LAPORAN PKL PT.ARUN NGL

BAB I

PENDAHULUAN

1.1       Latar 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 LNG

2.1.3 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 Manager

2.2.1 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 Section

Seksi 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 (54 PI).

           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 UMUM

Liquefied 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 32^oC menjadi -162^oC. 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 tinggi

3.1 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 LNG

Komposisi	% Mol
N2	0,196
C1	70,072
CO2	23,828
C2	3,641
C3	1,168
i - C4H10	0,281
n - C4H10	0,333
i - C5H12	0,176
n - C5H12	0,109
nC6+	0,196
Total	100,000

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

Komposisi	Mol %
Heksana plus	0,119
Nitrogen	0,959
Metana	69,870
Carbondioksida	25,004
Etana	2,903
Hidrogen Sulfida	0,039
Propane	0,719
Iso-Butana	0,125
N-Butana	0,125
Iso-Pentana	0,084
N-Pentana	0,054

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

3.3 Komposisi Kondensat

PT. 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 100^oF dengan specific gravity 0,76 (54^o 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 Analysis

Parameter	Nilai
SG	0,7538
API 600F	56,2
Sulfur WT %	0,02
BS & W	NIL
RVP 1000F, Psi	8,7

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

3.4 Spesifikasi komposisi produk LNG

Tabel 3.4 Spesifikasi komposisi produk LNG

Komposisi	% Mol
N2	0,035
CH4	89,587
CO2	0,000
C2H6	7,197
C3H8	2,175
i - C4H10	0,517
n - C4H10	0,485
i - C5H12	0,004
n - C5H12	0,000
Total	100,000

          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)

            1^st 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 1^st stage drum ini difungsikan, sebagai berikut :

• D-2001 A        = 16”SlS 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) Plant

Unit-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 Plant

3.5.2.1 Uraian umum SRU plant

Penyerapan 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 plant

3.5.2.2 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 STU

Impurities component	Offshore Gas	After SRU Treating
H2S	1,5%	0,024% (240 ppm)
CO2	33,0%	25%

Tabel komposisi feed gas dan sales gas dapat dilihat pada tabel berikut ini

Tabel 3.6 Komposisi feed gas dan sales gas

Komponen	Sour Feed Gas Ke Kilang SRU Plant	Treated Gas Ke LNG Train
C6+ (% Mol)	0,195	0,097
N2 (% Mol)	0,736	0,880
C1 (% Mol)	61,220	69,727
CO2 (% Mol)	33,255	25,386
C2 (% Mol)	2,508	2,764
H2S (% Mol)	1,067	0,016
C3 (% Mol)	0,608	0,690
i-C4 (% Mol)	0,143	0,158
n-C4 (% Mol)	0,153	0,168
i-C5 (% Mol)	0,068	0,070
n-C5 (% Mol)	0,047	0,044
TOTAL	100,00	100,000
HHV BTU/SCF		790,3

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) 1^st stage compressor K-2601 yang bertekanan sedang, diinginkan di inter cooler EM-2601 (6 buah fin fan) dan aliran discharge 2^nd 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

Point-A

SRU Plant

Unit 26 Booster Unit

Condensate Recovery Unit

Feed Gas to Train Z raTra

Utilities Sect. (SWAN Facilities)

FSHE Sect. (Safety & Fire Protection Facilities)

 

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 butiran–butiran 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                3KHCO₃

Larutan 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 DEA

Reaksi 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 tower

Gas 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 4X

Unit 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 prinsip

Distilasi. 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 -162^ºC 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 -30ºC dan tekanan 45 kgf/cm² , sedangkan gas yang meninggalkan exchanger bersuhu sekitar -146ºC 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 -162ºC 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 NGL

3.5.5 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

SEAL

4.1 Pengertian Seal

            adalah suatu part/bagian dalam sebuah konstruksi alat/mesin yang berfungsi untuk sebagai penghalang/pengeblok keluar/masuknya cairan, baik itu fluida proses maupun pelumas.

4.2 Klasifikasi Seal

Secara umum seal dapat diklasifikasikan sebagai berikut :

            1.Static Seal : - Gasket

                                   - Other static Seal

            2.Dinamic Seal : - Mechanical packing / Gasket

                                        - Mechanical Seal

                                       

4.3 Static Seal

            Berfungsi untuk menahan kebocoran fluida diantara dua permukaan yang relative tidak bergerak satu sama lain. Namun  demikian juga  dirancang untuk dapat menerima gerakan  yang terbatas  sehingga disebut sebagai : Fleksibel (static) seal atau pseudo static seal. Yang termasuk Static seal adalah: O-ring seal, gasket dan liquid gasket.

4.3.1 Gasket

Gasket adalah salah satu jenis seal yang banyak digunakan pada celah yang kecil  pada komponen yang diam. Beberapa tempat yang menggunakan gasket misalnya antara cylinder head dan block , antara block dan oil pan.

Permukaan yang memakai gasket harus rata, bersih, kering dan tidak ada goresan.

4.3.2 O-rings

O-ring adalah bentuk cincin yang sangat lunak yang terbuat dari bahan alami atau karet synthetic atau plastik. Dalam pemakaianya O-ring biasanya dikompres antara dua  permukaan sebagai seal, O-ring sering digunakan sebagai static seal yang fungsinya sama dengan gasket. Untuk penyekat pada aplikasi yang bertekanan tinggi di atas 5500 kPa  (800 psi) sering O-ring ditambahkan dengan back-up ring untuk mencegah kebocoran yang ditimbulkan oleh adanya celah antara dua permukaan. Pressure back-up ring biasanya terbuat dari bahan plastik yang berfungsi untuk memperpanjang usia O-ring. Pada saat pemasangan O-ring seal, yakinkan semua permukaan bersih dari kotoran dan debu. Periksa O-ring seal dari kotoran, debu, goresan (screth) dan cacat lainya yang akan menyebabkan kebocoran.

4.3.3 Pemilihan Seal (gasket/O ring)

Pemilihan Seal (gasket/O ring) akan dipengaruhi oleh :

1.      Kondisi Operasi (tekanan dan temperature fluida).

2.      Jenis fluida yang disekat (gas,cairan dan udara yang bersifat :korosif ,beracun, flammable dsb,)

3.      Bentuk permukaan yang akan disekat.

4.3.4 Persyaratan Material Gasket

Disamping itu sebagai bahan gasket/packing harus memenuhi persyaratan antara lain :

1.      Tahan terhadap chemical dan tahan terhadap pengaruh cuaca.

2.      Tidak beracun(toxic)

3.      Tahan tehadap tekanan kompresi.

4.      Mampu menyesuaikan diri dengan mengisi permukaan yang disekat.

5.      Tidak menibulkan kerusakan pada permukaan yang disekat .

6.      Mudah di handle / dibentuk dan murah harganya.

4.3.5 Bahan / Material Gasket

Bahan / Material untuk Gasket ada bermacam-macam dan pada umumnya masing-masing manufacture memilikki standart  dan spsifikasi yang berbeda.

Secara umum Gasket terbuat dari :

1.      Plant fibre (serat Tumbuh-tumbuhan)

2.      Mineral(bahan tambang)

3.      Synthetic fibre (serabut-serabut sintetis)

4.      Grapite yard / carbon

5.      Metallic

6.      Lubricant

4.4 Dinamic Seal

4.4.1 Oil Seal dan hydraulic seal

1. Oil Seal

            Pengertian sederhana dari oil seal adalah komponen pada suatu mesin yang berfungsi menyekat pelumas. Pelumas digunakan pada tempat-tempat dimana terjadi gesekan pada bagian mesin untuk memastikan pergerakkannya menjadi halus dan umurnya menjadi panjang, dan oil seal digunakan untuk mencegah terjadinya kebocoran pelumas yang lewat melalui “bearing clearance” pada bagian yang bergerak tersebut.

                           Gambar 4.1 Oil Seal pada Crankshaft

4.4.2 MEKANISME SEALING DARI OIL SEAL

Pada suatu uji coba oil seal yang dipasang pada shaft yang berputar, kemudian diukur gaya friction rotation nya dengan memutar shaft pada kondisi yang berubah-ubah seperti pada gambar dibawah.

Gambar 4.2 MEKANISME SEALING DARI OIL SEAL

Tujuan pemasangan oil seal adalah didasarkan atas pertimbangan :

1.      ekonomis

2.      safety / keselamatan

Tinjauan ekonomis disebabkan :

1.      Fluida yang di handle  mahal harganya (tidak terjadi kebocoran lewat crankshaft)

2.      Down time penggantian oil seal crankshaft berkurang.

3.      Penghematan power,karena friksi/hambatan yang terjadi antara oil seal dengan crankshaft tidak ada.

Sedangkan tinjauan terhadap safety :

1.      Bila produk yang di handle bersifat toxic (beracun) dan membahayakan pekerja.

2.      Kemungkinan produk yang di handle bersifat flammable (mudah terbakar).

Kedua hal tersebut diatas dapat di hindari  karena tidak terjadi kebocoran lewat oil seal pada crankshaft.

BAB V

ANALYSIS AND INSTAL OIL SEAL CRANKSHAFT

DIESEL DETROIT TYPE 53 INLINE

Pemakaian Oil Seal dituntut :

1.      Biaya awal yang tinggi

2.      Tenaga yang skill untuk pemasangan oil seal.

5.1 Analisa

            Menurut Analisa yang dilakukan penulis berdasarkan acuan buku PTT MIGAS pada Oil Seal crankshaft diesel Detroit  type 53 inline maka trouble yang terjadi adalah :

1.      Gejala yang tampak

Bagian seluruh permukaan seal terdapat lumuran oli yang merembes dan menyebabkan keausan yang sangat cepat.

2.      Disebabkan :

Dikarenakan umur pemakaian oil seal sudah mencapai limit atau tidak layak pakai .

3.      Tindakan yang dilakukan

Harus mengganti dengan oil seal yang baru.

Ada beberapa factor yang harus di perhatikan dalam pemasangan oil seal yaitu :

1.      Crankshaft dan oil seal harus bebas dari benturan dan kotoran .

2.      Oil seal dan crankshaft harus dalam keadaan baik dan sesuai pada dudukan nya.

5.2 Langkah – langkah pemasangan

      1.  Pasang kembali crankshaftnya dengan meletakkan secara perlahan-lahan pada blok silinder.

      2. Pasang poros crankshaft dengan kunci T (10) dengan baut 5 buah

3. Pasang piston dan conecting rodnya dengan kunci SST piston ring compessor dan tekan dengan palu plastik secara perlahan.

4. Pasang dudukan crankshaft dengan cara mamukul secara perlahan selanjutnya pasang bautnya dengan menggunakan kunci T(12) dengan baut 10.

5. Pasang bearingnya dengan kunci T(12) dengan baut sebanyak 10 buah.

6. Pasang kembali pompa olinya dengan kunci T(10)  dengan baut 1 buah dan pasang pada bagian blok silinder.

7. Pasang kembali saringan olinya dengan kunci T(12) dengan memasang bautnya 2 buah.

8. Pasang kembali oil pan (carter) .          

9. Lalu pasang cylinder head dan camshaft .

10. Pasang rocker arm dan injector beserta fuel injector control tube dan fuel line.
11. Setting top gear, sesuaikan dengan petunjuk yang ada pada gear.

12. Pasang cover cylinder head .

13. Lalu pasang Blower dan strainer .
14. Pasang cluth housing ,DLL

5.3 Faktor penyebab kerusakan oil seal

 1. kesalahan handling and storage

            - terbentur dengan benda yang lebih keras dari seal oil.

            - tempat penyimpanan kotor,berdebu / lembab dengan paket terbuka.

            - tertindih barang yang berat

            - disimpan dekat zat yang mudah korosive.

            - disimpan ditempat terbuka (kena panas dan hujan)

2. kesalahan pemasangan

            - terbalik pemasagan

            - pemasangan tidak  pas pada dudukannya.

BAB VI

PENUTUP

Setelah mengikuti dan mengamati secara langsung analisa dan pemasangan (install) seal crankshaft diesel detroid type 53 inline,maka penyusunan laporan ini penulis mengambil kesimpulan dan saran .

6.1 Kesimpulan

             Sesuai dengan judul “ANALYSIS AND INSTAL SEAL CRANKSHAFT DIESEL DETROID TYPE 53 INLINE” maka penulis mengambil kesimpulan sebagai berikut :

1.       Mempunyai peranan  yang sangat penting pada mesin tiap mesin diesel di kilang LNG.

2.      Service engine secara berkala(ganti oli) tepat waktu akan dapat meminimalisir kerusakan yang fatal pada oil seal dan juga pada mesin ,sehingga dapat menekan biaya perawatan .

3.      Dalam pemasangan (install) seal harus sesuai petujuk.

6.2 Saran

            Mengingat pentingnya seal dalam industry khususnya engine diesel / engine gasoline , maka penulis menyarankan :

1.      System kerja yang telah dilaksanakan dalam perawatan engine secara berkala agar tetap di jaga dan harus di tingkatkan untuk meningakatkan efektifitas kerja suatu mesin.

2.      Pemasangan (install) oil seal yang benar dapat menghindari kerusakan pada engine.