laporan perancangan pabrik lpg stti 2014 revisi ok-135
DESCRIPTION
lpgTRANSCRIPT
1
Laporan Akhir Semester
Mata Kuliah Perancangan Pabrik Kimia
Perangcangan Pabrik
LPG SAGAMA
Blok Mahakam Kalimantan Timur
Disusun Oleh :
M. Rizqy F. 11. 21. 00. 01
Putri Isnaeni 11. 21. 00. 02
Mukida 11. 21. 00. 06
M. Reza N. 11. 21. 00. 07
Yuni Sri N. 11. 21. 00. 08
Darma A. W. 11. 21. 00. 09
Galuh Intan P. 11. 21. 00. 12
Utami 11. 21. 00. 13
Bhatara P. M. 11. 21. 00. 14
Novi D. Cahyani 11. 21. 00. 15
Rudy Gunarso 11. 21. 00. 18
Ali Akbar 11. 21. 00. 22
Suci Setyaningsih 11. 21. 00. 27
Tia Utari 11. 21. 00. 28
Cepy H. 11. 21. 00. 29
DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK
SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI INDOCEMENT
BOGOR, JUNI 2014
ii
HALAMAN PENGESAHAN
Laporan ini diajukan oleh
Kelompok : 1,3,5
Program Studi : Teknik Kimia
Judul Laporan : Perancangan Pabrik LPG SAGAMA Blok
Mahakam Kalimantan Timur
Telah berhasil dirancang dan dipresentasikan di hadapan Dewan Penguji
untuk diterima sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk
menyelesaikan tugas besar mata kuliah perancangan pabrik kimia pada
Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Sekolah Tinggi Teknologi
Indocement.
DEWAN PENGUJI
Pembimbing : Wiwid Murdany ( )
Penguji : Pujiyanto ( )
Ditetapkan di : Bogor
Tanggal : 17 Juni 2014
iii
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis ucapkan kepada Allah SWT karena dengan rahmat dan
karunia-Nya penulis dapat menyelesaikan tugas akhir semester enam beserta
laporannya dengan judul “Perancangan Pabrik LPG SAGAMA Blok Mahakam
Kalimantan Timur”.
Pada kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada semua
pihak yang telah membantu penyelesaian laporan tugas akhir semester enam ini:
1. Pujiyanto S.SI.,M.T. dan Wiwid Murdany S.T., M.T. selaku dosen
pembimbing.
2. Seluruh Staff Pengajar Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknik Sekolah
Tinggi Teknologi Indocement atas segala bantuannya dalam
menyelesaikan tugas ini.
3. Seluruh pihak yang turut membantu dalam menyelesaikan tugas akhir
semester ini.
Penulis mengharapkan saran dan kritik yang membangun untuk
menyempurnakan laporan ini. Semoga laporan ini bermanfaat bagi semua pihak.
Bogor, Juni 2014
Penulis,
iv
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI
TUGAS AKHIR SEMESTER 6
UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS
Sebagai civitas akademik Sekolah Tinggi Teknologi Indocement, kami
yang bertanda tangan di bawah ini :
Kelompok : Kelompok Besar LPG 1, 3, 5
Program Studi : Teknik Kimia
Jenis Karya : Tugas Akhir Semester Enam
Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan
kepada Sekolah Tinggi Teknologi Indocement Hak Bebas Royalti
Nonekslusif (Non-exclusive Royalty Free Right) atas karya ilmiah kami
yang berjudul :
PERANCANGAN PABRIK LPG SAGAMA
BLOK MAHAKAM KALIMANTAN TIMUR
Beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti
Nonekslusif ini Sekolah Tinggi Teknologi Indocement berhak menyimpan,
mengalihmedia/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data
(database), merawat, dan mempublikasihkan tugas akhir semester kami
tanpa meminta izin dari kami selama tetap mencantumkan nama kami
sebagai penulis/ pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta. Demikian
pernyataan ini kami buat dengan sebenarnya.
Dibuat di : Bogor
Pada tanggal : 17 Juni 2014
Yang menyatakan
Kelompok Besar LPG 1, 3, 5
v
ABSTRAK
Perancangan PABRIK LPG SAGAMA bertujuan untuk mengetahui
kelayakan perancangan pembangunan PABRIK LPG SAGAMA di daerah
Kalimantan Timur ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat
menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik terutama untuk
daerah Kalimantan Timur. PABRIK LPG SAGAMA memiliki empat unit proses
yaitu CO2 Removal Unit, Dehydrate Ion Unit, Refrigerasi Unit dan Fraksionasi
Unit. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara
komersial yaitu jumlah komponen propane dan butane lebih dari 98%. Dari hasil
simulasi diperoleh produk LPG sebesar 97,62 ton perhari, kondensat 9,218 barrel
perhari dan lean gas ke jalur pipa sebesar 17,68 MMSCFD. Biaya investasi LPG
Plant dengan kapasitas 20 MMSCFD adalah US $ 27.000.000 dan biaya
operasional pertahunnya sebesar US $ 4.050.000. Dengan tingkat nilai
pengembalian yang disyaratkan tahun diperoleh nilai NPV sebesar US $
59.539.295, IRR pada tingkat pengembalian 10% adalah 37,5% dan Payback
Period kurang dari 4 tahun maka perancangan PABRIK LPG SAGAMA dapat
dikatakan layak dari segi ekonomi.
Kata Kunci : Kalimantan Timur, Perancangan Pabrik, LPG SAGAMA
vi
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ............................................................................................. i
HALAMAN PENGESAHAN .............................................................................. ii
KATA PENGANTAR .......................................................................................... iii
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ........................... iv
ABSTRAK ........................................................................................................ v
DAFTAR ISI ....................................................................................................... vi
DAFTAR GAMBAR ............................................................................................ xi
DAFTAR TABEL ................................................................................................ xiv
DAFTAR GRAFIK ............................................................................................. xvii
BAB I PENDAHULUAN ...................................................................................... 1
1.1 LATAR BELAKANG ......................................................................... 1
1.2 RUMUSAN MASALAH ..................................................................... 2
1.3 TUJUAN PENULISAN ....................................................................... 2
1.4 BATASAN MASALAH ...................................................................... 3
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN ............................................................ 3
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ........................................................................... 5
2.1 GAS ALAM ............................................................................................... 5
2.1.1 Definisi Gas Alam ................................................................. 5
2.1.2 Karakteristik Gas Alam ......................................................... 6
2.1.3 Spesifikasi Gas Bumi Komersional ...................................... 7
2.2 LIQUEFIED PETROLEUM GAS ............................................................. 9
2.2.1 Penggolongan LPG .............................................................. 11
2.2.2 Sifat Fisik LPG .................................................................... 11
2.2.3 Spesifikasi LPG ................................................................... 12
2.2.4 Deskripsi Proses ................................................................... 13
2.2.4.1 Pemisahan LPG Di kilang pengolahan Gas............ 13
2.2.4.2 Teknologi Kilang LPG ........................................... 16
2.2.5 Penyimpanan LPG ............................................................... 19
2.2.6 Sistem Refrijerasi ................................................................. 22
vii
2.2.6.1 Pemilihan Sistem Refrijerasi .................................. 22
2.2.6.2 Pemilihan Refrijeran ............................................... 22
2.3 RANTAI SUPLAI LPG ............................................................................ 23
2.4 LOKASI PT. LPG SAGAMA KALIMANTAN TIMUR ........................ 26
2.5 TEORI EKONOMI ................................................................................... 29
2.5.1 Net Present Value (NPV) ................................................................. 29
2.5.2 Payback Period (PBP) ...................................................................... 29
2.5.3 Internal Rate Of Return (IRR) ......................................................... 30
2.6 ANALISA PASAR ................................................................................... 30
2.6.1 Lokasi Pemasaran ............................................................................ 31
BAB III DESKRIPSI DESAIN ............................................................................ 32
3.1 ANALISA KETERSEDIAAN BAHAN BAKU ...................................... 33
3.2 PENENTUAN KAPASITAS PRODUKSI ............................................... 33
3.3 SELEKSI TEKNOLOGI PROSES ........................................................... 33
3.3.1 Parameter Pemilihan Teknologi ....................................................... 33
3.3.2 Perbandingan Teknologi Recovery LPG ......................................... 35
3.3.3 Deskripsi Proses Pemurnian Gas ..................................................... 36
3.3.3.1 CO2 Removal ................................................................................ 36
3.3.3.2 Dehidrasi ....................................................................................... 42
3.4 PERANCANGAN TEKNOLOGI TERPILIH ......................................... 44
3.5 PEMILIHAN PERALATAN .................................................................... 45
3.6 PERHITUNGAN CAPEX DAN OPEX .................................................. 45
3.7 KELAYAKAN EKONOMI ...................................................................... 46
3.8 ANALISA SENSITIVITAS ..................................................................... 47
BAB IV DESAIN PABRIK LPG SAGAMA ....................................................... 48
4.1 ANALISA PASAR DAN PEMILIHAN LOKASI .................................. 48
4.1.1 Penawaran dan Permintaan ............................................................. 48
4.1.2 Target Pasar .................................................................................... 50
4.1.3 Strategi Pemasaran ......................................................................... 51
4.1.4 Pemilihan Lokasi ............................................................................ 51
4.1.4.1 Faktor Primer .................................................................... 51
4.1.4.2 Faktor Sekunder ................................................................ 53
viii
4.2 ANALISA PROSES ................................................................................ 53
4.2.1 Simulasi Proses LPG ........................................................................ 53
4.2.1.1 CO2 Removal .................................................................... 53
4.2.1.2 Dehidrasi ........................................................................... 60
4.2.1.3 Fraksionasi ........................................................................ 63
4.2.1.4 Refrijerasi .......................................................................... 73
4.2.1.5 Stabilisasi Kondensat dan Penyimpanan Produk .............. 74
4.2.2 Spesifikasi Produk ........................................................................... 79
4.2.3 Equipment List ................................................................................ 79
4.3 NERACA MASSA DAN ENERGI .......................................................... 96
4.3.1 Neraca Massa ................................................................................... 96
4.3.1.1 Neraca Massa Overall ....................................................... 96
4.3.1.2 Neraca Massa Tiap Unit .................................................... 98
4.3.1.2.1 Neraca massa di Sekitar Unit CO2 Removal ..... 98
4.3.1.2.2 Neraca massa di Sekitar Unit Dehidrasi ........... 100
4.3.1.2.3 Neraca massa di Sekitar Unit Refrijerasi .......... 102
4.3.2 Neraca Energi ................................................................................. 102
4.3.2.1 Neraca Energi Unit CO2 Removal .................................. 103
4.3.2.2 Neraca Energi Unit Dehidrasi .......................................... 101
4.3.2.3 Neraca Energi Unit Refrijerasi ......................................... 104
4.3.2.4 Neraca Energi Unit Fraksinasi ........................................ 105
4.4 UTILITAS PABRIK LPG ....................................................................... 105
4.4.1 Kebutuhan Air ................................................................................. 105
4.4.1.1 Seleksi Sumber Kebutuhan Air ........................................ 109
4.4.1.2 Perbandingan Teknologi Pretreatment Air Baku ............. 116
4.4.2 Kebutuhan Listrik ........................................................................... 117
4.4.2.1 Listrik Alat Proses dan Utilitas ........................................ 118
4.4.2.2 Listrik Penerangan ........................................................... 118
4.4.2.3 Listrik Pendingin Ruangan............................................... 120
4.4.2.4 Listrik Alat Elektrotronik Kantor ..................................... 120
4.4.2.5 Listrik Laboratorium dan Instrumentasi .......................... 120
4.5 PLANT LAYOUT ................................................................................... 121
ix
4.5.1 Detail Lokasi Plant .......................................................................... 121
4.5.2 Tata Letak Plant .............................................................................. 121
4.6 ASPEK EKONOMI ................................................................................. 125
4.6.1 Perhitungan Capex dan Opex .......................................................... 125
4.6.1.1 Capex ............................................................................... 125
4.6.1.2 Opex ................................................................................. 128
4.6.1.3 Benchmarking .................................................................. 129
4.6.2 Analisa Keekonomian ..................................................................... 130
4.6.2.1 Cash Flow ........................................................................ 131
4.6.2.2 Perhitungan NPV, IRR dan PBP ...................................... 133
4.6.3 Analisa Sensitivitas ......................................................................... 133
4.6.3.1 Variasi Nilai ..................................................................... 133
4.6.3.2 Plot Sensitivitas ................................................................ 136
4.7 ASPEK KESELAMATAN DAN LINGKUNGAN ................................ 138
4.7.1 Pengolahan Limbah ............................................................ 138
4.7.1.1 Pengolahan Limbah Cair .................................................. 138
4.7.1.2 Pengolahan Limbah Gas .................................................. 142
4.7.1.3 Pengolahan Limbah Padat ................................................ 142
4.7.1.4 Pengolahan Limbah B3 .................................................... 143
4.7.2 Kesehatan dan Keselamatan Kerja ................................................... 143
4.7.2.1 Pengelolaan Bahaya dan Dampak Lingkungan ............... 143
4.7.2.2 Safety Training Untuk Pekerja ......................................... 144
4.7.2.3 Alat Penunjang Keselamatan ........................................... 145
4.7.2.3.1 Safety Shower & Eye Shower ........................... 145
4.7.2.3.2 Alat Pelindung Diri ........................................... 146
4.7.2.3.3 Alat Pemadam Kebakaran ................................. 151
4.7.2.3.4 Gas Detector Addressable ................................. 154
4.7.2.3.5 Fire Alarm System ............................................ 157
4.7.3 HIRA HAZID DAN HAZOP ........................................................... 160
4.7.3.1 HIRA .................................................................................... 160
4.7.3.2 HAZID .................................................................................. 162
4.7.3.3 HAZOP ................................................................................. 166
x
BAB V KESIMPULAN ...................................................................................... 170
BAB VI REKOMENDASI .................................................................................. 171
DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................... 172
xi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Skema recovery minyak-gas ............................................................. 9
Gambar 2.2 Skema LPG Recovery Dengan Low-Temperature Separation ......... 17
Gambar 2.3 Skema Recovery LPG Dengan Menggunakan PROMAX ................ 18
Gambar 2.4 Kontruksi Storage Tank .................................................................... 21
Gambar 2.5 Lapisan Tangki Penyimpanan LPG .................................................. 21
Gambar 2.6 Rantai Suplai LPG ............................................................................ 25
Gambar 2.7 Persebaran Cadangan Migas ............................................................. 28
Gambar 3.1 Diagram Alir Perancangan PT. LPG SAGAMA .............................. 32
Gambar 3.2 Perbandingan permeabilitas senyawa-semyawa dalam gas alam ..... 37
Gambar 4.2 Skema simulasi proses absorpsi CO2 pada kolom absorpsi dengan
Hysys ............................................................................................... 54
Gambar 4.3 Kondisi Operasi Kolom Kontaktor Absorber ................................... 57
Gambar 4.4 Spesifikasi Kolom Kontaktor Absorber ............................................ 58
Gambar 4.5 Kondisi Operasi Kolom Regenerator ................................................ 58
Gambar 4.6 Spesifikasi Reflux Ratio pada kolom Regenerator ........................... 59
Gambar 4.7 Spesifikasi Duty pada kolom Regenerator ........................................ 59
Gambar 4.8 Spesifikasi Vapour Rate pada kolom Regenerator ........................... 59
Gambar 4.9 Temperatur Condenser pada kolom Regenerator .............................. 59
Gambar 4.10 Simulasi Proses Dehidrasi ............................................................... 60
Gambar 4.11 Kondisi Operasi Inlet Gas pada kolom Dehydration ...................... 61
Gambar 4.12 Spesifikasi Inlet Gas pada kolom Dehydration ............................... 61
Gambar 4.13 Kondisi Operasi Absorber ........................................................... 61
Gambar 4.14 Kondisi Operasi Regenerator ....................................................... 62
Gambar 4.15 Spesifikasi Temperatur Condenser pada kolom Regenerator ......... 62
Gambar 4.16 Spesifikasi Temperatur Reboiler pada kolom Regenerator ............ 62
Gambar 4.17 Spesifikasi Reflux Ratio pada kolom Regenerator ......................... 63
Gambar 4.18 Spesifikasi Draw Rate pada kolom Regenerator ............................. 63
Gambar 4.19 Simulasi Proses di unit Fraksionasi ................................................ 63
Gambar 4.20 Kolom Deethanizer .................................................................... 66
xii
Gambar 4.21 Kondisi Operasi kolom Deethanizer ............................................... 67
Gambar 4.22 Reflux Ratio pada kolom Deethanizer ........................................... 67
Gambar 4.23 Komponen Fraksi Condenser pada kolom Deethanizer .................. 67
Gambar 4.24 Komponen Fraksi Reboiler pada kolom Deethanizer ..................... 67
Gambar 4.25 Kondisi Operasi Sales Gas pada kolom Deethanizer ...................... 69
Gambar 4.26 Spesifikasi Sales Gas pada kolom Deethanizer .............................. 69
Gambar 4.27 Kolom Debutanizer ...................................................................... 70
Gambar 4.28 Kondisi Operasi Kolom Debutanizer .............................................. 70
Gambar 4.29 Reflux Ratio pada Kolom Debutanizer ........................................... 71
Gambar 4.30 Liquid Flow Spec pada Kolom Debutanizer ................................... 71
Gambar 4.31 Component Fraction Spec 1 pada Kolom Debutanizer ................... 71
Gambar 4.32 Component Fraction Spec 2 pada Kolom Debutanizer ................... 71
Gambar 4.33 Componenr Fraction Spec 3 pada Kolom Debutanizer................... 71
Gambar 4.34 Kondisi Operasi LPG pada Kolom Debutanizer ............................. 73
Gambar 4.35 Spesifikasi LPG pada Kolom Debutanizer ..................................... 73
Gambar 4.36 Kondisi Operasi Kondensat pada Kolom Debutanizer ................... 73
Gambar 4.37 Spesifikasi Kondensat pada Kolom Debutanizer ............................ 73
Gambar 4.38 Skema Proses Refrijerasi .............................................................. 74
Gambar 4.39 Separator Horizontal ................................................................... 82
Gambar 4.40 Heat Exchanger ............................................................................ 86
Gambar 4.41 Pompa Sentrifugal ......................................................................... 90
Gambar 4.42 Pompa Axial .................................................................................. 90
Gambar 4.43 Pompa Reciprocating ................................................................... 91
Gambar 4.44 Tank LPG ...................................................................................... 93
Gambar 4.45 Neraca Massa Overall .................................................................... 96
Gambar 4.46 Gambar Hysys Heat Exchanger E-405 .......................................... 106
Gambar 4.47 Gambar Hysys Heat Exchanger E-404 .......................................... 107
Gambar 4.48 Skema Sistem Pengolahan Air Laut ............................................... 110
Gambar 4.49 Skema Sistem Pengolahan Air sungai............................................ 113
xiii
Gambar 4.50 Denah Plant LPG SAGAMA ....................................................... 123
Gambar 4.51 Safety Shower dan Eye Shower ................................................ 145
Gambar 4.52 Alat Perlindungan Pernapasan (Respirator) ................................... 148
Gambar 4.53 Alat perlindungan Tangan (Gloves) ............................................... 149
Gambar 4.54 Safety Shoes ................................................................................. 149
Gambar 4.55 Alat Perlindungan Mata (Googles) ................................................ 150
Gambar 4.56 Alat Perlindungan Telinga (Ear Plug) ............................................ 150
Gambar 4.57 Alat Pelindung Tubuh (Coveralls) ................................................ 151
Gambar 4.58 Gas Detector Addressable ............................................................. 154
Gambar 4.59 Tampilan layar komputer untuk komputer alarm........................... 155
Gambar 4.60 Manual Call Point ........................................................................ 157
Gambar 4.61 Fire Bell ........................................................................................ 158
Gambar 4.62 Indicator Lamp ............................................................................... 158
xiv
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Feed Gas ................................................................................................ 8
Tabel 2.2 Spesifikasi Gas Alam Komersial ........................................................... 8
Tabel 2.3 Sifat Fisik dari Komponen Utama LPG ................................................ 12
Tabel 2.4 Spesifikasi LPG On-Spec ..................................................................... 12
Tabel 2.5 Batasan Temperatur Berbagai Refrijeran.............................................. 23
Tabel 3.1 Perbandingan Proses Recovery LPG .................................................... 35
Tabel 3.2 Sifat Fisika dan Kimia CO2 (Perry, 1997)............................................ 36
Tabel 3.3 Perbandingan Teknologi CO2 Removal ............................................... 39
Tabel 3.4 Perbandingan/karakteristik MEA, DEA dan MDEA ............................ 41
Tabel 4.1 Perbandingan Emisi Bahan Bakar Fosil Dari Berbagai Macam
Bahan Bakar ......................................................................................... 48
Tabel 4.2 Spesifikasi Gas Umpan PT. LPG SAGAMA ....................................... 55
Tabel 4.3 Spesifikasi Separator Dua Fasa ............................................................. 56
Tabel 4.4 Spesifikasi Absorber .......................................................................... 56
Tabel 4.5 Spesifikasi Chiller yang digunakan .................................................... 64
Tabel 4.6 Spesifikasi Kolom Deethanizer ........................................................ 66
Tabel 4.7 Spesifikasi reboiler pada kolom Deethanizer ....................................... 68
Tabel 4.8 Batasan Komposisi Gas Jual ........................................................... 69
Tabel 4.9 Spesifikasi Kolom Debutanizer ........................................................ 70
Tabel 4.10 Batasan Komposisi Kondensat ........................................................ 72
Tabel 4.11 Spesifikasi Condenser Debuthanizer ................................................. 72
Tabel 4.12 Spesifikasi Reboiler Debuthanizer ...................................................... 72
Tabel 4.13 Spesifikasi kompresor pada Refrijerasi .............................................. 75
Tabel 4.14 Spesifikasi Heat Exchanger pada Proses Refrigerasi ......................... 76
Tabel 4.15 Spesifikasi Cooling Tower pada Unit Refrijerasi ............................... 76
Tabel 4.16 Kebutuhan Refrijeran ....................................................................... 77
Tabel 4.17 Spesifikasi Air Cooler ...................................................................... 77
xv
Tabel 4.18 Spesifikasi Tangki Penyimpanan LPG ............................................... 78
Tabel 4.19 Spesifikasi Tangki Penyimpanan Kondensat ...................................... 78
Tabel 4.20 Spesifikasi Produk ............................................................................ 79
Tabel 4.21 Spesifikasi Design Separator ............................................................. 80
Tabel 4.22 Perbandingan jenis Absorber ........................................................... 83
Tabel 4.23 Spesifikasi Genset ............................................................................. 95
Tabel 4.24 Spesifikasi Trafo ............................................................................... 95
Tabel 4.25 Neraca Massa Overall ...................................................................... 97
Tabel 4.26 Neraca Masuk CO2 Removal ............................................................. 98
Tabel 4.27 Neraca Keluar CO2 Removal ............................................................. 99
Tabel 4.28 Neraca Masuk Dehidrasi ................................................................... 100
Tabel 4.29 Neraca Keluar Dehidrasi ................................................................... 101
Tabel 4.30 Neraca Masuk dan Keluar Refrijerasi ................................................ 102
Tabel 4.31 Neraca Energi CO2 Removal ............................................................ 103
Tabel 4.32 Neraca Energi Dehidrasi .................................................................. 103
Tabel 4.33 Neraca Energi Refrigerasi .................................................................. 104
Tabel 4.34 Neraca Energi Fraksinasi .................................................................. 105
Tabel 4.35 Spesifikasi Pompa P-402 .................................................................. 107
Tabel 4.36 Spesifikasi Pompa P-401 ................................................................ 108
Tabel 4.37 Perbandingan Teknologi Pretreatment Air Baku ............................... 116
Tabel 4.38 Kebutuhan Listrik dan Utilitas ......................................................... 118
Tabel 4.39 Lumen Penerangan PT. LPG SAGAMA ........................................... 119
Tabel 4.40 Legenda Plant LPG SAGAMA ....................................................... 124
Tabel 4.41 Cost Unit Fraksinasi ........................................................................ 126
Tabel 4.42 Cost Unti Refrijerasi ........................................................................ 126
Tabel 4.43 Cost Unit CO2 Removal .................................................................. 127
Tabel 4.44 Cost Unit Dehidrasi ........................................................................... 125
Tabel 4.45 Komponen Biaya OPEX PT. LPG SAGAMA .................................. 129
Tabel 4.46 Cash Flow ........................................................................................ 131
xvi
Tabel 4.47 Perubahan Nilai CAPEX terhadap NPV, IRR dan PBP .................... 134
Tabel 4.48 Perubahan Nilai OPEX terhadap NPV, IRR dan PBP ....................... 134
Tabel 4.49 Perubahan Nilai LPG Cost terhadap NPV, IRR dan PBP ................. 135
Tabel 4.50 Klasifikasi Jenis Kebakaran ............................................................. 151
Tabel 4.51 MSDS LPG ....................................................................................... 159
Tabel 4.52 Analisis Hazard Identification And Risk Assesment Pada
PT. LPG SAGAMA ........................................................................... 160
Tabel 4.53 Analisis Hazard Identification Pada PT LPG SAGAMA .................. 162
Tabel 4.54 Analisis Hazard And Operability Study Hazard Pada
PT. LPG SAGAMA.......................................................................... 166
xvii
DAFTAR GRAFIK
Grafik 4.1 Impor LPG tahun 2010 dan 2011 ....................................................... 49
Grafik 4.2 Sensitivitas NPV terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG ............ 136
Grafik 4.3 Sensitivitas IRR terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG .............. 137
Grafik 4.4 Sensitivitas PBP terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG ............. 137
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 LATAR BELAKANG
Memasuki era perdagangan bebas, Indonesia dituntut untuk mampu
bersaing dengan negara lain dalam bidang industri. Perkembangan industri di
Indonesia sangat berpengaruh terhadap ketahanan ekonomi Indonesia. Sektor
industri kimia banyak memegang peranan dalam memajukan perindustrian di
Indonesia. Inovasi proses produksi maupun pembangunan pabrik yang baru
yang berorientasi pada pengurangan ketergantungan kita pada produk luar
negeri maupun untuk menambah devisa negara sangat diperlukan, salah
satunya dengan penambahan pabrik LPG.
LPG adalah suatu produk bahan bakar gas yang pada umumnya berupa gas
propane atau butane atau merupakan campuran antara keduanya yang dalam
temperature kamar akan berbentuk dalam fasa gas tetapi dalam tekanan tinggu
atau pada temperature sangat rendah akan berbentuk cair yang tidak berasa, tidak
berwarna, dan tidak berbau. Kelebihan dari LPG yaitu emisi CO2 yang
dikeluarkan lebih sedikit dibanding penggunaan bahan bakar minyak, serta
ketersediaan gas alam yang melimpah sehingga LPG dapat pula dijadikan sebagai
energi alternative pengganti bahan bakar minyak yang semakin menipis
ketersediaannya.
Berdasarkan data produksi, produksi LPG nasional pada tahun 2011-2012
tidak mencukupi untuk memenuhi kebutuhan LPG nasional, sehingga pemerintah
Indonesia harus mengimpor LPG untuk dapat memenuhi kebutuhan LPG nasional
(Pertamina, 2013). Oleh karena Indonesia masih mempunyai cadangan gas alam
yang cukup banyak, maka pembangunan LPG Plant yang menggunakan bahan
baku gas alam dapat diupayakan untuk memenuhi kebutuhan LPG Nasional.
Kalimantan Timur merupakan salah satu provinsi di Indonesia yang kaya
akan Sumber Daya Alam dan disebut juga sebagai Lumbung Energi Nasional.
Berdasarkan data dari Kepala Bidang Energi Dinas Energi dan Sumber Daya
Mineral Provinsi Kalimantan Timur pada tahun 2013, Kalimantan Timur masih
2
memiliki cadangan sebesar 17,36 TSCF. Hal inilah yang menjadi salah satu alasan
dalam pemilihan lokasi LPG Plant. Diharapkan dengan dibangunnya LPG Plant di
Kalimantan Timur, dapat memenuhi sebagian dari kebutuhan LPG di Kalimantan
Timur, dan mengurangi kegiatan impor LPG yang terjadi akibat kurang
mencukupinya kebutuhan LPG di Indonesia.
1.2 RUMUSAN MASALAH
Rumusan masalah yang terdapat didalam perancangan pabrik ini adalah :
1. Bagaimana hasil produksi dari PABRIK LPG SAGAMA dengan gas umpan
yang berasal dari PABRIK TOTAL E&P INDONESIE.
2. Bagaimana tingkat keekonomisan serta kelayakan pembangunan PABRIK
LPG SAGAMA yang berlokasi di Tepi Sungai Mahakam, Jl.Doktor. Fl.
Thobing, Kab. Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur.
3. Bagaimana pengaruh produksi LPG dalam rangka pemenuhan kebutuhan LPG
di wilayah Kalimantan Timur
1.3 TUJUAN PENULISAN
Tujuan penulisan ini adalah untuk membuat suatu studi kelayakan LPG
Plant yang ditujukan untuk mensuplai kebutuhan LPG di daerah Kalimantan
Timur. Studi yang akan dilakukan meliputi kelayakan dari sisi teknis dan
ekonomis. Dari sisi teknis yang akan ditinjau adalah proses produksi LPG dengan
menghasilkan LPG jenis mix (campuran C3 dan C4), Sales Gas, dan Kondensat.
Dari segi ekonomis analisa indikator NPV, IRR, Payback Period (PBP) dan
Analisa Sensitivitas untuk menilai kelayakan pembangunan LPG Plant secara
ekonomi.
3
1.4 BATASAN MASALAH
Lingkup dari laporan perancangan pabrik ini meliputi :
1. Rancangan LPG Plant ini berasal dari kerjasama dengan PABRIK TOTAL
E&P INDONESIE selaku produsen penghasil gas alam
2. Perhitungan jumlah produk yang dihasilkan diperoleh menggunakan kapasitas
gas mengalir, sedangkan perhitungan ukuran alat tiap teknologi menggunakan
kapasitas maksimum yaitu 20 MMSCFD (Metric Millions Standard Cubic
Feets per Days)
3. Biaya yang diperlukan untuk investasi berasal dari modal sendiri (equity
100%)
4. Kajian keekonomian pembangunan PABRIK LPG SAGAMA di Tepi Sungai
Mahakam, Jl. Doktor Fl. Thobing, Kab. Kutai Kartanegara didasarkan pada
beberapa parameter seperti Internal Rate of Return (IRR), Payback Period
(PBP), Net Present Value (NPV) serta analisis sensitivitas terhadap nilai
investasi, harga jual LPG dan biaya produksi per tahun.
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN
Sistematika penulisan laporan ini adalah :
BAB I PENDAHULUAN
Bab ini berisi latar belakang perancangan pabrik yang berlokasi di Kalimantan
Timur, rumusan masalah, tujuan penulisan, batasan masalah dan sistematika
penulisan.
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
Bab ini berisikan sekilas mengenai LPG, meliputi definisi gas alam, definisi
LPG, sifat fisik LPG, deskripsi proses LPG, aspek perekonomian dan analisa
pasar.
4
BAB III DESKRIPSI DESAIN
Bab ini terdiri atas metode perancangan pabrik meliputi tahap-tahap studi
kelayakan pada LPG Plant yang akan dibuat.
BAB IV DESAIN PABRIK LPG SAGAMA
Pada bab ini data-data dari berbagai referensi yang sudah dikumpulkan
selanjutnya dilakukan pengolahan, analisa, serta pembahasan dari
perancangan LPG Plant
BAB V KESIMPULAN
Dari analisa dan pembahasan ini akan dirangkumkan atau disimpulkan pada
bab ini.
BAB VI REKOMENDASI
Dalam bab ini penulis memberikan saran dari hasil kelayakan pada LPG Plant
untuk pengoperasian di masa mendatang.
DAFTAR PUSTAKA
Bagian ini berisi rujukan yang digunakan dalam menyusun laporan
perancangan pabrik.
5
BAB II
TINJAUAN PUSAKA
2.1 GAS ALAM
Dalam studi kelayakan ini PABRIK LPG SAGAMA memperoleh umpan
yang berasal dari gas alam, untuk itu diperlukan pemahaman mengenai gas alam
yang akan dijelaskan dalam subbab-subbab di bawah ini.
2.1.1. Definisi Gas Alam
Gas alam merupakan senyawa hidrokarbon yang mudah terbakar dengan
titik didih yang sangat rendah. Komponen utama penyusun gas alam adalah
senyawa metana dengan titk didih sekitar 119 K. Komponen penyusun lainnya
adalah ethana, propana, butana, pentana, heksana, heptana dan oktana serta
mengandung zat pengotor seperti karbon dioksida (CO2), nitrogen (N2) dan
hidrogen sulfida (H2S). Keberadaan senyawa-senyawa pengotor ini akan dapat
mengurangi nilai panas dan merusak sifat-sifat dasar dari gas alam itu sendiri
sehingga untuk mencegah terjadinya hal tersebut maka diperlukan proses
pemisahan gas alam dari senyawa-senyawa pengotornya.
Gas alam dapat digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga, alat
transportasi dan industri petrokimia. Sebagai bahan bakar rumah tangga, gas alam
dapat digunakan bahan bakar tungku pemanas, pemanas air, kompor masak dan
juga pengering pakaian. Saat ini gas alam digunakan sebagai BBG (Bahan Bakar
Gas) untuk alat transportasi bus TransJakarta dan beberapa mobil yang didesain
khusus menggunakan BBG. Sebagai bahan bakar industri, gas alam digunakan
sebagai bahan bakar furnace untuk membakar batubara, keramik dan
memproduksi semen.
6
2.1.2. Karakteristik Gas alam
Sebelum gas alam dimanfaatkan atau diolah lebih lanjut menjadi produk
tertentu, maka karakteristik atau sifat dari gas alam harus diketahui terlebih
dahulu. Sehingga dalam upaya pengelolaan dapat dilakukan dengan mudah dan
kerugian-kerugian yang mungkin dapat ditimbulkan dapat dihindari. Secara
umum gas alam mempunyai sifat atau karakter sebagai berikut :
a) Pada tekanan di atas 50 psi gas alam bersifat sebagai gas non ideal. Maksudnya
adalah jika diberikan perlakuan tekanan tinggi dan/atau temperatur rendah
sehingga melewati temperatur dan tekanan krisisnya maka gas alam tersebut
akan mengalami perubahan phase dari gas menjadi cair
b) Pada tekanan atmosfir dan temperatur kamar, gas alam berbentuk gas dan lebih
ringan dari udara sehingga gas alam di alam bebas akan mudah menguap
c) Gas alam menghambur atau defuse dalam udara secara cepat terutama jika ada
angin
d) Gas alam dapat dengan mudah membentuk campuran yang mudah terbakar
(flammable) jika kontak dengan sumber panas. Dalam batas flammability gas
alam, sumber api yang terbuka dapat menyambar gas alam yang bersangkutan
e) Tekanan gas alam tergantung kepada tekanan sumber atau tekanan pengaliran,
dan jika terjadi kebocoran sulit dideteksi karena gas alam tidak berbau dan
berwarna. Biasanya gas alam diberi zat pembau (odorant) untuk tujuan
keamanan penggunaan
f) Gas alam yang telah dihilangkan unsur pengotornya (impurities) tidak korosif
terhadap bahan metal (baja, tembaga, aluminium)
g) Gas alam tidak mempunyai sifat pelumasan terhadap metal dan mempunyai
sifat pelarut (solvent) terutama terhadap bahan karet. Kondisi ini perlu
dicermati jika ada peralatan yang digunakan untuk penanganan gas alam yang
komponennya terdiri dari bahan karet
7
Gas alam digolongkan menjadi 2 jenis, yaitu associated gas dan non
associated gas. Associated gas merupakan gas alam yang terdapat dalam sumur
minyak dan keluar tercampur dengan minyak mentah (crude oil). Non associated
gas merupakan gas alam yang berasal dari sumur gas dan keluar bersama
kondensat. Associated gas umumnya mengandung komponen fraksi berat yang
lebih banyak dibandingkan dengan non associated gas.
Ditinjau dari komponen penyusun senyawa gas alam, gas alam merupakan
suatu campuran senyawa-senyawa hidrokarbon yang terakumulasi di bawah tanah
dengan komposisi metana (CH4), ethana (C2H6), propana (C3H8), butana (C4H10)
dan komponen hidrokarbon lebih berat lainnya. Di samping itu gas alam juga
mengandung unsur impuritis seperti senyawa asam sulfida (H2S, COS, RSH),
karbondioksida (CO2) serta air raksa (Hg).
2.1.3. Spesifikasi Gas Alam Komersial
Umpan gas alam yang digunakan dalam kilang LPG adalah senyawa
hidrokarbon berbentuk gas yang sebagian besar methana, ethana, propana dan
butana serta sedikit kandungan komponen hidrokarbon lebih berat lainnya serta
gas ikutan yang bersifat pengotor (impuritis).
Berdasarkan komposisi kimia, gas alam digolongkan sebagai sweet gas
atau sour gas. Sweet gas adalah gas alam yang tidak mengandung komponen
sulfida sedangkan sour gas adalah gas alam yang mengandung hidrogen sulfida
dalam jumlah banyak sehingga adanya komponen tersebut gas akan bersifat
korosif.
Berdasarkan komposisi fasa, gas alam dapat digolongkan menjadi gas
kering (dry gas) dan gas basah (wet gas). Dry gas adalah gas alam yang
mengandung kondensat lebih kecil dari 0.1 gallon dalam 1000 cuft gas.
Sedangkan wet gas adalah gas alam yang mengandung kondensat lebih besar dari
0.3 gallon dalam 1000 cuft gas.
8
Spesifikasi gas alam yang digunakan sebagai feed gas sebagai berikut :
Tabel 2.1 Feed Gas
Komponen Fraksi mol
Metana 0.7862
Etana 0.0959
Propana 0.0471
Butana 0.0091
i-Butana 0.0245
Pentana 0.0004
i-Pentana 0.0006
Heksana 0.0000
Heptana 0.0001
Nitrogen 0.0015
CO2 0.0278
H2S 0.0023
H2O 0.0044
Sedangkan gas alam yang digunakan untuk tujuan komersial pada umumnya
memiliki spesifikasi seperti yang tertera pada tabel 2.2 (MCAllister, 1992).
Tabel 2.2 Spesifikasi Gas Alam Komersial
Sifat Gas Alam Persyaratan
Nilai kalor >950 Btu/ft3
Kemurnian Bebas dari debu, getah, minyak bumi, dan hidrokarbon
yang dapat dicairkan pada temperatur lebih dari 15oF pada
tekanan 800 psig
Kandungan sulfur < 1 grain (0.065 gram) H2S per 100 ft3 gas
< 20 grain sulfur total per 100 ft3 gas
Kandungan CO2 < 2% CO2
Kandungan uap lembab < 4 lb uap air per MMcf gas pada P= 14.4 psi dan T= 60oF
Temperatur Maksimal pada titik pengiriman 120oF
9
2.2 LIQUEFIED PETROLEUM GAS
Liquefied Petroleum Gas (LPG) terdiri dari campuran utama propane dan
butane dengan sedikit presentase hidrokarbon tidak jenuh (propilen dan butilen)
dan beberapa fraksi C2 yang lebih rungan dan C5 yang lebih berat. Senyawa yang
terdapat dalam LPG adalah propane (C3 H8), propilen (C3 H6), normal dan iso-
butana (C4 H10) dan butilen (C4 H8). LPG merupakan campuran dari hidrokarbon
tersebut yang berbentuk gas pada tekanan atmosfir, namun dapat diembunkan
menjadi bentuk cair pada suhu normal, dengan tekanan yang cukup besar.
Walaupun digunakan sebagai gas, namun untuk kenyamanan dan kemudahannya,
disimpan dan ditransport dalam bentuk cair dengan tekanan tertentu. LPG cair,
jika menguap membentuk gas dengan volume sekitar 250 kali.
Gambar 2.1 Skema recovery minyak-gas (Sumber : EIA US)
Gambar tersebut menunjukkan beberapa cara pengambilan gas alam dari
alam. Proses pengambilan gas alam merupakan proses industri yang kompleks
dirancang untuk membersihkan gas alam mentah dengan memisahkan kotoran dan
berbagai non-metana hidrokarbon dan cairan untuk menghasilkan apa yang
dikenal sebagai dry natural gas. Pengolahan Gas alam dimulai dari sumur bor.
10
Komposisi gas alam mentah yang diekstrak dari sumur bor tergantung pada jenis,
kedalaman, dan kondisi geologi daerah. Minyak dan gas alam sering ditemukan
bersama-sama dalam yang sama reservoir.
Gas alam mentah berasal dari salah satu dari tiga jenis sumur :
1. Sumur minyak mentah ;
2. Sumur gas ;
3. Sumur kondensat.
Gas alam yang dihasilkan dari sumur minyak umumnya diklasifikasikan
sebagai associated-dissolved, yang berarti bahwa gas alam dilarutkan dalam
minyak mentah. Kebanyakan gas alam mengandung senyawa hidrokarbon, contoh
seperti gas metana (CH4), benzena (C6H6), dan butana (C4H10). Meskipun
mereka berada dalam fase cair pada tekanan bawah tanah, molekul-molekul akan
menjadi gas pada saat tekanan atmosfer normal. Secara kolektif, mereka disebut
kondensat atau cairan gas alam (NGLs).
Gas alam yang keluar dari sumur gas dan sumur kondensat, di mana ada
sedikit atau bahkan tidak ada kandungan minyak mentah disebut non-associated
gas. Sumur gas biasanya hanya memproduksi gas alam mentah, sedangkan sumur
kondensat menghasilkan gas alam mentah bersama dengan hidrokarbon berat
molekul rendah. Gas ini pada fase cair pada kondisi ambient contoh; pentana
disebut sebagai gas alam kondensat (kadang-kadang juga disebut bensin alami
atau hanya kondensat).
LPG dapat diperoleh dengan dua cara yaitu dengan mengekstraksi LPG
dari aliran-aliran minyak mentah dan mengekstraksi LPG dari aliran gas alam
pada atau dekat reservoir yang mengandung propane dan butana. Perolehan LPG
dari lapangan gas sangat bergantung dari komposisi gas alam yang dihasilkan
sumur gas. Gas dengan karakteristik ringan atau mengandung sedikit hidrokarbon
menengah dan berat umumnya kurang ekonomis untuk dijadikan umpan produksi
LPG. Hal ini disebabkan proses produksi LPG dari Metana memerlukan konversi
kimiawi hidrokarbon yang tidak murah. Di lain pihak, gas alam yang mengandung
11
banyak komponen hidrokarbon menengah (C3, C4, C5) umumnya sesuai sebagai
umpan produksi LPG.
2.2.1 Penggolongan LPG
Pabrik LPG SAGAMA memproduksi LPG jenis LPG campuran, yaitu
LPG yang mengandung propana dan butana dengan ditambahkan mercaptant
sebagai zat pembau. Berdasarkan jumlah kandungan komponen utamanya, LPG
dapat digolongkan menjadi 3 jenis yaitu (Pertamina,2012):
a. LPG Propana
LPG jenis ini mengandung propana 95% volume dan ditambahkan dengan
pembau (mercaptant). LPG propana memiliki harga yang paling tinggi dan
umunya digunakan oleh negara dengan empat musim
b. LPG Butana
LPG jenis ini mengandung butana 97,5% volume dan ditambahkan zat
pembau. LPG butana biasanya lebih cocok digunakan oleh negara-negara
yang mendapatkan sinar matahari sepanjang tahun. LPG butana setelah
melalui proses deisobutanizer mengandung sedikit propana dan isobutana.
Dalam gas alam, rasio normal butana terhadap isobutana adalah 2:1.
c. LPG Mix
LPG mix merupakan campuran antara propana dan butana dengan komposisi
propana sekitar 70-80% dan butana 20-30% volume dan ditambahkan zat
pembau (mercaptant). Umumnya digunakan untuk bahan bakar rumah tangga.
2.2.2 Sifat Fisik LPG
Pada Tabel 2 merupakan sifat-sifat fisik dari komponen utama LPG. Selain
komponen utama tersebut, terdapat juga komponen lain dalam jumlah kecil
seperti senyawa sulfur, air dan sisa minyak dan tar.
12
Tabel 2.3 Sifat Fisik dari Komponen Utama LPG
Komponen
Titik Didih
(101.3 kPa)
oC
Tekanan
uap
Densitas cairan
(tekanan jenuh)
(15.6 oC), kg/m
3
Nilai kalor kotor
(25 oC), KJ/kg
Propana -42.1 1310 506.0 50014
Propena -47.7 1561 520.4 48954
n-butana -0.5 356 583.0 49155
Isobutana -11.8 498 561.5 49051
1-butena -6.3 435 599.6 48092
Cis-2-butena 3.7 314 625.4 47941
Trans-2-butena 0.9 343 608.2 47878
Isobutena -6.9 435 600.5 47786
2.2.3 Spesifikasi LPG
Berikut ini merupakan tabel spesifikasi LPG On-Spec (Handbook of Gas
Engineers, 1965) yang umumnya digunakan secara komersial. PT SAGAMA
menghasilkan produk LPG campuran yang mengikuti spesifikasi LPG On-Spec.
Tabel 2.4 Spesifikasi LPG On-Spec
Komposisi Propana Butana Campuran
C2(%Vol) 3.3 <0.1 1.7
C3(%Vol) 92.5 13.5 53
i-C4(%Vol) 3.2 35.7 19.4
n-C4(%Vol) 1 49.5 25.3
i-C5(%Vol) - 0.8 0.4
n-C5(%Vol) - 0.4 0.2
C6(%Vol) - 0.1 -
H2S (ppm) < 1 < 1 < 1
Mercaptant (ppm) 2.4 1.8 2.1
SG (15.5 oC) 0.5135 0.5681 0.5408
13
RVP (psig) 234 96 205
Nilai Kalor (Btu/lb)
- Gross 21500 21200 21350
- Net 19900 19700 19800
2.2.4 Deskripsi Proses
Sebagian besar kandungan gas alam merupakan metana dengan sebagian
kecil berupa etana, propana, butana, dan hidrokarbon yang jumlahnya beragam.
Sebagian etana dan komponen yang lebih berat dipisahkan dari kilang pengolahan
gas sehingga menghasilkan LPG dan hidrokarbon bertitik didih lebih tinggi
tergantung pada spesifikasi gas yang dibutuhkan oleh konsumen (BP Migas,
2008).
2.2.4.1 Pemisahan LPG di Kilang Pengolahan Gas
Proses pemisahan komponen C3 dan C4 dari gas alam dilakukan terhadap
gas alam yang sudah dikurangi kadar air dan gas-gas asamnya (H2S, merkaptan,
CO2). Sejumlah teknologi dasar pemisahan yang dikenal dalam rancangan LPG
plant yang terintegrasi dengan proses produksi di lapangan gas adalah sebagai
berikut :
Pemisahan dengan cara penyerapan komponen C3-C4 oleh hidrokarbon cair
ringan (light oil absorption), diikuti dengan pemisahan kembali C3-C4 dari
hidrokarbon cair dengan cara distilasi;
Pemisahan dengan cara mendinginkan gas-gas C3-C4 dengan siklus refrijerasi
hingga di bawah titik embunnya, sehingga gas-gas tersebut terpisah sebagai
produk cair;
Pemisahan dengan cara pendinginan gas alam, dengan memanfaatkan
peristiwa penurunan temperatur gas jika dikurangi tekanannya secara
mendadak, sehingga komponen C3-C4 mengalami pengembunan;
Pemisahan komponen C3-C4 dengan menggunakan membran dengan ukuran
pori sedemikian sehingga komponen yang lebih ringan (C1-C2) mampu
14
menerobos membran, sedangkan komponen LPG tertinggal dalam aliran gas
umpan.
Berikut kelompok-kelompok teknologi pemisahan LPG :
a. Pemisahan dengan hidrokarbon cair ringan (Lean oil Absorption)
Dalam proses ini, gas umpan mula-mula didinginkan melalui pertukaran
panas dengan gas residu hasil pemisahan LPG. Gas umpan kemudian diumpankan
ke kolom absorber, dimana komponen C3 C4 diserap oleh aliran hidrokarbon
kerosin yang mengalir berlawanan arah dengan gas umpan. Kerosin yang jenuh
dengan komponen LPG (rich oil) kemudian diumpankan di kolom deDthanizer
untuk memisahkan komponen gas-gas ringan (metana dan etana), sebelum di
umpankan ke kolom stripper (disebut juga dengan still column). Di dalam still
column, kerosin yang membawa komponen LPG dipanaskan, sehingga gas-gas C3
C4 terlepas ke puncak kolom dan ditarik keluar sebagai gas produk. Gas produk
ini selanjutnya dikompresi sehingga mengenbun menjadi LPG.
Proses lean oil dewasa ini sudah ditinggalkan karena sulit untuk
dioperasikan, dan kurang andal karena kerosin yang digunakan sebagai penyerap
cenderung mengalami degtadasi terhadap waktu. Selain itu, teknologi ini memiliki
efisiensi pemisahan LPG yang relative rendah, yakni 80% untuk C3, 90% untuk
C4, dan 98% untuk fraksi berat (C5+).
b. Pemisahan melalui Refrijerasi
Proses ini berintikan pendinginan gas alam umpan di bawah temperature
pengembunan fraksi LPG dengan menggunakan refrijeran berupa gas propane
atau Freon. Gas umpan terlebih dahulu diturunkan kadar airnya dengan cara
dehidrasi dengan glikol. Glikol mengikat air dari gas umpan, sehingga
kecenderungan gas untuk membentuk hidrat selama proses pengembunan LPG
dapat ditekan. Glikol yang telah jenuh dengan air dapat dipulihkan kembali
dengan cara pemanasan, sebelum dikembalikan ke proses pemisahan LPG.
Gas alam umpan yang telah didehidrasi selanjutnya diunpankan ke unit
chiller, dimana gas didingiknan oleh refrijeran. Pendinginan ini menyebabkan
terbentuknya tiga fasa, yakni arutan glikol dan air, campuran hidrokarbon cair
15
yang terutama dari LPG yang melarutkan gas-gas ringan (metana dan etana), serta
fasa gas hidrokarbon ringan yang tidak terembunkan. Larutan glikol air
dikembalikan ke unit pemekatan glikol. Aliran gas yang tidak terembunkan dapat
digabungkan dengan sales gas ke pipeline, atau dimanfaatkan untuk bahan bakar
untuk kebutuhan utilitas pabrik. Aliran hidrokarbon cair selanjutnya diumpankan
ke kolom distilasi untuk dikurani kadar gas ringannya. Pengurangan kadar gas
ringan ini berlangsung pada temperature rendah, yakni sekitar 30 F. produk
dikeluarkan dari sebagian dasar kolom distilasi ini.
Proses pemisahan LPG yang menerapkan teknologi refrijerasi memiliki
efisiensi yang cukup tinggi sekitar 85% untuk komponen C3, 94% untuk C4, dan
98% untuk fraksi hidrokarbon cair berat (C5+). Komposisi dan karakteristik
tekanan uap produk LPG dapat dikendalikan dengan mengatur tekanan dan
temperatur operasi kolom distilasi produk.
c. Pemisahan dengan pendinginan kriogenik
Pada proses ini, fraksi LPG dipisahkan dengan cara pendinginan, yang
dihasilkan efek penurunan temperatur gas karena penurunan tekanan secara
mendadak. Penurunan tekanan gas umpan ini dapat diperoleh dengan cara
mengalirkan gas umpan bertekanan tinggi melalui katup ekspansi Joule-
Thompson (J-T valve), atau melalui unit turboexpander. Ekspansi gas secara
mendadak ini dapat menghasilkan temperatur sangat rendah, yakni sekitar -100
hingga -150 oF. Temperatur ini jauh lebih rendah daripada yang dapat dicapai
pada proses refrijerasi.
Dalam proses ini, gas umpan bertekanan tinggi (sekitar 1000 psi) mula-
mula dikurangi kadar airnya melalui kontak dengan glikol di unit dehidrator. Gas
umpan yang telah kering kemudian didinginkan oleh gas keluaran dari unit
turboexpander utama atau unit J-T valve. Pendinginan ini terjadi di bawah
temperatur pengembunan C3-C4, sehingga terjadi pemisahan komponen-
komponen LPG tersebut ke dalam fasa cair. Fasa cair LPG ini dipisahkan dari
aliran sisa gas yang tidak mengembun dalam unit Cold Separator.
Sisa gas dari Cold Separator diumpankan ke J-T valve atau
Turboexpander sehingga mengalami penurunan temperatur secara drastis. Fraksi
16
cair dari Cold Separator diumpankan ke kolom De-Methanizer, yang berfungsi
menghilangkan gas-gas ringan (komponen C1-C2) dari fraksi C3-C4 cair melalui
proses pemanasan dan distilasi. Produk LPG dikeluarkan dari bagian dasar kolom
De-Methanizer, sedangkan gas ringan dari bagian puncak kolom digunakan untuk
mendinginkan gas umpan.
Proses kriojenik ini memungkinkan temperatur pemisahan yang lebih
rendah daripada proses-proses pemisahan LPG lainnya, sehingga memberikan
efisiensi pemisahan yang tertinggi. Persentase pemisahan yang dapat dicapai oleh
proses kriojenik adalah sekitar 60% untuk komponen C2 (yang tidak dapat
dipisahkan oleh proses-proses lainnya), 90% untuk C3, dan hampir 100% untuk
komponen C4+. Proses kriojenik merupakan proses pemisahan LPG yang paling
banyak digunakan di dunia, yang disebabkan oleh efisiensi pemisahan yang
tertinggi dibandingkan dengan proses-proses lainnya.
2.2.4.2 Teknologi Kilang LPG
Teknik recovery yang paling umum adalah menggunakan refrijerasi untuk
memperoleh recovery LPG yang lebih tinggi. Hal ini juga yang mendasari
PABRIK LPG SAGAMA untuk mengaplikasikan teknologi refrijerasi.
Dalam proses ini fraksi LPG dikondensasi dari aliran gas bumi. Cairan
yang terpisahkan tersebut kemudian difraksionasi untuk memisahkan komponen-
komponen LPG. Teknologi proses yang umum digunakan dalam proses recovery
LPG dengan refrijerasi ada dua yaitu proses LTS (Low-Temperature Separation)
dan proses PROMAX. Berikut dibawah ini adalah penjelasan dari masing-masing
teknologi.
a. Low-Temperature Separation (LTS)
Refrijerasi gas bumi yang mengandung LPG dapat dilakukan dengan
pertukaran panas yang menggunakan aliran refrijeran eksternal atau secara
cascade (pertukaran panas bertingkat dengan beberapa refrijeran eksternal).
Refrijerasi eksternal yang digunakan pada Gambar 2.2 adalah refrijerasi propana
alur tertutup (closed-loop propane refrigeration).
17
Gambar 2.2 Skema LPG Recovery Dengan Low-Temperature Separation
(Sumber : BP Migas)
Umpan gas dikontakkan dengan aliran gas yang keluar dari high pressure
separator (a). Aliran umpan tersebut didinginkan lagi dengan refrijeran eksternal
propana yang sangat dingin untuk mengkondensasi fraksi LPG di separator (b).
Kondensat yang terbentuk kemudian diumpankan ke kilang fraksionasi.
Kilang fraksionasi terdiri dari Demethanizer, Deethanizer, dan
debutanizer untuk memisahkan komponen-komponen LPG. Jika tidak ada etana
berlebih, maka kolom Demethanizer and Deethanizer dapat digabung menjadi
satu kolom. Keuntungan utama proses tipe ini adalah sederhana dan pressure drop
rendah.
Sebagai alternatif, pendinginan gas bisa dilakukan oleh suatu sirkuit
refrijerasi cascade. Sirkuit ini dapat menggunakan campuran etana-propana,
propana-etilena, atau propana-etana-metana-nitrogen (disebut mixed refrijerant).
Sirkuit cascade etana-propana menghasilkan temperatur yang lebih rendah
18
dibandingkan sirkuit propana tunggal. Karena itu, metode refrigerasi yang dipilih
bergantung pada recovery etana dan LPG yang diinginkan. Recovery LPG yang
tinggi dibutuhkan di kilang pengolahan gas untuk memenuhi spesifikasi titik
embun (dew point) gas yang siap dijual (sales gas).
b. Proses PROMAX
Jenis teknologi ini dapat digunakan untuk recovery propana dan
komponen berat lainnya dari suatu pengilangan dan dari associated natural gas
bertekanan rendah. Gambar 2.3 menunjukkan skema peralatan proses PROMAX
(Hydrocarbon Handbook,2004).
Gambar 2.3 Skema Recovery LPG Dengan Menggunakan PROMAX
(Sumber: Hydrocarbon Processing’s Gas Process Handbook)
Gas hidrokarbon bertekanan rendah ditekan dan dikeringkan sebelum
didinginkan pada HE dan refrijeran propana. Aliran gas umpan yang telah
didinginkan dikontakkan dengan cairan etana yang direcycle dari kolom absorber
propana. Overhead dari menara ini kemudian didinginkan dan dikondensasikan
dengan refrijeran propane untuk menghasilkan aliran refluks yang komposisinya
hampir semuanya adalah etana. Aliran slip dari refluks dikembalikan dan
direcycle menuju kolom absorber propana. Bagian bawah dari kolom Deethanizer
19
mengandung komponen propane dan komponen berat lainnya yang kemudian
dapat diproses melalui fraksionasi konvensional.
2.2.5 Penyimpanan LPG
LPG (liquefied petroleum gas) terdiri dari campuran utama propan (C3H8)
dan butan (C4H10) dan beberapa fraksi C2 yang lebih ringan dan C5 yang lebih
berat. LPG merupakan campuran dari hidrokarbon tersebut yang berbentuk gas
pada tekanan atmosfir, namun dapat diembunkan menjadi bentuk cair pada suhu
normal, dengan tekanan yang cukup besar. Walaupun digunakan sebagai gas,
namun untuk kenyamanan dan kemudahannya, disimpan dan ditransport dalam
bentuk cair dengan tekanan tertentu. LPG cair, jika menguap membentuk gas
dengan volum sekitar 250 kali. (Perry, 1999)
Untuk memungkinkan terjadinya ekspansi panas (thermal expansion) dari
cairan yang dikandungnya, tabung LPG tidak diisi secara penuh, hanya sekitar
80% - 85% dari kapasitasnya. Tekanan dimana LPG berbentuk cair sering disebut
tekanan uap. Tekanan ini bervariasi, tergantung komposisi dan temperatur.
Sebagai contoh, dibutuhkan tekanan sekitar 220 kPa (2,2 bar) bagi butana murni
pada 20 °C (68 °F) agar mencair, dan sekitar 2,2 MPa (22 bar) bagi propana murni
pada 55°C (131 °F).
Tangki penyimpanan atau storage tank menjadi bagian yang penting
dalam suatu proses industri kimia karena tangki penyimpanan tidak hanya
menjadi tempat penyimpanan bagi produk dan bahan baku tetapi juga menjaga
kelancaran ketersediaan produk dan bahan baku serta dapat menjaga produk atau
bahan baku dari kontaminan ( kontaminan tersebut dapat menurunkan kualitas
dari produk atau bahan baku ).
Storage tank di desain dalam berbagai macam ukuran kapasitas serta
desain konstruksi yang masing masing dibedakan menurut penggunaannya.
Tangki dalam industri perminyakan dengan berbagai macam jenis fluida yang
ditampung, seperti minyak yang mudah menguap (volatility), bertekanan tinggi
dan mudah terbakar harus dibangun dengan memperhatikan beberapa persyaratan.
20
Penyimpanan LPG diklasifikasikan sebagai pressurized storage pada
temperatur lingkungan, refrigerated storage pada tekanan lingkungan dan
semirefrigerated storage pada tekanan sedang. Pressure storage tank umumnya
250 psi untuk propana dan 125 psi untuk butana. Angka-angka ini sesuai dengan
tekanan uap kedua komponen pada temperatur lingkungan maksimum yang
mungkin terjadi. Untuk penyimpanan dengan tonase rendah (hingga 100 ton),
bejana biasanya berbentuk silinder yang diletakkan horisontal atau vertikal. Untuk
tonase yang lebih besar (hingga kapasitas 1500 ton), penyimpanan dilakukan di
spherical vessel.
Untuk penyimpanan yang lebih besar dari 1500 ton, harus menggunakan
pressurised spherical vessel atau refrigerated storage. Storage ini berfungsi untuk
menyimpan produk LPG pada titik didih atmosferik (yaitu –42 °C untuk propana
dan –4 °C untuk butana). Tekanan tangki biasanya sekitar 15 psi. Boil-off vapor
biasanya dicairkan oleh sistem refrigerasi. Propana di semirefrigerated storage
disimpan pada temperatur –10°C dimana tekanan uapnya adalah 46 psi.
PABRIK LPG SAGAMA memiliki 3 buah Storage tank dengan
spesifikasi sebagai berikut :
Kapasitas Tank = 35 ton,
Diameter = 20 m, dan
Tinggi = 10 m
21
Konstruksinya dapat dilihat seperti gambar di bawah ini.
Gambar 2.4 Kontruksi Storage Tank
LPG disimpan di dalam tangki khusus dengan internal layer dari logam
(9% nikel) pada suhu yang sangat rendah (cryogenic temperature), insulation
yang baik, beton luar yang tebal, dan atap melengkung sehingga tangki mampu
menampung 110% volume LPG didalamnya.
Gambar. 2.5 Lapisan Tangki Penyimpanan LPG
22
2.2.6 Sistem Refrijerasi
Sistem refrijerasi memberi kemungkinan untuk menurunkan temperatur
suatu fluida hingga mencapai temperatur yang lebih rendah dibandingkan jika
menggunakan air atau udara sebagai media pendingin. Temperatur rendah yang
diinginkan bergantung kepada tujuan dari setiap proses (Campbell,1984).
2.2.6.1 Pemilihan Sistem Refrijerasi
Sistem Refrijerasi yang sering digunakan dalam pengolahan LPG adalah
sistem Cascade dimana temperatur yang ingin dicapai sangat rendah, yakni
dibawah 40 oF. Sistem cascade menggunakan lebih dari satu jenis refrijeran dan
melakukan refrijerasi secara bertahap. Pada umumnya, sistem cascade
menggunakan refrijeran propana-etana. Alternatif dari refrijeran sistem cascade
adalah penggunaan Mixed Refrigerant atau refrijeran campuran, Komponen yang
lebih ringan berfungsi untuk menurunkan temperatur evaporasi sedangkan
penggunaan komponen yang lebih berat memungkinkan kondensasi terjadi pada
temperatur ambient. Proses evaporasi dari campuran refrijeran ini berlangsung
pada jangkauan temperatur berbeda dengan yang terjadi pada komponen tunggal.
Komposisi dari Mixed Refrigerant pada umumnya disesuaikan untuk
memenuhi kurva pendinginan dari fluida proses yang digunakan. Pertukaran kalor
terjadi pada Heat Exchanger dengan aliran countercurrent dan juga tipe plate-fin.
2.2.6.2 Pemilihan Refrijeran
Refrijeran yang ideal bersifat tidak beracun, tidak korosif, memiliki sifat
fisik dan PVT yang cocok dengan kebutuhan sistem serta memiliki kalor laten
penguapan yang tinggi. Pada proses pengolahan gas, refrijeran yang umum
digunakan adalah propana, amonia atau R-22. Proses refrijeran tersebut dilakukan
untuk mencapai temperatur rendah yang diinginkan yang terjadi sekitar -40 oF.
Refrijeran metana dan etilena biasanya digunakan pada kondisi kriogenik. Batas
temperatur operasi untuk setiap jenis refrijeran ditunjukan pada Tabel 2.9.
23
Tabel 2.5 Batasan Temperatur Berbagai Refrijeran
Refrijeran Temperature (0C)
Cooling Water Ambien
Propana -40
Etilena -101
Metana -157
Nitrogen -196
Hidrogen -251
Helium -268
2.3 RANTAI SUPLAI LPG
LPG merupakan gas hidrokarbon yang prosesnya dicairkan dengan
tekanan sehingga lebih efisien dalam penyimpanan, pengangkutan serta
penanganannya. Dalam kegiatan sehari-hari, LPG banyak digunakan sebagai
bahan bakar sektor rumah tangga (residensial), restoran, industri dan juga
bermanfaat sebagai bahan bakar kendaraan bermotor. LPG umumnya banyak
dikonsumsi masyarakat tingkat menengah dengan kebutuhan yang selalu
meningkat setiap tahunnya
Dalam penyaluran dan distribusinya, LPG disalurkan dari suatu tempat ke
tempat lainnya, sebagai contoh yakni dari kilang ke LPG Filling Plant, dan atau
dari LPG Filling Plant ke Stasiun Pengisian dan Pengangkutan Bulk Elpiji
(SPPBE) atau bias juga ke Depot Supply Point, yang kemudian akan disalurkan ke
dealer dan ke pelanggan.
Sumber utama bahan baku LPG dibeli dari PABRIK Total E&P Indonesie
yang dialirkan menggunakan pipa ke perusahaan kilang gas PABRIK LPG
Sagama. Kemudian gas alam diproses hingga didapatkan LPG yang akan dijual ke
PABRIK Pertamina dengan mengunakan truk tangki LPG. Truk tangki
merupakan sarana transportasi yang paling banyak digunakan untuk
memindahkan LPG dari kilang-kilang gas, fasilitas terminal LPG, fasilitas
produksi terpusat di lapangan gas, atau dari depo-depo distribusi sekunder yang
24
tersebar di daerah. Dua kategori utama truk tangki LPG digunakan di Indonesia,
yakni kategori truk kecil dengan kapasitas 2-9,5 ton, dan kategori truk besar / semi
trailer dengan kapasitas 10, 12 atau 15 ton. Pemilihan kapasitas truk tergantung
pada kebutuhan pembeli, serta spesifikasi jalan yang dilalui truk tangki.
LPG dikirim dari titik-titik penyaluran dalam bentuk cair ke fasilitas
penampungan utama (primary storage) dimana LPG ditampung dengan proses
refrigerasi dan pressurization yang siap dibeli oleh reseller. Setelah dibeli, LPG
biasanya dikirim ke bulk distribution depot dan cylinder filling Plant
menggunakan coastal tanker, railcar atau bulk road tanker. Dari bulk distribution
depot dan cylinder filling Plant, tangki pendistribusi berukuran kecil menyalurkan
LPG ke konsumen. Proses dari produksi ke konsumen diperlihatkan pada gambar
dibawah ini.
25
Gambar 2.6 Rantai Suplai LPG
Lapangan
Gas Bumi
Transportasi Pengolahan
Gas
LPG Storage Transportasi Depot LPG
Pertamina
Pengisian
Tabung Gas Transportasi
Rumah
Tangga
Industri
26
2.4 LOKASI PABRIK LPG SAGAMA KALIMANTAN TIMUR
Letak geografis suatu pabrik sangat berpengaruh terhadap
kelangsungan pabrik tersebut. Untuk itu sebelum mendirikan suatu pabrik
perlu dilakukan suatu survey untuk mempertimbangkan faktor-faktor
penunjang yang saling berkaitan. Beberapa faktor yang harus
dipertimbangkan untuk menentukan lokasi pabrik agar secara teknis dan
ekonomis pabrik yang didirikan akan menguntungkan antara lain: sumber
bahan baku, pemasaran, penyediaan tenaga listrik, penyediaan air, jenis
transportasi, kebutuhan tenaga kerja, perluasan areal pabrik, keadaan
masyarakat, karakteristik lokasi, kebijaksanaan pemerintah dan buangan
pabrik.
Kalimantan Timur merupakan salah satu provinsi di Indonesia yang kaya
akan Sumber Daya Alam dan disebut juga sebagai Lumbung Energi Nasional.
Provinsi ini memiliki visi yakni untuk menjadi “Pusat Agroindustri dan Energi
Terkemuka”. Hal ini dikarenakan potensi alam yang ada pada provinsi cukup
banyak masih dapat dikembangkan.
Menurut Dinas Energi dan Sumber Daya Mineral Provinsi Kalimantan
Timur, potensi alam yang terdapat di Kalimantan Timur dapat diuraikan sebagai
berikut :
a. Energi Tak Terbarukan
Batu bara
Sumber Daya Batu Bara di Provinsi Kalimantan Timur yakni sebanyak
28,93 Milliar Ton dengan cadangan 9,2 Milliar Ton. Sedangkan produksi
Batubara sebanyak 203,6 Juta Ton atau 65% dari total Nasional.
Minyak bumi
Cadangan Minyak bumi di Provinsi Kalimantan Timur sebanyak 670,00
MMSTB atau 11% dari total Nasional. Sedangkan produksinya sebanyak
47,44 MMSTB atau 16,3% dari total Nasional.
27
Gas Alam
Cadangan Gas Alam di Provinsi Kalimantan Timur paling banyak terdapat
di Tepi Sungai Mahakam yang mencpaai 17,36 TSCF atau 24,3% dari total
Nasional. Sedangkan produksinya sebanyak 0,822 TSCF atau 36,0% dari
total Nasional.Gas Alam ini dapat dijadikan bahan pembangkit listrik,
produk plastik dan pupuk.
Gas Methana
Cadangan Gas Methana di Provinsi Kalimantan Timur sebanyak 108,3
TSCF atau 23,5% dari total Nasional. Sedangkan produksinya sebanyak 0,5
MMSCFD
b. Energi Terbarukan
Tenaga Air
Potensi Tenaga Air di Provinsi Kalimantan Timur sebesar 6.969,9 MW
Tenaga Biomass dengan pembangunannya sebesar 0,4 MW
Potensi Tenaga Biomass di Provinsi Kalimantan Timur sebesar 4.710 MW
dengan pembangunannya sebesar 160 MW.
Tenaga Surya
Potensi Tenaga Surya di Provinsi Kalimantan Timur sebanyak 24.627 unit
yang tersebar di 482 desa.
Pemilihan lokasi di Tepi Sungan Mahakam, Klimantan Timur dikarenakan
berdasarkan gambar 2.6 Penyebaran Cadangan Migas, Kalimantan Timur masih
semiliki cadangan gas alam yang cukup besar, yaitu 17.36 TSCF.
28
Gambar 2.7 Persebaran Cadangan Migas
(Sumber : Dirjen Migas, 2012)
29
2.5 TEORI EKONOMI
Analisa keekonomian dilakukan terhadap PABRIK LPG SAGAMA yang
akan dibangun dengan tujuan untuk melihat apakah pabrik tersebut feasible, serta
viable atau tidak, maka digunakan beberapa parameter. Feasible atau tidaknya
proyek yang akan dihitung tersebut akan dilihat berdasarkan berbagai faktor yakni
(1) Payback Period-nya yang menyatakan kapan modal yang akan diinvestasi
dapat kembali, (2) Internal Rate of return, (3) NPV (Net Present Value), serta
analisa sensitivitas untuk melihat perubahan nilai ekonomis apabila terjadi
perubahan terhadap faktor tertentu.
Untuk dapat melakukan perhitungan atau analisa tersebut, maka harus
dilakukan perhitungan besarnya total investasi (total capital investment) serta
biaya operasi yang akan dikeluarkan selama masa operasi dari pabrik yang akan
dibangun.
2.5.1 Net Present Value (NPV)
NPV (net present value) merupakan nilai dari proyek yang bersangkutan
yang diperoleh berdasarkan selisih antara cash flow yang dihasilkan terhadap
investasi yang dikeluarkan.
NPV > 0 (nol) → usaha/proyek layak (feasible) untuk dilaksanakan.
NPV < 0 (nol) → usaha/proyek tidak layak (feasible) untuk dilaksanakan.
NPV = 0 (nol) → usaha/proyek berada dalam keadaan BEP dimana TR=TC dalam
bentuk present value.
2.5.2 Payback Periode (PBP)
Metode periode pengembalian, menghitung lamanya periode proyek yang
berkaitan dengan seberapa cepat recovery investasi. Metode ini menghitung
jumlah tahun yang dibutuhkan (θ;θ ≤ N) saat aliran kas masuk tepat sama dengan
aliran kas keluar.
30
Periode pengembalian sederhana
Proyek dengan seluruh investasi modal dikeluarkan di awal (θ = 0):
∑( )
Mengabaikan nilai waktu uang dan aliran kas yang terjadi setelah θ.
Periode pengembalian terdiskon
∑( ) (
)
Memperhitungkan nilai waktu dari uang (waktu = θ’)
Dimana:
I% = MARR
I = investasi modal yang dilakukan di awal periode analisis (k = 0)
θ’ = nilai terkecil yang memenuhi persamaan
Metode ini tidak mempertimbangkan umur ekonomis dari aset fisik,
sehingga dapat menimbulkan kesalahan jika salah satu alternatif yang memiliki
periode pengembalian yang lebih besar menghasilkan tingkat pengembalian yang
lebih tinggi atas modal investasi.
2.5.3 Internal Rate Of Return (IRR)
IRR (internal rate of return) merupakan ukuran tingkat pengembalian
internal terhadap investasi pada suatu proyek. IRR juga sebagai tingkat discount
rate yang menghasilkan NPV sama dengan nol.
2.6 ANALISA PASAR
Sebelum mempelajari kelayakan pembangunan LPG Plant di Kalimantan
Timur, hendaknya terlebih dahulu dilakukan suatu analisis terhadap poensial yang
akan dimasuki oleh produk yang akan dihasilkan oleh perusahaan. Melalui
analisis tersebut, akan diketahui keberadaan pasar potensial yang dapat dimasuki
oleh produk tersebut. Dalam analisis pasar ini digunakan data historis untuk
31
memproyeksikan keadaan pasar LPG kedepannya. Dalam menganalisis
permintaan dan penawaran gas LPG ditinjau secara menyeluruh segala aspek yang
berkanaan dengannya terutama masalah ketersediaan LPG.
2.6.1 Lokasi Pemasaran
Karena Lokasi LPG Plant akan dibangun di Provinsi Kalimantan Timur,
maka lokasi produk LPG difokuskan untuk memenui permintaan LPG di
Kalimantan Timur. Provinsi Kalimantan Timur terletak antara 04°29' lintang utara
02°25' lintang selatan dan 113°44' - 119' bujur timur. Wilayah Propinsi
Kalimantan Timur mencakup areal seluas 211.440 kilometer persegi. Secara
geografis wilayah daratan ini berbatasan di sebelah utara dengan Sabah (Malaysia
Timur), dan di sebelah timur dengan Laut Sulawesi dan Selat Makassar, sebelah
selatan dengan Propinsi Kalimantan Selatan dan di sebelah barat dengan Serawak
(Malaysia Timur), Propinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan.
Kalimantan Timur merupakan provinsi dengan tingkat pertumbuhan
penduduk yang cukup tinggi. Hal ini disebabkan oleh tingginya angka migrasi
yang masuk ke Kalimantan Timur.
Pembangunan daerah Kalimantan Timur didukung oleh pembangunan
prasarana dan infrastruktur yang dilaksanakan oleh pemerintah. Hal ini bertujuan
untuk memperlancar perdagangan baik antar kabupaten di Provinsi Kalimantan
maupun antara Kalimantan Timur dengan provinsi lainnya. Pada provinsi ini telah
tumbuh dan berkembang kelompok industri hulu seperti metanol, pupuk, amonia,
gas alam cair (liquified natural gas, LNG), dan industri kayu primer. Selain itu
telah berkembang pula berbagai jenis industri antara dan hilir seperti industri
perekat, galangan kapal percetakan, makanan, dan minuman.
32
BAB III
DESKRIPSI DESAIN
Untuk mendapatkan hasil rancangan pabrik LPG di tepi Sungai Mahakam,
Kalimantan Timur diperlukan tahapan studi kelayakan dalam suatu metode
perancangan. Tahapan tersebut, seperti analisa ketersediaan bahan baku,
penentuan kapasitas produksi, seleksi teknologi proses, perancangan teknologi
terpilih, perhitungan CAPEX dan OPEX, analisa kelayakan ekonomi, serta analisa
sensitivitas.
Gambar 3.1 Diagram Alir Perancangan PABRIK LPG SAGAMA
Analisa Ketersediaan bahan Baku
penentuan Kapasitas Produksi
Seleksi Teknologi Proses
Perancangan Teknologi Terpilih
Perhitungan CAPEX dan OPEX
Analisa Kelayakan Ekonomi
Analisa Sensitivitas
33
Uraian tahapan-tahapan metode perancangan tersebut akan dijelaskan pada
subbab-subbab berikut ini :
3.1 ANALISA KETERSEDIAAN BAHAN BAKU
Gas alam sebagai bahan baku untuk produksi LPG pada PABRIK LPG
SAGAMA ini diperoleh dari hasil kerjasama dengan PABRIK TOTAL E&P
INDONESIE. PABRIK LPG SAGAMA telah membuat perjanjian terlebih dahulu
dengan PABRIK TOTAL E&P INDONESIE.mengenai spesifikasi gas alam yang
akan dibeli. Kontrak dibuat untuk 20 tahun mendatang setelah pendirian pabrik.
Karena itu, untuk analisa ketersediaan gas umpan diasumsikan terpenuhi selama
LPG plant beroperasi.
3.2 PENENTUAN KAPASITAS PRODUKSI
Menentukan kapasitas produksi LPG Plant sesuai ketersediaan bahan baku,
pada perancangan ini dilakukan perancangan dengan kapasitas yang sesuai dengan
ketersediaan bahan baku di lokasi LPG Plant ini didirikan.
3.3 SELEKSI TEKNOLOGI PROSES
3.3.1 Parameter Pemilihan Teknologi
Pemilihan proses produksi LPG seringkali mempertimbangkan kondisi
umpan gas yang akan diproses, selain itu posisi produk LPG sebagai produk
samping menjadikan pemilihan proses LPG juga tergantung oleh proses induknya.
Hampir semua proses produksi LPG mempunyai parameter proses yang sama
untuk meninjau peformansi proses tersebut (kecuali proses produksi LPG yang
melalui reaksi bukan pemisahan).
Parameter-parameter proses yang harus diperhatikan agar mendapatkan
hasil yang maksimal diantaranya adalah:
a. Recovery level
Recovery level adalah efisiensi pemisahan LPG dari gas umpan. Semakin
besar recovery level sebuah proses, semakin bagus performansinya. Recovery
level biasanya berbanding lurus dengan energi yang diperlukan proses,
34
semakin besar recovery level sebuah proses, maka energi yang diperlukan
akan bertambah juga.
b. Tekanan masuk umpan
tekanan yang tinggi (sekitar 500 – 700 psig) akan mempermudah proses
pemisahan C3+ sebagai komponen utama LPG. Oleh karena itu, tekanan
masuk umpan gas yang rendah akan menambah biaya operasi untuk mencapai
kondisi operasi yang akan dicapai agar dapat dilakukan pemisahan C3+.
c. Refrijerasi
Dalam proses pemisahan C3+ diperlukan temperatur yang sangat rendah,
sehingga diperlukan media untuk penurunan temperatur, semua proses
produksi LPG menggunakan refrijerasi untuk menurunkan temperatur proses.
Refrijerasi dapat digunakan sebagai “fine tune” sebuah proses produksi LPG,
karena proses pendinginan adalah inti dari semua proses produksi LPG yang
membutuhkan energi yang paling besar.
Efisiensi proses yang lebih tinggi dalam sebuah proses produksi LPG
maka berdampak pada:
a. Konsumsi energi per unit produk akan berkurang
b. Meningkatkan kapasitas pabrik dengan energi kompresi gas yang sama
sehingga mengurangi biaya operasi per unit produk
c. Akan meningkatkan laju penjualan dan pengembalian modal
Pemilihan teknologi proses pada LPG pada dasarnya adalah menentukan
siklus pencairan dengan mempertimbangkan berbagai faktor mikro proses desain,
seperti:
Jenis teknologi proses yang akan diaplikasikan
Kapasitas Plant dengan skala keekonomian
Menghindari faktor desain yang berlebihan
Konfigurasi peralatan mesin dan jenis peralatan penggeraknya
Jenis dan sistem konstruksi peralatan
Jenis dan luas permukaan alat penukar panas
Kebutuhan energi spesifik yang akan mempengaruhi CAPEX dan OPEX
35
Kemudahan operasi termasuk proses start-up dan shutdown unit
Biaya efektif desain dan tata latak plant
Luas area yang tersedia serta kapasitas yang diinginkan
Aspek keselamatan dan dampak terhadap lingkungan
Fleksibilitas yang diinginkan
Perolehan gas cair
3.3.2 Perbandingan Teknologi Recovery LPG
Pada studi teknis mengenai teknologi recovery LPG, dilakukan
perbandingan terhadap tiga jenis teknologi yang berbeda yaitu Low-Temperature
Separation (LTS) dan proses ProMax. Berdasarkan perbandingan teknologi
recovery LPG pada skripsi Studi Kelayakan Pembangunan LPG Plant Lapangan
Gas Pangkalan Susu Sumatera Utara diperoleh perbandingan hasil teknologi
recovery LPG yang terangkum pada Tabel 4.2.
Tabel 3.1 Perbandingan Proses Recovery LPG
Parameter LTS- Separation ProMax Unit
Laju Produksi LPG 61,75 58,73 ton/day
Komposisi C3-C4 98,99 97,83 %
Laju Produksi Kondensat 140,39 139,21 Barrel/day
Laju Produksi Sales gas 7,5 7,3 MMSCFD
GHV LPG 19.819 19.815 Btu/lb
GHV Sales gas 20.242 19.980 Btu/lb
Total Energi Yang Dibutuhkan 5,65E+07 1,10E+08 Btu/hr
Energi per ton LPG 6,421.187 12,572.75 Kwh/ton
36
Berdasarkan perbandingan diatas, proses recovery LPG dengan
menggunakan teknologi Low-Temperature Separation (LTS) membutuhkan
jumlah energi yang lebih kecil dibandingkan dengan proses Promax sehingga
proses LTS dipilih sebagai proses dasar recovery LPG pada PABRIK LPG
SAGAMA.
3.3.3 Deskripsi Proses Pemurnian Gas
3.3.3.1 CO2 Removal
Pada umumnya CO2 dan H2S menjadi pengotor utama dalam gas alam.
Dalam kasus sumur gas di Indonesia, jumlah kandungan CO2 dalam gas alam
tergolong sangat tinggi, sebaliknya H2S ada dalam kadar yang rendah.
Karbondioksida (CO2) adalah senyawa yang disebut sebut sebagai
penyebab terjadinya global warming (Williams, 2002). Tidak hanya menyebabkan
global warming, CO2 juga merupakan salah satu senyawa pengotor yang
terkandung dalam gas alam. Gas CO2 yang terkandung dalam gas alam dapat
menurunkan nilai kalor permbakaran (heating value) gas alam sehingga kualitas
produk yang dihasilkan dapat yang dihasilkan pun kurang baik. Selain sifatnya
sebagai gas asam yang korosif, CO2 juga dapat merusak system perpipaan pabrik
karena dapat membeku pada suhu operasional yang rendah (Dortmundt dan
Kishore, 1999).
Seperti senyawa lainnya, CO2 memiliki beberapa sifat fisik dan kimia. Gas
CO2 tidak berwarna, tidak berbau, dan bersifat asam.
Tabel 3.2 Sifat Fisika dan Kimia CO2 (Perry, 1997)
No Sifat Keterangan
1 Titik didh Subl. -78.5
2 Titik leleh -56.6
3 Densitas (wujud gas) 1.873 kg/m3
37
4 Temperatur kritis 38 Sifat Fisika
5 Tekanan kritis 0.6 kg/cm2.G
6 Kelarutan dalam air 1.45 g/L
7 Keasaman (pKa) 6.35 dan 10.33
8 Viskositas 0.07 cp pada -78
9 Berat molekul 44.01 gr/mol
Sifat Kimia 10 Momen dipol Nol
11 Bentuk molekul Linar
12 Kereaktifan Tidak reaktif
Beberapa teknologi yang diterapkan pada proses CO2 removal adalah :
a. Separasi membrane
Pemisahan CO2 menggunakan membrane ialah dengan prinsip perbedaan
permeabilitas antara CO2 dengan CH4. Permeabilitas atau kemampuan relative
senyawa melewati membrane, secara khusus untuk komposisi gas alam
diilustrasikan oleh gambar berikut :
Gambar 3.2 Perbandingan permeabilitas senyawa-semyawa dalam gas alam
Sehingga, jika gas alam dilewatkan melalui membrane, maka CO2 akan
lebih cepat lolos melewati membrane dan gas alam yang bersih akan keluar
sebagai produk. Namun teknologi ini mempunyai beberaa kelemahan, yaitu
selektivitas yang buruk dan penurunan tekanan yang sangat besar. Selektivitas
dari membrane yang buruk menyebabkan banyak hidrokarbon yang hilang ikut
terlewatkan bersama-sama dengan CO2. Hal ini tentunya menyebabkan kerugian
yang relative besar.
38
b. Adsorpsi
Pemisahan dengan adsorpsi menggunakan prinsip penyerapan CO2 pada
permukaan adsorben melibatkan reaksi kimia. Adsorben yang sering digunakan
dalam proses ini ialah :
Iron Sponge
Zinc Oxide
Molecular Sieve
Kelebihan dari metode ini iaah cukup baik dalam mengankap H2S, namun
kurang baik dalam mengabsorpsi CO2, karena efektivitasnya yang buruk. Selain
itu, regenerasi dari adsorben ini relatif sulit dan membutuhkan suhu yang tinngi.
c. Distilasi kriogenik
Distilasi kriogenik ialah distilasi pada yang sangat rendah, mencapai -180
. Proses distilasi kriogenik ini terdiri dari dua, tiga atau empat kolom
fraksionasi, dimana kolom pertama beroperasi pada tekanan 3100-4500 kPa dan
kolom kedua beroperasi pada tekanan sedikit lebih randah. Distilasi kriogenik ini
membutuhkan persiapan awal feed yang rumit, instalasi unit sangat mahal, dan
kompresi yang dibutuhkan menyebabkan operasi kompresor besar yang berbiaya
tinggi. Sehingga secara ekomoni, jika tidak dalam keadaan mendesak, pilihan
distilasi kriogenik ini relative tidak diminati.
d. Absorpsi
Pemisahan CO2 dengan absorpsi ialah metode yang paling sering
dijumpai. Absorpsi lebih disukai dalam industry pengolahan gas disbanding
teknologi lain karena efektiitas yang tinggi, kualitas produk yang baik, dan
relative mudah serta murah. Teknologi absorpsi prinsipnya ialah melarutkan CO2
dalam pelarut yang sesuai. Perbedaan kelarutasn antara hidrokarbon dan CO2
dalam absorben menyebabkan produk keluaran akan bersih dari CO2. Untuk dapat
mengabsorp CO2, maka absorbent dan sour gas haruslah dikontakkan.
Kontaktor ini berbentuk kontaktor kolom tinggi yang didalamnya berisi
media pengontak seperti tray atau packing. Kolom absorber biasanya berisi tray
39
dan kolom regenerasi pelarut menggunakan packing. Sour gas akan masuk dari
bagian bawah kolom absorben dan solven dimasukkan dari atas, sehingga terjadi
kontak secara countercurrent dan CO2 akan larut dalam absorben (biasanya
senyawa alko-amina).
Tabel 3.3 Perbandingan Teknologi CO2 Removal
Membrane Adsorpsi Distilasi kriogenik Absorpsi
Pressure drop tinggi Butuh suhu
operasi tinggi
Butuh kondisi
tekanan operasi tinggi
Proses
mudah
Selektivitas terhadap
CO2 buruk
Kurang efektif
menyerap CO2
Biaya besar Lebih
efektif
Dari perbandingan di atas, dapat diputuskan bahwa PABRIK LPG
SAGAMA menggunakan teknologi absorpsi, karena dinilai akan lebih
ekonomis.
Absorpsi gas adalah operasi perpindahan massa dimana gas atau campuran
gas dikontakkan dengan cairan sehingga terjadi pelarutan satu atau lebih
komponen-komponen gas ke dalam cairan sebagai penyerapnya. Mekanisme
perpindaham massa yang terjadi sebagian besar di control oleh laju difusi, dimana
laju difusi tersebut dipengaruhi oleh perbedaan kosentrasi fasa gas dengan fasa
cair (Treybal, 1981). Penyerap tertentu akan menyerap setiap satu atau lebih
komponen gas. Pada absorpsi sendiri ada dua macam proses yaitu :
a. Absorpsi fisik
Absorpsi fisik merupakan absorpsi dimana gas terlarut dalam cairan
penyerap tidak disertai dengan reaksi kimia. Contoh absorpsi ini adalah
absorpsi gas CO2 dan H2S dengan air, metanol, propilen, dan karbonat.
Penyerapan terjadi karena adanya interaksi fisik, difusi gas kedalam air, atau
pelarutan gas ke fase cair dengan prinsip perbedaan konsentrasi. Pada absorpsi
fisika, energi yang dibutuhkan untuk regenerasi larutan jauh lebih rendah dari
40
pada reaksi kimia. Hal ini karena pada absorpsi fisika tidak diperlukan
penambahan energi untuk regenerasi larutan, cukup menurunkan tekanan
sebagai driving force (gaya dorong).
Absorpsi CO2 ke dalam air adalah proses yang dijadikan sebagai
pembanding dalam menggunakan pelarut lain sebagai absorben. Pada
dasarnya, CO2 tetap bereaksi dengan air, dimana reaksi yang terjadi adalah
reaksi keseimbangan dan konstanta keseibangan yang terjadi sangat kecil.oleh
karena itu reaksi kimia antara CO2 dan air dapat diabaikan. Reaksi tersebut
dapat dituluskan sebagai berikut (Kim dan Yang, 2000) :
CO2(g) + H2O(l) ⇆ H2CO3(ag) ⇆ H+
(aq) + HCO3-(aq)
b. Absorpsi kimia
Absorpsi kimia merupakan absorpsi dimana gas terlarut di dalam larutan
penyerap disertai dengan adanya reaksi kimia Contoh absorpsi ini adalah absorpsi
dengan adanya reaksi kimia antara CO2 dengan senyawa amina (Shuo et.al,1996).
Reaksi tersebut merupakan mekanisme Zwitter-ion. MEA, DEA, dan MDEA
adalah pelarut (absorbent) yang biasa digunakan untuk mengabsorp CO2, dimana
pelarut-pelarut tersebut dapat di regenerasi. Menurut Astarita, Barth, dan Yu,
ketiga senyawa tersebut memiliki kemampuan menyerap CO2 yang baik, laju
absorpsi yang cepat, dan mudah untuk diregenerasi (barth et.al, 1984; Astarita
et.al, 1983; Yu dan Astarita, 1985). Penggunaan absorpsi kimia pada fase kering
sering digunakan untuk mengeluarkan zat terlarut secara lebih sempurna dari
campuran gasnya. Keuntungan absorpsi kimia adalah meningkatnya koefisien
perpindahan massa gas, sebagian dari perubahan ini disebabkan makin besarnya
luas efektif permukaan.
Dari hasil studi pustaka, maka diputuskan bahwa PABRIK LPG
SAGAMA akan menggunakan proses absorpsi secara kimia dengan senyawa
amine. Senyawa amina adalah pelarut (absorbent) yang paling banyak digunakan
pada proses absorpsi CO2, karena senyawa amina dapat bereaksi dengan CO2
membentuk senyawa komplek (ion karbamat) dengan ikatan kimia yang lemah
(Wang et.al, 2003). Ikatan kimia ini dapat dengan mudah terputus dengan
pemanasan (mild heating) sehingga regenerasi absorben (senyawa amina) dapat
41
dengan mudah terjadi (Wang et.al, 2003). Sebagai bahan pertimbangan dari ketiga
amine diatas, dapat dilihat dari tabel dibawah ini :
Tabel 3.4 Perbandingan/karakteristik MEA, DEA dan MDEA
(Jian-gang,2009; Wang et.al, 2003; Kim dan Yang, 2000)
Dalam unit CO2 removal, absorben yang digunakan yaitu DEA, dengan
alasan kualitas cukup baik namun harga tidak terlalu mahal karena melihat
kapasitas pabrik yang tidak terlalu besar.
No. MEA DEA MDEA
1 Senyawa amina
paling ekonomis.
Harga tidak terlalu
mahal. Harga paling mahal.
2
Memiliki sifat paling
reaktif dengan CO2
namun korosif.
Senyawa yang
moderat dan tidak
terlalu korosif.
Tidak korosif
3
Memiliki tekanan
uap paling tinggi,
namun sulit di
regenerasi.
Memiliki tekanan uap
yang cukup rendah. Mudah di regenerasi
4
Kurang efefktif
dalam enyerap CO2
diantara DEA dan
MDEA
Paling efektif
menyerap CO2
Reaksi dengan CO2
berjalan lambat
sehingga kurang efektif.
5 Tekanan Uap (20 )
sebesar 25 Pa
Tekanan Uap (20 )
sebesar 0.01 Pa
Tekanan Uap (20 )
sebesar 1 Pa
6 Massa jenis 1012
kg/m3
Massa jenis 1090
kg/m3
Massa jenis 1043 kg/m3
42
3.3.3.2 Dehidrasi
Dehydration adalah adalah proses pengolahan gas alam untuk mengurangi
dan mengeluarkan kandungan air (H2O) dan mercury (Hg). Karena banyak
kondisi operasi yang melibatkan temperatur dingin, maka untuk mencegah
terbentuknya hidrat, kandungan air dalam gas harus dikurangi dengan proses
dehidrasi. Proses dehidrasi secara umum bertujuan untuk mencegah terjadinya
free-water yang dapat membentuk hidrat pada bagian pendinginan, mencegah
terjadinya korosi akibat asam yang terbentuk dari free-water dan H2S, mencapai
suatu kualitas gas yang diinginkan.
Kandungan air pada suatu gas tergantung dari temperatur, tekanan,
komposisi gas, salinitas. Hidrat berfasa solid terbentuk dari proses pengkristalan
terhadap hidrokarbon ringan yang mengandung air (free water). Hidrat ini dapat
menutupi filter, menyumbat tube, dan mengakibatkan beda tekanan (pressure
drop).
Beberapa teknologi yang dapat digunakan pada dehidrasi gas:
a. CaCl2
Dapat diperoleh gas dengan kandungan airnya 1 ton/mmscf
Kapasitas CaCl2 0.3
CaCl2 harus di ganti 2-3 minggu sekali
CaCl2 bisa dijadikan alternatif untuk unit glikol, seperti untuk sumur di
daerah terpencil
b. Reaksi membran
Pemisahan air dari natural gas menggunakan teknologi membran
berdasarkan pada sifat permeabilitas air. Air yang memiliki permeabilitas
lebih besar dari hidrokarbon akan menembus lapisan membran dan akan
terpisah dari hidrokarbon tersebut.
suhu gas inlet min harus 200F di atas temp embun air gunanya untuk
menghilangkan kondensat di terhadap membrane
tekanan inlet 700-1000 psia dan menghasilakan aliran gas produk 700-900
psia
43
bersifat modular, ringan
gas inlet harus bebas dari padatan dan tetesan lebih dari 3 mikron
bisa menyerap sekitar 15% dari volume gas umpan
Kekurangan:
Control dew point hidrokarbon terbatas, karena tidak menggunakan boiler.
Melakukan 1 tugas pemurnian pada satu waktu
Membutuhkan proses tambahan untuk melindungi membran
Efisiensi proses Terbatas karena uap air merupakan gas terkondensasi dan
perembesan berhenti setelah aliran serapan menjadi jenuh
c. Adsorpsi
Adsorption menggunakan solid desiccant (desikan padat). Dehidrasi tipe
ini membutuhkan minimum 2 tower, yang digunakan untuk proses adsorpsi
dan proses regenerasi. Proses regenerasi terjadi sebelum dessicant jenuh oleh
air. Terdapat 3 jenis solid dessicant yang sering dipakai, yaitu :
a. Silica Gel, dapat mencapai dew point -70°F s.d. -80°F.
b. Allumina Dessicant, digunakan untuk proses dehidrasi gas mencapai dew
point -100 F. Biasanya digunakan pada plant pengolahan LPG seperti di
LEX Plant.
c. Molecular Sieve, merupakan dessicant dengan kemampuan menyerap air
terbesar, dewpoint yang dicapai lebih kecil dari –260oF, lebih mahal dari
tipe yang lain. Molecular sieve biasa digunakan pada plant pengolahan
LPG.
Secara garis besar proses adsorpsi dilakukan pada sebuah fixed bed
(unggun tetap) yang berisi solid desiccant (adsorbent). Gas bumi yang akan
dikeringkan di masukan kedalam fixed bed yang berisi solid desiccant, selama
melewati solid desiccant uap air yang terkandung dalam gas terserap oleh solid
desiccant baik pada permukaan luar maupun di dalam pori pori nya, sedangkan
gas bumi terus mengalir dan keluar di bagian bawah kolom.
44
d. Absorpsi
Absorpsi menggunakan liquid desiccant (desikan cair). Dalam proses ini
menggunakan glikol (sebagai absorbent), lebih mudah pengoperasiannya dan
lebih efektif memisahkan air. Dew point dari glycol dehydration tergantung laju
sirkulasi glycol dan jumlah tahap kesetimbangan. Pada umumnya glycol
dehydration dapat mencapai dew point ±70 oF. Glycol yang keluar dari proses
dehidrasi (rich glycol) perlu di-regenerasi agar glycol tersebut dapat digunakan
kembali (lean glycol). Proses regenerasi glycol dilakukan dengan pemanasan
sehingga air yang diikat glycol menguap. Melalui regenerasi, dapat diperoleh
glycol dengan kemurnian mencapai 98%. Design yang ekonomis adalah 2,5 gal
TEG/lb H2O. Dalam proses ini menggunakan glikol (sebagai absorbent), lebih
mudah pengoperasiannya dan lebih efektif memisahkan air. Glycol yang sering
digunakan adalah:
etilen glikol
di etilen glikol
tri etilen glikol
3.4 PERANCANGAN TEKNOLOGI TERPILIH
Dalam perancangan ini, dilakukan perancangan teknologi terpilih, dengan
melakukan perhitungan yang meliputi :
a. Perhitungan neraca massa dan energi
b. Perancangan ukuran peralatan proses
c. Process flow diagram
Kemudian simulasi dan optimasi proses menggunakan software simulasi
proses, dengan tahapan sebagai berikut:
a. Input komponen-komponen senyawa yang dibutuhkan dalam simulasi proses
b. Input equation of state (persamaan keadaan) yang digunakan sebagai basis
perhitungan
45
c. Pemasangan alat proses yang digunakan pada software simulasi proses
d. Input data-data teknis yang dibutuhkan pada software simulasi proses
3.5 PEMILIHAN PERALATAN
Dalam suatu industry, khususnya industry MIGAS, pemilihan peralatan
yang akan digunakan adalah menjadi satu hal yang kritikal yang akan sangat
berpengaruh terhadap produk yang dihasilkan, energy consumption, terutama
harga dari peralatan yang digunakan. Maka dari itu, dalam pemilihan peralatan ini
harus memiliki beberapa aspek yang perlu diperhatikan, diantaranya:
a. Jenis Peralatan
- Jenis dan luasan perpindahan panas dari peralatan perpindahan
panas
- Penetapan penggunaan turbin gas atau turbin steam
- Menggunakan udara atau air sebagai sistem pendingin
b. Konfigurasi peralatan
- Susunan kompresor beserta penggeraknya
- Susunan alat perpindahan panas
- Jumlah total peralatan
c. Keandalan dan ketersediaan peralatan beserta suku cadangnya
d. Kemudahan start up, pengoperasian, dan perawatan
e. Pertimbangan kapasitas plant yang akan dibangun, keadaan lokasi, dan
teknis teknologi yang akan diaplikasikan
3.6 PERHITUNGAN CAPEX DAN OPEX
Dalam perancangan ini, dari hasil perancangan dilakukan perhitungan
CAPEX (Capital Expenditure) dan OPEX (Operational Expenditure).
Perhitungan CAPEX meliputi :
a. biaya peralatan
b. biaya material
c. biaya konstruksi
d. tanah
46
Perhitungan OPEX meliputi:
a. bahan-bahan yang terkonsumsi (misal: bahan bakar, bahan additif)
b. tenaga Kerja
c. biaya pemeliharaan
d. transprotasi produk
3.7 KELAYAKAN EKONOMI
Kajian keekonomian dilakukan untuk mengetahui tingkat keekonomian
pembangunan LPG Plant. Indikator yang digunakan untuk evaluasi keekonomian
pembangunan kilang antara lain NPV, IRR, dan PBP. Rumus perhitungannya
adalah sebagai berikut :
a. Persamaan untuk menghitung NPV :
dimana,
Xt : cashflow di tahun ke-t
i : suku bunga (discount rate)
Untuk menghitung NPV diperlukan data tentang perkiraan biaya investasi,
biaya operasi, dan pemeliharaan serta perkiraan benefit dari proyek yang
direncanakan. NPV juga dapat menunjukkan keuntungan dengan melibatkan uang
tunai masuk dan keluar. NPV dihitung dengan mengurangi pendapatan yang
diterima per tahun dengan biaya yang dikeluarkan untuk operasional tiap
tahunnya selama umur operasi UPK.
b. Persamaan untuk menghitung PBP :
47
Dimana :
Xt : cashflow di tahun ke-t
c. Persamaan untuk menghitung IRR :
Dimana :
Xt : cashflow di tahun ke-t
ROR : Rate of Return
Jika hasil perhitungan IRR lebih besar dari discount rate, maka dapat
dikatakan investasi yang akan dilakukan layak untuk dilakukan. Jika IRR sama
dengan discount rate, dikatakan investasi yang ditanamkan akan balik modal,
sedangkan jika IRR lebih kecil dari discount rate maka investasi yang ditanamkan
tidak layak.
3.8 ANALISA SENSITIVITAS
Menguji pengaruh ketidakpastian komponen biaya (seperti biaya bahan baku)
pada kelayakan sebuah proyek, pada skripsi ini dilakukan suatu analisa sensitivitas
dengan parameter uji perubahan NPV dan IRR jika harga jual produk berubah
(naik/turun), CAPEX berubah (naik/turun), dan OPEX berubah (naik/turun).
48
BAB 4
DESAIN PABRIK LPG SAGAMA
4.1 ANALISA PASAR DAN PEMILIHAN LOKASI
Analisis pasar merupakan hal yang sangat mendasar dan penting untuk dilakukan
dalam perancangan suatu pabrik. Sebelum kegiatan perancangan suatu pabrik dilakukan,
maka hal ini haruslah dilakukan untuk memastikan seberapa besar tingkat permintaan pasar
akan produk akhir yang dihasilkan oleh pabrik nantinya. Hasil dari analisis ini dapat
digunakan untuk menentukan perancangan kapasitas pabrik yang akan dibangun. Hal-hal
yang dilakukan dalam menganalisis pasar adalah menganalisis seberapa besar kebutuhan
akan produk LPG di Kalimantan Timur.
4.1.1 Penawaran dan Permintaan
LPG adalah suatu produk bahan bakar gas yang pada umumnya berupa gas propana
atau butana atau merupakan campuran antara keduanya yang dalam temperatur kamar akan
berbentuk dalam fasa gas tetapi dalam tekanan tinggi atau pada temperatur sangat rendah
akan berbentuk cair yang tidak berasa, tidak berwarna, dan tidak berbau. LPG merupakan
bahan bakar yang banyak digunakan oleh masyarakat Indonesia, dikarenakan adanya
program pengalihan bahan bakar minyak ke LPG pada tahun 2006 yang dilaksanakan
pemerintah.
Tabel 4.1 Perbandingan Emisi Bahan Bakar Fosil Dari Berbagai Macam Bahan Bakar.
Polutan Gas Bumi Minyak Batubara
CO2 117.000 164.000 208.000
CO 40 33 208
NO 92 448 457
SO 1 1.122 2.591
Partikulat 7 84 2.744
Air Raksa 0.000 0.007 0.016
49
Menurut data EIA dapat dilihat bahwa gas alam sebagai bahan baku LPG memiliki
keuntungan yaitu emisi CO2 yang dikeluarkan lebih sedikit dibanding penggunaan bahan
bakar minyak, hal ini menjadikan LPG sebagai bahan bakar yang ramah lingkungan.
Penawaran dan Permintaan LPG setiap tahunnya meningkat, hal ini disebabkan
kebutuhan LPG yang semakin besar dipasaran. Namun terdapat kendala dalam pengolahan
gas alam menjadi LPG, karena tidak banyak LPG Plant di Indonesia yang dapat
mengolahnya, dikarenakan faktor biaya dan tingkat kerumitan pembuatan LPG. Akibatnya,
untuk menutupi kebutuhan LPG di Indonesia. setiap tahunnya Indonesia mengimpor LPG
dari luar negeri.
Grafik 4.1 Impor LPG tahun 2010 dan 2012
Sumber : Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral
Dari data Impor LPG yang dilakukan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi
diketahui bahwa pada tahun 2012 impor LPG meningkat sebesar 38,6% dari tahun 2010. Hal
ini sungguh disayangkan mengingat Indonesia merupakan Negara yang cukup banyak
memiliki Sumber Daya Alam.
Kalimantan Timur merupakan salah satu daerah penghasil gas alam terbanyak yang
juga ikut menyumbang ketersediaan cadangan gas alam di Indonesia. Hal ini dikarenakan
pada daerah ini terdapat beberapa pabrik penambangan gas dan minyak bumi yang masih
50
beroperasi dengan kapasitas yang cukup besar. Namun nyatanya kondisi tersebut tidak
banyak mempengaruhi impor LPG ke luar negeri. Impor LPG masih dilakukan karena tidak
banyak pabrik LPG yang dapat mengelola gas alam dan memenuhi kebutuhan LPG di
Kalimantan Timur. Menurut data dari Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi,
kebutuhan LPG di Kalimantan Timur diperkirakan akan meningkat sebesar 10%
pertahunnya. Berdasarkan supply-demand tersebut, maka pabrik PABRIK LPG SAGAMA
akan dibangun dengan kapasitas 20 MMSCFD atau sekitar 97,62 ton/hari untuk membantu
memenuhi kebutuhan LPG di Kalimantan Timur.
4.1.2 Target Pasar
Karena Lokasi LPG Plant akan dibangun di Provinsi Kalimantan Timur, maka lokasi
produk LPG difokuskan untuk memenuhi permintaan LPG di Kalimantan Timur. Provinsi
Kalimantan Timur terletak antara 04°29' lintang utara 02°25' lintang selatan dan 113°44' -
119' bujur timur. Wilayah Propinsi Kalimantan Timur mencakup areal seluas 211.440
kilometer persegi. Secara geografis wilayah daratan ini berbatasan di sebelah utara dengan
Sabah (Malaysia Timur), dan di sebelah timur dengan Laut Sulawesi dan Selat Makassar,
sebelah selatan dengan Propinsi Kalimantan Selatan dan di sebelah barat dengan Serawak
(Malaysia Timur), Propinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan.
Kalimantan Timur merupakan provinsi dengan tingkat pertumbuhan penduduk yang
cukup tinggi. Hal ini disebabkan oleh tingginya angka migrasi yang masuk ke Kalimantan
Timur.
Pembangunan daerah Kalimantan Timur didukung oleh pembangunan prasarana dan
infrastruktur yang dilaksanakan oleh pemerintah. Hal ini bertujuan untuk memperlancar
perdagangan baik antar kabupaten di Provinsi Kalimantan maupun antara Kalimantan Timur
dengan provinsi lainnya. Pada provinsi ini telah tumbuh dan berkembang kelompok industri
hulu seperti metanol, pupuk, amonia, gas alam cair (liquified natural gas, LNG), dan industri
kayu primer. Selain itu telah berkembang pula berbagai jenis industri antara dan hilir seperti
industri perekat, galangan kapal percetakan, makanan, dan minuman.
Target utama pasar produk LPG ini adalah PABRIK Pertamina (Persero). Target
pasar ini dipilih karena LPG ini merupakan jenis produk yang termasuk common product
sehingga harus memilih segmen yang sempit (narrow target). Selain itu, kapasitas produksi
yang kami rencanakan cukup untuk memenuhi kebutuhan di Kalimantan Timur (sekitar
51
35.000 ton per tahun), sehingga menjual ke Pertamina merupakan pilihan yang kami anggap
tepat, karena Pertamina memiliki pasar yang luas untuk melakukan penjualan kembali LPG
dalam jumlah yang besar di daerah Kalimantan Timur.
4.1.3 Strategi Pemasaran
Strategi pemasaran yang akan kami lakukan adalah dengan bekerja sama dengan
Pertamina untuk mensukseskan program subtitusi minyak tanah menjadi LPG. Adapun peran
kami disini adalah sebagai supplier LPG kepada Pertamina sebagai konsumen tahap pertama,
dimana nantinya Pertamina akan menjual kembali LPG tersebut kemasyarakat luas.
Upaya lain untuk dapat menarik minat masyarakat dalam menggunakan bahan bakar
LPG adalah dengan mengadakan promosi dengan berbagi cara, diantaranya :
a. Membuat iklan di media massa baik cetak maupun elektronik untuk mengakomodir
pengetahuan masyarakat yang masih terbatas akan keunggulan LPG dibanding minyak
tanah.
b. Pengadaan riset dengan menguji coba LPG ke berbagai bahan bakar memasak dengan
tujuan untuk terus meningkatkan kualitas produk dan memperluas segmen pasar.
c. Pengadaan penyuluhan-penyuluhan tentang keunggulan LPG ke masyarakat, terutama
dari segi ketersediaan dan ramah lingkungan.
4.1.4 Pemilihan Lokasi
PABRIK LPG SAGAMA akan didirikan di kawasan Tepi Sungai Mahakam, Jl. Dr.
Fl. Thobing, Kabupaten Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur. Adapun faktor-faktor yang
harus dipertimbangkan adalah sebagai berikut :
4.1.4.1 Faktor Primer
Faktor Primer ini secara langsung mempengaruhi tujuan utama dari pabrik yang
meliputi produksi dan dan distribusi produk yang diatur menurut macam dan kualitas,
waktu dan tempat yang dibutuhkan konsumen pada tingkat harga yang terjangkau
sedangkan pabrik masih memperoleh keuntungan yang wajar. Faktor primer meliputi :
52
a. Penyediaan Bahan Baku
Sumber bahan baku merupakan faktor yang paling penting dalam pemilihan lokasi
pabrik terutama pada pabrik yang membutuhkan bahan baku dalam jumlah besar. Hal
ini dapat mengurangi biaya transportasi dan penyimpanan sehingga perlu diperhatikan
harga bahan baku, jarak dari sumber bahan baku, biaya transportasi, ketersediaan
bahan baku yang berkesinambungan dan penyimpanannya. Bahan baku gas alam
diperoleh dari PABRIK TOTAL EP & INDONEISE yang merupakan salah satu pabrik
gas alam terbesar di Indonesia, khususnya Kalimantan Timur.
b. Pemasaran Produk
Pemasaran produk LPG yang akan didirikan, ditujukan untuk PABRIK PERTAMINA
dalam rangka untuk memenuhi kebutuhan LPG di Kalimantan Timur.
c. Transportasi
Sarana transportasi sangat diperlukan untuk proses penyediaan bahan baku dan
penjualan produk. Untuk penyediaan bahan baku digunaan sistem perpipaan
langsung dengan PABRIK TOTAL EP & INDONEISE sedangkan untuk penjualan
produk LPG menggunakan truk tangki karena daerah yang dilewati berupa jalur darat.
Jarak dari Pabrik LPG dengan PABRIK PERTAMINA yakni sekitar 113 km, yang dapat
ditempuh dengan waktu 2 jam 3 menit.
d. Utilitas
Perlu diperhatikan sarana–sarana pendukung seperti tersedianya air, listrik dan
sarana lainnya sehingga proses produksi dapat berjalan dengan baik. Kebutuhan air
proses diambill dari air sungai. Sedangkan unit pengadaan listrik dipenuhi oleh
pembangkit listrik milik pabrik sendiri dan bahan bakar dapat diambil dari sisa gas
proses.
e. Tenaga Kerja
Tersedianya tenaga kerja yang terampil mutlak diperlukan untuk menjalankan
mesin– mesin produksi dan juga bagian pemasaran dan administrasi. Tenaga kerja
dapat direkrut dari daerah Balikpapan, Samarinda, dan sekitarnya.
53
4.1.4.2 Faktor Sekunder
a. Perlusasan Areal Pabrik
Wilayah Kabupaten Kutai memiliki kemungkinan untuk perluasan pabrik karena
mempunyai areal yang cukup luas. Hal ini perlu diperhatikan karena dengan semakin
meningkatnya permintaan produk, akan menuntut adanya perluasan pabrik
b. Karakteristik Lokasi
Lokasi pabrik terletak di tepi sungai mahakam dengan aliran sungai yang cukup besar.
Hal ini menguntungkan Pabrik LPG karena sungai Mahakam berperan sangat besar dalam
proses Water Treatment.
c. Kebijaksanaan Pemerintah
Sesuai dengan kebijaksanaan pemerintah wilayah Loa Kulu, Kabupaten Kutai akan
mengembangkan industri maka Pemerintah sebagai fasilitator akan memberikan
kemudahan-kemudahan dalam perizinan, pajak, dan lain-lain yang menyangkut teknis
pelaksanaan pendirian suatu pabrik.
d. Kemasyarakatan
Dengan masyarakat yang akomodatif terhadap perkembangan industri dan
tersedianya fasilitas umum untuk hidup bermasyarakat, maka lokasi di wilayah Loa
Kulu, Kabupaten Kutai Kartanegara dirasa tepat untuk didirikan Pabrik LPG.
e. Buangan Pabrik
Buangan air limbah yang berasal dari proses bisa dialirkan kembali ke sungai
dengan diolah terlebih dahulu di Waste Water Treatment hingga memenuhi baku
mutu lingkungan.
4.2 ANALISA PROSES
4.2.1 Simulasi Proses LPG
4.2.1.1 CO2 Removal
Teknik CO2 removal dari gas alam (gas sweetening) yang dilakukan di PABRIK LPG
SAGAMA adalah absorpsi dengan menggunakan absorben pelarut senya amina pada kolom
absorber. Saat terjadi kontak antara larutan amina dengan gas CO2 maka akan timbul reaksi
berikut : 2RNH2 + CO2 + H2O → (RNH3)2CO3
54
V-100
E-101
T-100
R
VLV-100
V-101
E-100
Sweet Gas
Feed
Reboiler Q
Cond Q
Acid Gas
T-101
Regen Bottoms
Rich DEA
Gas Contactor
RCY-1
Q Pump
P-100
S
DEA to Flash Tank
Flash Vapour
Rich To L/RRegen Feed
Mixer-100
Make Up DEA
Lean from L/R
DEA to Cooler
DEA to Pump
DEA to Recycle
SET-1
P-90
P-91
Gambar 4.2 Skema Simulasi Proses Absorpsi CO2 Pada Kolom Absorpsi Dengan Program Hysys.
Proses penghilangan atau penyerapan gas CO2 terjadi dikolom absorber, dimasna gas
alam mengalir dari bagian bawah kolom, sementara larutan DEA (amine) yang bertindak
sebagai absorben mengalir melalui bagian atas kolom. Terjadi kontak antara gas alam dan
larutan DEA di dalam kolom yang memungkinkan terjadinya perpindahan massa. Dengan
menganggap udara tidak larut dalam air (sangat sedikit larut), maka hanya gas CO2 dari gas
alam yang berpindah ke fasa cair atau terserap ke larutan DEA. Semakin kebawah, aliran air
semakin kaya CO2. Semakin ke atas ,aliran udara semakin miskin CO2. Selanjutnya, larutan
DEA yang telah menyerap CO2 ini akan keluar melalui bagian bawah kolom dan dikirim ke
kolom regenerasi untuk melepaskan gas CO2 yang terikat.
Faktor-faktor yang berpengaruh pada operasi absorpsi adalah sebagai berikut :
a. Laju alir air Semakin besar, penyerapan semakin baik.
b. Komposisi dalam aliran air Jika terdapat senyawa yang mampu beraksi dengan CO2
(misalnyaNaOH) maka penyerapan lebih baik.
c. Suhu operasi Semakin rendah suhu operasi, penyerapan semakin baik.
55
d. Tekanan operasi Semakin tinggi tekanan operasi, penyerapan semakin baik sampai
pada batas tertentu. Diatas tekanan maksimum (untuk hidrokarbon biasanya 4000-5000
kPa), penyerapan lebih buruk.
e. Laju alir gas Semakin besar laju alir gas, penyerapan semakin buruk.
Tabel 4.2 Spesifikasi Gas Umpan PABRIK LPG SAGAMA
Parameter Nilai
Tekanan (psia) 1015
Tempereatur ( ) 86
Flow rate (mmscfd) 20
Komposisi (%mol)
N2
CO2
H2S
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC5H12
nC5H12
C6H14
C7H16
H2O
0.0015
0.0278
0.0023
0.7862
0.0959
0.0471
0.0245
0.0091
0.0006
0.0004
0.0000
0.0001
0.0044
Gas umpan dengan tekanan 1015 psia dialirkan ke unit CO2 removal untuk
menghilangkan atau meminimalkan kadar CO2 dan H2S. Senyawa pengotor ini perlu
diminimalkan atau dihilangkan karena jika terlalu banyak akan mengganggu proses
pemisahan LPG pada tahap selanjutnya. Feed tersebut kemudian masuk ke separator 2 fasa
untuk dipisahkan fasa liquid dan cairnya, gas keluaran dari separator selanjutnya diabsorpsi
dengan kolom absorber.
56
Tabel 4.3 Spesifikasi Separator Dua Fasa
No. Alat V-101 V-102
Jenis Horizontal Horizontal
TekananOperasi (psia) 1015 120
Material plat carbon steel plat carbon steel
Diameter (ft) 3 3.5
Panjang (ft) 11,61 6.393
Dalam absorber akan diserap senyawa pengotor ( CO2 dan H2S) oleh absorben DEA.
Produk atas dari kolom absorber (sweet gas) akan dijadikan umpan untuk proses pemisahan.
Produk bawahnya (rich DEA) senyawa pengotor yang terikat oleh DEA yang akan diproses
lagi untuk memisahkan DEA dengan senyawa pengotor.
Tabel 4.4 Spesifikasi Absorber
No. Alat T-101
Jenis Tray Sieve
Material Steel dan alloy 304, 316, 410 SS
TekananOperasi (psia) 600
Diameter (ft) 3.5
Tinggi (ft) 40
Jumlah Tray 20
Rich DEA kemudian diturunkan tekanannya lalu masuk ke separator untuk dipisahkan
fasa cair dan gasnya. Produk bawah separator kemudian dipanaskan dengan heat exchanger
dan dialirkan ke kolom distilasi untuk memisahkan DEA dengan senyawa pengotor. DEA
yang terbebas dari senyawa pengotor akan digunakan kembali untuk siklus CO2 removal.
Reaksi DEA dengan H2S dan CO2 adalah sebagai berikut :
57
Low temperature
2 R2NH + H2S (R2NH)2S
High temperature
Low temperature
(R2NH)2S + H2S 2(R2NH2)H
High temperature
Low temperature
2 R2NH + CO2 R2NCOONH2R2
High temper ature
Adapun kondisi operasi yang ada dalam CO2 Removal adalah :
a. Kondisi Operasi Kolom Kontaktor Absorber
Gambar 4.3 Kondisi Operasi Kolom Kontaktor Absorber
Dengan kondisi operasi di atas dihasilkan komposisi fraksi mol CO2 yang rendah
sehingga gas alam menghasilkan yaitu sweet gas dengan komposisi komponen seperti
dibawah, yang dapat di proses di unit selanjutnya.
58
Gambar 4.4 Spesifikasi Kolom Kontraktor Absorber
b. Kondisi Operasi Kolom Regenerator
Kolom ini berfungsi untuk meregenerasi DEA yang telah menyerap CO2, sehingga
DEA murni dapat kembali di recycle kedalam kolom kontaktor absorber.
Gambar 4.5 Kondisi Operasi Kolom Regenerator
59
Dengan input spesifikasi :
Reflux ratio
Gambar 4.6 Spesifikasi Reflux Ratio pada Kolom
Regenerator
Duty
Gambar 4.7 Spesifikasi Duty Pada Kolom Regenerator
Vapor rate
Gambar 4.8 Spesifikasi Vapour Rate Pada Kolom
Regenerator
Temperatur condenser
Gambar 4.9 Temperatur Condenser Pada Kolom
Regenerator
60
P-21
P-23
E-19
E-20
P-40
P-41
P-42
P-43
P-46
V-4
P-48
P-51
E-22
P-52
E-23
P-54
P-55
P-56
Q Reb
Q Cond
Q Cond 2
Q Reb 2
LPG LPG
Vap
condensate
Condensate 2
Condensate 3
Propane
To ethan
To valve
Gas
Lean gas
Feed
P-57
4.2.1.2 Dehidrasi
Teknologi yang digunakan adalah absorpsi karena lebih mudah, tekanan
operasi lebih rendah. lebih murah prosesnya.dan lebih efektif. Absorbent yang
digunakan adalah TEG karena senyawa teg ini mempunyai karateristik yang sama
dengan air.
Gambar 4.10 Simulasi Proses Dehidrasi
Setelah diminimalkan senyawa pengotornya, dalam proses pembuatan
LPG ini perlu juga diminimalkan atau dihilangkan kadar airnya, karena
pengoperasian pembuatan LPG melibatkan temperature dingin maka untuk
menghindari terbentuknya hidrat yang dapat menggaggu proses. Proses dehidrasi
menggunakan larutan erilen glikol (TEG) untuk mengikat air.
61
Spesifikasi Inlet Gas pada Unit Dehydration :
Gambar 4.11 Kondisi Operasi Inlet Pada
Kolom Dehiderasi
Gambar 4.12 Spesifikasi Inlet Gas pada
Unit Dehydration
Umpan yang telah melewati proses CO2 removal masuk bersama dengan
air yang selanjutnya masuk ke separator FWKO. Produk atas separator dialirkan
ke kolom absorber bersama dengan TEG untuk memisahkan air dari komponen
lainnya. Produk atas dari kolom absorber yang mengandung sedikit TEG akan
dinginkan dengan heat exchanger produk keluarnya berupa sales gas yang akan
dipisahkan dengan komponen splitter unutk memisahkan TEG dan kadar air.
Kondisi Operasi Absorber :
Gambar 4.13 Kondisi Operasi Absorber
62
TEG yang sudah terbebas dari air akan dialirkan kembali sebagai make up
TEG. Produk bawah dari kolom absorber yang kaya akan TEG selanjutnya
diturunkan tekanannya lalu dipanaskan dengan heat exchanger dan dilanjutkan
masuk ke kolom distilasi untuk dipisahkan berdasarkan bberat fraksi dan titik
didihnya. Produk atas berupa sour gas dan produk bawahnya yang banyak
mengandung TEG akan dimasukkan ke mixer bersama make up TEG dan
dialirkan dengan pompa untuk direcycle kembali atau mengulang kembali proses
dehidrasinya.
Kondisi Operasi Regenerator :
Gambar 4.14 Kondisi Operasi Regenator
Dengan input spesifikasi :
Gambar 4.15 Spesifikasi Temperatur
Condenser Pada Kolom Regenerator
Gambar 4.16 Spesifikasi Temperatur
Reboiler pada Kolom Regenerator
63
Gambar 4.17 Spesifikasi Reflux Ratio pada
Kolom Regenerator
Gambar 4.18 Spesifikasi Draw Rate pada
Kolom Regenerator
4.2.1.3 Fraksionasi
P-21
P-23
E-19
E-20
P-40
P-41
P-42
P-43
P-46
V-4
P-48
P-51
E-22
P-52
E-23
P-54
P-55
P-56
Q Reb
Q Cond
Q Cond 2
Q Reb 2
LPG LPG
Vap
condensate
Condensate 2
Condensate 3
Propane
To ethan
To valve
Gas
Lean gas
Feed
P-57
Gambar 4.19 Simulasi Proses di Unit Fraksionasi
Gas umpan yang sudah diminimalkan senyawa pengotor dan H2O, masuk
kedalam unit pendinginan dengan tujuan untuk menurunkan temperatur gas
umpan agar lebih rendah lagi sehingga sehingga terdapat fraksi gas yang berubah
64
menjadi fasa cair. Sub-proses pendinginan terdiri atas Gas-Gas Heat Exchanger
atau biasa yang disebut sebagai gas Chiller.
Gas Chiller dengan konfigurasi Multiflow Heat Exchanger merupakan
suatu alat yang digunakan untuk mempertukarkan kalor lebih dari 2 (dua) jenis
aliran. Pertimbangan penggunaan Gas Chiller dibandingkan dengan menggunakan
Heat Exchanger biasa adalah bahwa masih ada kalor yang dapat dilepas dan
diberikan kepada aliran lainnya dan juga sebaliknya.
Sebagai contoh, Gas Chiller LPG-100 digunakan untuk mendinginkan gas
kering bertekanan tinggi sebelum dimasukkan ke dalam Demethanizer. Gas kering
ini didinginkan dengan menggunakan top product kolom Demethanizer, bottom
product dari Demethanizer dan juga didinginkan dengan menggunakan top
product kolom Deethanizer. Selain memiliki fungsi untuk mendinginkan fluida
panas, Gas Chiller juga berfungsi untuk memanaskan fluida dingin sebelum
dilepas atau diproses kembali.
Pada Gas Chiller, gas kering keluaran unit dehidrasi diturunkan
temperaturnya dengan media pendingin yaitu aliran top product dan bottom
product dari kolom Demethanizer serta top product Kolom Deethanizer. Keluaran
kedua kolom tersebut memiliki temperatur yang sangat rendah sehingga dapat
digunakan untuk mendinginkan gas kering. Temperatur keluaran gas kering dari
Gas Chiller yaitu 77 oF. Penurunan tekanan gas pada unit Gas-Gas Heat
Exchanger ditetapkan sebesar 3 psi baik pada sisi tube maupun sisi shell.
Tabel 4.5 Spesifikasi Chiller Yang Digunakan
No. Alat LPG-301
FluidaPanas Liquid MR
FluidaDingin Vapor MR
LMTD (F°) 112.9
UA (Btu/F-hr) 1,45E+07
Duty (Btu/hr) 1,64E+09
65
Unit Fraksionasi merupakan inti proses pemisahan komponen LPG dari
fraksi ringan yaitu metana dan etana. Proses pemisahan cairan hasil kondensasi
yang terjadi pada Gas Chiller dilakukan di unit Deethanizer dan Debutanizer
dengan prinsip perbedaan titik didih. Setiap kolom dioperasikan menurut tekanan
dan kondisi tertentu supaya dapat dicapai semaksimal mungkin fraksi hidrokarbon
ringan yang keluar melalui top product serta semaksimal mungkin propana dan
butana yang keluar sebagai produk cair pada bottom product di setiap kolom.
Jenis tray yang digunakan untuk tiap kolom fraksionasi adalah jenis sieve
tray dengan alasan bahwa sieve tray memiliki kapasitas dan efisiensi yang baik.
Material kolom menggunakan baja Stainless Steel yang memiliki corrosion
allowance yang rendah dan memiliki maximum allowable stress yang tinggi
sehingga mampu untuk dioperasikan pada tekanan tinggi.
Kolom Deethanizer
Kolom Deethanizer digunakan untuk memisahkan gas dari komponen yang
lebih ringan yaitu metana dan etana. Kolom yang digunakan adalah distilasi
kolom yang dioperasikan pada rentang tekanan tinggi 180 psia. Kolom ini
memiliki Condenser dan Reboiler dengan tujuan supaya jumlah tiap fraksi
yang diinginkan di setiap aliran keluaran dapat diatur melalui kondisi operasi
yang tepat sehingga dapat memenuhi spesifikasi LPG dan Kondensat sebagai
produk final. Semakin tinggi tekanan di dalam kolom Deethanizer ini akan
menghasilkan jumlah LPG yang semakin banyak. Namun variable yang
membatasi tekanan tidak boleh melebihi 200 psia adalah komposisi produk
LPG dan biaya fabrikasi kolom yang akan lebih mahal apabila tekanannya
lebih tinggi lagi.
66
Gambar 4.20 Kolom Deethanizer
Tabel 4.6 Spesifikasi Kolom De-Ethanizer (T-301)
No. Alat T-301
Jenis Tray Sieve
Material Steel dan alloy 304, 316, 410 SS
TekananOperasi (psia) 180
Diameter (ft) 7.5
Tinggi (ft) 20
Jumlah Tray 10
Alat pendukung Condenser dan Reboiler
67
Kondisi Operasi Kolom Deethanizer :
Gambar 4.21 Kondisi Operasi kolom Deethanizer
Dengan inlet spesifikasi :
Gambar 4.22 Reflux Ratio pada kolom
Deethanizer
Gambar 4.23 Komponen Fraksi Condenser
pada kolom Deethanizer
Gambar 4.24 Komponen Fraksi Reboiler pada kolom Deethanizer
68
Condenser pada kolom Deethanizer menggunakan Mized Refrigerant
sebagai fluida pendingin condenser. Karena dibutuhkan temperatur pada top
product kolom Demethanizer yaitu sekitar -117.6 , maka fungsi condenser pada
kolom Deethanizer digantikan oleh Gas Chiller yang terintegrasi di dalam unit
refrijerasi.
Reboiler pada kolom Deethanizer menggunakan hot oil yang dihasilkan
sebagai fluida pemanas. Kebutuhan hot oil untuk memanaskan reboiler ini adalah
130,92 ton per hari.
Tabel 4.7 Spesifikasi reboiler pada kolom Deethanizer (TR-301)
No. Alat TR-301
Jenis Reboiler U-Tube Kettle Type
Luas Permukaan (ft2) 13,9
LMTD ( ) 192,6
Fluida Pemanas Hot Oil
Kebutuhan Hot Oil (ton/day) 130,92
Top product dari kolom Deethanizer yang sudah dipanaskan di dalam Gas
Chiller (berperilaku sebagai pendingin yang akan menyerap panas) akan disatukan
pada satu aliran dan dijual sebagai produk gas dengan fraksi metana dan etana
yang lebih dominan. Produk gas jual atau Sales gas yang dihasilkan harus
memenuhi kriteria sebagai berikut :
Memenuhi spesifikasi kegunaan sebagai bahan bakar dengan nilai gross
heating value (GHV) minimum 900 Btu/SCF.
69
Memiliki komposisi :
Tabel 4.8 Batasan Komposisi Gas Jual
No. Komponen %-mol
1 C1 > 80,0
2 C2 < 10,0
3 C3 < 10,0
4 C4 < 10,0
5 C5+ < 10,0
6 CO2 < 6
Dari operasi diatas, dihasilkan sales gas atau lean gas sebagai berikut :
Gambar 4.25 Kondisi Operasi Sales Gas pada
kolom Deethanizer
Gambar 4.26 Spesifikasi Sales Gas pada
kolom Deethanizer
Kolom Debutanizer
Debutanizer digunakan untuk memisahkan LPG yaitu propane dan butana
dari komponen yang lebih berat (C5+). Umpan pada tahap ini berasal dari
produk bottom De-ethanizer. Di debutanizer, komponen LPG dipisahkan dari
komponen yang lebih berat dan keluar sebagai produk pada bagian atas
debutanizer. Adapun produk bawah dari debutanizer yaitu kondensat yang
selanjutnya dikirim ke tangki penyimpanan kondensat setelah melalui
stabilisasi.
70
Gambar 4.27 Kolom Debutanizer
Tabel 4.9 Spesifikasi Kolom Debutanizer (T-302)
No. Alat T-302
Jenis Tray Sieve
Material Steel dan alloy 304, 316, 410 SS
TekananOperasi (psia) 240
Diameter (ft) 3.5
Tinggi (ft) 24
Jumlah Tray 20
Alat Pendukung Condenser dan Reboiler
Kondisi Operasi Kolom Debutanizer :
Gambar 4.28 Kondisi Operasi Kolom Debutanizer
71
Gambar 4.29 Reflux Ratio pada kolom
Debutanizer
Gambar 4.30 Liquid Flow Spec pada Kolom
Debutanizer
Gambar 4.31 Component Fraction Spec 1
pada Kolom Debutanizer
Gambar 4.32 Component Fraction Spec 2
pada Kolom Debutanizer
Gambar 4.33 Component Fraction Spec 4 pada Kolom Debutanizer
Kolom Debutanizer bertugas untuk memisahkan LPG dari fraksi beratnya dan
memisahkan kondensat dari fraksi ringannya sehingga dapat memenuhi
spesifikasi produk LPG dan spesifikasi kondensat sebagai berikut.
72
Dapat disimpan pada kondisi ambien (35oC, 30 psia).
Memiliki Komposisi :
Tabel 4.10 Batasan Komposisi Kondensat
No. Komponen %-mol
1 C3 < 2,5
2 C4 < 32,5
3 C5+ > 65,0
Condenser pada kolom Debutanizer menggunakan cooling water yang
disirkulasikan pada unit Cooling water sebagai fluida pendinginnya. Spesifikasi
condenser yang digunakan pada kolom Debutanizer adalah sebagai berikut.
Tabel 4.11 Spesifikasi Condenser Debutanizer (TC-302)
No. Alat TC-302
Tipe Shell & Tube
Luas Area (ft2) 2862,8
LMTD ( ) 23,39
Kebutuhan Cooling water (ton/day) 4210
Reboiler pada kolom Debutanizer menggunakan hot oil sebagai fluida pemanas.
Kebutuhan hot oil untuk memanaskan reboiler ini adalah 874,64 ton per hari.
Berikut adalah spesifikasi reboiler pada kolom Debutanizer.
Tabel 4.12 Spesifikasi Reboiler Debutanizer (TR-302)
No. Alat TR-302
Jenis Reboiler U-Tube Kettle Type
Luas Permukaan (ft2) 110
LMTD ( ) 99,49
Fluida Pemanas Hot Oil
Kebutuhan Hot Oil (ton/day) 874,64
73
Dari operasi Debutanizer diatas, didapatkan produk sebagai berikut :
LPG
Gambar 4.34 Kondisi Operasi LPG pada Kolom
Debutanizer
Gambar 4.35 Spesifikasi LPG pada Kolom
Debutanizer
Kondensat
Gambar 4.36 Kondisi Operasi Kondensat pada
Kolom Debutanizer
Gambar 4.37 Sepesifikasi Kondensat pada
Kolom Debutanizer
4.2.1.4 Refrijerasi
Unit Refrijerasi merupakan unit pendukung tercapainya temperatur yang
sangat rendah di dalam LPG Plant. Temperatur yang sangat rendah ini diperlukan
bagi top product kolom Deethanizer. Condenser dari kolom Deethanizer
merupakan Gas Chiller dengan menggunakan sistem refrijerasi campuran (Mixed
Refrigerant). Pertimbangan penggunaan Mixed Refrigerant untuk menurunkan
temperatur top product kolom adalah karena diperlukannya pencapaian
74
E104
VLV-102
S
E-102
E-105P-23
S
E-101
MR5
P-30
P-32
E-16
P-33
P-35
E-17
E-18
P-37
P-38
E-19
E-20
P-40
P-41
P-42
E-21
P-43
V-3
P-44
P-45
P-46
P-47
P-53
SP-54 P-56
P-45
P-57 P-58
P-46
To condenser
Target
Mr in
Mr 7
Mr 6
Mr to comp
Mr 4
Mr 5
W2 out
w1in
Mr 2
wkmr1
wkmr2
w1out
w22w2in
mr3
c3in
c3out
wp2
wc3
c3a c3b
temperatur yang sangat rendah yaitu sekitar -117.6 pada top product kolom
Deethanizer. Refrijeran propana tidak dapat digunakan sebaga refrijeran utama
pada sistem refrijerasi ini karena memiliki batas pendinginan yaitu –40 oF.
Walaupun tidak dapat digunakan sebagai refrijeran utama, propana digunakan
sebagai fluida pendingin bagi Mixed Refrigerant.
Gambar 4.38 Skema Proses Refrijerasi
MR masuk pada aliran MR In dan menerima kalor dari top product kolom
Demethanizer di dalam Gas Chiller (LPG-301). Setelah mengalami perubahan
fasa menjadi uap, MR dikompres hingga mencapai tekanan yang lebih tinggi. MR
kemudian didinginkan pada Air Cooler (AC-401) hingga mencapai temperatur
ambient sekitar 100 . MR yang sudah didinginkan dikompres kembali hingga
mencapai tekanan sekitar 600 psia. MR yang sudah dikompres pada tahap kedua
tersebut didinginkan oleh refrijeran propana supaya dapat menyerap kalor kembali
di dalam Gas Chiller (LPG-301). MR yang sudah mulai teruapkan mengalami
flashing di dalam valve (VLV-401) untuk mencapai temperatur yang lebih rendah
lagi.
75
Gas Chiller
Gas Chiller dengan konfigurasi Multiflow Heat Exchanger merupakan suatu
alat yang digunakan untuk mempertukarkan kalor lebih dari 2 (dua) jenis
aliran. Pertimbangan penggunaan Gas Chiller dibandingkan dengan
menggunakan Heat Exchanger biasa adalah bahwa masih ada kalor yang
dapat dilepas dan diberikan kepada aliran lainnya dan juga sebaliknya.
Kompresor Mixed Refrigerant (MR)
Spesifikasi kompresor yang digunakan pada unit MR Refrigeration Plant
adalah sebagai berikut :
Tabel 4.13 Spesifikasi Kompresor Pada Unit refrijerasi
Spesifikasi K-401 K-402 K-403
Jenis Sentrifugal Sentrifugal Sentrifugal
Polytropic Head (ft) 53.930 40360 13840
Adiabatic Head (ft ) 52.480 38890 13680
Efisiensi adiabatik
(%)
75 70,6 75
Efisiensi politropik 77,075 73,284 75,685
Duty (hp) 291,833 229,723 124,945
Kapasitas design
(ACFM)
853,3 147,9 2009
Heat Exchanger
Pada LPG Plant ini digunakan 5 buah Heat Exchanger pada MR Refrigeration
Plant untuk mempertukarkan kalor. Berikut adalah spesifikasi dari Heat
Exchanger yang digunakan pada MR Refrigeration Plant.
76
Tabel 4.14 Spesifikasi Heat Exchanger Yang Digunakan Pada Proses Refrigerasi
No. Alat HE-401 HE-402 HE-403 HE-404 HE-405
Jenis Shell and
Tube
Shell and
Tube
Shell and
Tube
Shell and
Tube
Shell and
Tube
TekananOperasi
(psia) 5 5 10 5 5
Duty (Btu/hr) 1,335E+06 2,315E+05 1,335E+06 1,335E+06 1,335E+06
LMTD (°F) 22,4 23,2 23,7 22,9 24,6
Fluida
Pendingin
Cooling
Water
Cooling
Water
Cooling
Water
Cooling
Water
Cooling
Water
Cooling Tower
Selain digunakan untuk mendinginkan regenerasi gas setelah mengadsorpsi air
dan kandungan hidrokarbon lainnya dari dalam kolom adsorber, air cooler
juga digunakan untuk mendinginkan propana dan cooling water pada siklus
refrijerasi. Pertimbangan penggunaan cooling tower sebagai pendingin adalah
karena gas regenerasi tersebut akan didinginkan hingga mencapai temperatur
ambient yaitu sekitar 77 . Berikut adalah spesifikasi dari cooling tower yang
digunakan.
Tabel 4.15 Spesifikasi Cooling Tower pada Unit Refrijerasi
No. Alat CT-401 CT-402 CT-403
Jenis Alat Dry CT Dry CT Dry CT
Air Inlet Temperature ( ) 77 77 77
Air Outlet Temperature ( ) 77,09 78,38 101,4
Jumlah Kipas 1 1 1
Diameter Kipas (ft) 4 4 4
Daya per Kipas (hP) 9 9 9
77
Refrijeran
Refrijeran yang dibutuhkan terdiri dari dua jenis yaitu Mixed Refrigerant
(MR) dan propana. Komposisi Mixed Refrigerant yang digunakan terdiri atas
nitrogen (2,2 %), metana (25 %), etana (55 %) dan propana (19 %).Setiap
siklus refrijerasi membutuhkan jumlah refrijeran yang berbeda. Tabel 4.18
menunjukkan kebutuhan refrijeran pada setiap siklus dengan asumsi siklus
tertutup dengan loss sebesar 5 % per tahun.
Tabel 4.16 Kebutuhan Refrijeran
No. Refrijeran Kebutuhan (ton)
1. Mixed Refrigerant 89,90
2. Propana 147,60
4.2.1.5 Stabilisasi Kondensat dan Penyimpanan Produk
Unit Stabilisasi kondensat dan penyimpanan produk terdiri dari sebuah
Air Cooler dan tangki penyimpanan LPG serta penyimpanan kondensat.
Air Cooler
Stabilisasi Kondensat berfungsi memisahkan fraksi ringan yang ikut
terkondensasi dan terbawa dalam fraksi kondensat sehingga dapat diperoleh
produk kondensat yang stabil atau tidak mudah menguap pada kondisi sekitar
ambien. Air Cooler atau Fin Fan Cooler untuk stabilisasi kondensat berfungsi
untuk memberikan temperatur ambien dan tekanan atomosferik sehingga tidak
mengalami flash kembali pada saat disimpan di dalam tangki penyimpanan
kondensat. Stabilisasi kondensat ini menghasilkan kondensat dengan Reid
Vapor Pressure (RVP) sebesar 13,64 psia sebanyak 9,218 barrel per hari.
Tabel 4.17 Spesifikasi dari air cooler
No. Alat AC-301
1. Jenis Alat Dry CT
2. Air Inlet Temperature ( ) 77
3. Air Outlet Temperature (( ) 77,5
4. Jumlah Kipas 1
5. Diameter Kipas (ft) 4
6. Daya per Kipas (hP) 9
78
Tangki penyimpanan LPG
LPG disimpan di dalam sebuah spherical tank yang bertekanan tinggi supaya
LPG tidak teruapkan kembali. Jumlah spherical tank yang dibutuhkan
bergantung kepada asumsi laju penyaluran LPG setiap harinya. Pada LPG Plant
diasumsikan laju penyaluran LPG setiap harinya adalah 97,62 ton, sehingga
kapasitas LPG Storage Tank yang dibutuhkan harus lebih besar daripada laju
penyaluran LPG yaitu 35 ton sebanyak 3 buah. Tangki penyimpanan LPG
menggunakan tangki jenis spherical dengan pertimbangan bahwa tangki jenis
spherical memiliki keunggulan dalam menahan tekanan yang sangat tinggi.
Tekanan tinggi dibutuhkan dalam penyimpanan LPG untuk mencegah fasa cair
LPG berubah menjadi fasa gas kembali.
Tabel 4.18 Spesifikasi Tangki Penyimpanan LPG
No. No. Alat ST-201
1. Jenis Spherical Tank
2. Material Steel Plates, pipe and cast steel
3. Tekanan Operasi (psia) 70
4. Kapasitas (ton) 35
Tangki Penyimpanan Kondensat
Tangki penyimpanan kondensat digunakan untuk menyimpan produk
kondensat dari proses sebelum ditransportasikan. Tangki penyimpanan
kondensat berbentuk silinder dengan tutup. Tekanan didalam tangki
penyimpanan ini dipilih tekanan yang mendekati tekanan atmosferik sehingga
tidak memerlukan tangki bertekanan yang dapat mempengaruhi besar nilai
investasi.
Tabel 4.19 Spesifikasi Tangki Penyimpanan Kondensat
No. No. Alat TK-301
1. Jenis Tangki Cone-Roof Tank
2. Kapasitas 100000 liters
3. Tekanan Operasi
(psia)
15
4. Material Steel A240 TP316L
& A240 TP304L
5. Diameter (m) 4
6. Tinggi (m) 6
79
4.2.2 Spesifikasi Produk
Berikut ini merupakan spesifikasi jumlah Feed gas, LPG, Sales gas, serta
kondensat yang dihasilkan pada basis dasar simulasi yaitu gas umpan dengan
aliran sebesar 20 MMSCFD.
Tabel 4.20 Spesifikasi Produk
Stream (main) Feed gas LPG Sales Gas Kondensat
Vapour
fraction 0.9964 0 1 0
Temperatur
(0F)
1015 132 -21.70 308.1
Pressure (psia) 86 200 210 210
Molar flow
(MMSCFD) 20 1.63 17.68 1.02E-02
Mass Flow
(ton/day) 502.9 97.62 372 0.9433
Heat flow
(Btu/hour) 1.45E+07 -9.983E+04 -6.547E+07 -7.5567E+04
Liq vol flow
(Barrel/day) 0 1141 3.133E+06 9.218
Composition (%-mol)
Nitrogen 0.0015 0 0.0019 0
C02 0.0278 0 0.0005 0
Methane 0.7862 0 0.8892 0
Ethane 0.0959 0.0014 0.1083 0
Propane 0.0471 0.5778 0 0
i-butane 0.0245 0.3014 0 0.0001
n-butane 0.0091 0.1116 0 0.0004
i-pentane 0.0006 0.0059 0 0.1725
n-pentane 0.0004 0.0018 0 0.64
Hexane 0.0000 0 0 0
Heptane 0.0001 0 0 0.1871
4.2.3 Equipment List
Separator
Separator digunakan untuk memisahkan fase pertama cairan hidrokarbon dan
air bebasnya dari gas atau cairan, tergantung mana yang lebih dominan,
melakukan usaha lanjutan dari pemisahan fase pertama dengan mengendapkan
80
sebagian besar dari butiran-butiran cairan yang ikut di dalam aliran gas,
mengeluarkan gas maupun cairan yang telah dipisahkan dari separator secara
terpisah dan meyakinkan bahwa tidak terjadi proses balik dari salah satu arah
ke arah yang lainnya. Aplikasi separator di PABRIK PABRIK LPG
SAGAMA adalah memisahkan zat cair yang masih terkandung pada aliran gas
yang akan diolah. Hasil pemisahan separator tersebut berupa gas umpan yang
digunakan sebagai bahan baku untuk proses pembuatan LPG, serta water
formation yang diolah terlebih dahulu sebelum dibuang ke lingkungan dan
condensates yang dimurnikan hingga masuk spesifikasi kondensat kemudian
ditampung di tangki kondensat. Dalam kondisi lain, separator dapat digunakan
untuk memisahkan absorbent amine dari gas pengotornya (FLASH VAP).
Faktor – faktor lain yang dapat mempengaruhi pemisahan fluida antara lain;
Viskositas fluida
Densitas minyak dan air
Tipe peralatan dalam separator
Kecepatan aliran fluida
Diameter dari titik – titik air (droplet)
Jenis separator yang digunakan adalah separator 2 fasa dengan High
Pressure (HP) Separator, karena gas umpan yang di supply dari PABRIK
Total E & P Indonesie memiliki tekanan sebesar 70 bar atau 1015 psia.
Material yang digunakan untuk separator ini adalah plat carbon steel yakni
baja yang anti korosif jadi jika dialiri oleh feed yang bersifat asam tidak akan
korosif. Disamping itu, untuk pemakaian design separator, digunakan
pertimbangan sebagai berikut :
Tabel 4.21 Spesifikasi Design Separator
Variabel Separator Vertikal Separator
Horizontal Separator Bulat
Spesifik material Gas oil ratio
rendah
Gas oil ratio tinggi -
Luas kontak Luas antar
permukaan gas
dengan cairan
Luas antar
permukaan gas
dengan cairan
Luas antar
permukaan gas
dengan cairan
81
cukup lebih besar kurang
Aliran masuk Cairan datang
secara slug
(kejutan) yang
relative sering
Cairan datang
secara konstan dan
teratur
Cairan datang
secara konstan dan
teratur
Harga Mahal Murah Mahal
Luas area untuk
aplikasi
Tidak
membutuhkan
space yang besar
Membutuhkan
space yang cukup
besar
Tidak
membutuhkan
space yang besar
Tekanan operasi 50 – 150 psig 650 – 1000 psig 800 pisg
Kapasitas sedang tinggi rendah
Pemasangan dan
perawatan sulit
Pemasangan dan
perawatan mudah
Fabrikasi dan
perawatan sulit
Berdasarkan pertimbangan-pertimbangan diatas, maka jenis separator yang
akan digunakan oleh PABRIK LPG SAGAMA adalah separator horizontal,
dan di aplikasikan untuk :
1) Memisahkan zat cair yang masih terkandung pada aliran gas yang akan
diolah (V-101)
2) Memisahkan absorbent amine dari gas pengotornya (V-102)
3) Memisahkan zat cair yang masih terkandung pada aliran gas pada proses
dehidrasi (V-201)
4) Memisahkan limbah cair dan gas pada proses dehidrasi (V-202)
5) Memisahkan fraksi liquid yang masih tersisa pada proses fraksionasi (V-
301)
82
Gambar 4.39 Separator Horizontal
Absorber
Absorber adalah alat yang digunakan untuk memisahkan satu komponen
(solute) atau lebih dari campurannya (gas) menggunakan prinsip perbedaan
kelarutan. Solute adalah komponen yang dipisahkan dari
campurannyasedangkan pelarut (solvent ; sebagai separating agent) adalah
cairan atau gas yang melarutkan solute. Karena perbedaan kelarutan inilah,
transfer massa solute dari fase satu ke fase yang lain dapat terjadi.
Absorbsi adalah operasi pemisahan solute dari fase gas ke fase cair, yaitu dengan
mengontakkan gas yang berisi solute dengan pelarut cair (solven /absorben ) yang
tidak menguap.
Absorber yang digunakan adalah berbentuk menara vertikal yang
dirancang sedemikian rupa sehingga diperoleh kontak yang baik antara kedua fase
tersebut. Tujuan utama perancangan alat transfer massa secara sederhana adalah
menentukan tinggi kontak kedua fase itu. Berdasarkan cara kontak antar fase, alat
transfer massa diffusional dibagi menjadi 2 jenis, yaitu :
1) Proses keseimbangan dimana operasi dengan keseimbangan antar fase,
yaitu alat dengan kontak bertingkat (stage wise contact / discreet),
misalnya menara menggunakan plat atau tray.
83
2) Proses dikontrol kecepatan transfer massa, yaitu alat dengan kontak
kontinyu (continuous contact), misalnya menara sembur, gelembung atau
menggunakan bahan isian (packing).
Dalam pemilihan jenis absorber banyak yang harus diperhatikan, salah satunya
adalah pemilihan media pengontak seperti tray atau packing. Untuk menentukan
pemakaian type tray, didapatkan perbandingan sebagai berikut:
Tabel 4.22 Perbandingan jenis Absorber
Variabel Sieve tray Valve tray Bubble-cup tray
Kapasitas Tinggi Tinggi-sangat
tinggi sedang tinggi
Efisiensi Tinggi Tinggi sedang tinggi
Turndown
Sekitar 2:1.
umumnya tidak
cocok untuk
operasi di bawah
variabel beban
Sktar 4:1-
5:1.Beberapa
desain khusus
mencapai10:1 atau
lebih
Bagus, lebih baik
daripada valve
tray. Baik pada
laju alir cairan
rendah
Entrainment
sedang sedang
Tinggi, sktr 3
xlebih tinggi
daripada sieve tray
Pressure drop sedang sedang tinggi
Biaya
Rendah
20% lebih tinggi
dari sieve sieve
tray
Tinggi, sktr 2-3 x
biaya
tray
Perawatan Rendah Sedang Relativ tinggi
Fouling Tendency
Rendah Sedang
Tinggi. Cenderung
mengumpul
padatan
Efek korosi Rendah Sedang tinggi
Aplikasi utama
1. Sebagian besar
kolom ketika TD
tidak kritis
1. Sebagian besar
kolom
2. Menangani
1. U kondisi laju
alir
rendah
84
2. Fouling tinggi
dan
potensi korosiv
dimana TD penting
2. Dimana leakege
harus
diminimalkan
Pangsa pasar 25% 70% 5%
Dengan perbandingan yang ada diatas, maka dapat diputuskan jenis absorber
yang akan diaplikasikan adalah absorber dengan jenis tray sieve. Absorber
diaplikasikan di bagian:
1) Kolom kontaktor DEA dan CO2 di unit CO2 removal (T-100)
2) Kolom kontaktor TEG dan H2O di unit Dehidration (T-200)
3) dan H2O di unit Dehidration (T-200)
Stripper
Sama halnya dengan absorber, stripper adalah alat yang digunakan untuk
memisahkan satu komponen atau lebih dari campurannya menggunakan
prinsip perbedaan kelarutan. Disini, stripper digunakan untuk memisahkan
solute dari cairan sehingga diperoleh gas dengan kandungan solute lebih
pekat. Dalam kata lain proses stripping adalah operasi pemisahan solute dari
fase cair ke fase gas, yaitu dengan mengontakkan cairan yang berisi solute
dengan pelarut gas (stripping agent) yang tidak larut ke dalam cairan.
Stripper di aplikasikan untuk remove TEG pada unit Dehydration (S-201)
Valve
Pada pabrik migas, kebanyakan valve yang digunakan adalah globe valve.
Globe Valve biasanya digunakan pada situasi dimana pengaturan besar kecil
aliran (throttling) diperlukan. Dengan mudah memutar handel valve, besarnya
aliran zat yang melewati valve bisa diatur. Dudukan valve yang sejajar dengan
aliran, membuat globe valve efisien ketika mengatur besar kecilnya aliran
dengan minimum erosi piringan dan dudukan. Namun demikian tahanan
didalam valve cukup besar.
85
PABRIK LPG SAGAMA menggunakan desain Globe Valve yang memaksa
adanya perubahan arah aliran zat didalam valve, sehingga tekanan menurun
drastis dan menyebabkan turbulensi di dalam valve itu sendiri.
Globe valve di aplikasikan pada plant untuk mengontrol tekanan aliran gas
LPG. Pemakaian globe valve dari jenis valve yang lain karena desain globe
valve dinilai lebih cocok karena dapat mengatur besar kecilnya suatu aliran.
Valve ini di aplikasikan untuk :
1) Mengalirkan Rich DEA pada unit CO2 Removal (VLV-101)
2) Mengalirkan Rich TEG pada unit Dehydration (VLV-201)
3) Mengalirkan kondensate (VLV-301)
4) Mengalirkan MR pada unit Refrijerasi (VLV-401)
5) Mengalirkan MR II pada unit Refrijerasi (VLV-402)
Heat Exchanger
Proses pertukaran panas pada pembuatan gas LPG menggunakan Heat
Exchanger shell & tube. Heat Exchanger shell & tube terdiri atas suatu bundel
pipa yang dihubungkan secara paralel dan ditempatkan dalam sebuah pipa
mantel (cangkang). Fluida yang satu mengalir di dalam pipa, sedangkan fluida
yang lain mengalir di luar pipa pada arah yang sama, berlawanan, atau
bersilangan. Fluida gas berbentuk liquid bertemu dengan fluida refrigerant
bertujuan untuk menukar panas dan mendinginkan gas LPG berfasa cair.
Kedua ujung pipa tersebut dilas pada penunjang pipa yang menempel pada
mantel. Untuk meningkatkan efisiensi pertukaran panas, biasanya pada alat
penukar panas cangkang dan buluh dipasang sekat ( buffle ). Ini bertujuan
untuk membuat turbulensi aliran fluida dan menambah waktu tinggal (
residence time), namun pemasangan sekat akan memperbesar pressure drop
operasi dan menambah beban kerja pompa, sehingga laju alir fluida yang
dipertukarkan panasnya harus diatur.
Heat Exchanger PABRIK LPG SAGAMA memakai tipe shell and tube
karena menargetkan perpindahan panas yang efisien, dan juga dimaksudkan
86
untuk menurunkan tekanan uap. Keuntungan Heat Exchanger shell and tube
adalah karena luas penampang untuk perpindahan panas lebih besar dari jenis
exchanger lainnya.
Gambar 4.40 Heat Exchanger
Heat Exchanger ini di aplikasikan untuk :
1) Mendinginkan DEA di CO2 Removal (HE-101)
2) Pertukaran panas TEG pada unit Dehydration (HE-201)
3) Pertukaran panas TEG II pada unit Dehydration (HE-202)
4) Pertukaran panas I pada Unit Refrijerasi (HE-401)
5) Pertukaran panas II pada Unit Refrijerasi (HE-402)
6) Pertukaran panas III pada Unit Refrijerasi (HE-403)
7) Pertukaran panas IV pada Unit Refrijerasi (HE-404)
8) Pertukaran panas V pada Unit Refrijerasi (HE-405)
Distilasi Kolom
Distilasi (penyulingan) adalah proses pemisahan komponen dari suatu
campuran yang berupa larutan cair-cair dimana karakteristik dari campuran
tersebut adalah mampu-campur dan mudah menguap, selain itu komponen-
komponen tersebut mempunyai perbedaan tekanan uap dan hasil dari
87
pemisahannya menjadi komponen-komponennya atau kelompokkelompok
komponen. Karena adanya perbedaan tekanan uap, maka dapat dikatakan pula
proses penyulingan merupakan proses pemisahan komponen-komponennya
berdasarkan perbedaan titik didihnya.
Penggunaan kolom distilasi terfraksi ini berbeda dengan destilasi biasa, karena
terdapat suatu kolom fraksionasi dimana terjadi suatu proses refluks. Proses
refluks pada destilasi ini dilakukan agar pemisahan campuran dapat terjadi
dengan baik. Kolom fraksionasi berfungsi agar kontak antara cairan dengan
uap terjadi lebih lama. Sehingga komponen yang lebih ringan dengan titik
didih yang lebih rendah akan terus menguap dam masuk kondensor.
Sedangkan komponen yang lebih besar akan kembali kedalam labu destilasi.
Perbedaan distilasi fraksionasi dan distilasi sederhana adalah adanya kolom
fraksionasi. Di kolom ini terjadi pemanasan secara bertahap dengan suhu yang
berbeda-beda pada setiap platnya. Pemanasan yang berbeda-beda ini bertujuan
untuk pemurnian distilat yang lebih dari plat-plat di bawahnya. Semakin ke
atas, semakin tidak volatil cairannya.
PABRIK LPG SAGAMA menggunakan jenis tray sieve karena;
- Kapasitas tinggi
- Efisiensi tinggi
- Pressure drop sedang
- Biaya instalasi dan perawatan murah
- Korosi rendah
Kolom distilasi ini di aplikasikan untuk :
1) Di CO2 Removal sebagai regenerator untuk DEA (T-101)
2) Di TEG Removal sebagai regenerator untuk DEA (T-201)
3) Kolom Deethanizer (T-301)
4) Kolom Debutanizer (T-302)
88
Mixer
Pengadukan (mixing) terjadi di dalam sebuah alat (mixer) merupakan suatu
aktivitas operasi pencampuran dua atau lebih zat agar diperoleh hasil
campuran yang homogen. Pada media fase cair, pengadukan ditujukan untuk
memperoleh keadaan yang turbulen (bergolak).
Pencampuran merupakan operasi yang bertujuan mengurangi ketidaksamaan
kondisi, suhu, atau sifat lain yang terdapat dalam suatu bahan. Pencampuran
dapat terjadi dengan cara menimbulkan gerak di dalam bahan itu yang
menyebabkan bagian-bagian bahan saling bergerak satu terhadap yang
lainnya, sehingga operasi pengadukan hanyalah salah satu cara untuk operasi
pencampuran. Pencampuran fasa cair merupakan hal yang cukup penting
dalam berbagai proses kimia. Pencampuran fasa cair dapat dibagi dalam dua
kelompok.
Mixer ini di aplikasikan untuk :
1) Mix antara DEA yang telah diregenerasi dengan make up DEA di unit
CO2 Removal (MIX-101)
2) Mix gas dengan water saturate pada unit Dehydration (MIX-201)
3) Mix antara TEG yang telah diregenerasi dengan make up TEG di unit CO2
Removal (MIX-202)
Cooler
Cooler adalah alat refrigerasi yang bertujuan untuk mendinginkan gas LPG fas
liquid pada PABRIK PABRIK LPG SAGAMA. Cooler merupakan alat
penukar kalor yang berfungsi sebagai pendingin atau dengan kata lain
berfungsi untuk mendinginkan fluida panas pada proses. Cooler ini di
aplikasikan untuk menurunkan temperature DEA pada unit CO2 Removal (E-
101)
Pompa
Secara umum pompa dibagi menjadi dua kelompok besar, yaitu dynamic
pump dan positive displacement pump.
89
a. Pompa Dinamik
Pompa ini beroperasi dengan menghasilkan kecepatan fluida tinggi dan
mengkonversi kecepatan menjadi tekanan melalui perubahan penampang
aliran fluida.
Pompa dinamik terbagi menjadi beberapa macam yaitu:
1) Pompa sentrifugal
Sebuah pompa sentrifugal tersusun atas sebuah impeler dan saluran
inlet ditengah-tengahnya, fluida mengalir menuju casing disekitar
impeler sebagai akibat dari gaya sentrifugal. Casing ini berfungsi
untuk menurunkan kecepatan aliran fluida sementara kecepatan putar
impeler tetap tinggi.
Keuntungan:
- Operasional mudah
- Aliran halus
- Tekanan seragam pada discharge pompa
- Biaya perawatan rendah
- Dapat bekerja pada kecepatan yang tinggi
- Sederhana dalam konstruksi, dapat dibuat dari berbagai material.
- Tidak perlu kehadiran valve.
- Beroperasi dalam kondisi yang lebih steady.
- Tidak terjadi kerusakan pompa apabila delivery line-nya rusak.
- Ukuran dari pompa yang lebih kecil dibandingkan dengan jenis
lain untuk kapasitas yang sama.
- Dapat beropeasi walaupun terdapat padatan.
Kekurangan:
- Dalam keaddan normal, pompa sentrifugal tidak dapat menghisap
sendiri
- Kurang cocok untuk mengerjakan zat cair kental
90
Gambar 4.41 pompa sentrifugal
2) Pompa Axial
Pompa axial juga disebut dengan pompa propeler. Pompa ini
menghasilkan sebagian besar tekanan dari propeler dan gaya lifting
dari sudu terhadap fluida. Pompa ini banyak digunakan di sistem
drainase dan irigasi.
Gambar 4.42 Pompa Axial
b. Pompa positive displacement
Pompa positive displacement bekerja dengan cara memberikan gaya
tertentu pada volume fluida tetap dari sisi inlet menuju sisi outlet pompa.
91
Macam-macam pompa positive displacement adalah pompa reciprocating
dan rotary.
1) Pompa reciprocating
Pada pompa ini sejumlah volume fluida masuk ke dalam silinder
melalui valve inlet pada saat langkah masuk dan selanjutnya dipompa
keluar dibawah tekanan positif melalui valve outlet pada langkah maju.
Pompa ini banyak digunakan untuk memompa endapan dan lumpur.
Kelebihan:
- Mempunyai tekanan tinggi
- Dapat bekerja pada pengisapan kering
- Menghasilkan power density yang besar
Kekurangan :
- Aliran tidak kontinu (berpulsa) dan tidak steady yang disebabkan
adanya gaya inersia akibat gerakn bolak-balik piston.
- Kapasitas pompa rendah
Gambar 4.43 Pompa Reciprocating
2) Rotary pump
Adalah pompa ayang menggerakkan fluida dengan menggunakan
prinsip rotasi. Vakum terbentuk oleh rotasi dari pompa dan selanjutnya
menghisap fluida masuk. Keuntungan dari tipe ini adalah efisiensi
yang tinggi karena secara natural dapat mengeluarkan udara tersebut
secara manual. Kelemahan dari pompa ini adalah mengharuskan
pompa berputar pada kecfepatan yang rendah dan stabil, apabila
pompa bekerja pada kecepatan terlalu tinggi maka fluida kerjanya
dapat menyebabkan erosi pada sudu-sudu pompa.
92
Dalam LPG SAGAMA Plant ini digunakan pompa sentrifugal karena
dengan melihat dan mempertimbangkan sifat pompa dan cara kerjanya sesuai
dengan kondisi yang diinginkan dalam perencanaan ini dan juga berdasarkan
pertimbangan lainnya yaitu lebih mudah pengoperasiannya, aliran halus,
tekanan seragam pada discharge pompa, biaya perawatan rendah, dan dapat
bekerja pada kecepatan yang tnggi.
Pompa ini di aplikasikan untuk :
1) Menaikan tekanan DEA sebelum masuk ke kolom kontaktor sebagai
proses recycle pada proses CO2 removal (P-101)
2) Menaikan tekanan TEG sebelum masuk ke kolom kontaktor sebagai
proses recycle pada proses CO2 removal (P-201)
3) Memompakan air pada unit refijerasi 1 (P-401)
4) Memompakan air pada unit refijerasi 2 (P-402)
Chiller
PABRIK LPG SAGAMA menggunakan chiller untuk menurunkan suhu
aliran LPG dan juga digunakan sebagai pendingin feed gas adalah Chiller
(LPG-301)
Tank LPG (ST-401)
Pressure vessel yang digunakan untuk menyimpan gas – gas yang dicairkan
seperti LPG, O2, N2 dan lain – lain bahkan dapat menyimpan gas cair tersebut
hingga mencapai tekanan 75 psi, volume tanki dapat mencapai 50000 barrel ,
untuk penyimpanan dengan suhu -190 (cryogenic) tanki dibuat berdinding
double dimana diantara kedua dinding tersebut diisi dengan isolasi seperti
polyurethane foam , tekanan penyimpanan diatas 15 psig.
PABRIK LPG SAGAMA menggunakan jenis spherical tank untuk
menyimpan LPG sebelum didistribusikan dengan kondisi 70 psia. Penggunaan
spherical tank karena desainnya menjadikan tekanan terdistribusi merata ke
semua dinding tank.
93
Gambar 4.44 Tank LPG
Air cooler
Air cooler exchanger digunakan untuk mendinginkan fluida pada suhu sama
dengan sekitar udara. Air cooler ini di aplikasikan untuk :
1) Menstabilkan kondensate (CT-301)
2) Menstabilkan temperature di Unit Refrijerasi I (CT-401)
3) Menstabilkan temperature di Unit Refrijerasi II (CT-402)
4) Menstabilkan temperature di Unit Refrijerasi III (CT-403)
Tank kondensat
Tanki Kondensat digunakan sebagai tempat penyimpanan Kondensat hasil
pembuatan gas LPG. Gas kondensat adalah campuran berdensitas rendah dari
suatu cairan hidrokarbon yang berupa komponen gas dalam gas alam mentah
yang dihasilkan dari berbagai lapangan gas alam. Gas kondensat terbentuk
apabila suhu mengalami penurunan hingga dibawah dew point gas alam
tersebut.
94
Penggunaan fixed cone roof tank digunakan untuk menimbun atau menyimpan
berbagai jenis fluida dengan tekanan uap rendah atau amat. Fixed roof (cone
atau dome) dapat digunakan untuk menyimpan semua jenis produk crude oil,
gasoline , benzene, fuel dan lain–lain termasuk produk atau bahan baku yang
bersifat korosif, dan mudah terbakar.
Kompresor
Kompresor adalah alat mekanik yang berfungsi untuk meningkatkan tekanan
fluida mampu mampat, yaitu gas atau udara. tujuan meningkatkan tekanan
dapat untuk mengalirkan atau kebutuhan proses dalam suatu system proses
yang lebih besar. Kompresor banyak digunakan pada sistem refrigerasi karena
berfungsi untuk menaikkan tekanan gas.
PABRIK LPG SAGAMA menggunakan compressor jenis sentrifugal karena
memiliki keunggulan untuk digunakan diantaranya dalam hal durasi
penggunaan. Kompresor ini dapat dioperasikan dalam durasi waktu yang
cukup lama. Disamping itu, kemudahan pengaturan kapasitas dan juga
tekanan. Pengaturan ini sendiri dapat dilakukan dengan discharge valve atau
variable speednya.
Meskipun begitu, penggunaan kompresor ini juga memiliki kelemahan, seperti
dalam hal komstruksinya yang relatif rumit. Dengan adanya konstruksi yang
rumit ini, otomatis pemasangannya pun harus dilakukan dengan teliti dan
dilakukan oleh yang telah benar-benar ahli agar efisiensi kerja bisa diperoleh.
Hal ini tentu saja berpengaruh pada tingginya biaya investasinya. Kompresor
sentrifugal sendiri sangat peka dengan adanya sifat udara. Kompresor ini di
aplikasikan untuk :
1) Menaikan tekanan MR I pada unit Refrigerasi (K-401)
2) Menaikan tekanan MR II pada unit Refrigerasi (K-402)
3) Menaikan tekanan MR III pada unit Refrigerasi (K-403)
95
Genset (G-100)
Genset adalah perangkat yang berfungsi menghasilkan daya listrik. Disebut
generator set karena merupakan peralatan gabungan dari dua perangkat, yaitu
generator (perangkat pemutar) dan alterator (perangkat pembangkit listrik).
Genset pada PABRIK LPG SAGAMA menggunakan mesin diesel berbahan
bakar solar. Pemilihan mesin diesel berbahan bakar solar karena hanya
digunakan pada kondisi tertentu seperti padamnya listrik. Karena sering
terjadinya pemadaman listrik secara mendadak, PABRIK LPG SAGAMA
menggunakan alternative ini sebagai cara mengurangi resiko berhentinya
produksi ketika pemadaman listrik.
Tabel 4.23 Spesifikasi Genset
No. Alat TK-201
Power (VA) 10000
Trafo (GT-100)
Transformator adalah suatu alat listrik yang dapat memindahkan dan
mengubah energi listrik dari satu atau lebih rangkaian listrik ke rangkaian
listrik yang lain, melalui suatu gandengan magnet dan berdasarkan prinsip
induksi-elektromagnet.
Trafo digunakan bersama Genset untuk mengurangi resiko terjadinya
pemadaman listrik. Listrik dihasilkan dari genset, lalu di transformasikan dan
dipindahkan ke saluran plant menggunakan trafo.
Tabel 4.24 Spesifikasi Trafo
No. Alat TK-201
Power (VA) 12000
96
507.1
tonne/day Process
507.1
tonne/day
4.3 NERACA MASSA DAN ENERGI
Neraca massa meliputi neraca massa keseluruhan (overall) dan neraca
massa di tiap unit. Sedangkan neraca energi adalah jumlah total konsumsi energi
yang digunakan dalam plant LPG. Neraca massa menunjukkan kesetimbangan
antara massa yang diumpankan dan massa keluaran proses baik baik berupa
produk ataupun non produk. Berdasarkan perhitungan massa dapat diketahui
efisiensi dari massa produk dibandingkan dengan massa umpan. Neraca massa
dapat ditulis dalam persaman berikut:
[ ] [ ] [ ]
Perhitungan neraca massa ini sangat penting untuk mengetahui efisiensi
proses sehingga dapat dilakukan evaluasi untuk mencapai efisiensi proses
optimum dan meminimalkan kehilangan bahan baku. Evaluasi neraca massa
dianalisis melalui neraca massa overall dan neraca massa tiap-tiap unit.
4.3.1 Neraca Massa
Neraca massa didasarkan aliran yang masuk dan keluar pada tiap unit
utama seperti CO2 Removal, Dehidrasi, Refrigerasi, dan Fraksinasi yang diperoleh
dari software HYSYS 7.3. Basis yang dipakai dalam neraca massa ini adalah 1
jam.
4.3.1.1 Neraca Massa Overall
Berikut ini neraca massa keseluruhan (overall) untuk neraca masuk dan
neraca keluar pada plant LPG PABRIK Sagama.
Gambar 4.45 Neraca Massa Overall
97
Aliran yang terdiri atas sour gas dan Makeup H2O masuk ke unit CO2
Removal sebesar 507.1 ton setiap harinya atau 21129.17 kg/jam. Setelah melalui
proses pelepasan CO2, dehidrasi, refrigerasi, dan terakhir unit fraksinasi, diperoleh
massa yang sama dalam bentuk produk dan non produk.
Tabel 4.25 Neraca Massa Overall
Massa Masuk Massa Keluar
Aliran Ton/hari Aliran Ton/hari
Sour Gas 502.900 LPG 2 97.6200000
Make Up H2O 4.181 Vapour 1 0.0003668
Condensate 0.9433000
Lean Gas 372.0000000
Acid Gas 34.5500000
FWKO 1.5660000
Flash Vap 0.4432000
Total 507.1 507.1
Dari neraca massa di atas, dapat diketahui bahwa efisiensi produk dari feed
adalah sebesar 99 %, di mana produk paling banyak yaitu lean gas yang bisa
langsung dijual sebagai sales gas atau diolah kembali menjadi produk-produk
lain. Recover sebesar ini diperoleh karena umpan sour gas cukup bersih dari
impurities lain, maka proses penyulingan hanya sedikit membuang vapour atau air
bebas (FWKO).
Neraca massa ini pun menunjukkan bahwa untuk tiap kilogram sour gas
yang akan diproses, diperlukan air make up sebesar 0.008 kg. Dengan demikian
konsumsi air untuk proses ini tak terlalu besar.
98
Secara keseluruhan, massa yang masuk sama dengan massa yang keluar
dalam bentuk produk maupun non produk. Keluaran non produk berupa air bebas,
kondensat, dan vapour yang memang harus dihilangkan dari produk utama,
sehingga hal itu bukan merupakan kehilangan massa lantaran proses yang kurang
efektif.
4.3.1.2 Neraca Massa Tiap Unit
Neraca massa di tiap unit menunjukkan jumlah laju alir dan komposisi
aliran yang ada di sekitar unit plant LPG.
4.3.1.2.1 Neraca Massa di Sekitar Unit CO2 Removal
Tabel 4.26 Neraca Masuk CO2 Removal
Komposisi Umpan
Aliran (kg/jam)
Sour Gas MakeUp H2O
Nitrogen 42.2492
CO2 1216.8827
H2S 78.8032
Metana 12564.1231
Etana 2872.2563
Propana 2070.5872
i-Butana 1420.1341
n-Butana 525.9756
i-Pentana 42.6481
n-Pentana 32.0766
n-Hexana 2.3351
n-Heptana 6.9387
99
H2O 79.6998 174.2163
DEAmine
Total
20954.7096 174.2163
21128.9259
Tabel 4.37 Neraca Keluar CO2 Removal
Komposisi
Umpan
Aliran Produk (kg/jam)
FWKO Sweet Gas Flash Vap Acid Gas
Nitrogen 0.0001 42.2173 0.0278 0.0040
CO2 0.1206 21.4328 0.0421 1195.1817
H2S 0.0212 0.0023 0.0119 78.7692
Metana 0.0602 12546.1583 13.8395 4.0651
Etana 0.0118 2868.6612 2.7547 0.8286
Propana 0.0050 2068.7294 1.4878 0.3650
i-Butana 0.0001 1420.0747 0.0586 0.0007
n-Butana 525.9543 0.0210 0.0003
i-Pentana 42.6459 0.0021
n-Pentana 32.0750 0.0016
n-Hexana 2.3342 0.0008 0.0001
n-Heptana 6.9384 0.0003
H2O 65.0329 28.4572 0.2171 160.3330
DEAmine 0.0017
Total
65.0329 19605.6827 18.4653 1439.5478
21128.7287
100
Di unit CO2 Removal, terdapat selisih massa sebesar 0.1972 kg/jam. Ini
disebabkan karena ada CO2 yang diserap kemudian keluar dalam bentuk air bebas
atau flash vapour. Selisih yang tipis ini menyimpulkan bahwa sour gas cukup
murni serta tidak banyak mengandung CO2.
4.3.1.2.2 Neraca Massa di Sekitar Unit Dehidrasi
Tabel 4.28 Neraca Masuk Dehidrasi
Komposisi
Umpan
Aliran (kg/jam)
Inlet Gas Water to
Saturate MakeUp TEG
Nitrogen 22.3262
CO2 10.9611
H2S
Metana 6492.9309
Etana 1484.3632
Propana 1069.7260
i-Butana 735.4002
n-Butana 272.1560
i-Pentana 21.5639
n-Pentana 17.9700
TEGlycol 0.0540
H2O 14.3579 8.98876
Total
10141.7553 8.98876 0.0540
10150.79806
101
Tabel 4.29 Neraca Keluar Dehidrasi
Komposisi
Umpan
Aliran (kg/jam)
Water
Out TEG only Gas Out XS H2O Sour Gas
Nitrogen 21.9103 0.3921 0.0237
CO2 10.0875 0.8462 0.0270
H2S
Metana 6225.1190 266.6961 1.1158
Etana 1277.7975 205.8725 0.6932
Propana 750.7739 318.1628 0.7893
i-Butana 400.9756 334.1955 0.2292
n-Butana 129.8701 142.1913 0.0946
i-Pentana 6.8895 14.6689 0.0056
n-Pentana 4.8644 13.1006 0.0050
TEGlycol 0.0188 0.0353
H2O 15.8010 0.4011 0.0514 7.0939
Total
15.8010 0.0188 8828.6888 1296.1774 10.1125
10150.798
Efisiensi neraca di unit dehidrasi sebesar 99% yang bertujuan untuk
meregenerasi glycol supaya dapat digunakan kembali dalam bentuk lean glycol.
102
4.3.1.2.3 Neraca Massa di Sekitar Unit Refrigerasi
Tabel 4.30 Neraca Masuk dan Keluar Refrijerasi
Massa Masuk Massa Keluar
Komposisi Umpan kg/jam Komposisi Umpan kg/jam
Nitrogen 46.0733 Nitrogen 46.0733
CO2 19.0482 CO2 19.0482
H2S H2S
Metana 12348.6220 Metana 12348.6220
Etana 2821.8951 Etana 2821.8951
Propana Propana
i-Butana i-Butana
n-Butana n-Butana
i-Pentana i-Pentana
n-Pentana n-Pentana
TEGlycol TEGlycol
H2O H2O
Total 15235.6387 Total 15235.6387
4.3.2 Neraca Energi
Neraca energi tiap aliran dapat dilihat sebagai berikut, berdasarkan aliran
sekitar tiap unit operasi. Energy flow diperoleh dengan software HYSYS 7.3
dengan cara menciptakan aliran, memasukkan data komposisi, laju alir massa,
temperatur dan tekanan, maka energy flow dapat diperoleh melalui kalkulasi
HYSYS.
103
4.3.2.1 Neraca Energi Unit CO2 Removal
Tabel 4.31 Neraca Energi CO2 Removal
Energi Masuk Energi Keluar
Aliran KJ/jam Aliran KJ/jam
Sour Gas 1.534 x 107 FWKO -1.217 x 10
5
Q Reb 1.055 x 107 Sweet Gas 1.539 x 10
7
Make Up H2O -3.326 x 105 Flash Vap 1.517 x 10
4
Pump Q 3.934 x 105 Q Cond 2.318 x 10
6
Acid Gas 4.489 x 105
Cooler Q 7.906 x 106
Total 2.595 x 107 2.595 x 10
7
4.3.2.2 Neraca Energi Unit Dehidrasi
Tabel 4.32 Neraca Energi Dehidrasi
Energi Masuk Energi Keluar
Aliran KJ/jam Aliran KJ/jam
Inlet Gas -4.049 x 107
Water Out -2.506 x 105
Water to Saturate -1.426 x 105
TEG Only -1.011 x 102
MakeUp TEG -2.895 x 102
XS H2O -4.276 x 106
Pump Q 4.142 x 103
Gas Out -3.750 x 107
Split Q -1.663 x 106
Sour Gas -1.039 x 105
Reboiler Q 1.598 x 105
Cond Q 1.034 x 103
Total -4.213 x 107
-4.213 x 107
104
4.3.2.3 Neraca Energi Unit Refrigerasi
Tabel 4.33 Neraca Energi Refrigerasi
Neraca energi pada unit refrigerasi menunjukkan ada selisih antara total
energi masuk dan keluar. Hal ini terjadi karena pelepasan kalor yang
menyebabkan penguapan komponen-komponen hidrokarbon yang terkandung
dalam aliran masuk menjadi kondensat.
Adapun efisiensinya adalah:
Energi Masuk Energi Keluar
Aliran KJ/jam Aliran KJ/jam
To Condenser -6.960 x 107
Target -7.101 x 107
wkc3 2.442 x 106
wkmr1 3.638 x 104
wp1 5.899 x 104
wkmr2 9.341 x 105
wp2 2.507 x 103
qh 1.155 x 106
Total -6.497 x 107
-7.101 x 107
𝑊𝑐𝑦𝑐𝑙𝑒 𝑄𝑜𝑢𝑡 𝑄𝑖𝑛
(-7.101 x 107
) (-6.497 x 107
)
-6.04 x 106
𝜂 = 100
× 100
= 100
× 100
= 90.70
105
4.3.2.4 Neraca Energi Unit Fraksinasi
Tabel 4.34 Neraca Energi Fraksinasi
Energi Masuk Energi Keluar
Aliran KJ/jam Aliran KJ/jam
Reboiler deet 2.698 x 107 Cond deet 2.959 x 10
7
Reboiler debut 4.353 x 106 Cond debut 4.345 x 10
6
1 -7.708 x 107 LPG 2 -1.053 x 10
7
condensate 3 -9.218 x 104 Vap 1 (from V-101) -3.543 x 10
1
Condensate -9.218 x 10
4
Vap (from V-102) 0.0000
Lean Gas -6.908 x 10
7
Total -4.584 x 107
-4.576 x 10
7
Efisiensinya adalah:
4.4 UTILITAS PABRIK LPG
Selain bahan baku gas alam, PABRIK LPG SAGAMA juga membutuhkan
beberapa utilitas lain untuk mendukung keberlangsungan proses produksi.
Adapun utilitas tersebut meliputi:
4.4.1 Kebutuhan Air
Air merupakan salah satu komponen penting baik dalam proses produksi
LPG maupun non-proses, karena air digunakan sebagai:
𝜂 =
× 100
=
× 100
= 99.83
106
i. Cooling water pada kondenser kolom Debutanizer.
Air umpan kondenser (cooling water) harus memenuhi persyaratan
tertentu agar tidak menimbulkan masalah-masalah, seperti:
a. Pembentukan Kerak (scale forming)
Pembentukan kerak disebabkan adanya kesadahan yang biasanya
berupa garam-garam karbonat dan silikat, serta suhu tinggi.
b. Erosi dan Korosi
Korosi dapat terjadi karena air mengandung larutan-larutan asam dan
gas-gas terlarut.
c. Pembentukan Busa (foaming)
Air yang diambil dari alat penukar panas dapat menyebabkan foaming
karena terdapat zat-zat organik, anorganik, dan zat-zat yang tidak larut
dalam jumlah besar. Efek pembusaan terjadi pada alkalinitas tinggi.
ii. Fluida pendingin pada siklus pendinginan di Unit Refrijerasi.
Pada unit ini, air digunakan untuk mendinginkan aliran refrijeran hingga
temperatur 90oF dalam siklus tertutup sehingga kebutuhan air pertahunnya
tetap dengan asumsi water loss sebesar 5%. Jumlah total air yang
dibutuhkan pada adalah 4.825.740 ton per tahun, dengan rincian sebagai
berikut:
a. Heat Exchanger (E-405)
Gambar 4.46 Gambar Hysys Heat Exchanger E-405
Gambar di atas menunjukkan unit cooling water E-405 yang
digunakan pada sistem refrijerasi PABRIK LPG SAGAMA. Air
dipompa dari tekanan mendekati atmosferik, yaitu 20 psia menjadi 30
psia menuju Heat Exchanger, dengan spesifikasi pompa berikut ini:
107
Tabel 4.35 Spesifikasi Pompa P-402
Spesifikasi P-402
Jenis Reflux Pump : Sentrifugal
Material Stainless steel dan chrome-nickel stainless
Power 21.97 hp
Design Head 13.87 ft
Kapasitas 2836 USGPM
Setelah dipompa, air berfungsi mendinginkan aliran refrijeran yang
lebih panas sehingga temperaturnya meningkat hingga mendekati suhu
ambien, yaitu 77oF. Agar dapat digunakan kembali untuk
mendinginkan refrijeran, maka perlu digunakan Air Cooler untuk
mengkondensasi kembali air yang telah berubah fasa menjadi uap
tersebut. Total kebutuhan air pada siklus ini adalah 4.629.000 ton per
tahun.
b. Heat Exchanger (E-404)
Gambar 4.47 Gambar Hysys Heat Exchanger E-404
Sama dengan sebelumnya, gambar di atas menunjukkan siklus
pendinginan di unit cooling water E-404 pada sistem refrijerasi
PABRIK LPG SAGAMA. Air juga dipompa dari tekanan mendekati
108
atmosferik, yaitu 20 psia menjadi 30 psia menuju Heat Exchanger,
dengan spesifikasi pompa berikut ini:
Tabel 4.36 Spesifikasi Pompa P-401
Spesifikasi P-401
Jenis Reflux Pump : Sentrifugal
Material Stainless steel dan chrome-nickel stainless
Power 0.934 hp
Design Head 13.84 ft
Kapasitas 120.6 USGPM
Setelah dipompa, air berfungsi mendinginkan aliran refrijeran yang
lebih panas sehingga temperaturnya meningkat hingga mendekati suhu
ambien, yaitu 77oF. Agar dapat digunakan kembali untuk
mendinginkan refrijeran, maka perlu digunakan Air Cooler untuk
mengkondensasi kembali air yang telah berubah fasa menjadi uap
tersebut. Total kebutuhan air pada siklus ini ialah 196.740 ton per
tahun.
c. Safety Part dalam Unit Pemadam Kebakaran.
Kebutuhan air pada unit ini dinilai sangat penting selain dari kebutuhan air
proses yang telah disebutkan sebelumnya, karena PABRIK LPG
SAGAMA merupakan industri energi yang memiliki potensi besar dalam
hal kecelakaan berupa ledakan dan kebakaran. Oleh karenanya,
perusahaan menyediakan tim unit pemadam kebakaran pribadi untuk
menanggulangi kemungkinan kecelakaan tersebut. Untuk itu, unit ini
menambah tonase kebutuhan air pabrik.
d. Kebutuhan sehari-hari bagi karyawan PABRIK LPG SAGAMA.
Utilitas air non-proses pada poin 3 dan 4 ini diasumsi sebesar 50% dari
utilitas air proses pada unit refrijerasi, yaitu 2.412.870 ton per tahun.
Dengan demikian total utilitas air baik proses maupun non-proses
sebanyak 7.238.610 ton per tahun.
109
4.4.1.1 Seleksi Sumber Kebutuhan Air
Seleksi sumber kebutuhan air pada dasarnya menentukan jenis air baku
yang baik untuk digunakan dengan mempertimbangkan berbagai faktor agar
diperoleh sumber air yang melimpah, aman, efesien, dan ekonomis sesuai dengan
kebutuhan dan kondisi lapangan di mana PABRIK LPG SAGAMA didirikan.
Sumber kebutuhan air yang diseleksi dalam studi kelayakan ini merupakan
sumber-sumber air yang berada di sekeliling plant, yaitu:
a. Air Laut
Air baku ini bersumber dari Selat Makasar yang mempunyai sifat asin
karena mengandung garam NaCl. Kadar garam NaCl dalam air laut sekitar
3%, dengan keadaan tersebut air laut membutuhkan pengolahan terlebih
dahulu dengan proses desalinasi sebelum digunakan sebagai air baku untuk
mencegah kerusakan sistem.
Proses desalinasi air laut tersebut terdiri dari tiga bagian, yakni unit
pengolahan awal, unit reverse osmosis, dan unit demineralisasi. Proses
tersebut dijelaskan dalam skema berikut:
110
Gambar 4.48 Skema Sistem Pengolahan Air Laut
111
i. Unit Pengolahan Awal
Air laut, terutama yang dekat dengan pantai masih mengandung
partikel padatan tersuspensi, mineral, plankton dan lainnya. Untuk itu air
baku tersebut memerlukan pengolahan awal sebelum diproses di dalam
Unit Osmosa Balik. Unit pengolahan awal ini terdiri dari beberapa
peralatan utama, yakni pompa air baku, tangki reaktor (kontaktor),
saringan pasir (sand filter), saringan mangan zeolit (iron manganese
filter), carbon filter untuk penghilangan warna (color removal), dan
cartridge filter berukuran 0,5 µm.
Air baku dipompa ke tangki reaktor sambil diinjeksi dengan
larutan klorin atau kalium permanganat agar zat besi atau mangan yang
larut dalam air baku dapat dioksidasi menjadi bentuk senyawa oksida besi
atau mangan yang tak larut dalam air. Selain itu, pembubuhan klorin atau
kalium permanganat dapat berfungsi untuk membunuh mikroorganisme
yang dapat menyebabkan biofouling (penyumbatan oleh bakteri) di dalam
membran Osmosa Balik. Pompa yang digunakan berupa pompa sentrifugal
elektrik bertekanan 5 - 6 bar dengan kapasitas 5600 liter/menit sebanyak
tiga buah dan dioperasikan secara paralel untuk menyuplai kapasitas air
yang dibutuhkan dengan daya tetap 0.38 hp, yaitu sekitar 16.8 ton/menit.
Dari tangki reaktor, air dialirkan ke saringan pasir agar senyawa
besi atau mangan yang telah teroksidasi dan juga padatan tersuspensi (SS)
yang berupa partikel halus, plankton dan lainnya dapat disaring.
Air yang keluar dari saringan pasir selanjutnya dialirkan ke iron
manganese filter. Dengan adanya filter Mangan Zeolit ini, zat besi atau
mangan yang belum terosmosabaliksidasi di dalam tangki reaktor dapat
dihilangkan sampai konsentrasi < 0,1 mg/l. zat besi dan mangan ini harus
dihilangkan terlebih dahulu karena zat-zat tesebut dapat menimbulkan
kerak (scale) di dalam membran Osmosa Balik.
Selanjutnya, air dialirkan ke carbon filter untuk menghilangkan
senyawa warna dalam air baku yang dapat mempercepat penyumbatan
membran Osmosa Balik.
112
Setelah melalui filter penghilangan warna, air dialirkan ke
cartridge filter yang dapat menyaring partikel dengan ukuran 0,5 µm.
ii. Unit Reverse Osmosis (Osmosa Balik)
Unit osmosa balik terdiri dari pompa tekanan tinggi, membran
Osmosa Balik, pompa dosing klorin dan kalium permanganat, serta
sterilisator ultra violet (UV).
Setelah melalui cartridge filter pada unit pengolahan awal, air
dialirkan ke unit osmosa balik dengan menggunakan pompa tekanan tinggi
sambil diinjeksi dengan zat anti kerak (anti skalant) dan zat anti
biofouling. Air keluar modul membran Osmosa Balik, yakni air tawar dan
air buangan garam yang telah dipekatkan.
Selanjutnya air tawar dipompa ke tangki penampung sambil
dibubuhi klorin dengan konsentarsi tertentu agar tidak terkontaminasi
kembali oleh mikroba, sedangkan air garamnya dibuang lagi ke laut.
iii. Unit Demineralisasi
Air olahan pada tanki penampung merupakan air bersih yang akan
didistribusikan sebagai kebutuhan air non-proses pabrik. Sedangkan untuk
kebutuhan air proses, air olahan ini perlu melalui tahap demineralisasi
terlebih dahulu agar kadar mineral terlarut dalam air menghilang melalui
proses pertukaran ion dengan media resin/softener anion dan kation.
Umumnya air baku mengalir secara downflow di dalam mixed bed
demineralization. Kation menukar ion-ion positif dalam air, seperti Ca,
Mg, Na dengan ion H+
sehingga bersifat asam. Sementara anion menukar
ion-ion negatif dalam air, seperti Cl, SO4, SiO2, dengan ion OH--.
Proses ini mampu menghasilkan air dengan tingkat kemurnian
ekstra (ultra pure water) yang jumlah kandungan ionik dan anionik
mendekati angka nol sehingga mencapai batas hampir tidak dapat
dideteksi lagi.
113
b. Air Sungai
Air baku ini berasal dari Sungai Mahakam yang merupakan sungai
terbesar di provinsi Kalimantan Timur, dengan demikian dari segi kuantitas
sumber air baku ini memenuhi kapasitas kebutuhan air yang diinginkan.
Namun kondisi air baku masih mengandung zat pengotor dan bakteri yang
membutuhkan proses pengolahan sebelum digunakan sebagai air proses.
Teknologi pengolahan air sungai yang diusung mengadopsi unit membran
ultrafiltrasi, unit reverse osmosis, dan unit demineralisasi. Berikut merupakan
skema sistem pengolahan air sungai tersebut:
Gambar 4.49 Skema Sistem Pengolahan Air Sungai
i. Unit Membran Ultrafiltrasi (UF)
Air sungai dipompa dengan daya 0.14 hp bertekanan ± 1.5 bar
menuju stage 1 ultrafiltration melalui lubang halus berdiameter 0.5 – 2
mm sebelum memasuki raw water trorage tank untuk memisahkan
berbagai kontaminan yang terkandung dalam air. Membran ultrafiltrasi
yang digunakan memiliki besaran pori 0.01 – 0.05 µm, sehelai rambut
sebagai pembanding memiliki diameter 50 µm, artinya pori membran 1000
kali lebih kecil dari sehelai rambut. Dengan demikian kontaminan berupa
bakteri, mikroorganisme, dan chlorine resistant germs seperti
cryptosporidium yang berukuran lebih besar dari 0.05 µm tertahan dan
to water treatment pit
114
terbuang secara berkala pada saat dilakukan back flushing (pengurasan)
menuju backwashwater tank. Air dari tanki ini kemudian dialirkan dengan
prinsip gravitasi menuju clarifier.
Di dalam clarifier terjadi proses pemisahan air dari padatan dengan
prinsip gravitasi pula. Alat clarifer tersusun atas beberapa penahan
berlubang (saringan) yang mengendapkan padatan dari suspensi tersebut.
Endapan yang telah terkumpul akan dialirkan ke water treatment pit secara
periodik. Air yang tersaring akan mengalir ke bagian bawah clarifier. Air
ini kemudian disirkulasi kembali ke bagian atas clarifier untuk menyaring
kembali padatan yang masih terdapat dalam air. Setelah itu, air ini akan
mengalir menuju raw water strorage tank.
Selanjutnya air baku mengalami ultrafiltrasi tahap kedua untuk
lebih memurnikan kualitas air dan dipompa ke filtered water tank. Air
dalam tanki ini telah memenuhi standard air bersih hingga dapat
didistribusikan sebagai air sanitasi atau non-proses serta air pemadam
kebakaran.
ii. Unit Reverse Osmosis
Filtered water perlu melewati tahap reverse osmosis, dimana
terjadi perpindahan cairan dengan sendirinya dari konsentrasi pekat ke
konsentrasi murni melalui membran semipermeable yang menandakan
adanya perbedaan tekanan osmosis. Membran yang memiliki pori
berdiameter 0,0001 mikron mampu bekerja hingga memurnikan air dari
berbagai aspek pencemaran seperti fisika, kimia dan mikrobiologi,
sehingga produk air yang dihasilkan sudah layak minum tanpa dimasak.
Air ini yang kemudian didistribusikan ke unit keran air minum bagi
karyawan pabrik LPG dan digunakan sebagai umpan unit demineralisasi,
sementara air pekat yang telah mengalami ultrafiltrasi di-recycle ke
filtered water tank.
115
iii. Unit Demineralisasi
Sama halnya dengan unit demineralisasi pada pengolahan air laut,
resin penukar ion yang digunakan pada unit demineralizer adalah resin
penukar kation asam kuat dan resin penukar anion basa kuat. Namun
dalam pada pengolahan air sungai ini kerja unit tidak terlalu berat, karna
kondisi air sudah sangat murni tanpa kandungan garam dan zat injeksi
lainnya.
Operasi sistem pertukaran ion dilaksanakan dalam dua tahap yaitu :
Tahap layanan (service)
Tahap regenerasi (regeneration)
Effluent dari unit demineralizer mengandung SiO tidak lebih dari
0,12 ppm, kandungan Na maksimum 0,3 ppm dan conductivity maksimum
5 mmhos. Air effluent ini kemudian disimpan dalam tangki air kondensat.
Unit demineralizer diregenerasi dengan menggunakan larutan
kaustik soda dan asam sulfat. Mula-mula dilakukan pencucian balik untuk
menghilangkan partikel-partikel halus dalam resin dan untuk memecah
resin yang menggumpal. Resin kation selanjutnya diregenerasi dengan
larutan asam sulfat 4% dari pengenceran larutan asam sulfat 98% dalam
tangki penyimpanan larutan asam sulfat. Resin anion diregenerasi dengan
larutan kaustik 4%.
Air produk unit demineralisasi ini ditampung dalam demin water
tank untuk didistribusikan ke unit proses refrijerasi dan kondenser
debutanizer.
c. Air Sumur Bor
Air baku berasal dari sumber air tanah dalam dengan membangun 5
konstruksi sumur bor hingga kedalaman dasar masing-masing 30 m yang
dilakukan oleh vendor. Pada kedalaman tersebut, kualitas air yang baik dapat
diperoleh dengan debit relatif stabil. Air baku memerlukan spesifikasi khusus,
yaitu tidak mengandung pathogen dan memiliki kadar Total Suspended Solid
yang kecil. Namu air tanah pada umumnya belum memenuhi persyaratan yang
diperlukan, sehingga juga membutuhkan pretreatment yang sama dengan
pengolahan air sungai terlebih dahulu.
116
Air tanah dipompa pada water storage tank setelah melalui stage 1
ultrafiltration menggunakan tiga buah pompa yang dirangkai seri bertekanan
1.5 bar dengan kapasitas 3410 liter/menit untuk meningkatkan suction head
pump hingga kedalaman yang diinginkan. Dengan demikian kebutuhan power
meningkat, menjadi 2,07 hp. Selanjutnya air diproses pada unit reverse
osmosis dan demineralisasi hingga menjadi air sanitasi (non proses) dan air
proses.
Dilihat dari teknologi proses pada setiap sumber air baku, masing-masing
memiliki tiga unit proses yang pada dasarnya berfungsi sebagai filtrasi awal,
osmosis balik, dan demineralisasi air. Sehingga seleksi sumber air pun akan lebih
mudah dengan membandingkan teknologi proses yang relatif sama. Adapun
kriteria dalam seleksi sumber kebutuhan air, diantaranya:
debit sumber air yang tersedia serta kapasitas yang dibutuhkan, termasuk
air proses maupun non-proses.
investasi pretreatment yang digunakan
kemudahan perawatan, baik dari segi proses dan ekonomis
jumlah energi yang dibutuhkan per ton air
aspek keselamatan dan dampak terhadap lingkungan
4.4.1.2 Perbandingan Teknologi Pretreatment Air Baku
Pada studi teknis mengenai teknologi pretreatment air baku, dilakukan
perbandingan terhadap teknologi berdasarkan tiga sumber kebutuhan airnya yang
di rangkum dalam tabel di bawah ini:
Tabel 4.37 Perbandungan Teknologi Pretreatment Air Baku
Parameter
Sumber Air Baku
Unit
Laut Sungai Sumur Dalam
Persediaan
air baku
Melimpah Mencukupi
Sedikit
dipengaruhi oleh
perubahan musim
117
Kualitas air Kurang baik Cukup Baik Baik
Kualitas
bakteriologis
Sangat
Terkontaminasi Terkontaminasi
Sedikit
Terkontaminasi
Kandungan
garam terlarut 10.000-100.000 <1000 <1000 mg/liter
Laju
water pump 16.80 17.05 17.05 ton/menit
Kapasitas air
per tahun 7,257,600 7,365,600 7,365,600 ton/tahun
Energi
per ton air
0.2813 0.1028 1.5411 kW/ton
Estimasi
investasi awal 1,874.046 1,263.359 22,467.769 US $
Estimasi
maintenance
cost
855.797 245.11 269.621 US $/tahun
Berdasarkan perbandingan di atas, proses pretreatment air baku dari
Sungai Mahakam membutuhkan jumlah energi yang lebih kecil namun kapasitas
air per tahun lebih besar dibandingkan dengan air baku dari laut Selat Makasar
dan Sumur Bor Dalam, sehingga air sungai dipilih sebagai sumber air baku untuk
utilitas PABRIK LPG SAGAMA Blok Mahakam, Kalimantan Timur.
4.4.2 Kebutuhan Listrik
Pada PABRIK LPG SAGAMA, listrik dibutuhkan untuk menggerakkan
beberapa alat proses seperti, pompa, kompresor, dan fan pada Air Cooler. Selain
itu, listrik juga dibutuhkan untuk keperluan non-proses seperti, penerangan,
pendingin ruangan, peralatan elektronik kantor, laboratorium, dan instrumentasi.
Besarnya rincian kebutuhan energi listrik masing-masing utilitas di atas dapat
diestimasi dengan perhitungan di bawah ini:
118
4.4.2.1 Listrik Alat Proses dan Utilitas
Kebutuhan listrik untuk alat proses dan pengolahan air diperkirakan sebagai
berikut:
Tabel 4.38 Kebutuhan Listrik dan Utilitas
No. Alat Nama Alat Daya
hp kW
P-101 Pompa DEA 146.5000 109.3000
P-201 Pompa TEG 1.5430 1.1500
K-401 Kompresor Umpan AC 909.8000 678.4000
K-402 Kompresor Umpan HE 13.5500 10.1000
K-403 Kompresor Umpan HE 348.0000 259.5000
P-402 Pompa Umpan HE 21.9700 16.3900
P-401 Pompa Umpan HE 0.9240 0.6965
CT-301 Air Cooler Condensate 5.1800 3.6400
P-100P Pompa Air Baku 0.1378 0.1028
Total Kebutuhan Listrik Proses 1,447.6048 1,079.2793
Jadi konsumsi listrik untuk alat proses dan utilitas sejumlah 1,477.6048 hp
atau 1,079.2793 kW.
4.4.2.2 Listrik Penerangan
Tenaga listrik yang digunakan untuk penerangan ditentukan dengan
menggunakan persamaan:
dimana: L = lumen per outlet
A = luas area (ft2)
119
F = foot candle yang diperlukan
U = koefisien utilitas
D = efesiensi lampu
Tabel 4.39 Lumen Penerangan PABRIK LPG SAGAMA
Bangunan Luas
F U D Lumen m
2 ft
2
Pos keamanan 185 1996.18 20 0.42 0.75 126741.27
Parkir 4636 49904.38 10 0.49 0.75 1357942.19
Musholla 927 9980.88 20 0.55 0.75 483921.22
Kantin 1159 12476.09 20 0.51 0.75 652344.78
Kantor 6955 74856.56 35 0.6 0.75 5822177.15
Poliklinik 1391 14971.31 20 0.56 0.75 712919.65
Ruang kontrol 927 9980.88 40 0.56 0.75 950559.53
Laboratorium 927 9980.88 40 0.56 0.75 950559.53
Proses 10200 109789.63 30 0.59 0.75 7443364.49
Utilitas 11220 120768.59 10 0.59 0.75 2729233.65
Storage and
loading 29673 319388.00 10 0.59 0.75 7217807.99
Ruang generator 2318 24952.19 10 0.51 0.75 652344.78
Bengkel 2318 24952.19 40 0.51 0.75 2609379.11
Safety 1855 19961.75 41 1.51 1.75 309718.74
Gudang 9273 99808.75 5 0.51 0.75 1304689.56
Pemadam 18545 199617.50 20 0.51 0.75 10437516.45
Jalan dan taman 11127 119770.50 5 0.55 0.75 1451763.65
Area perluasan 46363 499043.76 5 0.57 0.75 5836769.07
Jumlah 160000 1722200.00 51049752.81
Jumlah lumen:
untuk penerangan dalam ruangan = 42403277.90 lumen
untuk penerangan bagian luar ruangan = 8646474.91 lumen
(parkir, jalan, taman, dan area perluasan)
Seluruh area dalam ruangan direncanakan menggunakan lampu fluorescent
40 Watt, dimana satu buah lampu instant starting daylight tersebut mempunyai
1920 lumen. Jadi, jumlah lampu yang dibutuhkan di dalam ruangan adalah:
120
03 77.90
19 0 08
Sedangkan untuk penerangan bagian luar bangunan digunakan lampu
mercury 100 Watt, dimana lumen output tiap lampu adalah 3000 lumen. Jadi,
jumlah lampu yang dibutuhkan di luar bangunan adalah:
8 7 .91
3000 88
Sehingga total daya penerangan = (40 W x 22085) + ( 100 W x 2882)
= 1171.617 kW
4.4.2.3 Listrik Pendingin Ruangan
Penggunaan Air Conditioning sebagai pendingin ruangan diestimasi
memerlukan tenaga listrik sebesar 70 kW.
4.4.2.4 Listrik Alat Elektronik Kantor
Energi listrik yang digunakan untuk peralatan elektronik kantor dan pantry
diperkirakan sebanyak 325 kW.
4.4.2.5 Listrik Laboratorium dan Instrumentasi
Konsumsi listrik untuk laboratorium dan instrumentasi diasumsi sejumlah
70 kW.
Sehingga jumlah kebutuhan listrik PABRIK LPG SAGAMA ialah sebesar
2,715.9 kW per hari. Sumber energi listrik yang digunakan berasal dari PLN
setempat dengan pasal-pasal perjanjian tersendiri.
Oleh karena kebutuhan listrik yang sangat besar dengan spesifikasi listrik
yang berbeda untuk setiap peralatan, maka sebelum digunakan sumber listrik
masuk melalui trafo yang perusahaan miliki untuk diatur tegangannya.
121
4.5 PLANT LAYOUT
4.5.1 Detail Lokasi Plant
PABRIK LPG SAGAMA akan didirikan di kawasan Tepi Sungai
Mahakam, Jl. Dr. Fl. Thobing, Kabupaten Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur.
Pemilihan lokasi plant didasari pada jarak antara plant dengan supplier bahan
baku LPG. Luas tanah yang dibutuhkan untuk plant LPG SAGAMA adalah 16 Ha
atau 160.000 m2.
4.5.2 Tata Letak Plant
Tata letak plant merupakan suatu pengaturan yang optimal dari
seperangkat fasilitas-fasilitas dalam pabrik. Tata letak yang tepat sangat penting
untuk mendapatkan efisiensi, keselamatan, dan kelancaran kerja para pekerja serta
keselamatan proses. Untuk mencapai kondisi yang optimal, maka hal-hal yang
harus diperhatikan dalam menentukan tata letak pabrik adalah :
1) Pabrik LPG Sagama ini merupakan pabrik baru (bukan pengembangan),
sehingga penentuan lay out tidak dibatasi oleh bangunan yang ada.
2) Kemungkinan perluasan pabrik sebagai pengembangan pabrik di masa
depan.
3) Faktor keamanan sangat diperlukan untuk bahaya kebakaran dan ledakan,
maka perencanaan lay out selalu diusahakan jauh dari sumber api, bahan
panas, dan dari bahan yang mudah meledak, juga jauh dari asap atau gas
beracun.
4) Sistem kontruksi yang direncanakan adalah out door untuk menekan biaya
bangunan dan gedung, dan juga karena iklim Indonesia memungkinkan
konstruksi secara outdoor.
5) Harga tanah amat tinggi sehingga diperlukan efisiensi dalam pemakaian
dan pengaturan ruangan / lahan.
Secara garis besar lay out dibagi menjadi beberapa bagian, yaitu :
a. Daerah administrasi / perkantoran, laboratorium dan ruang kontrol.
Merupakan pusat kegiatan administrasi pabrik yang mengatur kelancaran
operasi. Laboratorium dan ruang kontrol sebagai pusat pengendalian
122
proses, kualitas dan kuantitas bahan yang akan diproses serta produk yang
dijual.
b. Daerah proses.
Merupakan daerah dimana alat proses diletakkan dan proses berlangsung.
c. Daerah penyimpanan bahan baku dan produk.
Merupakan daerah untuk tangki bahan baku dan produk.
d. Daerah gudang, bengkel dan garasi.
Merupakan daerah untuk menampung bahan-bahan yang diperlukan oleh
pabrik dan untuk keperluan perawatan peralatan proses.
e. Daerah utilitas.
Merupakan daerah dimana kegiatan penyediaan bahan pendukung proses
berlangsung dipusatkan.
123
8 9 10
MAIN ROAD
1918
T-
101
ST-203ST-201
TK-201 TK-202 T-202
ST-202
E-400P-400
GT-
500
G-500B
V-
202V-
201
P-200
K-200
P-100
K-201
P-302
E-202
P-301
A
Plant Layout PT. LPG SAGAMA
Skala :
Satuan : mm
Tanggal :
Digambar :
Diterima :
Diperiksa :
AC-
400AC-
100
1 Generator Set
2 Hot Oil System
3 Unit Gas Sweetening
4 Unit Fraksionasi
5 Unit Refrijerasi
6 Penyimpanan LPG
7 Penyimpanan Kondensat
8 Penyimpanan Air Bersih
9 Penyimpanan Refrijeran MR
10 Penyimpanan Refrijeran Propana
11 Warehouse
12 Fire Station
13 Ruang Kontrol (CCP)
14 Gedung Utama
15 Laboratorium
16 Workshop
17 Shipping Point
18 Area Parkir
19 Mustering Point
20 Security
Legenda
V-101V-102
V-201
T-200
CT-
201
CT-
202
CT-
203CT-
200
1
2
34
56
7
17
18
13
14
17
16
17
A
A
21
21 Flare Stack
T-
102T-201
GA
RD
EN
GARDEN
20
G-500A
22 Unit Pengolahan Limbah
22
GARDEN
Gambar 4.50 Denah Plant LPG SAGAMA
124
Berikut adalah keterangan (legenda) plant LPG SAGAMA
Tabel 4.40 Legenda Plant LPG SAGAMA
1 Generator Set
2 Hot Oil System
3 Unit Gas Sweetening
4 Unit Fraksionasi
5 Unit Refrijerasi
6 Penyimpanan LPG
7 Penyimpanan Kondensat
8 Penyimpanan Air Bersih
9 Penyimpanan Refrijeran MR
10 Penyimpanan Refrijeran Propana
11 Warehouse
12 Fire Station
13 Ruang Kontrol (CCP)
14 Gedung Utama
15 Laboratorium
16 Workshop
17 Shipping Point
18 Area Parkir
19 Mustering Point
20 Security
Legenda
21 Flare Stack
22 Unit Pengolahan Limbah
125
4.6 ASPEK EKONOMI
4.6.1 Perhitungan Capex dan Opex
CAPEX (Capital Expenditure) dan OPEX (Operational Expenditure)
merupakan komponen biaya yang menentukan perhitungan keekonomian di dalam
suatu LPG Plant.
4.6.1.1 CAPEX (Capital Expenditure)
CAPEX (Capital Expenditure/Biaya Investasi) adalah biaya yang
digunakannya dapat berlangsung dalam waktu yang relatif lama (lebih dari satu
tahun). Biaya investasi biasanya berhubungan dengan pembangunan atau
pengembangan infrastruktur fisik dan kapasitas produksi. Dalam studi ini,
CAPEX terdiri dari komponen-komponen sebagai berikut :
a) Biaya investasi alat (purchased equipment)
b) Biaya investasi langsung, yang terdiri dari equipment setting, piping, civil,
steel, instrumentation, electrical, insulation, dan paint.
c) Biaya tak langsung, yang terdiri dari subcontract, G and A overheads,
contract fee, escalation, contingencies, dan others.
Biaya dari seluruh komponen tersebut diperoleh berdasarkan kalkulasi
dengan menggunakan software Capital Cost Estimator untuk tahun 2015. Total
project capital cost PABRIK LPG SAGAMA dihitung dari masing-masing unit
proses produksi, yaitu unit fraksionasi, unit regrijerasi, unit CO2 removal, dan unit
dehidrasi.
Berikut merupakan tabel ringkasan dari komponen-komponen biaya CAPEX pada
setiap unit proses produksi:
126
i. Unit Fraksionasi
Tabel 4.41 Cost Unit Fraksinasi
ii. Unit Refrijerasi
Tabel 4.42 Cost Unti Refrijerasi
Purchased Equipment Cost 616700
Equipment Setting Cost 23597.8
Piping Cost 688226
Civil Cost 109190
Steel Cost 34520.9
Instrumentation Cost 672395
Electrical Cost 469533
Insulation Cost 203781
Paint Cost 36282.7
Other Cost 2.53E+06
Subcontracts Cost 0
G and A Overheads Cost 114652
Contract Fee Cost 286048
Escalation Cost 0
Contingencies Cost 1.04E+06
Adjusted Total Project Cost Cost 6.75E+06
PROJECT CAPITAL SUMMARY Cost Total Cost
Purchased Equipment Cost 3.40E+06
Equipment Setting Cost 38943.5
Piping Cost 424857
Civil Cost 83238.1
Steel Cost 0
Instrumentation Cost 732762
Electrical Cost 748478
Insulation Cost 68423.5
Paint Cost 20861.8
Other Cost 2.66E+06
Subcontracts Cost 0
G and A Overheads Cost 202052
Contract Fee Cost 334766
Escalation Cost 0.1
Contingencies Cost 1.57E+06
Adjusted Total Project Cost Cost 1.02E+07
Total CostPROJECT CAPITAL SUMMARY Cost
127
iii. Unit CO2 Removal
Tabel 4.43 Cost Unit CO2 Removal
iv. Unit Dehidrasi
Tabel 4.44 Cost Unit Dehidrasi
Purchased Equipment Cost 528500
Equipment Setting Cost 20391.1
Piping Cost 420815
Civil Cost 89990.6
Steel Cost 49925.2
Instrumentation Cost 626275
Electrical Cost 637115
Insulation Cost 74371.5
Paint Cost 34139.6
Other Cost 2.23E+06
Subcontracts Cost 0
G and A Overheads Cost 100720
Contract Fee Cost 256903
Escalation Cost 0
Contingencies Cost 913148
Adjusted Total Project Cost Cost 5.91E+06
Total CostCostPROJECT CAPITAL SUMMARY
Purchased Equipment Cost 349800
Equipment Setting Cost 15281.9
Piping Cost 219371
Civil Cost 51124.1
Steel Cost 37050.4
Instrumentation Cost 493988
Electrical Cost 457252
Insulation Cost 40963.5
Paint Cost 19897.1
Other Cost 1.63E+06
Subcontracts Cost 0
G and A Overheads Cost 69165.8
Contract Fee Cost 197560
Escalation Cost 0
Contingencies Cost 644392
Adjusted Total Project Cost Cost 4.17E+06
Total CostCostPROJECT CAPITAL SUMMARY
128
Sehingga jumlah total seluruh Project Capital Cost dari tiap unit proses produksi
adalah US $ 27.000.000,00.
4.6.1.2 OPEX (Operational Expenditure)
OPEX (Operational Expenditure) atau pengeluaran operasional adalah
alokasi yang direncanakan dalam budget untuk melakukan operasi perusahaan
secara normal. Dengan kata lain operating expenditure (biaya operasi) digunakan
untuk menjaga kelangsungan aset dan menjamin aktivitas perusahaan yang
direncanakan berlangsung dengan baik. Karena sifatnya merupakan biaya sehari-
hari, maka biaya operasi tidak meliput pajak pendapatan, depresiasi, dan biaya
financing (bunga pinjaman). Dalam bisnis, biaya operasi adalah biaya sehari-hari
seperti penjualan dan administrasi, atau penelitian dan pengembangan.
Dalam studi ini, OPEX terdiri dari komponen-komponen sebagai berikut :
a) Biaya tenaga kerja
b) Biaya operational
c) Biaya utilitas
d) Biaya fixed
Untuk perhitungan desain pabrik, persentase OPEX dan komponen-
komponen yang digunakan mengikuti Rule of Thumb Engineering berdasarkan
buku Plant Design and Economics for Chemical Engineer oleh Timmerhaus,
yaitu 10-15% dari biaya Capital Expenditure.
OPEX = 15% x CAPEX
= 15% x US $ 27.000.000,00
= US $ 4.050.000,00
Berikut ini merupakan tabel ringkasan komponen-komponen biaya OPEX
PABRIK LPG SAGAMA:
129
Tabel 4.45 Komponen Biaya OPEX PABRIK LPG SAGAMA
4.6.1.3 Benchmarking
Biaya CAPEX atau biaya investasi total pada perhitungan bab sebelumnya
adalah sebesar $27.000.000. Berdasarkan literatur yang diperoleh, capital
expenditure untuk membangun LPG Plant PABRIK Odira Energi Persada pada
tahun 2006 dengan kapasitas 10 MMSCFD adalah 12,5 juta, sehingga perkiraan
untuk LPG Plant yang akan dibangun dengan kapasitas 20 MMSCFD dengan
menggunakan persamaan di bawah ini :
CAPEXA = [
]
x
CAPEXA = [
]
x 12.500.000
CAPEXA = 26.729.514,50
Hasil perhitungan di atas diperoleh nilai benchmarking CAPEX untuk
kapasitas 20 MMSCFD adalah sebesar $26.729.514,50. Perbandingan hasil
Komponen Fraksi Biaya US $ per tahun
Tenaga Kerja 960,000.00 960,000
Overhead 0.20 192,000
Supervisory 0.10 96,000
Laborant 0.10 96,000
384,000
Operasional 49,021,745
Pemeliharaan 0.02 980,435
Safety 0.01 490,217
Operating Supplies 0.15 147,065
1,617,718
Utility 0.26 254,913 254,913
Fixed Cost
Asuransi, Cti 0.01 490,217
Administrasi, rev 0.05 98,043
Penjualan 0.01 245,108.72
833,369.66
Total Operational Cost 4,050,000
130
kalkulasi dengan hasil benchmarking tidak berbeda jauh, sehingga dapat
dikatakan bahwa CAPEX yang dihitung pada studi kelayakan ini masuk akal.
4.6.2 Analisa Keekonomian
Dalam analisa keekonomian akan dibahas mengenai perhitungan
keekonomian Plant ini. Tujuan utama pada analisa ini adalah untuk melihat
apakah Plant ini layak untuk dibangun secara ekonomi atau tidak. Beberapa
parameter dan asumsi yang menjadi dasar perhitungan keekonomian adalah
Modal investasi 100% berasal dari dana perusahaan sendiri
Analisa ekonomi akan dilakukan berdasarkan life time pabrik yaitu 20
tahun
Depresiasi peralatan dan bangunan menggunakan Metode Garis Lurus
Tidak ada nilai sisa dari seluruh peralatan yang digunakan pada LPG Plant
(sulvage value =0)
Pajak pendapatan sebesar 30%
Produk LPG akan dijual sesuai dengan harga pasar LPG yaitu $870/ton
Produk kondensat akan dijual sesuai dengan harga pasar kondensat
yaitu $87/barrel
Produk sales gas akan dijual dengan harga $6,5/MMBtu
Kelayakan keekonomian LPG Plant dinilai dengan menggunakan
parameter keekonomian secara umum dimana nilai NPV > 0, nilai IRR >
nilai MARR yang ditetapkan dan juga parameter PBP
Asumsi tingkat pengembalian yang disyaratkan sebesar 10%
131
4.6.2.1 Cash Flow
Cash flow yang akan dibuat adalah after tax cash flow. Cash flow dihitung dengan menggunakan metode Present Worth dan
MARR 10%.
Tabel 4.46 Cash Flow
Tahun
ke- Penerimaan
Biaya Operasi /
investasi Bahan Baku Depresiasi
Pendapatan
Kena Pajak
Pajak
Pendapatan
(30%)
Pengeluaran
Total
Pemasukan
Bersih
0
27.000.000,00
-27.000.000
1 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 -17.759.206
2 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 -9.358.485
3 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 -1.721.465
4 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 5.221.280
5 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 11.532.867
6 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 17.270.672
7 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 22.486.860
8 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 27.228.848
132
9 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 31.539.746
10 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 35.458.745
11 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 39.021.471
12 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 42.260.313
13 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 45.204.715
14 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 47.881.443
15 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 50.314.833
16 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 52.527.006
17 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 54.538.072
18 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 56.366.313
19 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 58.028.351
20 68.220.922,50 4.050.000,00 48.299.675,19 1.350.000 14.521.247 4.356.374 56.706.049 59.539.295
133
4.6.2.2 Perhitungan NPV, IRR dan PBP
Sesuai dengan perhitungan net cash flow pada MARR 10%, Net Present
Value (NPV) PABRIK LPG SAGAMA dari tabel adalah US $ 59.539.295.
Sedangkan persentase Internal Rate of Return (IRR) pada tingkat pengembalian 10%
adalah 37,5%. Dan dapat dilihat pula pada tabel perhitungan Pay Back Periode (PBP)
terjadi kurang dari 4 tahun.
4.6.3 Analisa Sensitivitas
Pada analisa sensitivitas ini akan dilakukan perubahan nilai terhadap
parameter-parameter produksi. Tujuannya adalah untuk mengetahui akibat dari
variasi parameter produksi tersebut, khususnya yang berpengaruh pada keuntungan
perusahaan.
Dalam studi kelayakan ini terdapat tiga paremeter produksi yang akan diberikan
variasi nilai, yaitu CAPEX atau biaya investasi, OPEX atau biaya operasional, dan
harga dari produk, dalam hal ini adalah LPG. Tabel-tabel berikut ini menunjukkan
besarnya pengaruh perubahan faktor tersebut terhadap nilai NPV, IRR, dan Payback
Period.
4.6.3.1 Variasi Nilai
Perubahan biaya investasi divariasikan dari kondisi dimana nilai CAPEX
berkurang dan meningkat sebesar 50%. Berikut adalah tabel yang menunjukkan
perubahan nilai investasi terhadap NPV, IRR, dan PBP.
134
Tabel 4.47 Perubahan Nilai CAPEX terhadap NPV, IRR dan PBP
Tabel diatas menunjukan bahwa perubahan nilai CAPEX sangat berpengaruh
pada NPV, IRR, dan PBP. Pada perhitungan normal, waktu pengembalian modal
terjadi kurang dari 4 tahun. Namun apabila nilai CAPEX berkurang sebesar 50%,
maka waktu pengembalian modal hanya dalam kurun kurang dari 2 tahun sedangkan
bila nilai CAPEX bertambah 50%, maka waktu pengembalian modal dapat mencapai
8 tahun.
Selanjutnya perubahan biaya produksi divariasikan dari kondisi dimana nilai
OPEX berkurang dan meningkat sebesar 50%. Berikut adalah tabel yang
menunjukkan perubahan biaya produksi terhadap NPV, IRR, dan PBP.
Tabel 4.48 Perubahan Nilai OPEX terhadap NPV, IRR dan PBP
Variasi nilai pada biaya operasi cukup mempengaruhi nilai NPV meski tidak
sebanyak pada variasi nilai CAPEX sebelumnya. Dapat dilihat pada tabel diatas bila
nilai OPEX meningkat 50% tidak cukup mempengaruhi nilai PBP sehingga PBP
tetap pada angka 4 tahun.
135
Dan terakhir adalah perubahan harga LPG divariasikan dari kondisi dimana
harga LPG berkurang dan meningkat sebesar 50%. Berikut adalah tabel yang
menunjukkan perubahan harga LPG terhadap NPV, IRR, dan PBP.
Tabel 4.49 Perubahan Nilai LPG Cost terhadap NPV, IRR dan PBP
Perubahan harga LPG sangat mempengaruhi nilai-nilai pada tabel NPV, IRR
dan PBP. Itulah kenapa harga LPG merupakan komponen yang paling sensitif dalam
analisa ini. Dengan berubahnya harga LPG maka profit yang diterima akan jauh
berbeda berbeda, begitu pula laju pengembalian modalnya. Dengan LPG cost yang
turun sebesar 50% PBP dapat mencapai 13 tahun, sedangkan dengan LPG cost yang
naik sebesar 50% maka PBP hanya kurang dari 1 tahun saja.
136
4.6.3.2 Plot Sensitivitas
Grafik 4.2 Sensitivitas NPV terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG
Pada plot di atas, dapat dilihat bahwa dengan bertambahnya nilai investasi dan
biaya produksi, serta turunnya harga LPG maka nilai NPV akan semakin berkurang.
Sebaliknya, nilai NPV dapat meningkat seiring dengan meningkatnya harga LPG
serta berkurangnya biaya investasi dan produksi. Dari ketiga komponen tersebut,
perubahan nilai terhadap harga LPG mempunyai sensitivitas paling tinggi, karena
merupakan faktor yang paling berpengaruh.
137
Grafik 4.3 Sensitivitas IRR terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG
Terlihat pada plot di atas bahwa perubahan nilai CAPEX sangat sensitif dalam
mempengaruhi besarnya persentase IRR. Peningkatan nilai investasi dan biaya
produksi yang diiringi dengan menurunnya harga LPG akan menurunkan besaran
nilai IRR. Sebaliknya, persentase IRR akan meningkat apabila biaya investasi dan
produksi berkurang serta harga LPG bertambah.
Grafik 4.4 Sensitivitas PBP terhadap OPEX, CAPEX dan Harga LPG
138
Dapat dilihat pada plot di atas, bahwa peningkatan biaya investasi dan
produksi yang diikuti dengan menurunnya harga LPG akan menjadikan waktu
pengembalian modal menjadi lama. Dan sebaliknya, waktu pengembalian modal akan
semakin cepat apabila peningkatan harga LPG dibarengi dengan menurunnya biaya
investasi dan produksi. Sama halnya dengan NPV, dalam kasus ini komponen yang
paling sensitif untuk waktu pengembalian modal ialah harga LPG.
4.7 ASPEK KESELAMATAN DAN LINGKUNGAN
4.7.1 Pengolahan Limbah
Pengolahan limbah dilakukan karena berorientasi pada akibat yang
ditimbulkan dalam lingkungan terutama pada daerah sekitar industri maupun efek
keseluruhan untuk semua lingkungan. Dengan prinsip pencegahan dan
penanggulangan pencemaran harus dapat menjamin terpeliharanya kepentingan
umum dan keseimbangan lingkungan, dengan tetap memperhatikan kepentingan
pihak industri.
Limbah PABRIK LPG SAGAMA yang dihasilkan ada 3 jenis yaitu :
1. Limbah padat,
2. Limbah gas
3. Limbah cair
4.7.1.1 Penanganan Limbah Cair
Metode dan tahapan proses pengolahan limbah cair yang telah dikembangkan
sangat beragam. Limbah cair dengan kandungan polutan yang berbeda kemungkinan
akan membutuhkan proses pengolahan yang berbeda pula. Proses- proses pengolahan
tersebut dapat diaplikasikan secara keseluruhan, berupa kombinasi beberapa proses
atau hanya salah satu. Proses pengolahan tersebut juga dapat dimodifikasi sesuai
dengan kebutuhan atau faktor finansial.
139
Limbah yang dihasilkan industri migas umumnya mengandung logam-logam
berat maupun senyawa yang berbahaya. Selain logam berat, limbah, atau air buangan
industri, minyak bumi juga mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon yang sangat
rawan terhadap bahaya kebakaran. Dalam setiap kegiatan industri, air buangan yang
keluar dari kawasan industri migas harus diolah terlebih dahulu dalam unit
pengolahan limbah, sehingga air buangan yang telah diproses dapat memenuhi
spesifikasi dan persyaratan yang telah ditentukan oleh pemerintah. Untuk mencapai
tujuan tersebut, maka dibangun unit Sewage dan Effluent Water Treatment di
PABRIK LPG SAGAMA.
Secara garis besar effluent water treatment di PABRIK LPG SAGAMA
dibagi menjadi dua, yaitu treatment oily water dan treatment air buangan proses.
Treatment oily water dilakukan di rangkaian separator sedangkan treatment air
buangan proses dilakukan menggunakan lumpur aktif (activated sludge) yang
merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik.
Unit pengolah air buangan terdiri dari:
1. Air Floatation Section
Air hujan yang bercampur minyak dari unit proses dipisahkan oleh CPI
separator sedangkan air ballast dipisahkan di API separator kemudian mengalir ke
seksi ini secara gravitasi. Campuran dari separator mengalir ke bak DAF Feed
Pump dan dipompakan ke bak floatation, sebagian campuran dipompakan ke
pressurize vessel. Dalam pressurize vessel udara dari plant air atau DAF
compressor udara dilarutkan dalam pressurize waste water. Bilamana pressurize
waste water dihembuskan ke pipa inlet floatation pada tekanan atmosfir, udara
yang terlarut disebarkan dalam bentuk gelembung dan minyak yang tersuspensi
dalam waste water terangkat ke permukaan air.
140
Minyak yang mengapung diambil dengan skimmer dan dialirkan ke bak floatation
oil. Minyak di dalam bak floatation oil dipompakan ke tangki recovery oil. Air
bersih dari bak floatation mengalir ke bak impounding basin.
2. Activated Oil Sludge
Aliran proses penjernian air dengan CPI Separator dan aliran sanitary dengan
pompa dialirkan secara gravitasi ke seksi activated sluge. Air hasil proses CPI dan
filtrate dehydotator dicampurkan dalam bak proses effluent dan campuran air ini
dipompakan ke pit aeration pada operasi normal dan pada emergency ke pit
clarifier melalui rapid mixing pit dan Flocculation pit. Apabila kualitas air off
spec, maka air tersebut dikembalikan ke bak effluent sedikit demi sedikit untuk
dibersihkan dengan normal proses.
Ferri Chlorida (FeCl3) dan Caustic Soda (NaOH) diinjeksikan ke bak
flocculation. Air yang tersuspensi, minyak dan sulfide dalam air kotor dihilangkan
dalam unit ini. Lumpur yang mengendap dalam bak clarifier dipompakan ke bak
thickener.
Pemisahan permukaan dari bak clarifier dilakukan secara over flow ke bak
aeration. Air kotor dari sanitary mengalir secara langsung ke bak aeration. Dalam
bak aeration ditambahkan nutrient. Selain itu, untuk menciptakan lingkungan
aerobic bak ini dilengkapi pula dengan aerator. Treatment dengan biological ini
mengirangi dan menghilangkan benda-benda organic (BOD dan COD). Setelah
treatment dengan biological, air kotor bersama lumpur dikirim ke bak aeration
kembali, sebagai lumpur dikirim ke bak thickener.
Pemisahan pemurnian air dari bak sedimentasi mengalir dari atas ke
Impounding Basin. Unit Sewage and Effluent Water Treatment dirancang untuk
system waste water treatment yang bertujuan memproses buangan seluruh kegiatan
dari unit proses dan area pertangkian dalam batas-batas effluent yang ditetapkan
air bersih. Kapasitas unit ini sebesar 600m3/jam dimana kecepatan effluent
141
didesain untuk penyesuaian kapasitas 180 mm/hari curah hujan di area proses dan
utilitas.
Dari proses diatas terjadi beberapa interaksi, diantaranya :
a. Proses fisik
Pada proses ini diusahakan agar minyak maupun buangan padat dipisahkan
secara fisik. Setelah melalui proses fisik tersebut, kandungan minyak dalam
buangan air hanya diperbolehkan ±25 ppm.
b. Proses kimia
Proses ini dilakukan dengan menggunakan bahan penolong seperti koagulan,
flokulan, penetrasi, pengoksidasi dan sebagainya, yang dimaksudkan untuk
menetralkan zat kimia berbahaya dalam air limbah. Senyawa yang tidak
diinginkan diikat menjadi padat dalam bentuk endapan lumpur yang
selanjutnya dikeringkan.
c. Proses mikrobiologi,
Proses mikrobiologi merupakan proses akhir dan berlangsung lama dan hanya
dapat mengolah senyawa yang sangat sedikit mengandung senyawa logam
berbahaya. Pada dasarnya proses ini memanfatkan mahluk hidup(mikroba)
untuk mengolah bahan organik. Semua air buangan yang biodegradable dapat
diolah secara biologi. Tujuannya untuk mengumpulkan dan memisahkan zat
padat koloidal yang tidak mengendap serta menstabikan senyawa-senyawa
organic. Sebagai pengolahan sekunder, penglahan secara biologi dipandang
sebagai pengolahan ynag paling murah dan efisien. Dalam beberapa
dasawarsa telah berkembang berbagai metode pengolahan limbah secara
biologi dengan segala modifikasinya.
Konsep yang digunakan dalam proses pengolahan limbah secara biologi
adalah eksploitasi kemampuan mikroba dalam mendegradasi senyawa-
142
senyawa polutan dalam air limbah. Pada proses degradasi, senyawa-senyawa
tersebut akan berubah menjadi senyawa-senyawa lain yang lebih sederhana
dan tidak berbahaya bagi lingkungan. Hasil perubahan tersebut sangat
tergantung pada kondisi lingkungan saat berlangsungnya proses pengolahan
limbah. Oleh karena itu, eksolitasi kemampuan mikroba untuk mengubah
senyawa polutan biasanya dilakukan dengan cara mengoptimalkan kondisi
lingkungan untuk pertumbuhan mikroba sehingga tercapai efisiensi yang
maksimum.
d. Dehydrator dan Incenerator section
Padatan berupa lumpur yang terkumpul dari floatation section dan activated
sludge ditampung pada sebuah bak. Selanjutnya lumpur tersebut dipisahkan
airnya dengan bantuan bahan kimia dan alat mekanis berupa alat yang bekerja
memisahkan cairan-padatan dan dengan memutarnya pada kecepatan tinggi.
4.7.1.2 Pengolahan Limbah Gas
Limbah gas dari kilang ini diolah di sulfur recovery unit dan sisanya dibakar
di incinerator (untuk gas berupa H2S dan CO) maupun flare (gas hidrokarbon).
4.7.1.3 Pengolahan Limbah Padat
Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri migas yang
tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas, karena akan mencemari lingkungan.
Pada sludge selain mengandung lumpur, pasir, dan air juga masih mengandung
hidrokarbon fraksi berat yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses. Apabila
dihasilkan limbah padat berupa sludge maka perlu dimusnahkan. Sludge ini juga
tidak dapat di buang ke lingkungan sebab tidak terurai secara alamiah dalam waktu
singkat. Pemusnahan hidrokarbon perlu dilakukan untuk menghindari pencemaran
143
lingkungan. Dalam upaya tersebut, PABRIK LPG SAGAMA melakukannya dengan
membakar sludge dalam suatu ruang pembakar (incinerator) pada temperature 800ºC.
Lumpur/pasir yang tidak terbakar dapat digunakan untuk landfill atau dibuang di
suatu area, sehingga pencemaran lingkungan dapat dihindari.
4.7.1.4 Pengolahan Limbah B3
Proses pengolahan limbah B3 ini dilakukan secara biologi. proses ini cukup
berkembang dan dikenal dengan istilah bioremediasi dan viktoremediasi.
Bioremediasi adalah penggunaan bakteri dan mikroorganisme lain untuk
mendegradasi/ mengurai limbah B3, sedangkan Vitoremediasi adalah penggunaan
tumbuhan untuk mengabsorbsi dan mengakumulasi bahan-bahan beracun dari tanah.
Kedua proses ini sangat bermanfaat dalam mengatasi pencemaran oleh limbah B3 dan
biaya yang diperlukan lebih murah dibandingkan dengan metode Kimia atau Fisik.
Namun, proses ini juga masih memiliki kelemahan. Proses Bioremediasi dan
Vitoremediasi merupakan proses alami sehingga membutuhkan waktu yang relatif
lama untuk membersihkan limbah B3, terutama dalam skala besar. Selain itu, karena
menggunakan makhluk hidup, proses ini dikhawatirkan dapat membawa senyawa-
senyawa beracun ke dalam rantai makanan di ekosistem.
4.7.2 Kesehatan dan Keselamatan Kerja
4.7.2.1 Pengelolaan Bahaya dan Dampak di PABRIK LPG SAGAMA
Penanganan Bahaya dan Dampak
PABRIK LPG SAGAMA memberikan Material Safety Datasheet (MSDS)
untuk setiap material yang berbahaya yang dibawa ke dalam area kontruksi.
Hanya pekerja yang terlatih dan berpengalaman dengan peralatan pelindung
diri yang dapat membawa material ini.
144
Paparan Bahaya
Sistem yang digunakan untuk memantau paparan pekerja terhadap bahan
kimia atau unsur-unsur fisik yaitu dengan sistem inpeksi keselamatan (Safety
Inspection). Inspeksi keselamatan dilakukan rutin untuk semua area yang
memerlukan perhatian khusus, baik area kunjungan secara acak ataupun
merupakan hasil dari kejadian atau kecelakaan.
Penanganan Potensi Bahaya
Pre-job meeting dilakukan untuk memberitahu para pekerja mengenai bahaya
yang mungkin timbul seperti bahan kimia, kebisingan. Pre-Job
Meeting dilakukan untuk menegaskan dan mengulangi persyaratan/ prosedur/
standar safety. Pre-Job meeting membahas topik - topik sebagai berikut :
Memberikan informasi yang lebih detail mengenai pekerjaan yang
akan dilakukan kepada pekerja dan bahaya yang menyertainya
Memberikan informasi mengenai Mitigasi Risiko yang telah dibuat.
Memberikan informasi mengenai Safety Plan & Regulations,
Emergency Management Plan, Lockout/tag out Procedure, batasan
area yang boleh dimasuki, sistem ijin kerja, sistem ijin peralatan berat,
dll.
Memberikan informasi mengenai aturan keamanan termasuk access
arrangement dan aturan safety seperti fire protection, pengaturan
pertolongan pertama, Ijin kerja,dll.
4.7.2.2 Safety Training Untuk Pekerja
Sebelum dimulainya pekerjaan, seluruh pekerja mendapatkan pelatihan
sebelum diberikannya ijin bekerja di area PABRIK LPG SAGAMA. Pelatihan
mencakup hal-hal sebagai berikut :
145
Safety Regulations
Penggunaan alat pellindung diri baik secara umum maupun pada pekerjaan
tertentu
Tanggap darurat termasuk prosedur evakuasi
Prosedur Komunikasi pada saat darurat
Safety standard dan prosedur yang terkait dengan pekerjaan yang beresiko
tinggi.
Tindakan pencegahan pada area yang berbahaya
Training ini akan membuat pekerja lebih mengetahui penerapan Keselamatan
kerja di PABRIK LPG SAGAMA.
4.7.2.3 Alat Penunjang Keselamatan Di PABRIK LPG SAGAMA
4.7.2.3.1 Safety Shower dan Eye Shower
Safety shower merupakan salah satu sarana penunjang dari manajemen risiko
perusahaan. Safety shower merupakan alat darurat atau alat pertolongan pertama
untuk membersihkan atau mencuci dengan air bila terjadi kecelakaan yang
diakibatkan terkena bahan kimia. Jenis safety shower adalah body shower (shower
untuk seluruh tubuh) dan eye shower (shower untuk mata).
Ada hal yang perlu diperhatikan dalam mengoperasikan eye shower. Hal
tersebut yaitu saat membuka valve dari eye shower agar dilakukan secara perlahan-
lahan, agar pancaran air tidak sakit di mata.
Gambar 4.51 Safety Shower dan Eye Shower
146
4.7.2.3.2 Alat Perlindungan Diri
Alat perlindungan diri bagi karyawan merupakan standar utama bagi suatu
perusahaan untuk melindungi karyawannya dari ancaman gangguan terhadap aspek
keselamatan kerja dan kesehatan saat bekerja. Berdasarkan kebutuhan utama di
lapangan, alat pelindung diri dapat dibagi menjadi:
1) Umum
Alat pelindung diri sebagai syarat minimal untuk masuk plant, yaitu: safety
helmet, googles, dan safety shoes.
2) Khusus
PPE yang digunakan sesuai dengan kebutuhan karyawan di tempat kerja
masing-masing berdasarkan bahaya dan resiko yang ada. Misalnya: safety
goggles, respirator, pelindung telinga, sarung tangan, earplug dsb.
Berikut ini adalah beberapa alat pelindung diri yang digunakan dalam pabrik migas:
a. Alat pelindung jatuh
Alat pelindung jatuh yang digunakan pada industri petrokimia ini adalah sabuk
pengaman /safety belt merupakan salah satu pengaman untuk perlindungan bagi
pekerja dalam melakukan aktifitas kerja pada tempat-tempat yang tinggi dimana
pekerja terdapat kemungkinan jatuh.
Hal-hal yang perlu diperhatikan terhadap alat pelindung jatuh, yaitu:
- Sabuk pengamanan yang digunakan harus di tempat-tempat yang tinggi di
atas 4 ft, ujung tali harus diikat kuat pada bangunan/penopang yang
mampu menhan berat badan.
- Memastikan komponen sabuk pengaman dalam kondisi harus baik, yang
terdiri dari tali, D-ring, buckles, cuts, stitching dan abration.
- Untuk menjaga sabuk tetap dalam kondisi baik, maka perlengkapan sabuk
harus dibersihkan dengan air panas dan sabun serta penyimpanannya
terhindar dari sinar matahari dan ultaviolet yang sangat kuat,juga bahan
kimia yang menyebabkan serabut belt menjadi rapuh dan lemah.
147
Jenis perlengkapan pelindung jatuh terdiri dari:
i. Sabuk atau harnesses yang dilengkapi komponen stitching, buckles, D-ring,
cuts dan abration.
ii. Tali yang terdiri dari komponen: rot, proper hook dan knots, frayed atau
broker strands.
b. Alat perlindungan pernapasan
Kegunaan alat perlindungan ini terutama dalam keadaan darurat, misal tenaga
kerja harus menolong orang lain yang mengalami kecelakaan/bila harus
meloloskan diri dari udara atmosfer yang mendadak komposisinya mengalami
perubahan sedemikian sehingga membahayakan jiwanya/pada saat harus
melakukan perbaikan mesin-mesin/alat-alat di tempat yang kadar kontaminan
sangat tinggi.
i. Respirator/air purifying respirator yang berfungsi membersihkan udara yang
telah terkontaminasi berupa debu-debu, gas, uap logam, asap dan kabut dan
melindungi seorang tenaga kerja yang telah menghirup bahaya tersebut. Chem
respirator (kontaminan uap dan gas), mech filter respirator (debu, kabut, uap
logam, asam), cartridge/canister respirator (campuran gas/uap dengan partikel
zat padat yang dilengkapi dengan filter).
ii. Breathing apparatus (air supply respirator), yang mensupply udara bersih atau
oksigen kepada pemakainya. Respirator ini tidak dilengkapi dengan filter atau
cartridge, melainkan mensupply pemakai dengan udara kompresi/udara
bersih/ dari tabung oksigen.
148
Gambar 4.52 Alat Perlindungan Pernapasan (Respirator)
c. Alat perlindungan tangan
Untuk melindungi dari kemungkinan bahaya yang terjadi, maka diharapkan
pekerja dalam melakukan aktivitas kerjanya selalu mengenakan gloves, yang
harus disesuaikan dengan kondisi kerja dan dalam keadaan tidak
melukai/kontaminasi terhadap tangan.
Macam-macam sarung tangan menurut jenis bahaya yang harus dicegah:
i. Sarung tangan asbes, kulit, PVC harus dipakai bila panas yang disebabkan
adalah panas yang ditimbulkan dalam kerja pabrik, misal pengelasan, sarung
tangan yang digunakan harus melewati pergelangan tangan.
ii. Sarung tangan karet, terbuat dari bahan sintetis, vinyl, serta natural, untuk
melindungi tangan dari bahan-bahan kimia kaustik asam, basa dan berbagai
jenis bahan pelarut lainnya.
iii. Sarung tangan kanvas/kulit, pakai sarung tangan dari kanvas atau katun berat
biasanya dipakai bila bahaya utama adalah panas yang sangat tinggi akibat
gesekan.
iv. Sarung tangan kulit dengan lapisan krom atau bahan PVC dengan desain
khusus, untuk mengurangi bahaya bila bersentuhan dengan benda tajam.
149
Gambar 4.53 Alat perlindungan tangan (gloves)
d. Alat pelindung kaki
Sepatu pengaman harus melindungi pekerja terhadap kecelakaan yang disebabkan
oleh barang berat yang jatuh ke atas kaki, paku yang menonjol, logam cair, dan
sebagainya.
Jenis-jenis alat yang dipakai:
i. Sepatu pelindung, biasa dalam keadaan baik harus memberikan sedikit
perlindungan terhadap benturan akibat benda jatuh atau tusukan benda tajam
agar aman, ujung berlapis baja dalam lapisan kulit.
ii. Sepatu pelindung kaki yang dipakai tidak akan terjadi slip atau tinggi
tumitnya minimal 3/8 inch, maksimal 1-1/2 inch.
Gambar 4.54 Safety shoes
e. Alat pelindung mata
Alat pelindung mata digunakan pekerja dari serpihan benda-benda halus serta
cipratan bahan kimia yang dapat masuk dan menyebabkan iritasi pada mata atau
150
bahkan dapat melukai mata. Alat ini juga melindungi mata pekerja dari benturan
terhadap benda keras. Untuk perlindungan mata tersebut, disediakan alat
pelindung diri googles atau kacamata pelindung bagi para pekerja.
Gambar 4.55 Alat pelindung mata (googles)
f. Alat pelindung telinga
Alat pelindung telinga biasanya digunakan pada daerah yang terletak alat-alat
yang dapat menimbulkan suara bising seperti kompresor, pompa, steam generator,
conveyor, dan alat-alat lain yang menggunakan motor sebagai penggerak. Untuk
perlindungan terhadap telinga tersebut setiap karyawan yang berurusan dengan
alat proses tersebut diwajibkan menggunakan earplug yang disediakan oleh
perusahaan.
Gambar 4.56 Alat pelindung telinga (earplug)
g. Alat pelindung kepala
Alat pelindung kepala yang digunakan berupa safety helmet. Pelindung kepala
ini merupakan alat pelindung yang digunakan untuk melindungi kepala dari
benturan benda keras saat bekerja di lapangan.
151
h. Alat pelindung tubuh
Alat pelindung tubuh berupa akaian pelindung yang aman. Pakaian ini bernama
coverall yang berfungsi untuk menghindari kemungkinan adanya kebocoran atau
tumpahnya cairan produk dalam jumlah besar, sehingga dapat melindungi tubuh
dan menghindari kontak langsung dengan kulit pekerja. Untuk membersihkan
tumpahan harus menggunakan bahan penyerap inorganik yang tidak mudah
terbakar. Selain itu, baju pelindung atau pakaian pekerja yang digunakan tidak
boleh yang memiliki lipatan dibagian bawah celananya
.
Gambar 4.57 Alat pelindung tubuh (coveralls)
4.7.3.1.3 Alat Pemadam Kebakaran
Penentuan jenis alat pemadam kebakaran yang disediakan untuk
memadamkan api dan usaha pencegahan dan penanggulangan kebakaran disesuaikan
dengan klasifikasi kebakaran, keadaan gedung dan barang-barang yang ada pada
bangunan.
Klasifikasi jenis kebakaran, sebagai berikut:
Tabel 4.50 Klasifikasi Jenis Kebakaran
Klasifikasi Kebakaran Jenis Kebakaran Bahan
Klasifikasi A Padat
Kayu
kain
kertas, dll
152
Klasifikasi B Cair
minyak
varnish
cat, dll
Klasifikasi C elektrik, gas, dan uap
Semua jenis elektrik
bythane
propane
Liquid Petroleum Gas (LPG)
Avatalane, dll
Klasifikasi D Logam
Potassium
Sodium
Kalsium
Magnesium, dll
Jenis alat pemadam kebakaran, antara lain:
1. Alat pemadam api jenis air, terdiri dari dua jenis yaitu:
a) Soda Acid
b) Water CO2
Alat pemadam api jenis soda acid sudah tidak digunakan lagi karena berbahaya bagi
manusia. Alat pemadam api jenis air ini digunakan untuk memadamkan Kelas Api-A.
Alat pemadam ini memiliki spesifikasi sebagai berikut:
a) Tabung berwarna merah.
b) Jarak semprotan untuk tabung 9 liter (12-15 kg) adalah 6 meter.
c) Waktu penggunaan ialah 1-2 menit bergantung kepada ukuran tabung
2. Alat pemadam api jenis debu kering, terdiri dari tiga jenis yaitu:
a) Debu kering kelas BC
Kelas Api - B dan C
b) Debu kering kelas ABC
Kelas Api - A, B dan C
153
c) Debu kering kelas D
Kelas Api - D
Alat pemadam api jenis debu kering memiliki spesifikasi sebagai berikut:
a. Tabung berwarna biru muda
b. Terdiri dari bahan-bahan kimia seperti:
Sodium Bikarbonat (97%)
Magnesium Stearat (1.5%)
Magnesium Karbinat (1%)
Trikalsium Phosphate (0.5%)
c. Ukuran tabung 1-12 kg
d. Jarak semprotan untuk tabung 9 liter adalah 4-6 meter
e. Lama waktu penggunaan tergantung ukuran, untuk ukuran 14-16 kg
adalah 15 detik
3. Alat pemadam api jenis karbondioksida (CO2)
Alat pemadam ini digunakan untuk memadamkan Kelas Api-B dan C. Alat
pemadam api jenis karbondioksida (CO2) spesifikasi sebagai berikut:
a. Tabung berwarna hitam
b. Jarak semprotan untuk tabung 4.5-8 kg adalah 2 meter
c. Waktu pengeluaran ialah 14 detik
d. Gas CO2 dalam tabung berbentuk cecair.
e. Kadar pengembangan ialah 450:1
4. Alat pemadam api jenis buih (foam), terdiri dari tiga jenis:
a. jenis Buih Kimia
b. jenis Self-Aspirating
c. jenis Non-Aspirating AFFF
154
Selain alat pemadam kebakaran, dibutuhkan sarana lain yang mendukung
sistem pemadaman api terutama saat sistem penanganan pertama masih belum
mampu memadamkan api. Sarana penunjang tersebut adalah hydrant. Terdapat 2
jenis hydrant yang biasa digunakan, yaitu:
a. Hydrant air (WH: Water Hydrant)
Hydrant air digunakan untuk kebakaran secara umum, kelas A, yaitu
kebakaran yang berasal dari bahan padat non logam (kayu, kertas, plastik,
dsb) dan sebagai pendingin serta untuk pelindung diri (tirai air).
b. Hydrant Foam (FH: Foam Hydrant)
Hydrant foam digunakan untuk memadamkan kebakaran kelas B, yaitu
kebakaran dari bahan bakar cair (minyak, kerosene, dsb), karena bahan bakar
lebih ringan dari air sehingga tidak dapat dipadamkan dengan air.
Jika pemadaman kebakaran sudah tidak dapat ditanggulangi lagi, maka
diperlukan alat bantu pemadaman yang lebih memadai. Untuk mengatasi jika
terjadi kebakaran yang besar maka pabrik inii dilengkapi juga dengan unit
mobil pemadam kebakaran. Agar mampu mengatasi kebakaran dan mencegah
semakin melebarnya kebakaran maka pabrik ini dilengkapi dengan tiga unit
mobil pemadam mobil kebakaran.
4.7.3.1.4 Gas detector addressable dengan computer
Gambar 4.58 Gas Detector Addressable
155
Sistem pengindera kebocoran gas atau yang umum dikenal dengan gas alarm
system adalah suatu sistem terintegrasi yang didesain dan dibangun untuk mendeteksi
adanya gejala kebocoran gas, untuk kemudian memberi peringatan (warning) dalam
sistem evakuasi dan ditindak lanjuti secara otomatis.
Keunggulan Sistem Komputer deteksi kebocoran Gas dengan sistem Addressable :
Sensitif dalam mendeteksi kebocoran gas elpiji atau bensol maupun blue gas,
saat 10% LEL (+/-5%) konsentrasi gas terdeteksi pada permukaan sensor
(sensitifitas bisa di atur).
Bunyi alarm sangat keras (diatas 85dB) sehingga menarik perhatian untuk
segera mengatasi sumber kebocoran gas.
Komputer akan menyimpan data kejadian secara real time baik hari, jam,
menit atau detik dalam bentuk database sehingga memudahkan management
untuk mengevaluasi keurangan sistem pengaman gedung.
Gambar 4.59 Tampilan layar komputer untuk komputer alarm
Semua detector dan alat pemberi masukan mempunyai alamat addressable
yang spesifik, sehingga proses pelacakan kebocoran gas dan evakuasi dapat
dilakukan langsung pada titik yang diperkirakan mengalami kebocoran
156
Dengan Konfigurasi Komputer untuk mengecek ruang manakah yang sedang
terjadi kebocoran gas LPG, pencegahan kebakaran dapat segera diatasi.
Sistem kontrol monitoring gas detetor akan segera menampilkan titik
kebocoran gas, mengaktifkan alarm bell dalam ruang control room dan
menampilkan pesan kejadian secara langsung pada layar komputer pada saat
terjadi kebocoran gas. Seperti digambarkan dalam animasi berikut.
Beberapa tempat yang sangat cocok dipasang detektor kebocoran gas adalah :
Tempat yang mempunyai nilai tinggi dan penting untuk dijaga kelangsungan
kerjanya, misalnya : ruang dapur, saluran pipa gas di area ducting
Tempat yang sangat sulit untuk melakukan maintenance, misalnya: dalam
ducts, ceiling, rest floor maupun gudang yang tinggi ataupun ruang produksi
yang dibawahnya terdapat saluran gas.
Sistem Deteksi kebocoran gas yang dibuat merupakan penggabungan detector
gas, modul controller input dan output dan computer. Detector ditempelkan pada
dinding, atau dekat dengan saluran pipa gas & di hubungkan dengan modul controller
untuk kemudian diproses oleh computer sebagai sebuah input data kondisi kebocoran
gas. Sistem detector sangat banyak diaplikasikan untuk villa, rumah makan, hotel,
area pasar, apartement perusahaan dll. Sistem pendeteksian gas yang dibuat akan
menampilkan status semua data detector di layar komputer dan secara otomatis akan
mengaktifkan bell alarm pada saat terjadi kebocoran gas. Dimana setiap kejadian
kebocoran akan tercatat secara otomatis dalam database untuk evaluasi dan
maintenance.
Deskripsi sistem mengaktifkan alarm bell saat kebocoran gas terjadi yaitu
pada saat terjadi kebocoran gas, maka status unit detector gas akan secara otomatis
aktif dan mengirmkan sinyal status ke unit controller untuk diproses sebagai data
digital yang kemudian oleh komputer diproses sebagai data input. Komputer akan
157
mencari database penyimpanan alamat addressable gas detector yang aktif untuk
kemudian memerintahkan modul controller segera mengaktifkan bell alarm tanda
terjadinya kebocoran gas. Sistem komputer juga akan memberitahukan langsung ke
layar komputer dalam bentuk pesan khusus "telah terjadi kebocoran gas pada zona
dan ruang yang dimaksud”.
4.7.3.1.5 Fire Alarm System
Fire alarm system terdiri dari Manual Call Point, Indicator Lamp, dan Fire
Bell. Disebut tiga serangkai, karena ketiganya biasa dipasang di tembok berjajar ke
bawah ataupun ditempatkan dalam satu plat metal yang berada tepat di atas lemari
hidran (selang pemadam).
1. Manual Call Point (MCP)
Gambar 4.60 Manual Call Point
Fungsi alat ini adalah untuk mengaktifkan sirine tanda kebakaran (Fire Bell)
secara manual dengan cara memecahkan kaca atau plastik transparan di bagian
tengahnya. Istilah lain untuk alat ini adalah Emergency Break Glass. Di dalamnya
hanya berupa saklar biasa yang berupa microswitch atau tombol tekan. Salah satu
aspek yang harus diperhatikan adalah soal lokasi penempatannya. Terbaik jika
unit ini diletakkan di lokasi yang:
158
- sering terlihat oleh banyak orang,
- terlewati oleh orang saat berlarian ke luar bangunan,
- mudah dijangkau.
Untuk menguji fungsi alat ini tidak perlu dengan memecahkan kaca, karena sudah
tersedia tongkat atau kunci khusus, sehingga saklar bisa tertekan tanpa harus
memecahkan kaca.
2. Fire Bell
Gambar 4.61 Fire Bell
Fire Bell akan membunyikan bunyi alarm kebakaran yang khas. Suaranya
cukup nyaring dalam jarak yang relatif jauh. Aturlah kembali dudukannya dengan
cermat sampai bunyi bel terdengar paling nyaring.
3. Indicator Lamp
Gambar 4.62 Indicator Lamp
159
Saat terjadi kebakaran maka alarm kebakaran akan berbunyi sehingga dalam
waktu kurang dari 15 menit, petugas pemadam kebakaran PABRIK LPG SAGAMA
akan tiba di tempat kejadian untuk segera memadamkannya.
Tabel 4.51 MSDS LPG
Description Min Maks
1. Specific Gravity at 60/60 ° F To be reported
2. Vapour pressure 100 ° F psig - 120
3. Weathering test at 36 ° F % Vol 95 -
4. Copper Corrosion 1 hrs 100 ° F - ASTM No.1
5. Total Sulphur, grains/100 cuft -
6. Water content No/free of water
7. Komposisi : D-2163 Test
C2 % vol - 0.2
C5 + (C5 and heavier ) % vol 97.5 -
8. Ethyl or Buthyl mercaptan added ml/100 AG
50
160
4.7.3 HIRA HAZID DAN HAZOP
4.7.3.1 HIRA (Hazard Identification And Risk Assesment)
Analisa identifikasi sebuah kondisi atau situasi dimana berpotensi menyebabkan cedera baik fisik maupun psikologi pekerja
serta membahayakan instrumen dan lingkungan yang dilakukan pada AKTIVITAS HARIAN DAN KHUSUS suatu instalasi industri.
Berikut ini merupakan tabel analisa HIRA pada PABRIK LPG SAGAMA:
Tabel 4.52 Analisis Hazard Identification And Risk Assesment Pada LPG SAGAMA
NO JENIS
KEGIATAN
POTENSI
BAHAYA EFEK BAHAYA
TINGKAT
EFEK
BAHAYA
FREKUENSI
BAHAYA RESIKO PENCEGAHAN
RESIKO
AKHIR
1 Pengecekan
kondisi operasi di
lapangan
Kebocoran gas Keracunan H M M Pemakaian masker,
respiratory masker,
safety glass.
L
Iritasi kulit dan mata
Lemas
Pingsan Pemakaian baju
pelindung Kematian
Kepala terantuk
pipa atau alat
yang posisinya
rendah
Luka memar M L M Pemakaian safety
helmet
L
Pendarahan
Pingsan
Kematian
Kaki tertimpa
alat
Luka memar M M M Pemakaian safety
shoes
M
Pendarahan
2 Pemasangan atau
instalasi alat berat
Terjepit alat,
tertimpa alat
Luka permanen H L H Pemakaian safety
helmet
M
161
Disfungsi alat tubuh Memasang tanda
peringatan ada
pekerjaan Kematian
3 Pemasangan atau
instalasi listrik
Terkena aliran
listrik
Tersetrum H M H Pemakaian safety
shoes
L
Kematian Pemakaian sarung
tangan
4 Perbaikan pompa
dan kompresor
Terkena aliran
listrik
Tersetrum H M H Pemakaian sarung
tangan
L
Pemakaian safety
shoes
Kematian Memasang tanda
peringatan ada
pekerjaan
5 Perawatan kolom
distilasi dan
absorber
Jatuh dari atas
kolom
Luka memar H M H Pemakaian tali
pengaman
H
Pendarahan
Patah tulang Pemakaian semua
peralatan safety Disfungsi alat tubuh
Kematian
162
4.7.3.2 HAZID (Hazard Identification)
Pengidentifikasian bahaya berdasarkan TEMPAT/LOKASI KEGIATAN. Tabel di bawah ini merupakan analisa
pengidentifikasian bahaya pada PABRIK LPG SAGAMA:
Tabel 4.53 Analisis Hazard Identification Pada PT LPG SAGAMA
No. Lokasi Deksripsi Potensi
Bahaya
Faktor
Pemicu
Tingkat
Kerusakan Kemungkinan Proteksi
1. Plant Permasalahan
dalam plant
Kebakaran
Umpan (Gas
alam) mudah
terbakar Severe Likely
Menyediakan sarana fire
safety yang memadai
Penggunaan bahan bangunan
yang tahan api
Letak area proses yang sangat
mudah terbakar dipisahkan di tempat
yang aman
Korsleting
pada utilitas
generator
listrik
Major Unlikely
Memasang proteksi listrik
seperti sekering pada rumah-rumah
Melakukan pengawasan pada
sistem transmisi
Ledakan
Over pressure,
over heat pada
alat-alat utama Major Likely
Melakukan pengawasan ketat
terhadap proses
Menggunakan proses kontrol
yang baik
Melakukan pengarahan teknis
serta perawatan secara berkala
163
2. Lingkungan
Sekitar
Ekosistem di
sekitar pabrik
Pencemaran
tanah, udara,
air
Zat-zat yang
terkandung
pada gas yang
keluar dari
stack, terdapat
sisa
pembakaran
yang tidak
sempurna
Major Likely Melakukan inspeksi secara
berkala terhadap komposisi gas
buangan tersebut
3. Sekitar
Plant
Kehidupan
social
masyarakat di
sekitar plant
Bahaya
terhadap
masyarakat
sekitar
Aktivitas
masyarakat di
sekitas plant
yang terkadang
tidak
memperhatikan
faktor bahaya
Major Likely
Memasang rambu peringatan
di sekitar wilayah plant terutama di
area berbahaya
Membangun pagar atau
tembok pemisah antara plant dengan
pemukiman warga dengan hanya
terdapat pintu kecil untuk akses
Mengadakan patroli untuk
mengontrol kemungkinan terjadinya
aktivitas masyarakat di sekitar plant
Mengadakan sosialisasi
tentang larangan serta bahaya di
sekitar plant
164
4. Jaringan
Perpipaan
Kebocoran pipa
pengangkut gas
alam dari
lapangan
pengeboran
Kerugian besar
terutama
karena
terbuangnya
gas alam
Korosi,
tekanan gas
terlalu besar
sehingga dapat
terjadi blow
out
Major Likely
Melakukan pengontrolan
pada pipa dengan memasang CCTV
dan alat sensor tekanan
Secara berkala,
pemeriksanaan jaringan dan
sambungan dengan sabun, deterjen
harus dilakukan
sehingga letak kebocoran
sejak dini dapat dilakukan dan dapat
dilakukan upaya perbaikan
Melakukan penjadwalan
inspeksi secara berkala (mingguan
atau bulanan sesuai) dengan
jadwal yang ditentukan oleh
pihak konstruktor atau manufaktur
peralatan.
5. Main
Utilities
Kerusakan dryer
sehingga
kandungan
outletnya
masing
mengandung
kadar H2O
cukup tinggi
Turunnya
mutu LPG
Korosi lebih
besar daripada
korosi
allwance (1,5
mm), tekanan
kerja lebih
besar daripada
tekanan kerja
maksimum
Minor Unlikely Adanya aliran recycle produk
untuk pengurangan kadar air lagi,
adanya controller Suhu dan Tekanan
6. LPG Plant
Tank
Storage
Kebocoran tank
storage
Dapat terjadi
ledakan karena
LPG mudah
meledak.
Korosi, gempa
bumi atau
banjir Severe Unlikely
Peremajaan tank,
pemeriksaan rutin, penyimpanan
storage tank di gedung atau ruangan
tertutup
165
Facilities
Dapat
mengakibatkan
kematian
Pressure
regulator pada
tangki tidak
berfungsi
dengan baik
sehingga
tekanan tidak
terkontrol
Kebakaran dan
ledakan besar
karena tekanan
tinggi
sehingga
suhunya lebih
tinggi daripada
suhu ignitation
Pemeriksaan
rutin yang
kurang sering
dilakukan
khususnya
pada pressure
regulator
Severe Unlikely Peremajaan fasilitas yang
sudah rusak memeriksa tekanan pada
tangki
7.
Unit
Pengolahan
Limbah
Alat-alat
pengolahan
limbah tidak
berfungsi
dengan baik
sehingga limbah
yang dibuang
dapat
mencemari
lingkungan
Pencemaran
Lingkungan
Alat-alat
tersebut sudah
fatique,
fracture dan
sudah
waktunya
peremajaan
Major Unlikely
Selalu mengaudit secara rutin
antara indikator Suhu dan Tekanan,
memilih material unit pengolahan
limbah yang tahan korosi dan
tekanan tinggi
166
4.7.3.3 HAZOP (Hazard And Operability Study Hazard)
Standar teknik analisis bahaya yang digunakan dalam persiapan penetapan keamanan dalam sistem baru atau modifikasi
untuk suatu keberadaan POTENSI BAHAYA atau masalah operabilitasnya.
Tabel 4.54 Analisis Hazard And Operability Study Hazard Pada PABRIK LPG SAGAMA
No
de Deviasi
Penyebab Akibat Implikasi Indikator Sev Lik Risk Pencegahan
Parameter Kata
panduan
ko
lom
ad
sorp
si
Temprature
Less laju alir steam
terlalu rendah
Daya adsorb
adsorben rendah
Masih terdapat
pengotor dalam
gas Temperatur
2 C L
Mengontrol laju
alir steam
More Laju alir steam
terlalu tinggi
Rusaknya
adsorben
Proses adsorpsi
menjadi tidak
sempurna
3 C H
Ko
mp
reso
r
Tekanan
Less
rusaknya sel
pelindung di
sekeliling piston,
sehingga gas
dapat lewat ke
bagian belakang
piston
tidak dicapainya
spesifikasi
tekanan produk
kualitas akhir
LPG turun
Tekanan
2 E L
melakukan
penggantian seal
pistonuntuk
jangka waktu
tertentu
More
Tersumbatnya
valve keluaran
kompresor
meledaknya
kompresor Shut down 4 E H
membersihkan
saluran da valve
keluaran
kompresor
Flow Less penyumbatan
dalam pompa
ketersediaan
fluida untuk
proses terhambat
Proses
selanjutnya
berjalan tidak
sempurna
Alarm 3 D M
Membersihkan
pompa dan
kontrol secara
berkala
167
More kinerja impeller
berlebihan
pompa cepat
rusak
menambah
biaya
pengeluaran
pabrik
4 D H kontrol secara
berkala C
O2
Ab
sorb
er
Flow
Less
valve pengontrol
laju alir
terganggu
sehingga aliran
terlalu kecil
Masuknya cairan
ke saluran gas
yang ada di
bagian bawah
kolom penyerapan
CO2 tidak
optimal;
absorber rusak
Flow
2 D L melakukan
pengecekan
valve kontrol laju
alir secara
berkala
More
valve pengontrol
laju alir
terganggu
sehingga aliran
terlalu besar
Gas yang keluar
dari kolom
absorber masih
mengandung
banyak cairan
3 D M
Tekanan
More
Tersumbatnya
valve keluaran
absorber
beban absorber
berlebih
absorber
meledak
Flow
4 E H
Melakukan
pembersihan
saluran dan valve
keluaran
absorber
Less
rusaknya
selpelindung di
sekeliling piston,
sehingga gas
dapat lewat ke
bagian belakang
piston
kerja absorber
tidak optimal
tidak dicapainya
spesifikasi
tekanan produk
3 D M
melakukan
penggantian seal
pistonuntuk
jangka waktu
tertentu
Temperatur Less
Kontrol
temperatur
mengalami
gangguan; terjadi
scaling pada
dinding absorber
sebelah luar
Terjadi
kondensasi
hidrokarbon berat
pada kolom
Terjadi
foaming,
sehingga
pengikatan CO2
oleh DEA tidak
berlangsung
dengan baik
Flow and
Temperatur 3 C H
melakukan
pengecekan pada
unit furnace dan
pengontrol suhu
secara berkala;
memonitor bila
terjadi kerusakan
pada badan
168
absorber
More
Kontrol
temperatur
mengalami
gangguan
DEA akan
terdekomposisi
Pengikatan CO2
oleh DEA tidak
berlangsung
dengan baik
4 D H
melakukan
pengecekan pada
unit furnace dan
pengontrol suhu
secara berkala
Hea
t ex
cha
ng
er Temperatur
tube
Less
Kurangnya
supply aliran
cooling water;
penyumbatan
pada pipa aliran
masuk cooling
water; adanya
scale pada tube
HE; adanya
deviasi pada HE;
Pompa tidak
bekerja maksimal
Pendinginan tidak
sempurna; LPG
tidak berubah
menjadi cairan
semua
Bukaan valve
cooling water
diperbesar
Temperatur
3 C H
Perlu dilakukan
pengecekan
secara berkala
pada dinding
tube HE dan pipa
More Aliran cooling
water overflow
Boros coolong
water;
Temperatur
keluaran tidak
sesuai dengan
keinginan
Bukaan valve
cooling water
diperkecil
3 C H
Aliran hot oil/
colling water Less
Adanya deviasi
pada HE, pompa
tidak bekerja
maksimal
Pertukaran panas
tidak efektif
Temperatur
fluida yang
ingin
dipanaskan
lebih tinggi
Flow and
Temperatur 3 D M
Pemeliharaan HE
dan pompa
169
More Pompa overflow Pertukaran panas
tidak efektif
Temperatur
keluaran tidak
sesuai dengan
yang diinginkan
3 D M
Am
ine
reg
ener
ato
r
Temperatur
Less Kontrol
temperatur
mengalami
gangguan
Proses regenerasi
tidak optimal
Tidak
dicapainya
spesifikasi
temperatur
produk Flow and
Temperatur
3 C H Melakukan
pengecekan pada
unit furnace dan
pengontrol suhu
secara berkala More
Amineakan
terdegradasi
Pengikatan CO2
oleh DEA tidak
berlangsung
dengan baik
3 D M
Pen
gir
ima
n (
Ta
nk
er)
Material cair
(LPG)
No
Kesalahan
operator saat
mentransfer
material
Pompa vacum di
road tanker
mengalami
kapitasi
Pengiriman
tidak optimal
dan
menyebabkan
kerugian
Flow
5 D E
Penimbangan
tanker dalam
keadaan kosong;
pengecekan
rotogauge dan
dokumen;
Less
Material yang
diterima kurang
dari pengiriman
normal
Kemungkinan
pengosongan
awal tanker
3 C H
Memeriksa level
dengan
menggunakan
rotogauge
More
Ukuran tanker
kecil: pengisian
over
Overfilling taker;
terjadi ekspansi
thermal pada
pipa; tekanan
dalam tanker
meningkat
4 C E
kalibrasi
rotogauge;
memeriksa
kapasitas tanker
170
BAB V
KESIMPULAN
Dari Hasil simulasi dan perhitungan ekonomi pembangunan LPG
SAGAMA Plant di Blok Mahakam Kalimantan Timur, disimpulkan:
Teknologi proses Refrijerasi Low Temparature Separation dengan produk
LPG sebesar 97.62 ton/day dimana komposisi propana, i-butana, dan n-
butana sebesar 99.08%
Gas bumi yang masih bisa dijual sebesar 17,68 MMSCFD
Produk kondensat sebanyak 9.2818 barrel/day
Investasi yang diperlukan untuk gas umpan 20 MMSCFD senilai $ 27,000,000
Tingkat pengembalian yang disyaratkan 10% per tahun diperoleh $59,539,295
NPV, 37.5% IRR, dan PBP kurang dari 4 tahun
Dengan mengacu pada spesifikasi produk LPG SAGAMA Plant yang
dihasilkan layak dari segi teknis
Perancangan Plant dengan NPV positif, nilai IRR > 10%, dan PBP < 4 tahun
adalah layak dari segi ekonomi
Pada analisa sensitifitas, variable yang paling berpengaruh adalah perubahan
harga LPG
Safety pada kawasan pabrik LPG SAGAMA di rancang agar memberikan rasa
aman dan perlindungan terhadap seluruh pekerja yang berada di dalam
kawasan pabrik dalam melaksanakan pekerjaannya
Proses pengelolaan limbah yang dilakukan oleh PT. LPG SAGAMA sudah
memasuki Standar Baku Mutu untuk buangan limbah cair.
Desain layout PT. LPG SAGAMA untuk luas tanah adalah 16 Ha dibagi
menjadi 5 bagian, dimana sebagian besar luas dari Plant dipakai ntuk kilang (8
Ha) sisanya dipakai untuk bangunan lain (Workshop section, Fire Fighter,
Central Control Panel section, Security section, Waste Section, Power plant
section dan lain-lain)
171
BAB VI REKOMENDASI
Untuk pengembangan pabrik lebih lanjut, maka penulis memberikan
rekomendasi demi membantu manajemen pada masa yang akan datang, yaitu:
1. Perluasan rekanan untuk menjaga pendistribusian bahan baku meluas, dan
untuk mengantisipasi kenaikan permintaan gas LPG.
2. Perlunya penambahan peralatan komputer dalam penerapannya dengan
sistem yang dijalankan sehingga operasional kerja berlangsung cepat dan
tepat.
3. Untuk mengoptimalkan penggunaan komputer, dianjurkan untuk melatih
dan membimbing user atau pegawai sebagai operator komputer.
4. Perlunya pengembangan teknologi seiring dengan kemajuan teknologi dan
kapasitas pada industri migas dengan harapan produksi bisa bertambah.
5. Untuk menjaga performa keselamatan kerja para pegawai maka sebaiknya
dilakukan kerja sama dengan konsultan K3 untuk mencapai zero accident.
6. Untuk menjaga stabilitas kondisi lingkungan dari pengaruh emisi pabrik,
maka diperlukan pengontrolan pada standar baku limbah sesuai peraturan
yang ditetapkan.
7. Untuk mendapatkan tingkat pengembalian berdasarkan lifetime 20 tahun
disyaratkan besarnya PBP 10% pertahun dengan NPV > 0, nilai IRR >
MARR.
8. Demi meningkatkan kepercayaan konsumen, maka pabrik seyogianya
memutakhirkan standar ISO 9001, ISO 14001.
172
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. 2012. Pengolahan Gas Pakai Sistem Oksidasi Udara Basah. Diakses 13
Mei 2014 pada World Wide Web http://migasreview.com.
Anonim. 2012. Penanganan Limbah Padat Cair dan Gas. Diakses 13 Mei 2014
pada World Wide Web http://witasharer.blogspot.com.
Anonim. 2014. Ultrafiltration 0,01. Diakses 13 Mei 2014 pada World Wide Web
http://www.desalite.com.
B. A., Servatius. 2012. ABSORPSI GAS CO2 MELALUI KONTAKTOR
MEMBRAN SERAT BERONGGA MENGGUNAKAN LARUTAN PENYERAP
TUNGGAL DAN CAMPURAN SENYAWA AMINA: PENGARUH LAJU ALIR
CO2. Depok: TEKNIK KIMIA UNIVERSITAS INDONESIA
Dewi, Inayah. 2009. Pemanfaatan Gas Suar Bakar. Depok: FAKULTAS
TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA.
Latif, Abdul, dkk. 2007. Perancangan Pabrik Cleaner Rubber Production.
Depok: TEKNIK KIMIA UNIVERSITAS INDONESIA.
Murdany, Wiwid. 2012. STUDI KELAYAKAN PEMBANGUNAN LPG PLANT
LAPANGAN GAS SUMATERA SELATAN. Depok: FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS INDONESIA.