laporan umum kerja praktik pt.badak lng

8/16/2019 Laporan Umum Kerja Praktik PT.BADAK LNG

1/72

iv

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan rahmat serta

hidayah-Nya sehingga penulis dapat melaksanakan dan menyelesaikan laporan kerja

praktik yang telah dilakukan di Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur pada tanggal

18 Januari 2016 sampai 18 Maret 2016 di Facilities and Project Engineering Section,

Technical Department.

Laporan kerja praktik ini penulis bagi menjadi dua bagian, yakni TugasUmum dan Tugas Khusus. Tugas umum berisi tentang pengetahuan secara umum tentang

Badak LNG. Sedangkan tugas khusus bedasarkan analisa permasalahan yang berada di

section FPE. Pada kesempatan ini penulis mengangkat permasalahan dengan judul

“ Improvement Lube Oil Recovery Drain System on 31E-80/110/152/113/130/116/131/

146/153/149/154 Lube and Governor Oil Cooler (31PG-9~14) for Preventive

Maintenance”. Dimana kerja praktik dan penyusunan laporan ini merupakan salah satu

syarat dalam pemenuhan nilai mata kuliah kerja praktik di Jurusan Teknik Mesin dan

Industri, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada. Dengan demikian laporan ini

diharapkan juga dapat bermanfaat untuk keluarga besar Badak LNG.

Banyak yang telah penulis peroleh dalam menjalani kerja praktik ini. Penulis

diberikan kesempatan untuk bekerja dan bersikap profesional dalam dunia kerja. Selain

itu, penulis juga dapat belajar mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah diperoleh ke dalam

dunia kerja secara nyata, khususnya dalam bidang Teknik Mesin.

Dalam pelaksanaan kerja praktik ini, penulis banyak mendapatkan dukungandari banyak pihak. Penulis ingin mengucapkan terimakasih sebesar-besarnya kepada:

1. Allah SWT, karena rahmat dan kuasa-Nya penulis dapat melaksanakan dan

menyelesaikan kegiatan kerja praktik ini dengan baik

2.

Orang tua penulis, Bapak Budi Susetyo dan Ibu Supraptini serta keluarga besar

yang selalu memberikan doa semangat dan motovasi serta kasih saying sehinggan

penulis dapat menyelesaikan kerja praktik ini.

3.

Bapak Prof. Ir. M. Noer Ilman S.T., M.Sc., Ph.D., selaku Ketua Jurusan Teknik

Mesin dan Industri UGM.


2/72

v

4.

Bapak Dr. Kusmono, S.T, M.T., selaku Koordinator Kerja Praktik di Jurusan

Teknik Mesin dan Industri UGM.

5. Bapak Dr. Ir. Viktor Malau, DEA, selaku dosen pembimbing akademik di Jurusan

Teknik Mesin dan Industri UGM.

6. Bapak Nasrul Syahruddin selaku Facilities and Project Engineering Section

Manager di Departemen Technical , tempat penulis melaksanakan Kerja Praktik.

Terima kasih atas kesempatan yang bapak berikan kepada penulis untuk menimba

ilmu di Facilities and Project Engineering Section.

7. Bapak Achmad Junaedi, selaku pembimbing utama penulis dalam melaksanakan

kerja praktik di Badak LNG. Terima kasih atas kesediaan waktu, bimbingan,

bantuan, serta dukungan semangat selama penulis melaksanakan kerja praktik.

8. Seluruh karyawan di Facilities and Project Engineering Section, Bapak Dicky

Ferdinand, Bapak Agus Salim, Bapak Purwanto, Ibu Anita, Ibu Nia yang telah

membantu kelancaran penulis dalam menyelesaikan laporan Kerja Praktik

9. Bapak Samsir Simanjuntak dan Bapak Abdul Muis selaku bagian Training Section

Badak LNG yang telah membantu proses administrasi dan pengurusan keperluan

Kerja Praktik.

10. Rekan – rekan sesama mahasiswa PKL, Ria, Anastasya, Aruni, Irma, Julius, Haris,

Azab, Riza, Yuda, Wisnu, Hilman, Aidhil, Agung, Dito, Hetthroh, Hamid, Arief,

Arie, Aria, Dannys, Irwan, Lowry yang telah berbagi ilmu serta canda tawanya

kepada penulis selama penulis melaksanakan KP di Badak LNG.

11.

Teman – teman Keluarga Mahasiswa Teknik Mesin dan rekan – rekan yang lain yang

telah memberi dukungan penulis dalam pelaksanaan praktik kerja lapangan.

Dan semua rekan-rekan lain yang telah membantu penulis namun tidak dapat

disebutkan satu persatu.Penulis menyadari laporan ini masih terdapat banyak kekurangan.

Kritik dan saran dari pembaca kami harapkan untuk perbaikan di kemudian hari. Akhir

kata, penulis berharap semoga laporan ini dapat memberikan manfaat bagi semua pihak.

Bontang, Maret 2016

Penulis,

Avila Dhanu Kurniawan


3/72

vi

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN……………………………………………………………... ii

LEMBAR KETERANGAN KERTAS KERJA………………………………………... iii

KATA PENGANTAR ..................................................................................................... iv

DAFTAR ISI .................................................................................................................... vi

DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix

DAFTAR TABEL............................................................................................................. x

BAB I PENDAHULUAN ................................................................................................ 1

1.1. Latar Belakang .................................................................................................... 1

1.2. Tujuan Praktik Kerja Lapangan .......................................................................... 2

1.2.1. Tujuan Umum ......................................................................................... 2

1.2.2. Tujuan Khusus ........................................................................................ 3

1.3. Ruang Lingkup ................................................................................................... 3

1.4.

Lokasi dan Waktu Kerja Praktik ........................................................................ 3

1.5. Penugasan Kerja Praktik ..................................................................................... 4

1.5.1. Tugas Umum ........................................................................................... 4

1.5.2. Tugas Khusus .......................................................................................... 4

1.6. Sistematika Penulisan Laporan ........................................................................... 4

BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN ............................................................... 6

2.1. Deskripsi Umum Perusahaan .............................................................................. 6

2.2. Profil Perusahaan ................................................................................................ 6

2.2.1. Visi Perusahaan ....................................................................................... 7

2.2.2. Misi Perusahaan ...................................................................................... 7

2.2.3. Motto Perusahaan ................................................................................... 7

2.2.4. Nilai-Nilai Utama Perusahaan ................................................................ 7

2.3. Sejarah Perusahaan ............................................................................................. 9

2.4. Lokasi Perusahaan ............................................................................................ 12

2.5. Tata Letak Pabrik .............................................................................................. 14


4/72

vii

2.6. Status Perusahaan ............................................................................................. 16

2.7. Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan ........................................................ 16

2.8. Kapasitas dan Fasilitas Kilang .......................................................................... 18

2.9. Keselamatan dan Kesehatan Kerja ................................................................... 19

2.10. Penanganan Limbah ......................................................................................... 20

BAB III STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG .................................................. 21

3.1. Production Division .......................................................................................... 22

3.1.1. Operation Department .......................................................................... 22

3.1.2. Maintenance Department ..................................................................... 23

3.1.3. Technical Department ........................................................................... 27

3.2. Business Support Division ................................................................................ 30

3.2.1. Human Resources and Development Department ................................ 30

3.2.2. Information Technology Department .................................................... 31

3.2.3. Procurement and Contract Department ............................................... 31

3.2.4. Services Department ............................................................................. 31

3.3. Accounting Operation and Control Department .............................................. 31

3.4. Internal Audit Department ................................................................................ 31

3.5. Safety Health Environment & Quality Department .......................................... 32

3.6. Corporate Strategic and Business Development Department .......................... 32

3.7. Corporate Secretary Department ..................................................................... 32

3.8. Change Management Team .............................................................................. 32

3.9. Finance Department ......................................................................................... 32

BAB IV PROSES PRODUKSI LNG ............................................................................ 33

4.1. Sekilas Tentang LNG ....................................................................................... 33

4.2. Kualitas LNG .................................................................................................... 35

4.3. Proses Train ...................................................................................................... 37

4.3.1. Proses CO2 Removal ( Plant 1) ............................................................. 37

4.3.2. Proses Dehydration dan Mercury Removal ( Plant 2) ........................... 38

4.3.3. Proses Fractionation (Plant 3) .............................................................. 40

4.3.4. Proses Refrigeration ( Plant 4) .............................................................. 44


5/72

viii

4.3.5. Proses Liquefaction ( Plant 5) ............................................................... 46

4.4. Utilities ............................................................................................................. 49

4.4.1. On-Plot .................................................................................................. 49

4.4.2. Off-Plot ................................................................................................. 52

4.5. Storage and Loading ........................................................................................ 56

4.5.1. Plant 15 (Pendinginan LPG Propane dan Butane) ............................... 57

4.5.2. Plant 16 (Condensate Stabilizer ) .......................................................... 57

4.5.3. Plant 17 (LPG Storage Tanks).............................................................. 58

4.5.4. Plant 19 ( Relief and Blowdown System) ............................................... 59

4.5.5. Plant 20 (Tangki Penampung Produk Refrigerant ) .............................. 61

4.5.6. Plant 21 ( Knock Out Drum/ KOD) ....................................................... 61

4.5.7. Plant 24 ( LNG Tank and Loading Dock ).............................................. 62

4.5.8. Plant 38 (Sistem Gas Bahan Bakar) ..................................................... 64

4.5.9. Plant 39 ( Nitrogen generator ) .............................................................. 64


6/72

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Kantor Utama dan Plantsite Badak LNG ...................................................... 6

Gambar 2. 2 Nametag proyek Pertamina - HUFFCO ....................................................... 9

Gambar 2. 3 Kilang Badak LNG .................................................................................... 10

Gambar 3. 1 Struktur Organisasi Badak LNG ................................................................ 21

Gambar 3. 2 Struktur Operation Department .................................................................. 22

Gambar 3. 3 Struktur Maintenance Department ............................................................. 23

Gambar 3. 4 Struktur Technical Depatrment .................................................................. 27

Gambar 4. 1 Putification System .................................................................................... 38

Gambar 4. 2 Dehydration and Mercury Removal ........................................................... 39

Gambar 4. 3 Fractionation System ................................................................................. 40

Gambar 4. 4 Propane Reftgeration System ..................................................................... 46

Gambar 4. 5 MCR System .............................................................................................. 46

Gambar 4. 6 Liquefaction System .................................................................................. 47

Gambar 4. 7 Nitrogen System ......................................................................................... 50

Gambar 4. 8 Water Treatment System ............................................................................ 55

Gambar 4. 9 Sewer and Sewage Plant ............................................................................ 55

Gambar 4. 10 Condensate Stabilizer ............................................................................... 58

Gambar 4. 11 Blowdown System Train ABCD ............................................................. 60

Gambar 4. 12 Blowdown System Train EFGH .............................................................. 60

Gambar 4. 13 Wet Flare System ..................................................................................... 61

Gambar 4. 14 Konck Out Drum ...................................................................................... 62

Gambar 4. 15 LNG Rundown System ............................................................................ 63

Gambar 4. 16 LNG Tank and Loading Dock ................................................................. 64

Gambar 4. 17 Nitrogen Plant .......................................................................................... 65


7/72

x

DAFTAR TABEL

Tabel 2. 1 Komposisi feed gas ........................................................................................ 17

Tabel 2. 2 Spesifikasi Produk LNG ................................................................................ 17

Tabel 2. 3 Spesifikasi Produk LPG Propana ................................................................... 18

Tabel 2. 4 Spesifikasi Produk LPG Butana .................................................................... 18


8/72

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Dalam mengahadapi era globalisasi dan era teknologi yang terus

berkembang ini mahasiswa tidak hanya dituntut untuk menguasai ilmu

pengetahuan yang di dapat dari bangku kuliah, namun juga harus mempunyai

kemampuan untuk mengaplikasikan ilmu dan kemampuan yang dimiliki tersebut.Persoalan dan pemasalahan yang didapat secara teoritis di kampus tentu sangat

berbeda selama berada di lapangan secara langsung. Oleh karena itu, mahasiswa

perlu untuk terjun langsung ke lapangan untuk mengenal masalah yang terjadi di

lapangan dan dapat menganalisis permasalahan tersebut serta dapat memberikan

rekomendasi yang tepat dalam penyelesaian masalah tersebut. Mahasiswa

diharapkan dapat memperoleh pengalaman teknis, ilmu dan wawasan dalam dunia

kerja mengenai segala sesuatu yang berhubungan dengan bidang keteknikan

khususnya aplikasi ilmu teknik mesin.

Bukan hanya kemampuan hardskill di atas, kemampuan softskill juga

menjadi hal yang penting di dunia kerja. Pengalaman, kemampuan

berkomunikasi, bekerjasama, integritas kerja dan profesionalitas sangat

dibutuhkan bagi mahasiswa untuk memperioleh pekerjaan yang sesuai dengan

keinginan dan terutama agar dapat tetap bersaing dalam kompetisi dunia kerja.

Hal-hal tersebut tidak dapat dipelajari dan diperoleh dalam bangku perkuliahan,

tetapi harus dipelajari dan diperoleh secara langsung di dalam suatu praktik kerja

yang sesungguhnya.

Untuk mendukung hal tersebut, Program Studi Teknik Mesin Fakultas

Teknik Universitas Gadjah Mada mewajibkan mahasiswa untuk melaksanakan

Kerja Praktik (KP) sebagai salah satu kurikulum wajib yang harus ditempuh.

Selain itu, diharapkan kegiatan tersebut dapat menambah pengetahuan tentang

dunia industri sehingga mahasiswa mempunyai pandangan tentang arah dan

tujuan perkembangan teknologi dan mampu memupuk kreativitas sehingga dapat


9/72

2

memahami permasalahan yang terjadi dan mampu menumbuhkan ide-ide baru

yang akan berguna bagi kemajuan perkembangan IPTEK di Indonesia yang akan

menunjang pekembangan dunia industri.

Badal LNG merupaka perusahaan pencairan gas alam yang bertaraf

internasional dan sudah menerapkan teknologi yang cukup maju, modern dan

handal untuk menghasilkan produk yang berkualitas tinggi. Selain produk yang

berkualitas, Badak LNG mempunyai sistem managemen safety yang sangat baik

yakni berada di level 8. Didukung dari sistem kedisiplinan dan ketaatan

pegawainya untuk melakukan melakukan suatu kegiatan atau pekerjaan harussesuai dengan prosedur yang telah ada. Oleh sebab itu, Badak LNG merupakan

salah satu perusahaan yang tepat untuk menyalurkan kehidupan sebenarnya dalam

suatu perusahaan yang syarat akan pekembangan, kemajuan dan safety.

Pemahaman akan permasalahan serta seluk beluk di dunia industri diharapkan

dapat menunjang pengetahuan teoritis yang didapat di bangku perkuliahan

sehingga mahasiswa dapat mengaplikasikannya langsung didalam dunia kerja

ataupu bidang lain. Diharapakan setelah menyelesaikan kegiatan ini, kedepannya

mahasiswa mempunyai kesiapan yang lebih dalam menghadapi tantangan di era

teknologi dan era globalisasi

1.2. Tujuan Praktik Kerja Lapangan

Tujuan dari pelaksanaan kerja praktik di lapangan ini terbagi menjadi

dua bagian, yaitu tujuan umum dan tujuan khusus. Tujuan umum berkaitan dengan

pelaksanaan kerja praktek secara umum bagi mahasiswa S1 Program Studi Teknik

Mesin, Fakultas Teknik, UGM. Tujuan khusus berkaitan dengan pelaksanaan

kerja praktik di Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur, sesuai dengan tugas

yang diberikan.

1.2.1. Tujuan Umum

a. Memenuhi persyaratan akademik, yaitu mata kuliah Kerja Praktik

yang wajib diikuti oleh mahasiswa S1 di Program Studi Teknik Mesin

UGM.


10/72

3

b. Menambah ilmu pengetahuan dan pengalaman bagi mahasiswa S1 di

Program Studi Teknik Mesin UGM tentang dunia industri di bidang

gas.

c. Mengembangkan pola pikir kreatif dan potensial bagi mahasiswa S1

Teknik Mesin hingga didapat lulusan yang handal.

d. Mengetahui dan mempelajari sistem kerja sebuah perusahaan nasional

dengan secara langsung berinteraksi dengan pekerjaan di lapangan.

1.2.2.

Tujuan Khusus

a. Mengetahui sejarah berdirinya Badak LNG.

b. Mengetahui tugas dan fungsi masing-masing divisi, departemen, dan

seksi- seksi yang ada di Badak LNG, Bontang.

c. Mengetahui proses proses produksi LNG di Badak LNG.

1.3. Ruang Lingkup

Ruang lingkup selama Kerja Praktik di Badak LNG meliputi kegiatan sebagai

berikut:

a. Orientasi mengenai Badak LNG secara umum, terkait struktur organisasi

serta keseluruhan proses produksi gas alam cair di Badak LNG.

b. Tinjauan di lapangan dan kegiatan rutin masing-masing section dari tiap

department , khususnya di Technical Department pada Seksi Facilities and

Project Engineering dalam pembuatan tugas khusus.

c. Pengenalan dan pembelajaran mengenai sistem produksi dan equipment

untuk proses pembuatan LNG secara umum di Badak LNG.

1.4. Lokasi dan Waktu Kerja Praktik

Pelaksanaan kerja praktik berada di Facilities and Project Engineering (FPE)

Section, Technical Depatment, Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur. Waktu

pelaksanaan dimulai pada tanggal 18 Januari 2016 dan diharapkan selesai pada

tanggal 18 Maret 2015.


11/72

4

1.5. Penugasan Kerja Praktik

Penugasan kerja praktik yaitu tugas yang diberikan selama masa kerja praktek,tugas ini terdiri dari tugas umum dan tugas khusus.

1.5.1. Tugas Umum

Pada bagian ini dilakukan pembahasan secara umum terhadap profil

perusahaan beserta visi, misi, dan nilai-nilai di dalamnya, struktur

organisasi, dan proses produksi gas alam cair di Badak LNG.

1.5.2.

Tugas Khusus

Pada bagian ini praktikan diberi tugas khusus oleh pembimbing di Facilities and Project Engineering (FPE) Section, Technical Depatment,

Badak LNG. Judul tugas khusus sesuai topik yang dipilih yaitu

“Improvement Lube Oil Recovery Drain System on 31E-

80/110/152/113/130/116/131/146/153/149/154 Lube and Governor Oil

Cooler (31PG-9~14) for Preventi ve Main tenance ”

1.6.

Sistematika Penulisan Laporan

Adapun sistematika pembahasan laporan Kerja Praktik yang dilakukan di Badak

LNG adalah sebagai berikut:

1. BAB I PENDAHULUAN

Pendahuluan berisi tentang latar belakang, tujuan praktik kerja lapangan,

ruang lingkup kerja praktik, lokasi dan waktu pelaksanaan kerja praktik,

penugasan kerja praktik dan sistematika penulisan laporan.

2.

BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

Tinjauan umum perusahaan berisi uraian tentang profil Badak LNG, sejarah

Badak LNG, visi dan misi Badak LNG, lokasi dan tata letak Badak LNG serta

status perusahaan Badak LNG.

3. BAB III STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG

Berisi bagan struktur organisasi Badak LNG beserta penjelasan tugas dan

fungsi dari masing-masing bagian.


12/72


13/72

6

BAB II

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

2.1. Deskripsi Umum Perusahaan

Badak LNG merupakan anak perusahaan PERTAMINA dan bersifat

non-profit company yang berfungsi sebagai pengolah gas alam menjadi gas alam

cair ( Liquefaction Natural Gas). Sumber bahan baku gas alam diperoleh dari

Muara Badak yang dikelola oleh VICO, Total E&P Indonesie dan ChevronIndonesia Company. Badak LNG bertugas mengelola, mengoperasikan, dan

memelihara kilang LNG dan LPG. Hasil produksi LNG dan LPG tersebut

diekspor ke negara-negara pembeli (Jepang, Korea Selatan, dan Taiwan) untuk

digunakan sebagai bahan bakar. Sedangkan hasil sampingannya berupa kondensat

akan dikirimkan ke Tanjung Santan dan diserahkan kembali kepada perusahaan

penghasil gas bumi (VICO, Total, Chevron Indonesia Company) untuk dijual.

2.2. Profil Perusahaan

Gambar 2.1 Kantor Utama dan Plantsite Badak LNG


14/72

7

2.2.1. Visi Perusahaan

"Menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi."

2.2.2. Misi Perusahaan

"Memproduksi energi bersih serta mengelola dengan standar kinerja

terbaik (best performance standard ) sehingga menghasilkan nilai tambah

maksimal (maximum return) bagi pemangku kepentingan (Stakeholders)"

2.2.3. Motto Perusahaan

“Strive to be The Best”

2.2.4. Nilai-Nilai Utama Perusahaan

Nilai-nilai yang dipegang teguh oleh perusahaan ini dirumuskan dengan

“SINERGY” yaitu Safety, Health, Environment and Quality - Innovative -

Professional - Integrity - Dignity. Berikut ini adalah penjelasan dari nilai-

nilai tersebut.

a. Safety, Healthy, Environment & Quality (SHE-Q)

Menjadikan aspek keamanan, kesehatan dan lingkungan dalam

menjalankan seluruh kegiatan kerja dan kegiatan bisnis.

• Setiap insan Badak LNG senantiasi memntingkan keselamatan,

kesehatan pekerja, dan lingkungan.

• Melakukan HIRA (Hazard Identification and Risk Assessment)

dalam melakukan seluruh kegiatan.

• Melakukan pekerjaan sesuai dengan Standard Operating

Procedure.

b. Innovative Aktif mencari peluang untuk mencapai keunggulan dengan terus-

menerus melakukan pembelajaran termasuk belajar dari kegagalan

untuk maju.

• Mencari peluang untuk meraih keunggulan.

• Belajar dari kegagalan untuk maju.

• Merespon perubahan secara proaktif


15/72

8

• Meningkatkan kompetensi untuk menyesuaikan dengan tuntutan

pekerjaan.

c. Professional

Memberikan hasil dengan kualitas terbaik, andal dan kompetitif

melalui komitmen yang tinggi, memiliki fokus yang jelas dan siap

melakukan perbaikan secara berkesinambungan.

• Memberikan hasil kerja terbaik pada setiap kesempatan

(Kualitas terbaik).

• Bertindak cermat dengan menghindari pengulangan masalah

(Andal).

• Menjadikan standar terbaik sebagai acuan dalam menetapkan

target (Kompetitif).

•

Tidak menghindari tanggung jawab terhadap tugas yang

dibebankan (Komitmen).

• Menetapkan skala prioritas dalam melaksanakan pekerjaan

(Fokus).

• Melakukan perbaikan secara terus menerus untuk meningkatkan

kualitas hasil kerja (Continuous Improvement ).

d. Integrity

Mengutamakan keselarasan antara lisan dengan perbuatan melalui

kejujuran, bersikap transparan dan mengutamakan kepentingan

perusahaan di atas kepentingan pribadi.

• Selaras antara kata dengan perbuatan.

•

Bersikap jujur.

• Mengemukakan data dan informasi secara akurat dan benar

(Transparan).

• Mengutamakan kepentingan perusahaan diatas kepentingan

pribadi dan unit kerja.

•

Berkomitmen untuk menyelesaikan kewajiban terlebih dahulu

sebelum meminta hak.


16/72

9

e. Dignity

Menjaga citra perusahaan dan menghormati kesetaraan martabat

manusia.

•

Mempunyai kepercayaan diri yang tinggi.

• Bersikap sopan dan santun.

• Berpikir positif dan saling menghormati sesama pekerja.

• Bangga terhadap tugas dan pekerjaan.

2.3. Sejarah Perusahaan

Sejarah Badak LNG berawal dari ditemukannya dua cadangan gas alam

di Arun, Aceh Utara dan Muara Badak, Kalimantan Timur. Cadangan gas alam di

Arun ditemukan oleh Mobil Oil Indonesia pada tahun 1971. Sedangkan cadangan

gas di Muara Badak ditemukan oleh Huffco, Inc pada tahun 1972. Kedua

perusahaan tersebut membuat kesepakatan untuk melakukan pembagian hasil

dengan PT. Pertamina. Lokasi ditemukan nya cadangan gas tersebut cukup jauh

untuk dijangkau oleh konsumen gas dalam skala besar. Untuk memudahkan

transportasi gas alam tersebut, maka PT. Pertamina, Mobil Oil, dan Huffcomelakukan kesepakatan untuk membuat sebuah proyek LNG yang dapat

mengeksport gas skala besar dalam fasa cair.

Proyek ini mencetak sejarah mengingat ketiga perusahaan tersebut tidak

memiliki pengalaman dalam pemrosesan LNG. Pemrosesan LNG belum terlalu

banyak dikenal pada waktu itu. Hanya 3 – 4 perusahaan pemrosesan LNG di dunia

dan dengan pengalaman yang cukup dibilang relatif singkat.

Gambar 2. 2 Nametag proyek Pertamina - HUFFCO


17/72

10

PT. Pertamina kemudian berusaha untuk mencari penanam modal dan

konsumer gas. Akhirnya pada tanggal 5 Desember 1973 PT. Pertamina bersepakat

untuk membuat kontrak penjualan dengan lima perusahaan dari Jepang

diantaranya, The Chubu Electric Co., The Kansai Electric Power Co., Kyushu

Electric Power Co., Nippon Steel Corp. dan Osaka Gas Co.Ltd. Kontrak penjualan

pada tahun 1973 ini dinamakan The 1973 Contract berisi komitmen para

konsumen gas untuk mengimport gas alam selama 20 tahun dari Indonesia

meskipun pada saat itu plant LNG masih belum berdiri.

Gambar 2. 3 Kilang Badak LNG

Pada bulan Juni 1974, dua kilang LNG yang pertama dibangun di

Bontang Selatan, Kalimantan Timur. Pembangunan dilakukan di bawah

pengawasan Pertamina bekerja sama dengan HUFFCO. Sedangkan kontraktor

utama dilakukan oleh:

•

Air Product Chemical Inc., yang menangani masalah perancangan proses.

• Pacific Bechtel Inc., yang menangani masalah perencanaan engineering dan

construction.

• William Brother’s Engineering Co., yang menangani perencanaan dan

konstruksi perpipaan gas alam dari Muara Badak ke pabrik pengilangan.

Untuk mengoperasikan kilang LNG ini didirikanlah Badak LNG pada

tanggal 26 November 1974. Nama tersebut disesuaikan dengan lokasi

ditemukannya sumber gas alam. Dua unit pengilangan pertama, Train A dan B


18/72

11

selesai dibangun pada bulan Maret 1977, dan mulai memproduksi LNG (tetes

pertama) pada tanggal 5 Juli 1977 dengan kapasitas produksi 460 m3/hr. Pada

tanggal 1 Agustus 1977, Presiden Soeharto meresmikan pengoperasian kilang

LNG Bontang. Kemudian pada 9 Agustus 1977 dilakukan pengapalan pertama

dengan menggunakan tanker AQUARIUS menuju Jepang dengan kapasitas

125.000 m3.

Selain itu ditemukan pula sumber gas alam di tempat lainnya, yaitu

Handil, Nilam dan Tanjung Santan. Dengan adanya penemuan baru itu

mendorong untuk didirikannya Train tambahan sebanyak dua buah pada tahun

1978. Konstruksi dimulai pada bulan Juli 1980 dan diselesaikan dalam waktu tiga

tahun. Kontrak pembelian LNG tambahan ini ditandatangani pada tanggal 14

April 1981 dengan group pembeli dari Jepang untuk jangka waktu 20 tahun,

dengan sistem Free On Board (FOB). Pengoperasian Train C dimulai pada tanggal

8 Juli 1983, sedangkan Train D pada tanggal 2 September 1983. Peresmian Train

C dan D ini dilakukan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 31 Oktober 1983.

Pada tahun 1993 dilaksanakan proyek TADD (TrainA-

DDebottlenecking) untuk meningkatkan kapasitas produksi di Train A sampai D

dari 640 m3/jam menjadi 710 m3/jam. Pada bulan Desember 1989 Train E selesai

dibangun dan menghasilkan LNG pertama pada tanggal 27 Desember 1989

dengan kapasitas produksi 710 m3/jam, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto

pada tanggal 21 Maret 1990. Realisasi pembangunan Train E dilaksanakan oleh

Chiyoda sebagai Main Contractor dan PT. Inti Karya Persada Teknik (IKPT)

sebagai Sub-Kontraktor. Sedangkan Train F mulai berproduksi pada tanggal 11

November 1993 yang realisasi pembangunannya dilaksanakan oleh ICJV (Joint

Venture IKPT dan Chiyoda) sebagai Main Contractor.

Dengan semakin bertambahnya tempat penemuan gas alam selain di

Muara Badak, Nilam, maka ditambah lagi dua Train yang baru yaitu Train G dan

Train H. Train G dengan kapasitas produksi 724 m3/jam dibangun oleh PT IKPT

dan diresmikan pada tanggal 12 November 1997. Sedangkan Train H dengan

kapasitas yang sama mulai beroperasi pada bulan November 1999 dengan

kapasitas 803 m3/jam. Dengan beroperasinya 8 Train ini, total kapasitas produksi


19/72

12

LNG Badak LNG mencapai 22,1 juta ton setiap tahunnya. Saat ini LNG Bontang

memproduksi sekitar 18 juta ton/tahun akibat berkurangnya feed gas supply.

Selain LNG dihasilkan pula produk sampingan berupa LPG (Liquified

Petroleum Gas). Perluasan proyek ini diselesaikan pada bulan Desember 1984 dan

kontraknya ditandatangani dengan pembeli dari Jepang pada tanggal 15 Juli 1986,

disusul dengan Chinese Petroleum Co. pada tahun 1987. Setahun kemudian,

proyek LPG selesai dibangun dan produksi pertama dihasilkan pada tanggal 15

Oktober 1988, dan diresmikan pada tanggal 28 November 1988. Akan tetapi

karena menyusutnya pasokan feed gas dari sumur-sumur Badak LNG maka sejak

Januari 2006 produksi LPG dihentikan sementara. Namun, karena frekuensi bisnis

LNG yang fluktuatif pada tahun 2009, LPG mulai diproduksi kembali dengan

pengapalan pertama dilakukan pada tanggal 23 Juli 2009.

2.4. Lokasi Perusahaan

Badak LNG berlokasi di pantai timur Kalimantan, tepatnya di Kota

Bontang, sekitar 105 km sebelah timur laut Kota Samarinda. Sebelum Kilang

LNG dibangun, Bontang merupakan daerah yang terpencil dan belum maju.

Jumlah penduduknya masih sedikit dan sebagian besar bermatapencarian sebagai

nelayan.

Gambar 2.4 Lokasi Muara Badak dan Badak LNG


20/72

13

Setelah ditemukannya sumber gas alam yang cukup besar di Muara

Badak, maka direncanakanlah pendirian kilang pencairan gas alam. Setelah

dilakukan studi kelayakan, Bontang dipilih sebagai tempat untuk mendirikan

kilang pencairan gas alam tersebut. Jarak antara Bontang ke Muara Badak sekitar

57 km. Adapun pertimbangan yang digunakan adalah:

a.

Kekuatan Tanah

Bontang merupakan daerah yang mempunyai kekuatan tanah yang cukup

kuat di antara daerah pesisir Kalimantan Timur lainnya yang terdiri dari rawa-

rawa. Daerah Kalimantan timur juga jarang terkena musibah bencana alam

seperti gempa bumi dan letusan gunung yang dapat merusak infrastruktur.

b. Transportasi

Lokasi kilang terletak di tepi pantai dalam dan dilindungi pulau-pulau kecil

di depannya sehingga pantai menjadi tenang dan terhindar dari ombak besar.

Ini memungkinkan kapal dapat mengangkut produk LNG.

c. Bahan Baku

Jarak antara kilang dengan sumber bahan baku cukup dekat yaitu sekitar 56

km, sehingga pengiriman bahan baku gas alam dapat dilakukan dengan sistem

perpipaan secara kontinyu dan efisien.

d. Kebijaksanaan Pemerintah

Pada tahun – tahun sebelum pendirian kilang LNG Bontang, Pemerintah

Daerah Kalimantan Timur memiliki kebijaksanaan untuk mengembangkan

daerah terpencil. Dengan adanya pembangunan kilang tersebut diharapkan

daerah Bontang berkembang dan maju.

e.

Sosial Ekonomi

Hal ini berkaitan dengan kondisi masyarakat Bontang yang umumnya hidup

sebagai nelayan miskin dengan kondisi sosial ekonomi yang rendah. Dengan

didirikannya kilang tersebut diharapkan kondisi perekonomian masyarakat

akan meningkat. Ini berkaitan dengan kebijaksanaan Pemerintah Daerah

Kalimantan Timur untuk mengembangkan kawasan tersebut


21/72

14

f.

Prasarana yang Ada

Air laut cukup melimpah sehingga dapat digunakan untuk proses pendinginan

dan sebagai air pemadam kebakaran. Selain itu juga terdapat sumber air tanah

yang cukup besar sebagai air umpan boiler dan keperluan lainnya.

2.5. Tata Letak Pabrik

Badak LNG dibagi menjadi 3 daerah atau zona yang memiliki fungsi

masing-masing untuk teap safety. Zona tersebut adalah yaitu Zona 1 (merah),

Zona 2 (kuning), dan Zona 3 (hijau).

Gambar 2.5 Pembagian Zone Lokasi Badak LNG

ZONA 1

Zona 1 merupakan daerah tempat pemrosesan proses LNG yang meliputi kilang,

utilities plant , dan storage and loading. Di dalam proses produksi juga digunakan

sistem pengklasifikasian dengan memecah menjadi 2 modul, yang biasa disebut

dengan Modul I dan Modul II. Modul I terdiri dari Train A, B, C, D, dan utilitas

penunjangnya. Sedangkan Modul II meliputi Train E, F, G, H, serta utilitas

penunjangnya.


22/72

15

Gambar 2.6 Layout Zone I Badak LNG

ZONA 2

Zona 2 merupakan tempat perkantoran yang berhubungan langsung dengan proses

produksi dan sarana-sarana pendukungya. Yang termasuk Zona 2 yaitu kantor

Departemen Maintenance, Departemen Technical , Departemen Operating ,

Departemen Process.

ZONA 3

Zona 3 merupakan wilayah kantor yang tidak berhubungan langsung dengan

proses produksi. Kantor Pusat Badak LNG juga terletak di zona ini. Selain itu,

terdapat juga perumahan karyawan, sarana olah raga, serta fasilitas-fasilitas

penunjang perumahan karyawan yang lain.

ZONA BUFFERBuffer zone merupakan daerah penyangga Zone II dengan Zone III. Area ini

sebagian besar berupa hutan. Tujuan diadakannya zona ini adalah untuk

menghindari dan meminimalisir dampak langsung terhadap area pemukiman jika

sewaktu-waktu terjadi kegagalan atau kecelakaan pada area kilang (Zone I dan II).


23/72

16

2.6. Status Perusahaan

PT.Badak NGL merupakan sebuah perusahaan Joint Venture. Mulaisejak didirikan pada tahun 1974 sampai dengan tahun 1990, kepemilikan saham

di PT.Badak NGL adalah:

1. Pertamina (Pemilik Aset) sebesar 55%

2. HUFFCO (Produsen Gas) sebesar 30%

3. JILCO ( Japan Indonesian LNG Company) sebesar 15%

Saat ini PT.Badak NGL masih merupakan sebuah perusahaan Joint

Venture, yang kepemilikan sahamnya adalah sebagai berikut:

1. Pertamina sebesar 55%

2. VICO sebesar 20%

3. JILCO sebesar 15%

4. TOTAL sebesar 10%

Gambar 2. 7 Komposisi Kepemilikan Saham BADAK LNG

Saham kepemilikan terbesar dari PT.Badak NGL dimiliki oleh

Pertamina, sehingga Pertamina mempunyai kuasa terbesar dalam pengambilankeputusan menentukan arah kebijakan perusahaan. Hal ini demi menjamin

terlaksananya amanah UUD 1945 pasal 33 ayat 3, bahwa bumi dan air serta

kekayaan alam yang terkandung didalamnya dikuasai oleh negara dan

dipergunakan agar kemakmuran rakyat dapat terjamin.

2.7. Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan

Badak LNG mendapatkan sumber bahan baku feed gas dari beberapa

sumur gas alam yang dikelola oleh produsen gas seperti Total E&P Indonesie,


24/72

17

Chevron, Vico. Dari sumur-sumur gas alam tersebut dialirkan ke Muara Badak

dan selanjutnya akan dialirkan ke kilang Badak LNG dengan menggunakan 4

buah pipa sepanjang 57 km dengan diameter pipa berukuran 36 inch sebanyak 2

buah dan 2 buah pipa lainnya sebesar 42 inch dengan tekanan 47 kg/cm2. Berikut

ini merupakan komposisi dari feed gas yang digunakan untuk proses pembuatan

LNG di Badak LNG:

Tabel 2. 1 Komposisi Feed Gas

Komponen % mol Komponen % mol

N2 0,07 i-C4 0,68

CO2 5,62 n-C4 0,74

C1 84,41 i-C5 0,33

C2 4,38 n-C5 0,20

C3 3,17 C6+ 0,41

Produk LNG, LPG Propana, dan LPG Butana yang akan dijual ke

konsumen harus mempunyai komposisi dan kualitas yang telah ditentukan.

Komposisi dan kualitas dari produk LNG dan LPG di kilang Badak LNG adalah

sebagai berikut:

Tabel 2. 2 Spesifikasi Produk LNG

Parameter Syarat

Metana (C1) Minimum 85,0 % mol Nitrogen (N2) Maksimum 1,0 % mol

Butana (C4) Maksimum 2,0 % mol

Pentana (C5) dan Hidrokarbon Berat Maksimum 0,1 %

Hidrogen Sulfida (H2S) Maksimum 0,025 ppbw

Kadar Total Belerang Maksimum 1,3 gr/100SCF

Nilai Kalor (HV) 1105-1165 BTU/SCF

Densitas Minimum 453 Kg/m3


25/72

18

Tabel 2. 3 Spesifikasi Produk LPG Propana

Parameter SyaratEtana (C2) Maksimum 2 % vol

Propana (C3) Minimum 96% vol

Total Butana (C4) Maksimum 2,5 % Vol

Total Pentana (C5) Nihil

Olefin Total Nihil

Total Sulfur Maksimum 30 ppm wt

Volatile Residue (Temperatur pada Penguapan 95%) -370F (Maksimum)

Tabel 2. 4 Spesifikasi Produk LPG Butana

Parameter Syarat

Total Butana (C4) Minimum 95,0 % Vol

Total Pentana (C5) dan Hidrokarbon Lebih Berat Maksimum 1,0 % Vol

Olefin Total Nihil

Total Sulfur Maksimum 30 ppm wt

Volatile Residue (Temperatur pada Penguapan 95%) -370F (Maksimum)

2.8. Kapasitas dan Fasilitas Kilang

Badak LNG adalah salah satu perusahaan gas yang menyuport bisnis

LNG Indonesia yang terletak di Bontang, Kalimantan Timur. Nama Badak

diambil dari lokasi tempat ditemukan nya sumur gas yang disuplai ke kilang

Badak LNG. Dibangun pada pertengahan 1974 dan setelah kurang lebih 36 bulan,

pada 5 Juli 1977, LNG diproduksi oleh train A. Kilang diresmikan pada 1 Agustus

dan pengapalan LNG diberangkatkan dari Bontang pada tanggal 9 Agustus 1977

oleh tanker Aquarius dengan tujuan pengiriman Senboku, Jepang. Setelah lebih

dari 33 tahun beroperasi, LNG Badak saat ini memiliki 8 train dan dilengkapi oleh

fasilitas produksi LPG. Pengembangan fasilitas kilang telah meningkatkan


26/72

19

produksi LNG dari 3.3 juta ton pada tahun 1977 menjadi 22 juta ton dan ditambah

lagi oleh 1.2 juta ton LPG per tahun. Pada waktu yang sama, pipa gas baru

ditambahkan, satu pipa gas 36 inch ditambahkan menjadi 4 pipa gas dan 42 inch

yang menyuplai gas alam dari sumur gas untuk mengisi LNG dan LPG. Saat ini,

Badak LNG dilengkapi oleh 3 dermaga yang dapat dioperasikan secara simultan.

2.9. Keselamatan dan Kesehatan Kerja

Badak LNG sangat menjunjung tinggi keselamatan dan kesehatan kerja.

Hal tersebut disebabkan karena mengingat tingkat resiko terjadinya kecelakaan

dan bahaya sangat besar karena berhubungan dengan gas yang mudah meledak

dan terbakar. Tidak hanya keselamatan dan kesehatan kerja, Badak LNG juga

sangat memperhatikan proteksi lingkungan, quality control , dan security. Hal

yang berhubungan dengan keselamatan kerja ditangani oleh bagian SHE-Q yang

bertanggung jawab terhadap perencanaan, pelaksanaan, pengawasan, dan

pemeliharaan keselamatan instalasi peralatan dan karyawan. Badak LNG sangat

menghindari terjadinya kecelakaan yang mungkin terjadi dengan mengikuti

peraturan yang relevan dan selain itu juga untuk mengembangkan dan memelihara budaya agar nilai-nilai keselamatan, kesehatan kerja, proteksi lingkungan, quality

control , dan security menjadi prioritas utama. Perusahaan juga terus menerus

melaksanakan peningkatan, memelihara hubungan baik dengan pegawai maupun

community. Hal mendasar yang harus diingat adalah keselamatan merupakan

tanggung jawab pribadi masing-masing dengan bantuan manajemen yang

memonitor segala aspek pada bidang SHE-Q ini. Badak LNG merupakan

perusahaan Indonesia pertama yang mendapatkan sertifikasi ISRS8 Level 8

sehingga layak disebut perusahaan safety kelas dunia.

Peraturan yang ada berlaku untuk semua personel, pekerja Badak LNG,

kontraktor, pekerja PT Pertamina, kontraktor PT Pertamina, dan para tamu atau

orang lain yang memasuki komplek Badak LNG. SOP ini berisi tentang seluruh

kegiatan yang berlangsung di Badak LNG baik sebagai pekerja maupun

kontraktor di Badak LNG dan untuk seluruh tamu. Pembuatan SOP yang terdapat

pada Badak LNG dilaksanakan berdasar pada beberapa referensi sebagai berikut:


27/72

20

a.

Peraturan Pemerintah No. 11/1979 Article 36

b. Keputusan bersama menhankam 1 Pangab dan Menteri Pertambangan dan

Energi tentang penyelenggaraan keamanan Pertambangan Minyak dan Gas

Bumi No: Kep. B/441X1I172 dan No : 667/KPTSIM/Pertambangan 172

tanggal 18 Desember 1972

c. Keppres No. 63/2004 tentang OBVITNAS

d. Surat Keputusan Kapolri No.Pol. : Skep/738/X/2005 tentang Pedoman

Sistem Pengamanan Obyek Vital Nasional

e. SOP/SHEQ-MS/09-16 Driving

f.

PP Guide No. 1343-01 : Tanda Pengenal Perusahaan

g. PP Guide No. 1343-02 : Sistem Pengamanan Badak LNG

2.10. Penanganan Limbah

Jumlah limbah yang dihasilkan oleh Badak LNG relatif sangat rendah

karena sebagian besar limbah buangan dimasukkan ke dalam Blow down System

untuk dibakar. Sementara untuk limbah rumah tangga diolah terlebih dahulu

sebelum dibuang ke perairan. Dengan treatment tertentu limbah akan mengalami

proses aerasi, pengendapan, dan injeksi chlorine sehingga BOD ( Biologycal

Oxygen Demand ) dan kadar suspenden solidnya memenuhi syarat untuk dibuang

ke perairan bebas.

Pengolahan air limbah di Badak LNG terdiri dari 2 unit, yaitu Plant 48

pengolahan air limbah perumahan dan rumah sakit serta Plant 34 pengolahan air

limbah dari pabrik. Pengolahan air limbah pada Plant 48 ditangani oleh seksi

Utilities, sedangkan pengolahan air limbah pada Plant 34 ditangani oleh seksiStorage & Loading Section.


28/72

21

BAB III

STRUKTUR ORGANISASI BADAK LNG

Gambar 3. 1 Struktur Organisasi Badak LNG

Badak LNG dipimpin oleh seorang President Director yang berkedudukan di

Jakarta, sedangkan untuk pelaksana kegiatan operasi kilang LNG/LPG dipegang oleh

Director/General Manager yang berkedudukan di Bontang, Kalimantan Timur.

Director/General Manager membawahi 2 divisi dan 5 departemen, yaitu:

1. Production Division

2. Business Support Division

3. Accounting Operation and Control Department

4. Internal Audit Department

5. Safety & Health Environment Quality Department

6. Corporate Strategic Planning and Business Development Department

7. Corporate Secretary Department


29/72

22

3.1. Production Division

Production Division bertanggung jawab atas kelancaran pengolahan dan perawatan pabrik. Divisi ini terbagi menjadi 3 departemen, yaitu Operation

Department, Technical Department, dan Maintenance Department .

3.1.1. Operation Department

Gambar 3. 2 Struktur Operation Department

Departemen ini adalah satu bagian yang bertanggung jawab untuk

proses pengolahan gas alam menjadi LNG dan kemudian mengapalkannya.

Departemen ini terdiri dari 3 seksi, yang masing-masing dikepalai oleh

seorang Manager dan 1 Deputi Manager yang membawahi 4 seksi yaitu:

a. Train ABCD Section

Bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus

proses Train ABCD. Di dalamnya termasuk fasilitas penghilangan CO2,

H2O serta Hg yang mungkin ada. unit fraksinasi, dan sistem refigerasi.

Setiap dua Train akan memiliki satu orang Shift Supervisor dan setiap

Shift Supervisor akan mengepalai 2 orang Senior Officer yang masing-

masing mengoperasikan 1 Train. Setiap Train akan dioperasikan oleh 1

orang Senior Officer dan 2-3 Field Operator . Saat ada Train yang shut-

down, maka Train yang shut-down akan diawasi oleh satu orang Shift

Supervisor, sedangkan Shift Supervisor lain akan mengawasi tiga Train

yang beroperasi.

b. Train EFGH Section

Bertanggung jawab atas proses pencairan gas alam menjadi LNG khusus

proses Train EFGH. Seksi ini juga mempunyai tanggung jawab untuk

OPERATION

DEPARTMENT

TRAIN ABCD

SECTION

TRAIN EFGH

SECTION

FIRE & SAFETY DEPUTY

UTILITY I

SECTION

UTILITY II

SECTION

STORAGE &

LOADING

SECTION

MARINE

SECTION

OPERATIONS

GENERAL

ASSISTANCE

SHIFT

COORDINATOR


30/72

23

kelangsungan penyediaan LNG yang siap untuk dikapalkan kepada

pembeli.

c. Fire & Safety

Bertanggung jawab atas kesehatan dan keselamatan kerja di daerah Badak

LNG. Dan juga bertanggung jawab apabila terjadi kebakaran di Badak

LNG.

d. Deputy

1) Utility I Section

Bertanggung jawab terhadap semua hal yang mendukung proses di

Train ABCD seperti pembangkit listrik, pengadaan udara bertekanan,

sistem air pendingin, unit pengolahan air, boiler , nitrogen plant ,

sumur air tawar, unit pengolahan air minum, dan pemadam

kebakaran.

2)

Utility II Section

Tugas seksi ini sama dengan Utilities 1 Section, hanya saja seksi ini

bertanggungjawab untuk mendukung proses di Train EFGH.

3)

Storage & Loading SectionBertanggung jawab atas penerimaan feed gas, fasilitas penyimpanan

LNG/LPG, nitrogen plant , dermaga pengapalan dan pemuatan LNG

ke kapal.

4) Marine Section

Bertanggung jawab atas fasilitas penyediaan tug boat dan mooring

boat serta rambu-rambu yang ada di alur pelayanan kolam pelabuhan.

3.1.2. Main tenance Department

Gambar 3. 3 Struktur Maintenance Department

TECHNICAL

DEPARTMENT

STATIONARY

EQUIPMENT &

CONTRUCTION

SECTION

MACHINERY & HEAVY

EQUIPMENT SECTION

INSTRUMENT

SECTION

ELECTICAL

SECTION

MAINTENANCE

PLANNING & TURN

AROUND SECTIN

WAREHOUSE

SECTION


31/72

24

Departemen ini bertanggung jawab dalam perencanaan dan

pelaksanaan atas pemeliharaan peralatan dan bangunan, baik kawasan kilang

maupun services beserta pelabuhan dan jaringan perpipaan yang terhubung

dengan sumur gas. Terdapat 6 seksi dalam Maintenance Department, yaitu

a. Stationary Equipment & Construction Section (SEC)

Tanggung jawab dari Stationary Equipment & Construction Section

adalah:

1) Pemeliharaan dan perbaikan semua peralatan statis seperti bejana

bertekanan, pipa, heat exchanger, dan sebagainya.

2) Melaksanakan Preventive Maintenance untuk alat statis

3) Pekerjaan non-listrik, non-instrument , non-mobile, dan non-rotating

seperti pagar dan shelter

4) Perbaikan dan perawatan daerah off-plot .

b. Machinery & Heavy Equipment Section (MHE)

Tanggung jawab Machinery & Heavy Equipment Section (MHE) adalah

merawat dan memperbaiki rotating machine dan mobile yang terdapat

pada Plant dan non-Plant . Section ini dibagi atas tiga sub-Section,

yaitu:

1) Machine and Welding Shop Sub-Section

Bertanggung jawab untuk melakukan pengelasan, pembubutan,

penggerindaan, dan lain-lain yang berhubungan dengan reparasi dan

modifikasi dari peralatan.

2) Field Rotating Equipment Sub-Section

Bertanggung jawab untuk memelihara dan memperbaiki semua

peralatan berputar yang ada di kilang agar tetap handal, efisien, dan

aman.

3) Machinery Reliability and Preventive Maintenance Sub-Section

Bertanggung jawab melakukan Preventive Maintenance dan

Predictive Maintenance pada seluruh rotating equipment yang ada

di seluruh kilang.


32/72

25

c. Instrument Section

Instrument Section bertanggung jawab untuk melaksanakan perbaikanserta pemeliharaan alat-alat instrumen yang ada di seluruh Plant , rumah

sakit, laboratorium, alat-alat rumah tangga, komputer, dan alat-alat

elektronika arus lemah lainnya sehingga dapat berjalan dengan baik.

Peralatan instrument yang dipelihara dan diperbaiki antara lain adalah

control valve, pressure/flow/temperature indicator , controller , dll.

Instrument Section dibagi dalam empat sub-section yaitu:

1) Instrument Shop

Bertanggung jawab memperbaiki dan memelihara seluruh peralatan

instrument yang ada di Plant , rumah sakit, dan lain-lain. Dalam

menjalankan tugas, sub-section ini dibagi antara lain Electronic

Shop, General, dan Analyzer.

2) Train and Preventive Maintenance Sub-Section

Bertanggung jawab melakukan perbaikan dan pemeliharan peralatan

instrument di Plant , dan melakukan Preventive Maintenance untukmenjaga kualitas alat.

3) Utilities, Storage/Loading and Off-Plot Sub-Section

Bertugas untuk memelihara dan memperbaiki seluruh peralatan

instrument yang ada di daerah Utilities, Storage/Loading, dan Off-

Plot .

4) DCS and PLC Group

Melaksanakan pemeliharaan dan perbaikan DCS ( Distributed

Control System) dan PLC ( Programmable Logic Controller ) yang

terdapat pada Plant.

d. Electrical Section

Tanggung jawab Electrical Section adalah memperbaiki, memelihara,

serta memasang suku cadang apabila ada kerusakan yang terjadi pada

instalasi komponen elektrik di pabrik. Section ini dibagi dalam 4 sub

seksi, yaitu:


33/72

26

1) Trains and Utilities

Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen-komponen listrik yang dipakai pada sistem pembangkit tenaga listrik

dan distribusi serta perlengkapan di Badak LNG, baik yang

digunakan di Plant maupun di community dan bertanggung jawab

terhadap kelancaran operasi alat-alat listrik yang digunakan di semua

unit Train.

2) Off-Plot, Plant Support Facilities, and Feeder

Sub-seksi ini bertugas menangani pemeliharaan komponen -komponen listrik pada bagian Off-Plot, Plant Support Facilities dan

Feeder.

3) Plant Support Facilities and Feeder

Bertanggungjawab terhadap pemeliharaan fasilitas-fasilitas

peralatan listrik dan feeder yang ada di Plant .

4) Preventive Maintenance, Air Conditioning and Shop

Memonitor kelayakan alat-alat listrik yang dipakai di Plant .

Tanggung jawab utama sub-seksi ini adalah kalibrasi (kalibrasi

relay-relay, alat ukur, breaker , dll), Air Conditioner Preventive

Maintenance, serta Rewinding (perbaikan motor-motor dengan

kapasitas 200 HP ke bawah).

e. Maintenance Planning and Turn Around (MPTA) Section

Tanggung jawab dari Maintenance Planning and Turn Around (MPTA)

Section yaitu: Planning/programming, Coordinating, Servicing,

Controlling.

f . Warehouse Section

Warehouse Section bertanggung jawab memelihara dan memperbaiki

peralatan yang ada di storage dan loading. Tugas umum Warehouse

Section yaitu:

1) Menyediakan feed gas untuk keperluan process dan fuel gas untuk

boiler


34/72

27

2) Menampung LNG dan LPG kemudian mengapalkannya

3) Mendinginkan Produk LPG dari Train A~H4) Memproduksi Condensate menampungnya kemudian mengirimkan

ke Tanjung Santan

5) Mengolah limbah cair pabrik sehingga tidak menimbulkan polusi

3.1.3. Techn ical Department

Gambar 3. 4 Struktur Technical Depatrment

Departemen ini bertanggung jawab atas kelancaran

pengoperasian, perawatan, dan efisiensi kilang dengan cara memberikan

bantuan teknik kepada semua departemen yang terkait, antara lain berupa

hal-hal sebagai berikut:

1. Solusi atas masalah yang membutuhkan analisis mendalam.

2. Perencanaan produksi berdasarkan permintaan dan kondisi suplai gas.

3. Quality Assurance, yaitu memberikan jaminan mutu objek yang

diverifikasi dan yang diperiksa serta mengendalikan kualitas produksi

LNG dan LPG berdasarkan analisis laboratorium.

4. Project Engineering, yaitu melakukan modifikasi terhadap peralatan-

peralatan kilang untuk meningkatkan kehandalan dan efisiensi.

Di dalam Technical Department dibagi menjadi lima seksi yaitu:

a. Production Planning & Energy Conservation (PP&EC) Section

Tugas dari seksi ini antara lain:

1. Mengadakan konfirmasi dengan pihak Pertamina mengenai

kapasitas produksi kilang

TECHNICAL

DEPARTMENT

PRODUCTION PLANING

& ENERGY

CONVERSION SECTION

FACILITIES & PROJECT

ENGINEERING SECTION

PROCESS & SHE

ENGINEERING SECTION

INSPECTION

SECTION

LABORATORY &

ENVIRONMENT

SECTION


35/72

28

2. Mengadakan konfirmasi dengan gas producer tentang suplai gas

alam dari sumber gas

3. Menentukan rencana produksi kilang dengan mempertimbangkan

faktor internal dan eksternal, diantaranya adalah pasokan feed gas,

permintaan dari buyer, kondisi operasional pabrik, dan kontrak

Pertamina dengan buyer jadwal kedatangan kapal, ataupun adanya

kemungkinan keterlambatan kapal.

b. Process & SHE Engineering (P&SHEE) Section

Process & SHE Engineering mempunyai tugas sebagai Project

Engineering and Contract Engineering. Dalam melakukan tugasnya

Process & SHE Engineering bertanggung jawab dalam menentukan

segala sesuatu yang berhubungan dengan proses produksi, Dalam hal

ini Process & SHE Engineering memiliki wewenang untuk menentukan

spesifikasi alat dan kemungkinan penggunaan alat atau sistem baru

sehubungan dengan optimalisasi proses produksi. Selain itu divisi ini

juga bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang

serta keselamatan karyawan.

Process & SHE Engineering dipimpin oleh seorang Section

Head. Untuk melaksanakan tugas tersebut Process & SHE Engineering

membagi strukturnya menjadi 3 sub-seksi utama yaitu Process Train,

Utilities, dan Storage & Loading . Setiap sub-seksi akan diisi oleh

seorang Lead-Engineer dan beberapa orang Engineer . Selain Engineer

di sub-seksi utama, PE juga memiliki teknisi-teknisi dan administrasi.

c. Facilities & Project Engineering (FPE) Section

Secara umum tugas Facilities & Project Engineering Section

sama dengan P&SHE Engineering , tetapi ditambah dengan beberapa

tugas seperti memberikan bantuan teknis untuk pembangunan dan

proyek ekspansi Plant serta mengadakan diskusi teknis, mengevaluasi


36/72

29

proyek yang berhubungan dengan mekanik, instrumen dan listrik di

dalam suatu manajemen.

d. Inspection Section

Inspection Section merupakan bagian dari Technical

Department yang bertanggung jawab terhadap kegiatan inspeksi,

analisis, pembuatan prosedur perbaikan dan pemeriksaan, serta evaluasi

peralatan Plant . Berkaitan dengan tuags dan kewajiban seksi inspeksi

dalam hal Quality Assurance dan Quality Control , terdapat berbagai

macam kualifikasi teknik yang harus dipahami. Kualifikasi tekniktersebut diantaranya Ahli Keselamatan dan Kesehatan Kerja (AK3),

Pesawat Uap dan Bejana Tekan (Depnaker), Inspektur Bejana Tekan

(MIGAS), Inspektur Perpipaan (MIGAS), Inspektur Tangki Penimbun

(MIGAS), Radiography Test Interpreter (B4T), dll.

e. Laboratory & Environment Control Section

Laboratory & Environment Control Section bertanggung

jawab dalam memberikan informasi mengenai kualitas suatu sampel,

sehingga hasil dari informasi ini dapat memberikan interpretasi

kondisi sampel. Dalam hal ini, seksi ini berperan sebagai kontrol dari

kondisi operasi yang dilaksanakan sehari-hari. Tugas dari seksi ini

adalah sebagai berikut:

1) Quality Control terhadap gas umpan yang masuk kilang,

intermediate maupun final production

2) Technical support , yaitu mempelajari dan memberikan penjelasanmengenai suatu percobaan dan penelitian

Dalam menjalankan tugasnya Laboratory & Environment

Control Section dibagi menjadi empat bagian yaitu :

1) Control Laboratory yang bekerja selama 24 jam secara kontinyu

untuk menganalisis sampel dari bagian operasi

2) Project laboratory yang bertugas memberikan support untuk

penelitian atau performancetest dari suatu Plant .


37/72

30

3) Gas laboratory yang bertugas menganalisis sampel dari lapangan,

MCR, LNG dll.

4) Wet laboratory yang bertugas menganalisa raw wat er, BFW,

maupun air minum komunitas.

5) Environment Control yang bertugas Mengawasi pengoperasian

UnitIncinerator Limbah B3, TPS, Sumur Pantau Lingkungan, dan

peralatan lindungan lingkungan lainnya; Merencanakan,

mengkoordinir, megimplementasikan, mengawasi, mengevaluasi

dan mengembangkan Program Pengelolaan dan Pemantauan

Lingkungan du seluruh kawasan pengoperasian kilang LNG/LPG

Badak serta penunjang lainnya; Merencanakan, mengkoordinir,

mengimplementasikan, mengawasi, mengevaluasi dan

mengembangkan Program Inspeksi Lindungan Lingkungan dan

Pembuatan Rekomendasi secara rutin dan berkala.

3.2. Business Support Division

3.2.1. Human Resources and Development Department

Departemen ini bertanggung jawab atas masalah kepegawaian. Di dalam

menjalankan tugasnya, departemen dibagi menjadi dua seksi yaitu

Training Section dan Human Resources Service Section. Pengembangan

sumber daya manusia yang dilakukan berupa:

a. Training , yaitu Pre-employment Training (untuk karyawan baru), TASA

Training (Task And Skill Analysis), OJT (On the Job Training), KDTPK

(Kursus Dasar Teknik Pemeliharaan Kilang), AKAMIGAS berjenjang,

job-rotation atau penugasan khusus, Training di luar Bontang

disesuaikan dengan disiplin ilmu yang diperlukan.

b. Personal Assesment , dengan materi umum kompetensi, teknik dasar,

teknik keahlian, teknik keahlian khusus. Evaluasi dilakukan dengan

berkala tiap empat bulan, tes untuk membandingkan keahlian sekarang

dengan keahlian minimum yang dibutuhkan. Tim evaluasi sendiri

terdiri dari Senior Technician dan non-staff seksi, serta


38/72

31

Supervisor/Senior Supervisor dan Senior Technician. Usaha

peningkatan dilakukan dengan penugasan khusus dan kunjungan Plant.

3.2.2. I nformation Technology Department

IT Department bertanggung jawab membuat dan menjalankan sistem

pengelolaan data informasi, mengelola sistem telekomunikasi di

lingkungan Badak LNG, dan mengelola perpustakaan Badak LNG.

Departemen ini terdiri dari Application Technology Section dan Network

Technology Section.

3.2.3. Procurement and Contract Department

Departemen ini terbagi menjadi dua seksi yaitu Procurement Section dan

Contract Section. Departemen ini bertanggung jawab untuk melaksanakan

pengadaan equipment dan menangani permasalahan kontrak dengan

perusahaan lain.

3.2.4. Services Department

Departemen ini bertanggung jawab atas pengadaan fasilitas yang layak

bagi karyawan dan keluarga. Departemen ini terdiri dari Community

Planning & Contract Implementation Section dan Facility Service Section.

3.3. Accounting Operation and Control Department

Accounting Operation and Control Department ini bertanggung jawab

mengelola administrasi keuangan dan transaksi perusahaan serta membuat

pembukuan perusahaan. Departemen ini terdiri dari Accounting Operation Section

dan Accounting Control Section.

3.4. I nternal Audit Department

Internal Audit Department ini berada di bawah pengawasan langsung

Director & Chief Operating Officer . Tugas dari departemen ini adalah memeriksa

masalah keuangan dan administrasi Badak LNG.


39/72

32

3.5. Safety Health Environment & Quali ty Department

Safety Health Environtment & Quality Department ini bertanggung jawabatas keselamatan yang berhubungan dengan pengoperasian, perencanaan,

pengawasan, dan pemeliharaan kilang, serta keselamatan karyawan. Departemen

ini dibagi menjadi 3, yaitu: OCC Health & Industrial Hygiene, Audit &

Compliance, SHE-Q MS .

3.6. Corporate Strategic and Business Development Department

Corporate Strategic and Business Development Department bertugas

untuk membantu departemen lain dalam mengadakan perencanaan dan

pelaksanaan suatu proyek yang dilaksanakan oleh kontraktor di BADAK LNG,

melakukan evaluasi pelaksanaan kepada sistem manajemen Badak LNG terhadap

adanya perluasan kilang yang berskala besar, serta sebagai koordinator Badak

LNG pada saat pelaksanaan perluasan kilang serta mengkoordinir pelaksanaan

persetujuan kontrak. Departemen ini terdiri dari Gas Processing Group dan

Revenue Generating Group.

3.7. Corporate Secretary Department

Corporate Secretary Department ini bertanggung jawab atas semua yang

berhubungan dengan kontrol dokumen dan komunikasi baik di internal atau

eksternal Badak LNG.

3.8. Change Management Team

Change Management Team bertanggung jawab melakukan alignment

organisasi perusahaan yang baru dengan kondisi existing , melakukan sosialisasi

di semua level organisasi, serta problem solving untuk pelaksanaan reorganisasi

tersebut.

3.9. F inance Department

Finance Department bertanggung jawab mengelola keuangan di Badak

LNG. Pengelolaan keuangan meliputi neraca keuangan masuk dan keluar

perusahaan, juga pengelolaan keuangan di dalam intern perusahaan.


40/72

33

BAB IV

PROSES PRODUKSI LNG

4.1. Sekilas Tentang LNG

Gas alam merupakan suatu campuran yang mudah terbakar yang tersusun

atas gas-gas hidrokarbon, yang terutama terdiri dari metana. Gas alam juga dapat

mengandung etana, propana, butana, pentana, dan juga gas-gas yang mengandung

sulfur. Komposisi pada gas alam dapat bervariasi. Pada tabel di bawah ini,

digambarkan secara umum komposisi pada gas alam murni sebelum dilakukan

pengolahan.

Pada awalnya gas alam yang seringkali ditemukan bersama minyak

bumi, disebut associated gas, dibakar begitu saja karena dianggap tidak berharga,

bahkan dipandang sebagai pengotor (impurities) pada industri pengolahan minyak

bumi.. Namun gas alam sekarang ini telah menjadi sumber energi alternatif yang

banyak digunakan oleh masyarakat dunia untuk berbagai keperluan, baik untuk


41/72


42/72

35

LNG tidak berbau, tidak berwarna, tidak beracun, dan non-korosif.

Bahaya yang dapat ditimbulkan dari LNG tersebut antara lain mudah terbakar,

pembekuan, dan asfiksia. Proses pencairan melibatkan pengurangan kadar

komponen tertentu, seperti debu, gas asam, helium, air dan hidrokarbon berat, yang

bisa menyebabkan penyumbatan aliran. Gas alam ini kemudian dikondensasikan

menjadi cair pada tekanan mendekati atmosfer (tekanan transportasi

maksimumditetapkan pada sekitar 25 kPa/3.6 psi) dengan mendinginkannya sekitar

-162 °C (-260 ° F).

Teknologi kriogenik sebenarnya sudah lama dikenalkan. Para ahli dari

Prancis sudah pernah memperkenalkannya dalam skala laboratorium pada tahun

1877. Namun, teknologi ini baru digunakan beberapa dekade kemudian karena

alasan kelayakan ekonomi. Teknologi pertama kalidimanfaatkan pada tahun 1940

oleh sebuah perusahaan di Ohio, Amerika Serikat, untukmenyimpan gas alam

apabila permintaan gas alam sedang menurun.

Pendukung lain berkembangnya teknologi pencairan gas alam adalah

meningkatnykepedulian manusia terhadap lingkungan hidup. Bila dibandingkan

dengan sumber energi lain, gaalam dapat dikatakan merupakan sumber energi yang

paling bersih untuk menghasilkan nilai kalor yang sama dengan sumber energi lain.

Selain itu, gas alam masih terdapat dalam jumlah besar.Tentunya, pemanfaatan gas

alam sebagai sumber energi mampu menggantikan ketergantunganmanusia atas

penggunaan minyak bumi sebagai sumber energi.

4.2. Kualitas LNG

Nilai kalor LNG tergantung pada sumber gas dan proses yang digunakanuntuk mencairkan gas. HHV ( Higher Heating Value) LNG diperkirakan 24 MJ/L.

LHV ( Lower Heating Value) LNG adalah 21 MJ/L atau 563.623 BTU/ft3.

Kepadatan energi dari LNG mencapai 2,4 kali lebih besar dari CNG (Compressed

Natural Gas) yang membuatnya ekonomis untuk mengangkut gas alam dengan

kapal dalam bentuk LNG. Kepadatan energi dari LNG sebanding dengan propana

dan etanol tetapi hanya 60% yang dari solar dan 70% yang dari bensin. Kepadatan


43/72

36

LNG kira-kira 0,41 kg/L hingga 0,5 kg/L, tergantung pada suhu, tekanan dan

komposisi, dimana air pada 1,0 kg/L.

Kualitas LNG adalah salah satu isu paling penting dalam bisnis LNG.

Setiap gas yang tidak sesuai dengan spesifikasi yang disepakati dalam perjanjian

jual beli dianggap sebagai gas atau LNG "off-specification" (off-spec) atau "off-

quality". Peraturan kualitas melayani tiga tujuan:

a. Untuk memastikan bahwa gas didistribusikan adalah non-korosif dan tidak

beracun, yaitu di bawah batas atas untuk H2S, total sulfur, CO2 dan Hg.

b. Untuk menjaga terhadap pembentukan cairan atau hidrat dalam jaringan

perpipaan, melalui batas air maksimum dan dewpoints hidrokarbon.

c. Untuk memungkinkan pertukaran gas yang didistribusikan, melalui

pembatasan rentang variasi untuk parameter yang mempengaruhi pembakaran,

seperti: jumlah gas inert, nilai kalor, indeks Wobbe, indeks Jelaga, Incomplete

Combustion Factor , Yellow Tip Index, dll

Dalam kasus off-spec LNG pembeli dapat menolak untuk menerima

LNG dan penjual harus membayar ganti rugi untuk off-spec volume masing-masing

gas. Kualitas gas atau LNG diukur pada titik penyerahan dengan menggunakan

instrumen seperti kromatografi gas.

Kekhawatiran kualitas gas yang paling penting melibatkan kandungan

sulfur, merkuri dan nilai kalori. Karena sensitivitas fasilitas pencairan untuk elemen

sulfur dan merkuri, gas yang dikirim ke proses pencairan harus disempurnakan dan

diuji secara akurat untuk menjamin konsentrasi minimum yang mungkin dari dua

elemen sebelum memasuki pabrik pencairan. Namun, perhatian utama adalah nilai

panas gas. Biasanya pasar gas alam dapat dibagi dalam tiga pasar dalam hal nilai

kalor:

a. Asia (Jepang, Korea, Taiwan) dimana gas yang didistribusikan kaya, dengan

HHV lebih tinggi dari 43 MJ/m3 (n), yaitu 1.090 Btu/scf,

b. Inggris dan AS, di mana gas yang didistribusikan miskin, dengan HHV

biasanya lebih rendah dari 42 MJ/m3 (n), yaitu 1.065 Btu/scf,

c. Benua Eropa, di mana kisaran HHV diterima cukup luas: approx. 39-46

MJ/m3 (n), yaitu 990 untuk 1.160 Btu/scf.


44/72

37

Ada beberapa metode untuk memodifikasi nilai kalor LNG dengan

tingkat yang diinginkan. Untuk tujuan meningkatkan nilai kalor, menambah

propana dan butana adalah solusi. Untuk tujuan penurunan nilai kalor, menambah

nitrogen dan memisahkan butana dengan metana merupakan solusi yang terbukti.

Pencampuran dengan LPG bisa menjadi solusi. Semua solusi tersebut meskipun

secara teoritis bisa namun mahal dan sulit untuk dikelola dalam skala besar.

4.3. Proses Train

Badak LNG memilik 8 buah train. Train A sampai dengan H. Ke delapan buah train

ini memiliki cara kerja yang sama. Namun, kapasitasnya berbeda. Train E, F, G,

dan H memiliki kapasitas yang lebih besar dibanding Train A, B, C, dan D. Train

A, B dan D sudah dalam fase LTI ( Long Term Idle). Sedangkan ke lima sisanya

tetap beroperasi. Setiap tahun, tim manajemen planning Badak LNG sudah

memiliki jadwal train yang akan beroperasi dan train yang harus di-overhaul .

Dalam satu train, terdapat 5 buah plant yaitu sebagai berikut

4.3.1. Proses CO2 Removal ( Plant 1)

Komposisi feed gas yang masuk ke dalam kilang memiliki

kandungan gas CO2 lebih dari 5.6%. gas CO2 memiliki titik beku -800C,

sedangkan titik beku CH4 sebagai komponen utama LNG adalah -1600C.

CO2 akan membeku terlebih dahulu pada saat proses pembuatan LNG

berlangsung, yang dapat menyumbat saluran di dalam peralatan kilang dan

dapat merusak alat-alat tersebut. Oleh karena itu, keberadaan CO2 di

dalam feed gas harus dihilangkan. Kandungan CO2 ini dihilangkan pada

Plant 1, CO2 absorption unit . Berikut merupakan diagram alir proses

penghilangan CO2 pada plant 1.

Sebelum feed gas memasuki CO2 Absorption Unit , terlebih

dahulu memasuki Knock Out Drum (KOD) untuk memisahkan gas alam

dari kondensat dan glikol. Feed gas akan masuk ke kolom absorber 1C-2

pada bagian tray bagian bawah, sedangkan larutan aMDEA akan masuk

melalui tray kolom atas pada kondisi tekanan sekitar 46 kg/cm2 dan

temperatur 42 oC. Larutan aMDEA dengan gugus utama berupa methyl


45/72

38

diethanol amine dan activated piperazine ini adalah larutan absorbent yang

akan menyerap gas CO2 dalam feed gas. Feed gas bergerak ke kolom

bagian atas, sedangkan larutan aMDEA bergerak ke bagian bawah,

sehingga terjadi kontak antara keduanya. CO2 lalu diserap oleh aMDEA

sehingga kandungan CO2 di dalam feed gas berkurang.

Gambar 4. 1 Putification System

Setelah sampai di bagian bawah kolom 1C-2, larutan aMDEA

menjadi jenuh akan CO2 dan disebut rich amine yang tidak bisa lagi

mengikat CO2. Larutan aMDEA jenuh kemudian akan dimurnikan

kembali di kolom 1C-5. Di dalam kolom 1C-5, terjadi kontak antara rich

amine dengan steam yang naik ke atas, sehingga CO2 yang terlarut dalam

aMDEA akan terlepas menjadi gas kembali. Dengan demikian, aMDEA

dapat digunakan kembali sebagai absorbent.

4.3.2. Proses Dehydration dan Mercury Removal ( Plant 2)

Di dalam plant 2, terjadi penghilangan uap air dan penurunan

kadar merkuri (Hg). Uap air perlu dihilangkan karena uap air membeku

pada proses pendinginan gas alam, sehingga dapat menyumbat tube dalam


46/72

39

heat exchanger . Pembersihan uap air hingga 0,5 ppm dari feed gas. Uap

air dihilangkan dengan menggunakan tiga buah bed drier yang beroperasi

secara bergantian.Sementara dua buah bed drier beroperasi, satu bed drier

diregenerasi. Di dalam bed drier , terdapat molecular sieve tipe A4 yang

berfungsi memisahkan molekul-molekul H2O. Kandungan air dalam mol

sieve sangat berpengaruh pada kemampuan mol sieve untuk menyerap air.

Oleh karena itu efisiensi reaktivasi kolom dehidrasi untuk menghilangkan

air yang ada dalam mol sieve harus cukup tinggi. Effisiensi reaktivasi ini

dipengaruhi oleh laju alir gas reaktivasi dan temperatur gas reaktivasi.

Temperatur gas reaktivasi juga berpengaruh pada desorbsi air yang terikat

di mol sieve, dengan temperatur optimum sebesar 2700C. Temperatur

yang lebih tinggi akan mempercepat terjadinya kerusakan mol sieve

(degradasi), sedangkan temperatur yang lebih rendah akan mengakibatkan

berkurangnya effisiensi reaktivasi.

Gambar 4. 2 Dehydration and Mercury Removal

Merkuri juga harus dihilangkan karena dapat bereaksi dengan

aluminium pada tube membentuk amalgam yang bersifat korosif dan dapat

merusak tube tersebut. Penghilangan merkuri dilakukan dengan

menggunakan bed mercury removal yang berisi sulphure impregnated


47/72

40

activated charcoal sebagai adsorbent. Merkuri akan bereaksi dengan

adsorbent ini membentuk senyawa HgS, sehingga dapat dipisahkan dari

gas alam.

4.3.3. Proses Fractionation (Plant 3)

Plant ini bertujuan untuk memisahkan komponen-komponen yang

terdapat dalam gas alam menggunakan prinsip distilasi. Fraksi ringan yang

tersusun mayoritas oleh metana akan menjadi umpan untuk Main Heat

Exchanger (5E-1). Sebagian etana akan diinjeksiakan ke LNG untuk

meningkatkan nilai heating value dari LNG dan sebagian lagi disimpanuntuk cadangan make-up MCR. Propane dan butane diolah lebih lanjut

menjadi LPG dan juga digunakan untuk make-up MCR. Sedangkan

hidrokarbon berat akan dikirim ke Plant 16 untuk diolah lebih lanjut.

Sistem fraksionasi ini terbagai menjadi lima sub-sistem berikut Scrub

Column, De-ethanizer, De-propanizer, De-butanizer, dan Splitter Unit.

Proses yang terjadi pada Plant 3 dapat dilihat pada gambar berikut ini

Gambar 4. 3 Fractionation System


48/72

41

a. Scrub Column (3C-1)

Feed gas dari 4E-13 masuk ke Scrub Column 3C-1 pada

temperatur -34oC dan tekanan 42 kg/cm2. Pada temperatur ini,

hidrokarbon berat (C2 ke atas) dalam gas alam akan mengembun dan

mengalir ke bawah, sedangkan hidrokarbon ringan naik ke atas menara

kolom 3C-1. Temperatur aliran yang masuk ke kolom 3C-1 harus

dijaga, apabila gas yang masuk terlalu panas akan mengurangi efisiensi

pemisahan, sedangkan apabila temperatur gas yang masuk terlalu

dingin akan meningkatkan beban reboiler 3E-1. Steam pemanas pada

reboiler 3E-1 akan memberikan panas yang dibutuhkan untuk

memisahkan hidrokarbon ringan yang terikut ke bawah bersama

hidrokarbon nerat dengan jalan mendidihkan kembali cairan yang turun

ke bawah. Produk atas dari Scrub Column 3C-1 didinginkan hingga -

34oC di 4E-14 Scrub Column Overhead Condenser dengan media

pendingin low pressure propane. Aliran gas dari 4E-14 menuju Scrub

Column Condensate Drum 3C-2 akan dilakukan pemisahan antara gas

dengan kondensat yang terbentuk. Kondensat yang terbentuk sebagian

akan dialirkan kembali ke Scrub Column sebagai refluks dan sebagian

lagi akan memasuki De-ethanizer Column. Akan tetapi, aliran ini akan

didinginkan terlebih dahulu hingga -400C sebelum dimasukkan ke 3C-

4. Uap yang mengalir melalui bagian atas kolom 3C-2 sebagian besar

akan dialirkan ke Main Heat Exchanger 5E-1 dan sebagian lainnya ke

Mixed Component Refrigerantt (MCR) system sebagai make-up.

Sebagian besar uap ini terdiri dari fraksi metana minimal dengan

kandungan 85%.

b. De-ethanizer Unit (3C-4)

De-ethanizer column reboiler 3E-4 digunakan untuk

memisahkan etana dan hidrokarbon yang lebih ringan lainnya dari

fraksi berat cairan umpan dengan cara mendidihkan kembali cairan

yang berada di bottom scrub column. Gas masuk pada temperatur -400C

dan tekanan 30 kg/cm2. Produk atas dari puncak kolom 3C-4


49/72

42

didinginkan terlebih dahulu di De-ethanizer Column Overhead

Condenser 3E-5 dengan media pendingin low pressure propane. Aliran

dari 3E-5 ini kemudian dimasukkan ke kolom 3C-5 De-ethanizer

Column Condensate Drum.

Di dalam kolom 3C-5 terjadi pemisahan fasa uap dengan fasa

cair. Kondensat yang terbentuk dipompakan oleh 3G-2A/B masuk 3C-

4 sebagai refluks, sedangkan C2 cair yang terbentuk dialirkan ke

storage dan dapat digunakan untuk make up MCR serta dialirkan ke

5E-1. Hal ini dilakukan untuk meningkatkan heat heating value (HHV)

dari gas yang masuk 5E-1. Gas yang tidak terkondensasi pada kolom

3C-5 akan dialirkan ke 3E-17 dan digunakan sebagai fuel gas. Cairan

yang terbentuk di kolom 3C-4 akan dipanaskan oleh reboiler 3E-4. Uap

yang terbentuk akandialirkan kembali ke 3C-4, sedangkan cairan yang

terbentuk bergabung dengan produk bawah 3C-4 untuk dialirkan ke De-

propanizer Column 3C-6.

c. De- propanizer (3C-6)

Kolom De-propanizer 3C-6 berfungsi untuk memproduksi

propane yang akan digunakan sebagai refrigerant maupun LPG

komersial. Produk bawah dari dasar kolom De-ethanizer 3C-4 dialirkan

ke kolom 3C-6. Pada kolom 3C-6 ini, propane dan fraksi ringan lainnya

akan naik ke puncak kolom, sedangkan fraksi beratnya akan mengalir

ke dasar kolom.

Produk atas dari kolom 3C-6 didinginkan oleh 3E-7 dengan

media pendingin cooling water , setelah itu dialirkan ke kolom 3C-7, C3

cair yang terbentuk sebagian dialirkan sebagai refluks ke kolom 3C-6,

sedangkan propane cair yang terbentuk dialirkan sebagai produk LPG

propane ke plant 15. Selain itu, terdapat reboiler 3E-6 dengan pemanas

low pressure steam yang bertugas memanaskan cairan yang terbentuk

pada kolom 3C-6. Uap yang terbentuk akan dialirkan kembali ke kolom

3C-6, sedangkan cairan yang terbentuk akan bergabung dengan produk


50/72

43

bawah dari kolom 3C-6 dan dialirkan ke kolom 3C-8 yang berfungsi

sebagai debutanizer .

d. De-butanizer (3C-8)

De-butanizer 3C-8 berfungsi untuk mendapatkan produk butane.

Butane dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom sedangkan

fraksi yang lebih berat akan turun ke bagian bawah kolom. Debutanizer

column reboiler dengan media panas low pressure steam akan

memanaskan cairan yang berasal dari kolom 3C-8. Butana dan fraksi yang

lebih ringan akan terpisahkan dari fraksi yang lebih berat dengan cara

mendidihkan kembali cairan yang turun. Adapun uap dari puncak kolom

3C-8 akan diembunkan di dalam Debutanizer Column Overhead

Condenser 3E-9 dengan cara pertukaran panas dengan air laut. Hasil

kondensasi mengalir ke Debutanizer Condensate Overhead 3C-9.

Cairan dari kolom 3C-9 dipompakan oleh Debutanizer

Column Reflux Pump 3G-7A/B ke puncak menara kolom 3C-8 akan

sebagai refluks. Kelebihan cairan di dalam kolom 3C-9 akan

didinginkan di Butane Return Sub Cooler 3E-13 oleh pendingin.

Kemudian, cairan ini sebagian dikirim ke Scrub Column Condensate

Drum 3C-2 melewati Scrub Column Overhead Condenser 4E-14

dengan menggunakan pompa 3G-5A/B. Pengiriman cairanini bertujuan

mempertahankan level kolom 3C-2. Adapun sebagian lainnya dari

cairanakan dikirim ke LPG Storage Tank di plant #17 atau dikirim ke

storage tank 20C-5 atau sebagai reinjeksi ke dalam feed gas yang

masuk ke 5E-1.

Reinjeksi ini bertujuan untuk meningkatkan nilai pembakaran

( Heating Value-HHV) produk LNG. Uap yang tidak dapat dicairkan di

3E-9 dialirkan ke fuel gas system. Uap ini dimanfaatkan sebagai bahan

bakar boiler . Adapun cairan dari dasar kolom 3C-8 dapat dikirimkan

melalui dua aliran yang terpisah. Pada aliran yang pertama, cairan

dipompakan dengan 3G-11A/B ke Stabilizer Condensateplant #16

tanpa didinginkan terlebih dahulu. Sedangkan pada aliran lainnya,


51/72

44

cairan didinginkan dulu di Bottom Cooler 3E-10 untuk selanjutnya

dikirim ke Liquid Fuel Tank plant 20.

e.

Splitter Unit

Splitter Unit berfungsi untuk memurnikan produk butane agar

sesuai dengan spesifikasi LPG yang diinginkan. Prinsip pengoperasian

splitter unit ini sama dengan unit fraksionasi, yaitu berdasarkan

perbedaan kemudahan menguap. Splitter unit hanya terdapat pada train

A, B, C, dan D. Pada train E, F, G, dan H tidak dibutuhkan splitter unit

karena produk dari debutanizer sudah memiliki kemurnian C4 yangcukup baik.

Produk dari De-butanizer Column Condensate Drum 3C-9

dimasukkan ke splitter 3C-14. Uap yang keluar dari puncak kolom

didinginkan oleh Fin-FanCooler 3E-19 kemudian uap ini masuk ke

laporan umum kerja praktik pt.badak lng

Documents