabila activated carbon ini jenuh harus diganti dengan yang baru biasanya 5 tahun.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

18

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

2.5.1.3 Penyerapan CO 2 dan H2S (Carbon at A bsorber  )

Setelah meninggalkan carbon bed adsorber , gas dipanaskan lebih lanjut  pada  second feed carbonate exchanger . Gas yang telah dipanaskan kemudian masuk ke bagian bawah carbonate absorber . Sistem distribusi pada inlet mengarahkan gas ke arah atas melalui absorber. Gas bersentuhan dengan aliran kalium karbonat (K 2CO3) yang turun ke bawah. Dalam kondisi ini karbondioksida (CO2) di dalam gas berkurang sampai dibawah 1% dan hidrogen sulfida (H 2S) diharapkan bisa terserap hingga 100% oleh larutan karbonat yang dicampur sedikit diethanol amine (DEA), kemudian gas didinginkan di dalam  fin-fan cooler  sebelum memasuki DEA absorber. Gas dengan temperatur 107ºC dan tekanan 50,2 kg/cm 2  masuk ke carbonate absorber . Sebelumnya, saluran 20” tersebut dipencar menjadi dua saluran 14 in, 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 kg/cm 2 dan temperatur 90ºC. Fungsi dari carbonate absorber   adalah untuk memisahkan CO 2  dan H2S yang terdapat di dalam gas umpan yang dapat mengganggu atau merusak  peralatan-peralatan pabrik. Gas CO2 akan membeku pada temperatur 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 gas umpan. 2.5.1.4 Sirkulasi Cairan Karbonat

Larutan lean carbonate yang bebas CO 2 dan H2S dipompakan dari  pump carbonate regenerator   oleh dua set pompa yang dipasang secara seri pada

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

19

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

carbonate absorber . Larutan karbonat dari pompa-pompa tekanan tinggi dibagi ke dalam dua arus aliran yaitu 75% dari aliran total memasuki bagian bawah absorber dan selebihnya 25% didinginkan terhadap feed gas yang masuk ke dalam  feed/lean carbonate exchanger sebelum memasuki bagian atas absorber, tujuannya untuk memperbaiki penyerapan CO 2 lebih lanjut. Larutan karbonat kemudian turun ke bagian bawah absorber dan  bersentuhan dengan gas yang mengalir ke bagian atas. CO 2  dan sedikit H 2S diserap oleh larutan karbonat, dimana terjadi reaksi eksotermis (menghasilkan  panas) dan merubah larutan kalium karbonat menjadi larutan kalium bikarbonat. Reaksi penyerapan CO2 adalah sebagai berikut : CO2

 H 2 O



Karbon dioksida



 K 2 CO3

air



Potasium karbonat

2 KHCO3

........................... (2.2)

potasium bikarbonat

Reaksi penyerapan H2S adalah sebagai berikut :  H 2 S 



Hidrogen Sulfida

 K 2 CO3

potasium karbonat

 

 KHS 



potasium bisulfida

KHCO 3  ............................ (2.3)

potasium bikarbonat

Larutan rich carbonate  kemudian mengalir dari bagian bawah absorber melalui level  and let-down control valve  ke bagian atas carbonate regenerator . Gas-gas yang bersifat asam dan uap air dari puncak regenerator didinginkan didalam regenerator overheat accumulator dan cairannya dipompakan kembali ke regenerator sebagai refluks  (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 carbonate regenerator . Pengisian  pertama larutan karbonat dengan tambahan DEA dan kalium bikarbonat dibuat di dalam sebuah pump dan telah diaduk sebelum ditambahkan ke dalam sistem. Penambahan ini berfungsi untuk menggantikan kehilangan larutan karbonat pada saat diregenerasi dari CO2 dalam kolom carbonate regenerator .

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

20

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

2.5.1.5 Pembersihan dengan DEA

Aliran gas yang masuk dari bagian atas carbonate absorber , setelah didinginkan di dalam  fin-fan cooler   memasuki bagian bawah  DEA absorber . Gas didistribusikan ke atas melalui sebuah demister  pad , 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 CO 2 dalam aliran gas diharapkan berkurang sampai 50  ppm. Gas yang telah dibersihkan melalui sebuah demister   akan keluar melalui  puncak absorber yang melewati  fin-fan cooler   untuk didinginkan sebelum memasuki treated gas wash tower . Fungsi dari sistem ini adalah untuk menyerap CO2dan H2S yang masih tersisa di dalam gas umpan. Proses absorbsi pada DEA sistem adalah proses penyerapan CO 2 dan H2S dengan memakai dua bed pall ring   sebagai media kontak. Reaksi yang terjadi adalah :  Pada H2S :

a. 2R 2 NH

+

 Lean DEA

H 2S Hidrogen sulfida

 b. (R 2 NH2)2S + Unsaturated  rich DEA

(R 2 NH2)2S ................................ (2.4) Unsaturated  rich DEA

H 2S

2R 2 NH2HS ................................ (2.5)

Hidrogen Sulfida

rich DEA

 Pada CO2 :

a. 2R 2 NH

+

H 2O

 Lean DEAUnsaturated  air

+

CO2 karbon dioksida

(R 2 NH2)2CO3 rich DEA ……………….

 b. (R 2 NH2)2 CO3 + unsaturated rich DEA

H2O air

+ CO2 karbon dioksida

(2.6)

2R 2 NH2HCO3 rich DEA

……………. (2.7) Reaksi ini dapat dicapai pada tekanan tinggi dengan temperatur rendah. Batas maksimum CO2 dan H2S yang diizinkan di dalam gas umpan yang keluar dari DEA Absorber masing-masing 40 ppm dan 3 ppm. Gas yang telah

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

21

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

dibersihkan melalui sebuah demister   akan keluar melalui puncak absorber yang melewati  fin-fan cooler   untuk didinginkan sebelum memasuki treated gas wash tower. 2.5.1.6 Sirkulasi Cairan DEA

Cairan lean DEA keluar dari bagian bawah regenerator DEA melalui sebuah vortex breaker . Cairan lewat secara gravitasi melalui tiga lean/rich DEA exchanger   sebelum memasuki Suction pompa lean  DEA. Temperatur  fin-fan cooler   dikontrol melalui sebuah lean DEA cooler   ke dalam puncak absorber. Maksud dari pengontrolan temperatur ini adalah untuk mendapatkan penyerapan yang terbaik di dalam DEA absorber. Air dan hidrokarbon yang terkumpul pada  bagian bawah absorber ditunjukkan oleh level glases, air yang sedang dipisahkan diatur dengan level control, sedangkan hidrokarbon keluar secara manual ke  second stage flash drum di condensate recovery unit . CO 2 dan H2S yang terserap dilepaskan dari larutan rich DEA  ketika larutan itu melalui kolom. Sedangkan larutan rich DEA yang keluar

melalui bottom regenerator melalui sebuah

chimney tray ke dalam 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 disirkulasikan kembali. 2.5.1.7 Tr eated Gas Wash Tower

Gas yang telah diolah dari DEA absorber   memasuki wash tower  di bagian atas. Tower tersebut berfungsi sebagai pembersih untuk memisahkan hidrokarbon yang terkondensasi setelah pendinginan. Fungsi membersihkan tower yaitu untuk memisahkan adanya DEA yang terbawa dalam aliran gas. Cairan dalam wash tower  mengalami pemisahan dengan lapisan air bagian  bawah dan lapisan hidrokarbon bagian atas, setelah itu gas tersebut melewati dua bubble cap trays  dan sebuah demister sebelum meninggalkan wash tower   dan mengalir ke unit 40. Larutan rich DEA yang mengalir ke bawah DEA absorber terkumpul di chimney tray  kemudian dikirim ke DEA regenerator untuk diregenerasi.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

22

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Pada proses regenerasi terjadi proses pemisahan CO2 dan H2S dari larutan rich DEA menurut reaksi :  Pada H2S :

a. 2R 2 NH2S

(R 2 NH2)2S +

rich DEA

 b. (R 2 NH2)2S Unsaturated  rich DEA

H2S ........................................ (2.8)

Unsaturated   rich DEA

Hidrogen Sulfida

2R 2 NH

H2S

+

 Lean DEA

....................................... (2.9)

Hidrogen Sulfida

 Pada CO2 :

a. 2R 2 NH2HCO3 rich DEA

(R 2 NH2)2CO3 + unsaturated rich DEA

H2O + air

CO2 karbon dioksida

..................... (2.10)  b. (R 2 NH2)2 CO3 unsaturated rich DEA

2R 2 NH

+

lean DEA

H2O + CO2 air

karbon dioksida

..................... (2.11) 2.5.2

Sistem Pencairan Gas ( Liquefaction  )

Unit ini merupakan bagian pencairan gas pada kilang PT. Arun. Unit 40 ini didesain untuk menerima gas alam yang telah diolah dari unit 30. Fungsi dari unit ini adalah untuk memisahkan sisa kandungan air dalam gas, dan mendinginkan gas sampai temperatur mengalami perubahan fasa menjadi cair yaitu pada temperatur -158 oC dengan menggunakan media pendingin  Multi Component Refrigerant  (MCR) yang dikenal dengan refrigeration system, setelah itu LNG yang dihasilkan dikirim ke tangki LNG di unit 60.  Refrigeration system yang dibutuhkan disuplai oleh dua rangkaian terutup yang terpisah dan berdiri sendiri, yaitu propana dan campuran MCR, sedangkan  propana

sendiri

didinginkan

oleh

air

laut.

Selain

mendinginkan

dan

mengkondensasi gas yang telah diolah, propana juga mendinginkan dan mengkondensasi MCR. MCR merupakan campuran komposisi metana, etana,  propana, sedikit butana dan nitrogen.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

23

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

Gas umpan yang keluar dari sistem pemurnian yang telah bebas dari impurities, masuk ke proses pencairan (unit 40) yang meliputi ti ga seksi yaitu : 

Seksi pengeringan (dehydration section)



Seksi pemisahan ( scrubbing section)



Seksi pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section)

2.5.2.1 Seksi Pengeringan ( dehydr ati on secti on  )

Seksi ini berfungsi untuk memisahkan uap air yang terbawa masuk ke dalam seksi pemisahan dan pencairan. Uap air dapat menimbulkan penyumbatan  pipa-pipa aliran gas pada unit-unit yang beroperasi dengan temperatur rendah dan lebih berbahaya lagi bisa mengakibatkan pecahnya tubing-tubing di dalam MHE. Proses adsorpsi berlangsung di dalam  feed vapor driers  yang terdiri dari dua drum drier   (A dan B) yang dipasang secara paralel dan beroperasi masingmasing selama 8 jam secara bergantian. Dalam keadaan operasi normal, jika pada 8 jam pertama drier   A dalam keadaan drying   maka drier   B pada saat yang sama diregenerasikan untuk mengaktifkan kembali molecular sieve  yang telah menyerap air selama 8 jam. Sebelumnya uap air dalam gas keluar dari  feed vapour driers  (V-4X01 A/B) dan dianalisa oleh AR-4X04. Jika gas umpan masih mengandung air lebih besar dari 0,5 ppm, maka gas belum dapat dialirkan ke  scrubbing section. Namun bila kandungan air keluaran drier   telah mengizinkan, gas dialirkan ke E-4X09 untuk didinginkan oleh propana cair sehingga -7ºC dan setelah pendinginan gas masuk ke scrub tower . 2.5.2.2 Seksi Pemisahan (scru bbin g section  )

Fungsi seksi ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon berat yang terdapat dalam gas umpan yang dapat menyebabkan penyumbatan tube-tube dalam MHE yang beroperasi pada temperatur rendah. Proses dalam  scrub tower , fraksi hidrokarbon dipisahkan berdasarkan perbedaan titik didih. Gas umpan 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 etana dan propana yang dibutuhkan sebagai media pendingin dalam proses pencairan nanti. Sedangkan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

24

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

fraksi ringan dengan komposisi dominan adalah metana, akan keluar melalui  puncak tower dan kemudian didinginkan dengan propana liquid   pada kondenser, sebelum dimasukkan ke dalam separator. Akibat pendinginan propana dan etana yang terikut akan terkondensasi dan cairan ini sebagian akan dikembalikan ke scrub tower  sebagai refluks. Residu gas dari unit separation yang mengandung 97% metana dialirkan ke unit  pencairan (MHE), dan untuk kebutuhan komposisi MCR juga diambil di sini. 2.5.2.3 Seksi Pendinginan dan pencairan ( refr iger ant and li quefaction section  )

Fungsi dari unit ini adalah untuk mencairkan dan menurunkan tekanan gas umpan. Sistem pendinginan pada unit ini dilakukan secara dua tahap, yaitu : 

Pendinginan pertama menggunakan  propane refrigerant , dimana propana  juga digunakan untuk mendinginkan MCR ( Multi Component Refrigerant ) sebagai bahan pendingin selanjutnya.



Pendinginan terakhir dengan menggunakan MCR, dimana gas alam didinginkan hingga -158ºC sehingga terjadi perubahan fasa dari gas menjadi cair.

Ada dua bagian sistem utama dalam proses pendinginan dan pencairan gas alam sebelum gas alam ( sweet gas) yang masuk ke Main Heat Exchangers (MHE) yaitu sebagai berikut : 1. Sistem Propana

Dalam sistem propana ini terdapat tiga tingkatan tekanan dan temperatur yang berbeda. Propana yang telah dikompres dialirkan ke desuperheater   dan kondenser

dengan

media

pendingin

air

laut.

Akibatnya

propana

akan

terkondensasi pada tekanan yang masih tinggi dan ditampung pada  propane accumulator . Kemudian propana cair ini dialirkan ke high level C 3 suction drum dan sebagian lagi ke high level exchangers, juga untuk mendinginkan gas umpan, MCR dan reaktivasi gas (cooling drier ). Sebelum propana cair masuk ke dalam  peralatan tersebut, dilewatkan dulu melalui level valve  yang berfungsi juga sebagai expansi valve. Uap propana setelah mendinginkan atau mengambil panas dari gas umpan MCR dialirkan ke exchanger-exchanger medium level , untuk

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

25

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

mendinginkan gas umpan dan MCR. Juga sebelum masuk exchanger-exchanger  ini propana dilewatkan melalui level valve yang juga berfungsi sebagai ekspansi valve, sehingga tekanannya menjadi tekanan menengah dan temperaturnya agak lebih dingin. Propana yang menguap setelah mengambil panas dari gas umpan dan MCR, dialirkan ke Suction compressor  bertekanan menengah. Kemudian propana liquid   dari exchanger-exchanger medium level   dialirkan ke exchanger-exchanger low level . Untuk mendinginkan gas umpan dan MCR, dimana sebelum masuk ke dalam exchanger-exchanger   tersebut juga dilewatkan melalui level valve  yang  juga berfungsi sebagai ekspansi valve, sehingga akan menghasilkan tekanan yang lebih rendah dan temperaturnya akan lebih rendah lagi. Propana vapor   yang dihasilkan setelah mendinginkan gas umpan dan MCR, dikembalikan ke  suction drum low level , sebagai  suction compressor   tekanan rendah. Media yang didinginkan setelah keluar dari exchanger low level   ini seperti C2+ akan menjadi liquid . 2. Sistem MCR

MCR adalah singkatan dari Multi Component Refrigerant . MCR ini adalah media yang dipakai untuk mendinginkan gas umpan menjadi LNG di dalam  Main  Heat Exchanger . MCR terdiri dari metana, etana, propana dan nitrogen. MCR tersebut dikompresi oleh first stage MCR kompressor , dimana discharge  first stage akan menjadi suction pada second stage MCR kompressor   berikutnya, yang sebelumnya didinginkan dulu dalam  Inter Cooler , dengan media pendingin air laut. Kemudian discharge dari second stage MCR kompressor  ini, didinginkan dengan fin fan coolers, sea water coolers dan chiller high level , medium level , dan low level , sehingga akan dihasilkan MCR yang bertekanan tinggi dan  bertemperatur rendah. Uap etana dan propana yang terkandung 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 

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

26

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

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 bundle tube gas umpan, bundle tube MCR liquid  dan bundle tube MCR vapor . Sedangkan bagian atas dari MHE agak kecil, yang disebut cold bundle, dimana pada seksi ini hanya berisikan bundle tube  gas umpan dan MCR vapor  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   di bagian  shell side MHE ini ditampung dalam internal  separator   dan kemudian dialirkan ke distributor valve, untuk dispraykan 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 sehingga akan mendinginkan lagi gas umpan dan MCR vapor   yang ada dalam tube-tube  tadi. Dengan 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 akan terjadi proses sirkulasi dari MCR. Berikut blok diagram proses pengolahan gas alam di PT. Arun NGL.

2.6

Seksi Penunjang ( Utilities  )

Utilitas ini merupakan bagian di dalam departemen operasi yang sangat  penting dalam kelancaran produksi. Utilitas ini mempunyai tugas antara lain : 1. Menyediakan tenaga listrik baik untuk perusahaan & karyawan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

27

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

2. Menyediakan air pendingin dan air minum untuk pabrik dan perumahan 3. Menyediakan uap air untuk proses Unit-unit yang menjadi tanggung jawab utilitas mencakup :

2.6.1

1.

Sistem gas bahan bakar

2.

Sistem pembakaran

3.

Distribusi tenaga listrik

4.

Unit tenaga listrik

5.

Sistem pengolahan air

6.

Sistem pembangkit uap

7.

Unit penyedia nitrogen

8.

Instrumen penyedia udara

Unit Sistem Gas Bahan Bakar (Unit 75)

Tugas unit ini adalah menyediakan dan mendistribusikan : 

Gas bahan bakar bertekanan rendah, digunakan sebagai bahan bakar pada  stabilizer reboiler  dan generator uap pada boiler.



Bahan bakar bertekanan tinggi, digunakan untuk turbin gas yang berada di train maupun di pembangkit tenaga. Unit ini dilengkapi dengan peralatan utama, yaitu :



 Fuel gas booster compressor   (K-7501), berfungsi untuk mengubah tekanan gas bahan bakar bertekanan rendah menjadi gas bahan bakar  bertekanan tinggi.



 Fuel gas mixed drum  (D-7501), berfungsi sebagai tempat penampungan gas discharge compressor   didistribusikan ke pengguna bahan bakar tekanan tinggi.

2.6.2

Sistem Pembakaran (Unit 79)

Unit ini berfungsi untuk membakar gas buang dari proses yang tidak mungkin diolah kembali begitu juga yang akan dibuang karena keadaan darurat

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

28

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

(pada tekanan yang tinggi). Unit ini terdiri dari 5 buah  flare, yaitu 3 buah dry flare untuk LNG dan 2 buah wet flare untuk non LNG.

2.6.3

Unit Distribusi Tenaga Listrik (Unit 88 dan 83)

Unit ini bertugas mendistribusikan tenaga listrik ke semua pemakai dengan sistem bawah tanah ke cabang yang ada di pabrik. Dari cabang ini, energi listrik dikirim ke pemakai (pabrik dan perumahan). 2.6.4

Unit Pembangkit Tenaga Listrik (Unit 90 dan 84)

Unit ini bertugas menyediakan tenaga listrik untuk keperluan pabrik dan  perumahan PT. Arun NGL. Unit ini mempunyai 8 buah turbin yang menggerakkan 8 buah generator listrik, dimana daya masing-masing turbin adalah 33.000 Hp, sedangkan kapasitas masing-masing generator listrik adalah 21 MW. 2.6.5

Unit Sistem Pengolahan Air

Fungsi unit ini adalah untuk memenuhi kebutuhan air pabrik dan air di  perumahan. Diagram alir pengolahan air dapat dilihat pada lampiran C. Unit ini terdiri dari 7 buah sistem, yaitu : 

 Raw water system  (unit 70), unit ini berfungsi sebagai tempat  penampungan air dari sumbernya sebelum dikirim ke unit pengolahan air.



 Raw water treatment   (unit 94B), unit ini berfungsi menjernihkan air sungai yang dikirim ke unit 70 menjadi air bersih. Setelah melalui proses  penjernihan, air

dikirim ke tangki penyimpanan

yang kemudian

didistribusikan ke boiler  feed water   untuk treatment berikut, air make up, dan untuk keperluan perumahan pabrik. Unit ini mempunyai fasilitas  pengolahan air sebesar 840 m3/jam. 

 Boiler feed water treatment   (unit 91), bertugas mengolah air yang akan digunakan di boiler untuk pembuatan uap. Pengolahan yang dilakukan adalah proses pelunakan. Hal ini dimaksudkan untuk menghilangkan kesadahan air yang bisa menimbulkan kerak pada pipa boiler.



 Fresh cooling water system (unit 71), yang berfungsi untuk penyediaan air  pendingin yang digunakan untuk mendinginkan pompa, kompresor dan

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

29

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

sebagainya. Air pendingin yang sudah digunakan dikembalikan ke unit  pendingin ini untuk didinginkan kembali dengan air laut 

 Raw water intake facility and pipe line (unit 94A), berfungsi menyediakan air mentah yang dialirkan dengan menggunakan pompa sentrifugal dari sungai Peusangan ke plant site yang berjarak sekitar 40 km.



 Domestic water system  (unit 73), berfungsi untuk menampung dan mendistribusikan air bersih ke kantor-kantor, dan di dalam pabrik sebagai air minum dan air cuci.



 Fire water system  (unit 81), bertugas untuk menyediakan air untuk  pemadam kebakaran. Air ditampung pada kolam/waduk, kemudian didistribusikan ke unit-unit pemakai dengan meggunakan pompa yang digerakkan oleh motor diesel dan listrik. Kapasitas masing-masing pompa adalah 454 m3/jam.

2.6.6

Sistem Pembangkit Uap (Unit 92)

Unit ini bertugas untuk menyediakan uap air ( steam) yang akan digunakan sebagai pemanas di unit proses LNG,  storage and loading , dan utilitas. Proses yang terjadi adalah sistem tertutup, dimana uap yang telah digunakan berubah menjadi air (kondensat) dan dikembalikan ke boiler yang selanjutnya dibakar dengan tekanan yang rendah untuk diubah bentuknya menjadi uap kembali. Unit ini dilengkapi dengan beberapa peralatan utama seperti : 

 Deaerator   sebanyak 3 unit, berfungsi sebagai tempat pemanasan  pendahuluan boiler feed water  disamping sebagai tempat pembuangan gas yang terlarut dalam boiler feed water .



HRSG ( Heat Recovery Steam Generation) sebanyak 10 unit, berfungsi untuk menghasilkan steam. HRSG ini bisa membangkitkan steam sebanyak 17.000 ton/hari, dengan menghemat 36 MMSCFD  fuel gas.



 Boiler feed water pump sebanyak 4 buah setiap pembangkit uap, berfungsi memompakan boiler feed water  dari deaerator  ke steam drum.

Sepuluh unit HRSG yang dibangun di beberapa lokasi pabrik, yaitu :

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

30

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University



Enam unit  fired HRSG di area pembangkit listrik dengan menggunakan  burner yang mana dapat menghasilkan maksimum 120 ton/jam steam  bertekanan rendah.



Dua unit HRSG di train 4 dengan memanfaatkan gas panas yang keluar dari exhaust stack KGT (Compressor Gas Turbine) dengan temperatur ±530ºC yang menghasilkan maksimum 65 ton/jam steam bertekanan ±10 kg/cm2.



Dua unit HRSG di train 5 dengan memanfaatkan gas panas yang keluar dari exhaust stack KGT (Compressor Gas Turbine) dengan temperatur ±530ºC yang menghasilkan maksimum 65 ton/jam steam bertekanan ±10 kg/cm2.

2.6.7

Unit Penyedia Nitrogen (Unit 77)

Unit ini berfungsi untuk menyediakan nitrogen cair dan gas guna memenuhi kebutuhan pabrik, antara lain sebagai make up  MCR,  purging pipe lines  dan sebagainya. Unit ini terdiri dari 3 unit penyedia nitrogen dengan kapasitas 600 Nm3/jam untuk nitrogen gas dan 4 m 3/jam untuk nitrogen cair. 

 Inlet air filter , berfungsi untuk menyerap dan menyaring udara luar (atmosfer) yang akan diproses untuk menghasilkan gas nitrogen.



Compressor , berfungsi untuk menaikkan tekanan udara dari atmosfer hingga mencapai tekanan sebesar 10,4 kg/cm 3g untuk proses pencairan nitrogen.



 Air Chiller and Separator ,  Air Chiller adalah alat pendingin yang bekerja dengan freon sistem, berfungsi untuk mendinginkan udara yang berasal dari kompressor agar tekanannya diturunkan sehingga sebagian dari udara  berubah menjadi uap. Separator   adalah alat yang berfungsi untuk memisahkan udara yang berembun dan mengalirkan udara yang terbebas dari air.



 Dryers, berfungsi untuk mengeringkan udara yang bebas dari air agar  berubah menjadi gas yang kering. Dryers terdiri dari molecular sieve yang

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

31

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University



 bekerja bergantian dalam waktu yang bersamaan, satu tabung mengeringkan dan tabung yang lain di regenerasi. Cold Box, berfungsi untuk memisahkan gas nitrogen dari udara yang masih mengandung oksigen dengan temperatur yang sangat rendah -164 o

C.

2.6.8

Unit Penyedia Udara ( Unit 74)

Unit ini berfungsi untuk menghasilkan udara bertekanan yang dipakai untuk penggerak instrumen di samping udara untuk membersihkan alat-alat di  pabrik dan pemakaian lainnya. Unit ini mempunyai 3 buah drier   di mana udara dimampatkan sehingga tekanan udara antara 8 –  9 kg/cm 2. 2.6.9

Penyimpanan dan Pemuatan (Storage and L oading  )

Storage dibagi dalam dua jenis yaitu kondensat  storage dan LNG storage. Kondensat pada saat ini disimpan dalam empat tangki yang beroperasi penuh dengan kapasitas masing-masing 800.000 barel, kilang LNG ARUN memiliki lima tangki penyimpanan masing-masing dengan kapasitas 127.200 M3. Tugas dari unit ini adalah sebagai berikut : 

Menerima, menyimpan dan menghasilkan LNG dari proses ke kapal.



Menerima, menyimpan dan menghasilkan kondensat stabil dari proses ke kapal.



Menerima dan menyimpan propana cair dari unit 51 dan 52 kemudian mengirimkannya ke unit 30 dan 40 bila diperlukan.



Menerima dan menyalurkan minyak solar untuk mooring boats, tug boats dan generator utilitas.



Menyediakan air laut yang diperlukan untuk pendinginan di pabrik.

2.6.9.1 Penyimpanan dan Pemuatan Kondensat

Kondensat yang sudah stabil di alirkan ke tangki, kemudian disimpan di dalam tangki penyimpanan kondensat sebelum dikapalkan adapun jenis dari kondensat yaitu type atmospheric storage,  beratap tetap ( fixed Roof ) dengan kapasitas 7,950 M3 kondensat. Sedangkan tangki kondensat berjumlah 4 tangki yang sama ukurannya mempunyai atap pengapung ( Floating Roof ). Atap jenis ini M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

32

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

mempunyai keuntungan dalam hal menngurangi kerugian akibat penguapan dan meningkatakan terhadap bahaya kebakaran karena tidak ada ruang vapour   di atas cairan. Kapasitas tangki kondensat ini adalah 84,300 M 3. Seperti di jelaskan diatas bahwa kondensat stabil yang berasal dari  Recovery system (unit 20) dan fraksinasi atau system persiapan untuk pendinginan (unit 50), sebelum disimpan di tangki penyimpanan (F-610 1/2/3/4) lebih dahulu dialirkan ke  Rundown Tank   (F-2101) hal ini dimaksudkan untuk mengeluarkan gas-gas ringan yang terbawa bersama kondensat serta mempertahankan tekanan gas

(RVP) kondensat pada keadaan 11-13 psig serta melindungi tempat

 penyimpanan kondensat dari kondisi kelebihan tekanan (Over presure). Kondensat yang dikapalkan, di pompakan dari tangki dan dimuat melalui system  Multi Buoy Mooring  (MBM). 2.6.9.2 Penyimpanan dan Pemuatan LNG

Produk LNG dari semua train yang diproses II dan III dialirkan ke tangki  penyimpanan LNG (F-600 1/5). Tangki ini di rancang khusus untuk mempertahankan temperatur yang sangat rendah dari LNG. Operasi pemuatan LNG ke kapal Tanker LNG di lakukan melaui fasilitas pemindahan LNG. Selain temperature yang rendah, tekanan yang diharapkan pun harus rendah. Dikarenakan pada tekanan tinggi, sirkulasi pada storage tank LNG akan sangat menekan dinding tangki. Untuk mengatasi ini harus dibuat tangki dengan dengan tahanan tekanan dinding yang tinggi. Maka sebelum masuk kedalam storage tank, LNG terlebih dahulu dimasukkan dalam produk drum untuk menstabilkan tekanan pada kondisi yang hamper sama dengan atmorsfer. Jika sedang tiada kegiatan pemuatan maka LNG di sirkulasikan dengan menggunakan pompa sirkulasi melalui pipa khusus yang ad di faislitas  pemindahan. hal ini bertujuan agar LNG  pipe lines  tetap pada temperatur yang sesuai dan mencegah kebocoran LNG  pipe lines  yang mengakibatkan naiknya temperatur LNG pemuatan LNG ke kapal mengunakan tiga loading arms. Sedangkan satu loading arms lagi di gunakan untuk mengalirkan boil of gas yang

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah

33