yoriko putera laporan umum

TK- 4090 KERJA PRAKTEK

PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION

BONTANG-KALIMANTAN TIMUR

LAPORAN UMUM

Oleh:

Yoriko Putera (13010011)

Pembimbing:

Dr. Danu Ariono

Dedik Rahmat Ermawan, ST.

SEMESTER I 2013/2014

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT BADAK NATURAL GAS LIQUEFACTION BONTANG KALIMANTAN TIMUR

i

LEMBAR PENGESAHAN

LAPORAN UMUM

TK- 4090 KERJA PRAKTEK

Semester I 2013/2014

Yoriko Putera (13010011)

Catatan/komentar :

Tempat Kerja Praktek : PT Badak Natural Gas Liquefaction Bontang

Kalimantan Timur

Periode kerja Praktek : 27 Mei 2013 24 Juli 2013

Telah diperiksa dan disetujui,

Pembimbing

Dedik Rahmat Ermawan, ST.

Process Engineer

Dosen pembimbing

Dr. Danu Ariono

Tanggal : _____________ Tanggal :____________


ii

LEMBAR PENGESAHAN

LAPORAN KERJA PRAKTEK

DI

PT BADAK NGL

Bontang Kalimantan Timur

Periode : 27 Mei 2013 s.d. 24 Juli 2013

Oleh :

Yoriko Putera

13010011

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

Mengetahui :

Ir. Muhaimin

Process & SHE Engineering

Manager

Dedik Rahmat Ermawan, S.T

Pembimbing Utama


iii

KETERANGAN KERTAS KERJA No. : -kkk/BB13/2013-645

Dengan ini menerangkan bahwa :

Nama : Yoriko Putera

Nim : 13010011

Perguruan Tinggi : Institut Teknologi Bandung

Fakultas / Jurusan : Fakultas Teknologi Industri / Teknik Kimia

Tempat PKL : Technical Department / Process & SHE Engineering Section

Periode : 27 Mei 2013 s.d. 24 Juli 2013

Telah melaksanakan Praktek Kerja Lapangan di PT Badak NGL Bontang dan membuat tugas khusus dengan judul

EVALUASI PENGARUH LEANER FEED GAS TERHADAP KINERJA PERALATAN PADA STREAM REGENERASI DRIER PLANT-2

yang telah dipresentasikan dengan baik pada tanggal 18 Juli 2013

Hermansyah

Training Manager


iv

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur kepada Tuhan Yang Maha Esa atas berkat dan bimbingan Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan kegiatan kerja praktek dan laporan kerja praktek di PT. Badak

Natural Gas Liquefaction, Bontang, Kalimantan Timur pada tanggal 25 Mei 2013 hingga 24

Juli 2013 dengan lancar dan tepat waktu. Kegiatan dan laporan kerja praktek ini disusun

untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan di Program Studi Teknik Kimia Institut

Teknologi Bandung.

Pada kesempatan kali ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada pihak pihak yang membantu dalam proses kegiatan kerja praktek maupun penyusunan laporan kerja praktek.

Terutama kepada:

1. Dr. Danu Ariono selaku dosen pembimbing, 2. Dr. Melia Laniwati Gunawan selaku penanggung jawab mata kuliah TK-4090 Kerja

Praktek,

3. Bapak Dedik Rahmat Ermawan selaku pembimbing di PT Badak NGL, Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada pihak-pihak lain yang jua turut membantu

dalam proses kegiatan kerja praktek, yaitu:

1. Bapak Muhaimin selaku Manager Process & SHE Engineering 2. Para staff di Process Engineer Section : Bapak Nasir, Bapak Johan, Bapak Ertanto,

Bapak Akbar, Bapak Zaki Arif, Bapak Rendra, Bapak Arief, Bapak Ronggo, Bapak

Kamil, Bapak Rubianto, dan Ibu Anna.

3. Para staff di Training Section: Bapak Abdul Muis dan Bapak Hariyanto. 4. Para Engineer di bagian lain yang membantu penulis dalam melaksanakan kerja

praktek: Bapak Irfan, Bapak Sofyan Purba

5. Para Operator di control room : Bapak Abudullah, Bapak Sarmin, Bapak Asran, dan Bapak Eswandi.

6. Bapak Kukuh dan Bapak Jupri selaku petugas perpustakaan teknikal 7. Rekan-rekan kerja praktek di PT Badak NGL: Antonius Prasetya, M. Afif Naufal,

Hasan Hidayattuloh, Hari Kurnia Saleh dan rekan rekan lainnya yang tidak dapat disebutkan satu per satu.

8. Bapak Jonsen selaku pihak transportasi selama melaksanakan kerja praktek di PT. Badak NGL.

9. Orangtua penulis yang senantiasa memberikan dukungan dan doa selama proses penulisan laporan.

10. Dan seluruh pihak yang telah membantu dalam pembuatan laporan kerja praktek ini. Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna. Sehingga penulis

mengharapkan kritik dan masukan dari seluruh pembaca laporan ini untuk penyempurnaan

penulisan laporan ini. Semoga laporan ini dapat bermanfaat.

Bontang, 24 Juli 2013

Yoriko Putera


v

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................................................ i

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

DAFTAR ISI .............................................................................................................................. v

DAFTAR GAMBAR ............................................................................................................. viii

DAFTAR TABEL ..................................................................................................................... ix

IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTEK ............................................................................. x

BAB I BAHAN BAKU UTAMA DAN BAHAN PENDUKUNG .......................................... 1

1.1 Bahan Baku Utama...................................................................................................... 1

1.2 Bahan Baku Pendukung .............................................................................................. 2

BAB II DESKRIPSI PROSES .................................................................................................. 4

2.1 Plant-1 : Unit Pemisahan CO2 .................................................................................... 4

2.2 Plant-2 : Unit Penghilangan H2O dan Merkuri ........................................................... 7

2.3 Plant-3 : Unit Fraksinasi ............................................................................................. 9

2.3.1 Scrub Column (3C-1) ......................................................................................... 10

2.3.2 Deethanizer Column (3C-4) ............................................................................... 11

2.3.3 Depropanizer Column (3C-6) ............................................................................ 11

2.3.4 Debutanizer Column (3C-8) .............................................................................. 11

2.3.5 Splitter Unit (3C-14) .......................................................................................... 12

2.4 Plant-4 : Unit Refrigerasi .......................................................................................... 12

2.4.1 Sistem Refrigerasi Propana ................................................................................ 13

2.4.2 Sistem Refrigerasi MCR .................................................................................... 14

2.5 Plant-5 : Unit Pencairan Gas Alam ........................................................................... 16

BAB III SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES ..................................... 19

3.1 Sistem Pemroses ........................................................................................................ 19

3.1.1 Plant-1................................................................................................................ 19

3.1.2 Plant-2................................................................................................................ 20

3.1.3 Plant-3................................................................................................................ 20

3.1.4 Plant-4................................................................................................................ 22

3.1.5 Plant-5................................................................................................................ 22

3.2 Pengendalian Proses .................................................................................................. 23


vi

3.2.1 Sistem Pengendalian Proses Plant-1 .................................................................. 23





BAB IV PRODUK DAN LIMBAH ....................................................................................... 29

4.1 Produk ....................................................................................................................... 29

4.2 Limbah ...................................................................................................................... 30

BAB V SISTEM UTILITAS .................................................................................................. 31

5.1 Plant-29 : Penyedia Gas Nitrogen ............................................................................. 31

5.2 Plant-30 : Sistem Distribusi Listrik .......................................................................... 32

5.3 Plant-31 : Penyediaan Kukus dan Pembangkitan Listrik.......................................... 32

5.3.1 Boiler.................................................................................................................. 32

5.3.2 Turbin dan Generator Listrik ............................................................................. 34

5.4 Plant-32 : Penyedia Air Pendingin ........................................................................... 34

5.4.1 Pompa Air Laut .................................................................................................. 34

5.4.2 Hypochlorinator ................................................................................................. 35

5.5 Plant-33 : Penyedia Air Pemadam Kebakaran .......................................................... 35

5.6 Plant-35 : Penyedia Udara Bertekanan ..................................................................... 35

5.7 Plant-36 : Pengolahan Air dan Penyedia Air umpan Boiler ..................................... 36

5.7.1 Aerator ............................................................................................................... 37

5.7.2 Iron Removal Filter............................................................................................ 37

5.7.3 Demineralizer .................................................................................................... 37

5.7.4 Deaerator ........................................................................................................... 38

5.7.5 Polisher .............................................................................................................. 38

5.8 Plant-48 & 49 : Penyedia Air Minum Komunitas .................................................... 38

5.9 Plant-48 : Pengolahan Limbah Air Komunitas ......................................................... 38

BAB VI STORAGE AND LOADING ................................................................................... 40

6.1 Plant-15: Pendinginan LPG ...................................................................................... 40

6.2 Plant-16: Condensate Stabilizer ............................................................................... 41

6.3 Plant-17: Penyimpanan dan Pengapalan LPG .......................................................... 41

6.4 Plant-19: Blowdown dan Relief System ..................................................................... 42


vii

6.5 Plant-20: Penyimpanan C2, C3, dan Kondensat ........................................................ 43

6.6 Plant-21: Feed Gas Knock Out Drum....................................................................... 43

6.7 Plant-24: Penyimpanan dan Pengapalan LNG.......................................................... 44

6.8 Plant-26: Pembotolan dan Pengisian Tabung LPG................................................... 46

6.9 Plant-34: Pengolahan Limbah Cair Pabrik ............................................................... 46

6.10 Plant-39: Penyediaan Nitrogen ................................................................................. 47

6.11 Plant-53: Feed Gas Pipelines ................................................................................... 47

BAB VII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK ............................................................... 48

7.1 Lokasi PT Badak NGL .............................................................................................. 48

7.2 Tata Letak Pabrik ...................................................................................................... 49

BAB VIII STRUKTUR ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN ................. 50

8.1 Operation Department .............................................................................................. 51

8.2 Technical Department ............................................................................................... 52

BAB IX JENJANG KARIR INSINYUR TEKNIK KIMIA DI PT BADAK NGL ............... 54

BAB X PENUTUP ................................................................................................................. 55

DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................................. 56


viii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Diagram Proses Plant-1 ........................................................................................ 5

Gambar 2.2. Diagram Proses Plant-2 ........................................................................................ 7

Gambar 2.3. Skema Susunan Drier ........................................................................................... 8

Gambar 2.4. Diagram Proses Plant-3 ...................................................................................... 10

Gambar 2.5. Diagram Proses Plant-4 Untuk Propana ............................................................ 14

Gambar 2.6. Diagram proses Plant-4 untuk MCR ................................................................. 16

Gambar 2.7. Diagram Proses Plant-5 ...................................................................................... 17

Gambar 5.1. Diagram Alir Proses Plant-36 PT. Badak NGL .................................................. 37

Gambar 7.1. Jalur perpipaan gas terkait kilang PT Badak NGL ............................................. 48

Gambar 8.1. Struktur Organisasi PT Badak Natural Gas Liquefaction .................................. 50

Gambar 8.2. Struktur Organisasi Operation Department ........................................................ 51

Gambar 8.3. Struktur Organisasi Technical Department ......................................................... 52


ix

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1. Jumlah Suplai Gas Alam Dari Berbagai Daerah (Juni, 2013) .................................. 1

Tabel 1.2. Spesifikasi Feed Gas PT Badak NGL ...................................................................... 1

Tabel 1.3. Komposisi Refrijeran MCR ...................................................................................... 2

Tabel 3.1. Spesifikasi CO2 Absorber (1C-2) ........................................................................... 19

Tabel 3.2. Spesifikasi Amine Regenerator (1C-5) ................................................................... 19

Tabel 3.3. Spesifikasi Feed Drier (2C-2A/B/C) ...................................................................... 20

Tabel 3.4. Mercury Removal Vessel (2C-4) ............................................................................. 20

Tabel 3.5. Spesifikasi Scrub Column (3C-1) ........................................................................... 20

Tabel 3.6. Spesifikasi Deethanizer Column (3C-4) ................................................................. 21

Tabel 3.7. Depropanizer Column (3C-6) ................................................................................. 21

Tabel 3.8. Debutanizer Column (3C-8) ................................................................................... 22

Tabel 3.9. Scrub Column Overhead Condensor (4E-14) ......................................................... 22

Tabel 3.10. Main Heat Exchanger (5E-1) ............................................................................... 22

Tabel 4.1. Spesifikasi Produk LNG ......................................................................................... 29

Tabel 4.2. Spesifikasi Produk LPG Butana ............................................................................. 29

Tabel 4.3. Spesifikasi Produk LPG Propana ............................................................................ 30

Tabel 5.1. Spesifikasi nitrogen yang dihasilkan di Plant-29 ................................................... 32

Tabel 5.2. Sistem distribusi listrik PT. Badak NGL ................................................................ 32

Tabel 5.3. Boiler-Boiler PT. Badak NGL ................................................................................ 33

Tabel 5.4. Generator-Generator Listrik PT. Badak NGL ........................................................ 34

Tabel 5.5. Hypochlorinator PT. Badak NGL .......................................................................... 35

Tabel 5.6. Ion Logam Pengotor pada Kondensat Kukus ......................................................... 36

Tabel 5.7. Spesifikasi Air Umpan Boiler PT. Badak NGL ...................................................... 36

Tabel 6.1. Fasilitas Penyimpanan dan Pengapalan LPG Plant-17 PT Badak NGL ................ 41

Tabel 6.2. Unit-unit Plant-20 ................................................................................................... 43

Tabel 6.3. Fasilitas Plant-24 PT Badak NGL .......................................................................... 45

Tabel 6.4. Fasilitas Plant-39 PT Badak NGL .......................................................................... 47


x

IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTEK

Nama Perusahaan PT Badak Natural Gas Liquefaction

Lokasi/Alamat Pantai Kalimantan Timur, Bontang Selatan

Status, Tahun Pendirian, dan

Jenis Perusahaan

Perusahaan Negara, didirikan pada tanggal 26 November 1974

dengan 2 unit pengilangan pertama (Train A dan B) pada bulan

Maret 1977, mulai memproduksi LNG pada tanggal 5 Juli 1977

Produk Perusahaan Liquefied Natural Gas (LNG) dan Liquefied Petroleum Gas

(LPG)

Visi Perusahaan Menjadi perusahaan energi kelas dunia yang terdepan dalam inovasi. - Perusahaan energi kelas dunia artinya menjadi perusahaan

yang mampu memenuhi kebutuhan energi negara-negara di

dunia

-Terdepan dalam inovasi artinya menjadi perusahaan yang

selalu berusaha menemukan hal-hal baru dari yang sudah ada

atau yang sudah dikenal sebelumnya (gagasan, metode, atau

alat) yang dapat membawa perubahan kearah yang lebih baik

dan efektif

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). " - Energi bersih artinya energi yang ramah lingkungan baik

dalam proses maupun hasil.

- Standard kinerja terbaik, artinya berpedoman pada standar

kinerja internasional, yaitu : Safety, Health, Environment Quality Management System (SHE-Q MS) untuk mencapai

World Class Safety Culture Standar EMS ISO 14001 untuk

mencapai hasil produksi yang ramah lingkungan Standar

Quality Management System dan ISO 9001:2000 untuk

mencapai kualitas produk yang memenuhi persyaratan

pelanggan. Standar Best Industrial Practices dan GCG untuk

mencapai tingkat kepatuhan (compliance) yang diharapkan

pemerintah.

- Nilai tambah maksimal artinya memberikan kontribusi

maksimal untuk memenuhi kebutuhan para pemangku

kepentingan.

Prinsip Perusahaan - Berupaya dengan sungguh-sungguh untuk mencapai safety

excellence dengan menerapkan process safety management

- Ramah lingkungan dalam setiap kegiatan operasi melalui

penerapan dan sertifikat EMS ISO 14001

-Menghasilkan produk yang memenuhi semua persyaratan

pelanggan melalui penerapan quality management system dan

mempertahankan sertifikat ISO-9001-2000

- Profesional excellence melalui pengembangan SDM yang

berdasarkan kompetensi

- Mengelola bisnis dengan menerapkan best industrial practices dan good corporate government


1

BAB I

BAHAN BAKU UTAMA DAN BAHAN PENDUKUNG

Pada proses pengolahan LNG yang dilakukan PT. Badak Natural Gas Liquefaction diperlukan

berbagai bahan baku untuk menunjang kelancaran berlangsung nya proses. Bahan baku yang

digunakan PT Badak Natural Gas Liquefaction dalam pengolahan LNG bisa diklasifikasikan

menjadi bahan baku utama dan bahan baku pendukung.

1.1 Bahan Baku Utama

Bahan baku utama pada proses pembuatan LNG adalah gas alam yang mengandung berbagai

komponen dengan komposisi tertentu. Gas alam ini disuplai oleh beberapa lapangan gas yang

bersumber dari berbagai daerah seperti Handil, Tatun, Muara Badak, Sapi, Semberah, Nilam,

Peciko, dan Mutiara seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1.1.

Tabel 1.1. Jumlah Suplai Gas Alam Dari Berbagai Daerah (Juni, 2013)

Sumber Jumlah (MMSCFD)

Santan (Chevron) 90,37

Sapi (Chevron) 21,7

Badak (Vico) 82,6

Nilam (Vico) 69,17

Mutiara (Vico) 81,27

Semberah (Vico) 35,4

Tatun (Total) 608,2

Handil (Total) 28,6

Peciko (Total) 480,07

Sisi Nubi (Total) 101.57

Jumlah 1.598,93

Seluruh gas alam dari berbagai daerah akan dikumpulkan di Badak Export Manifold (BEM)

sebelum akhirnya dikirim melalui 2 pipa berdiameter 36 inci dan 2 pipa berdiameter 42 inci

menuju kilang LNG Badak untuk diolah. Pada saat ini karena sedikitnya jumlah gas alam dari

Gas Producers, hanya 2 pipa yang difungsikan sedangkan 2 pipa lain berada dalam keadaan idle.

Tekanan gas alam yang dialirkan adalah sekitar 42 kg/cm2. Spesifikasi gas alam yang diolah oleh

PT. Badak Natural Gas Liquefaction disajikan pada Tabel 1.2.

Tabel 1.2. Spesifikasi Feed Gas PT Badak NGL

Komponen Presentase

CH4 82,85

C2H6 4,66

C3H8 3,28

i-C4H10 0,72

n-C4H10 0,79

i- C5H12 0,33

n- C5H12 0,2


2

C6H14 0,61

N2 0,07

CO2 6,49

Hg Maks 0,033 ppbw

H2S Maks 0,5 ppbw

Senyawa S Maks 25 ppbw

1.2 Bahan Baku Pendukung

Terdapat beberapa bahan baku pendukung yang digunakan dalam memproduksi LNG dan LPG

oleh PT. Badak Natural Gas Liquefaction, antara lain :

1. Activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA) Merupakan absorben CO2 yang digunakan pada unit 1C-2 (CO2 Absorber).

2. Antifoaming Agent Merupakan campuran senyawa silika dan glikol yang diinjeksikan pada aliran lean amine

yang masuk ke kolom CO2 Absorber untuk mencegah terbentuknya busa yang dapat

menyebabkan kontak antara lean amine dan gas alam menjadi kurang optimal

3. Molecular Sieve Merupakan senyawa adsorben yang digunakan di kolom Drier (2C-2A/B/C) untuk

mengikat H2O yang terdapat pada gas alam. Molecular sieve ini akan diregenerasi setiap

510-540 menit dengan menggunakan aliran gas alam panas.

4. Sulfur Impregnated Activated Carbon (SIAC) Digunakan pada kolom 2C-4 untuk mengikat merkuri yang terkandung dalam aliran gas

alam.

5. Gas Nitrogen Merupakan senyawa yang digunakan sebagai salah satu komponen MCR dan sistem

pembilasan kolom (purging). Nitrogen diperoleh dari distilasi kriogenik udara pada

Plant-29 dan 39

6. Propana Merupakan fluida pendingin gas alam dan MCR, serta merupakan salah satu komponen

MCR. Propana dihasilkan dari fraksinasi gas alam pada Depropanizer (3C-6).

7. Multi Component Refrigerant (MCR) Merupakan fluida pendingin yang digunakan pada Main Heat Exchanger (Plant-5). MCR

tersusun dari nitrogen, metana, etana, dan propana. Komposisi masing-masing penyusun

MCR disajikan pada Tabel 1.3.

Tabel 1.3. Komposisi Refrijeran MCR

No Komponen Komposisi (%-mol)

1 Nitrogen 2-3

2 Metana 42-44

3 Etana 44-46

4 Propana 6-8


3

8. Optisperes HTP 3001 Merupakan senyawa yang diinjeksikan pada Boiler untuk mencegah terjadinya korosi

pada lapisan dalam tube Boiler. Zat ini akan membentuk lapisan film pada tube sehingga

kotoran penyebab korosi lebih mudah disingkirkan.

9. Optisperes PO 5543 Digunakan untuk mengatur pH air umpan Boiler

10. Cortrol Merupakan senyawa yang ditambahkan pada proses Deaerator (Plant-31) untuk mengikat

oksigen terlarut pada air umpan Boiler

11. Asam Sulfat (H2SO4) Digunakan pada Plant-36 untuk regenerasi Cation Exchanger. Asam sulfat yang

digunakan memiliki konsentrasi 98%.

12. Natrium Hidroksida (NaOH) Digunakan pada Plant-36 untuk regenerasi Anion Exchanger dan menaikkan pH air pada

aerator. Soda kaustik yang digunakan memiliki konsentrasi 10%.

13. Air Laut Sebagai media pendingin gas alam pada 1E-2, propana, dan MCR di Plant 4, serta

penyediaan air pemadam kebakaran darurat.

14. Sodium Hypochlorite (NaOCl) Diinjeksikan pada bagian suction pompa air laut untuk menghambat pertumbuhan

ganggang dan kerang yang terbawa oleh air laut. Bahan baku yang digunakan adalah air

laut yang dielektrolisasi.

15. Calcium Hypochlorite (Ca(OCl)2) Digunakan pada Plant-48 dan 49 dengan kadar maksimum 1,2 ppm untuk membunuh

mikroorganisme.

16. Morpholine (C4H9NO) / Steammate NA 0240 Diinjeksikan pada keluaran Deaerator (Plant-31), berfungsi untuk menetralisir asam

yang terkandung dalam kondensat keluaran Turbin sehingga dapat mencegah terjadinya

korosi pada perpipaan.


4

BAB II

DESKRIPSI PROSES

PT. Badak Natural Gas Liquefaction memiliki 8 buah Process Train, yaitu A H, untuk proses pengolahan gas alam. Train AH pada dasarnya memiliki konstruksi dan proses pengolahan yang sama namun memiliki kapasitas yang berbeda. Train EFGH memiliki kapasitas yang lebih

besar jika dibandingkan dengan Train ABCD (kapasitas Train ABCD berkisar antara 708 716 m

3/jam sedangkan kapasitas Train EFGH berkisar antara 764 855 m3/jam). Pada saat ini,

pasokan gas alam yang semakin berkurang menyebabkan jumlah train yang dioperasikan hanya

4 yaitu Train C,F,G, dan H. Masing masing train terdiri atas lima buah plant untuk proses pengolahan gas alam menjadi Liquified Natural Gas ( LNG ) yaitu :

1. Plant 1 : Unit pemisahan CO2 2. Plant 2 : Unit penghilangan H2O dan merkuri 3. Plant 3 : Unit Fraksinasi 4. Plant 4 : Unit Refrigerasi 5. Plant 5 : Unit Pencairan

2.1 Plant-1 : Unit Pemisahan CO2

CO2 merupakan salah satu pengotor dalam gas alam yang perlu dihilangkan. Kadar CO2 dalam

gas alam dapat membahayakan proses secara keseluruhan karena CO2 memiliki titik beku sekitar

-56oC sedangkan proses pencairan LNG akan dilakukan pada temperatur mencapai -156

oC.

Keberadaan CO2 pada gas alam akan menyebabkan terjadi plugging dan menghambat sistem

perpipaan. Kadar CO2 dalam gas alam tidak boleh melebihi 50 ppmv.

Pada Plant-1, kadar CO2 dalam gas alam akan dikurangi menggunakan proses absorbsi dengan

menggunakan activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA) BASF sebagai absorben. Larutan

aMDEA yang digunakan dijaga pada konsentrasi 40%-w untuk memastikan aMDEA yang

diinjeksikan mampu menyerap CO2 hingga kadar yang diinginkan. Salah satu contohnya adalah

gas alam yang berasal dari sumur gas lapangan Muara Badak mengandung CO2 sekitar 6,3%

mol, kemudian CO2 ini akan diserap oleh aMDEA dalam unit CO2 Absorber 1C-2.

Proses penyerapan CO2 diawali dengan pembentukan H2CO3 melalui reaksi pelarutan CO2 dalam

air :

O2 (g) +2O (l) 2O3 (aq) Kemudian aMDEA akan bereaksi dengan H2CO3 membentuk ion karbonat :

C2H4OH N C2H4OH

CH3

+ H2CO3 C2H4OH N C2H4OH

CH3

H+

+ HCO3-

Reaksi balik digunakan untuk meregenerasi aMDEA. Reaksi absorbsi merupakan reaksi

reversibel eksotermis sehingga dengan mengatur temperatur reaksi maka reaksi di atas dapat

dibalik menjadi reaksi pelepasan CO2. Diagram proses dari Plant-1 ditampilkan pada Gambar

2.1.


5

Gambar 2.1. Diagram Proses Plant-1

Gas alam yang sudah dihilangkan kandungan kondensat, glikol, dan airnya masuk ke proses

absorbsi CO2 yang berlangsung di unit 1C-2. Proses absorbsi berjalan secara counter current

dengan aliran gas alam masuk dari bagian bawah dan larutan aMDEA masuk melalui bagian atas

kolom. Kolom pada unit 1C-2 terdiri dari 31 valve tray berfungsi untuk mengontakkan gas alam

dengan larutan aMDEA dan 2 bubble tray berfungsi untuk mengalirkan BFW. Alasan pemilihan

valve tray karena tray jenis ini memiliki turndown ratio yang besar sehingga cocok untuk

menangani proses pencairan gas alam yang laju alirnya fluktuatif bergantung pada pasokan gas

alam. BFW sebagai wash condensate untuk membilas top product sehingga menahan jumlah

aMDEA yang ikut terbawa oleh CO2. Pada kolom juga terdapat sebuah demister pad yang

berfungsi untuk menghilangkan sisa kondensat yang mungkin terbentuk.

Proses absorbsi CO2 akan berlangsung baik pada tekanan tinggi dan temperatur rendah, oleh

karena itu kolom 1C-2 beroperasi pada tekanan dan temperatur awal gas alam yaitu 47,5 kg/cm2

dan 27,6oC. Hasil atas dari kolom 1C-2 merupakan gas alam yang telah bebas dari CO2 dan

keluar pada suhu sekitar 42,8oC, hal ini disebabkan reaksi penyerapan CO2 dengan aMDEA

merupakan reaksi eksotermis. Gas alam bebas CO2 kemudian didinginkan pada Cooler 1E-2

dengan air laut hingga temperaturnya mencapai 36oC. Gas alam dari Cooler 1E-2 kemudian

mausk ke kolom CO2 Absorber Overhead Gas Cooler (1C-3) untuk memisahkan larutan

aMDEA yang terkondensasi di dalam gas alam. Gas alam dari puncak Overhead Cooler akan

didinginkan dengan media pendingin Propane pada Drier Precooler 4E-10 hingga 19oC.

Penurunan suhu gas alam bertujuan untuk mengkondensasi dan memisahkan sebagian uap air

dari hidrokarbon berat dari gas alam. aMDEA terkondensasi akan keluar sebagai bottom product

1C-3 dan dialirkan menuju Amine Flash Drum (1C-4).


6

Larutan aMDEA yang keluar dari bagian bawah kolom 1C-2, merupakan rich amine

(mengandung banyak CO2), akan dialirkan ke unit Amine Flash Drum (1C-4) dan dicampur

dengan bottom product dari unit 1C-3. Pada unit 1C-4 ini terjadi penurunan tekanan seketika

hingga mencapai sekitar 6 kg/cm2 yang menyebabkan CO2 dan hidrokarbon yang terlarut dalam

aMDEA akan teruapkan. Aliran uap dikirimkan ke sistem fuel gas, sedangkan aMDEA dari

bagian bawah 1C-4 (rich amine) akan dipanaskan oleh Reboiler 1E-4 dengan memanfaatkan

panas aliran lean amine dari suhu 62oC hingga 102

oC. Aliran rich amine kemudian dialirkan ke

dalam Amine Regenerator. Proses regenerasi merupakan proses yang membutuhkan panas, panas

yang diperlukan diberikan oleh Low Pressure Steam yang mengalir di bagian buluh pada 4 buah

Reboiler(1E-5 A-D). Aliran rich amine panas akan masuk ke bagian bawah kolom Regenerator

1C-5 sehingga sebagian aMDEA tersebut akan terdidhkan akibat panas dari Reboiler. Uap

aMDEA tersebut akan menuju ke bagian atas kolom bersama CO2 menuju Overhead Condenser

(1E-7). Gas dan kondensat keluar dari kondensor 1E-7 dan dipisahkan dalam Separator 1C-6.

Campuran gas yang tidak terkondensasi akan langsung dibuang ke udara sedangkan larutan

aMDEA yang terkondensasi akan direfluks kembali ke kolom 1C-5 untuk membantu

menurunkan temperatur puncak. Lean amine yan merupakan bottom product dari kolom 1C-5

dialirkan ke Heat Exchanger 1E-4 untuk didinginkan dengan memanfaatkan pertukaran panas

dengan aliran rich amine dari 1C-4 yang mengalir di bagian buluh. Aliran lean amine yang

sudah didinginkan tersebut kemudian didinginkan lebih lanjut di Fin-Fan Cooler (1E-9) hingga

temperatur sekitar 57oC. Selanjutnya aliran akan melalui Cooler 1E-3 A-D untuk pendinginan

akhir hingga suhu 40-42oC. Dari Exchanger ini, larutan aMDEA (lean amine) akan dipompakan

ke dalam CO2 Absorber 1C-2 dengan Pompa 1G-1A/B/C.

Zat antifoam, yang berfungsi untuk mencegah terjadinya foaming pada kolom 1C-2, diinjeksikan

pada bagian suction dari Pompa 1G-1. Peristiwa foaming terjadi karena larutan aMDEA yang

kotor atau aliran gas alam yang kotor (banyak mengandung hidrokarbon berat). Pembentukan

foaming menyebabkan kontak antara gas alam dengan aMDEA menjadi buruk serta

menyulitkan pengukuran ketinggian cairan pada kolom. Foaming dapat dideteksi dengan melihat

beda tekanan yang dihasilkan.

Sekitar 10% lean amine dari Cooler 1E-3 dilewatkan dalam Amine Filter 1Y-1 yang berfungsi

untuk menyaring kotoran-kotoran yang ikut terbawa. Kemudian, aliran dimasukkan ke kolom

Carbon Treater 1C-7 untuk menyaring sebagian hidrokarbon yang asih terbawa aliran aMDEA.

Aliran keluar kolom 1C-7 dimasukkan dalam Amine Surge Tank 1D-1 yang berfungsi untuk

menjaga aliran aMDEA yang masuk kolom CO2 Absorber selalu konstan 900 m3/jam. Apabila

aliran aMDEA ini tidak memenuhi batasan, akan dialirkan make-up aMDEA dengan Pompa 1G-

2.

Beberapa gangguan lain yang terjadi pada proses di Plant-1 selain foaming yaitu pembacaan

BFW yang tidak sesuai (instrumentasi) dapat mengakibatkan perubahan strength amine yang

akan mempengaruhi proses absorbsi di 1C-2. Selain itu, apabila terjadi kebocoran-kebocoran di

tube heat exchanger. Misalkan, terjadi kebocoran di tube 1E-5A/B akan menyebabkan LP steam

akan masuk ke shell dan mengkontaminasi strength lean amine. Untuk mendeteksi adanya

kebocoran dapat dilakukan dengan venting atau dengan analisis fluida pada shell. Salah satu

contoh dilakukan dengan metode, untuk mendeteksi kebocoran pada 1E-3A/B maka akan

dilakukan analisis sampel dari cooling water, apabila terdeteksi ada amine pada C/W maka

terdapat kebocoran pada tube HE.


7

2.2 Plant-2 : Unit Penghilangan H2O dan Merkuri

Plant-2 berfungsi untuk menghilangkan kandungan air dan merkuri (Hg) yang terkandung dalam

gas alam. Air perlu dipisahkan karena memiliki titik beku 0oC sehingga akan membeku dan

menghambat perpipaan pada proses pencairan LNG yang berlangsung pada -156oC. Merkuri

perlu dihilangkan karena mengakibatkan korosi berupa amalgam pada peralatan proses yang

terbuat dari alumunium, meskipun kandungan Hg pada gas alam yang diolah pada kilang LNG

Badak relatif sangat kecil. Gas alam keluaran dari Plant-2 diharapkan mengandung H2O dan

merkuri masing-masing tidak lebih dari 0,5 ppm dan 0,01 ppb. Proses di Plant-2 dapat dilihat

pada Gambar 2.2.


Gas alam yang bebas CO2 dialirkan ke Drier Precooler 4E-10 untuk didinginkan hingga

temperatur 19oC dengan propane sebagai media pendingin. Pendinginan gas alam

mengakibatkan sebagian uap air dan hidrokarbon berat yang masih terkandung dalam gas alam

akan terkondensasi. Aliran ini kemudian dimasukkan ke kolom Drier Separator Decantor 2C-1

untuk memisahkan air dan kondensat hidrokarbon dari gas alam. Temperatur masukan dari

kolom 2C-1 harus dijaga pada temperatur 19oC, gas alam dengan suhu terlalu panas akan

menyebabkan air yang terdapat dalam gas alam tidak terkondensasi sehingga menambah beban

kerja pada Drier 2C-2A/B/C. Sedangkan aliran gas alam yang terlalu dingin akan mengakibatkan

terbentuknya hidrat antara hidrokarbon dan air di 2C-1 yang akan menghambat aliran. Gas alam

dari 2C-1 kemudian dialirkan ke kolom 2C-2A/B/C yang berisi molecular sieve untuk

mengadsorbsi air. Kolom 2C-2 berisikan unggun tetap molecular sieve sebagai adsorben utama,

alumdum ball sebagai support, serta alumina. Molecular sieve dipilih sebagai unggun tetap

karena memiliki kemampuan untuk menyerap air dalam gas alam hingga dibawah batas 0,5 ppm.


8

Sedangkan alumina memiliki nilai water loading yang besar dan kuat terhadap tekanan bulk air.

Skema susunan bed dapat dilihat pada Gambar 2.3.

Gambar 2.3. Skema Susunan Drier

Pada Plant-2 terdapat tiga buah kolom Drier yang dioperasikan secara bergantian, 2 unit

dioperasikan sedangkan satu unit lainnya akan diregenerasi. Drier akan diregenerasi ketika hasil

uji terhadap sampel aliran keluar Drier menunjukkan kadar H2O dalam aliran sudah mendekati

0,5 ppm, dan proses penghilangan H2O dalam gas alam akan diswitch ke Drier yang sudah

standby. Regenerasi dibagi menjadi tiga tahap yaitu:

1. Tahap heating, dengan mengalirkan gas panas bersuhu 244oC dari bawah kolom dengan laju

alir 40 kNm3/h selama 420 menit. Gas panas ini berasal dari sebagian gas keluaran 2C-2 yang

dipanaskan dengan HP Steam di 2E-7. Air yang teradsorbsi oleh molecular sieve akan

teruapkan bersama hidrokarbon berat dan keluar bersamaan dengan aliran gas panas dari

bagian atas kolom.

2. Tahap cooling, dilakukan dengan mengalirkan gas yang tidak dipanaskan kurang lebih selama

150 menit sampai temperatur turun menjadi 20oC. Kolom perlu didinginkan agar siap

digunakan kembali untuk menyerap air dari gas alam, karena proses adsorbsi akan lebih

efisien pada temperatur rendah.

3. Tahap standby adalah tahap menunggu sebelum kolom lain diregenerasi. Saat standby aliran

gas akan di by-pass menuju upstream 2E-3 untuk mencegah surging pada Kompresor 2K-2.

Gas alam yang telah digunakan untuk meregenerasi molecular sieve didinginkan oleh Fin Fan Cooler 2E-3A/B sampai temperatur 43

oC, kemudian dialirkan ke kolom Feed Drier Reactivation

Separator (2C-3) untuk memisahkan kondensat dan air dari aliran gas. Kondensat akan dikirim

ke Plant-16 sedangkan air akan dikirim ke burn pit. Gas alam yang keluar dari kolom ini

dikompresi oleh Kompresor 2K-2 dan dialirkan kembali untuk digabung dengan gas umpan 1C-2

(Plant-1).

Gas alam yang sudah bersih dari H2O akan disaring oleh Filter 2Y-1A untuk menghilangkan

debu molecular sieve yang ikut terbawa. Kemudian gas alam ini dialirkan menuju Mercury

Removal Unit (2C-4). Kolom ini berisikan unggun Sulphur Impregnated Activated Carbon

(SIAC) yang dapat mengikat merkuri pada aliran gas alam dengan adsorpsi kimia. Kandungan


9

sulfur dalam SIAC akan bereaksi dengan Hg membentuk HgS. Gas alam yang keluar dari kolom

2C-4 ini kemudian disaring dalam Mercury After Filter (2Y-1B) untuk menyerap debu karbon

yang mungkin terbawa aliran gas alam. Kandungan Hg pada gas alam PT. Badak NGL relatif

kecil sehingga kolom saat ini sudah dilakukan pengurangan tinggi carbon bed untuk mengurangi

pressure drop. Gas alam bebas merkuri ini kemudian didinginkan pada Feed Medium Level

Propane Evaporator 4E-12 dan Feed Low Level Propane Evaporator 4E-13 hingga temperatur

sekitar -34oC sebelum dialirkan ke Plant-3.

Permasalahan yang ada di Plant-2 yaitu diantaranya molecular sieve yang digunakan sudah

jenuh sebelum flow counter yang ditetapkan untuk regenerasi. Oleh karena itu, perlu dilakukan

performance test secara berkala untuk meng-update kebutuhan waktu regenerasi molecular

sieve. Apabila gas alam keluaran kolom 2C-2 memiliki kandungan H2O lebih dari 0,5 ppm maka

segera dilakukan pemindahan aliran ke Drier yang standby, atau dengan menyesuaikan produksi

melalui laju alir gas alam, pilihan terakhir yaitu dengan menghentikan produksi untuk menjaga

agar tidak terjadi plugging di 5E-1. Masalah lain yang dapat muncul pada 2C-2 adalah apabila

terjadi overflow dari 1C-2 atau kebocoran steam pada 2E-7 yang dapat mengakibatkan partikel-

partikel molecular sieve rusak menjadi bubur.

2.3 Plant-3 : Unit Fraksinasi

Pada Plant-3 terjadi proses pemisahan komponen komponen yang terdapat dalam gas alam dengan proses distilasi. Fraksi ringan yang sebagian besar mengandung metana (CH4) akan

menjadi umpan untuk Main Heat Exchanger (5E-1) di Plant-5. Sebagian etana akan diinjeksikan

ke LNG untuk meningkatkan nilai HHV dari LNG (HHV LNG diinginkan sekitar 1.107 Btu/scf)

dan sebagian lagi disimpang untuk cadangan make up MCR. Propane dan butane diolah lebih

lanjut menjadi LPG di Plant-17 dan juga digunakan untuk make up MCR. Hidrokarbon berat

dikirim ke Plant-16 (Condensate stabilizer) untuk diolah lebih lanjut sebelum dikirim ke

Tanjung Santan. Plant-3 dibagi menjadi 5 kolom utama untuk Train ABCD yaitu Scrub Column,

Deethanizer, Depropanizer, Debutanizer, dan Splitter Unit, sedangkan Train EFGH hanya terdiri

dari 4 kolom utama karena tidak memiliki Splitter Unit. Diagram alir proses sederhana untuk

Plant-3 Train EFGH ditampilkan pada Gambar 2.4.


10


2.3.1 Scrub Column (3C-1)

Gas alam dari Feed Low Level Propane Evaporator (4E-13) dialirkan menuju Scrub Column 3C-

1 pada temperatur -34oC dan tekanan 42 kg/cm

2 g. Pada kondisi temperatur dan tekanan tersebut

diharapkan terjadi pemisahan komponen antara metana (CH4) dan hidrokarbon berat (C2 ke atas).

Hidrokarbon ringan akan keluar sebagai top product dari Scrub Column, sedangkan hidrokarbon

berat akan keluar sebagai bottom product. Temperatur aliran yang masuk ke Scrub Column harus

dijaga, karena jika temperatur gas terlalu tinggi akan banyak hidrokarbon berat yang terbawa ke

top product. Sedangkan apabila temperatur gas masuk terlalu rendah akan meningkatkan beban

Reboiler 3E-1.

Produk bawah kolom akan dipanaskan kembali dengan steam pemanas di Reboiler 3E-1 untuk

memisahkan hidrokarbon ringan yang terbawa bersama hidrokarbon berat sebagai bottom

product. Top product dari kolom 3C-1 akan didinginkan hingga suhu -34oC di Kondensor 4E-14

dengan menggunakan fluida pendingin low pressure propane. Gas dari Kondensor 4E-14 akan

dialirkan menuju Scrub Column Condensate Drum (3C-2) untuk memisahkan gas dan kondensat

yang terbentuk. Sebagian kondensat yang terbentuk dialirkan kembali ke Scrub Column sebagai

refluks dan sebagian lagi didinginkan lagi hingga suhu -40oC dengan cooling water sebelum

dialirkan ke Deethanizer Column (3C-4). Uap yang mengalir melalui bagian atas kolom

Condensate Drum 3C-2 sebagian besar akan dialirkan ke Main Heat Exchanger 5E-1 (Plant-5)


11

dan sebagian lainnya ke Mixed Component Refrigerantt (MCR) system sebagai make-up. Top

product dari 3C-1 memiliki komposisi sekitar 90% metana, tekanan 36 kg/cm2g, dan temperatur

-34oC.

2.3.2 Deethanizer Column (3C-4)

Kondensat, yang terdiri dari hidrokarbon C2 ke atas, didinginkan terlebih dahulu dalam

kondensor 3E-14 dengan media pendingin air laut sebelum memasuki Deethanizer Column (3C-

4). Deethanizer Column (3C-4) digunakan untuk memisahkan etana dalam fasa gas dari

hidrokarbon berat lainnya sebagai kondensat. Deethanizer Column (3C-4) dioperasikan pada

tekanan kondensor (3E-5) sebesar 30 kg/cm2 g. Gas etana yang terbentuk akan didinginkan hinga

-5oC sampai 5

oC dalam Kondensor 3E-5 dengan propane sebagai media pendingin sehingga

terbentuk 2 fasa etana. Etana cair akan dipisahkan dari gas di dalam Deethanizer Column

Condensate Drum (3C-5) untuk kemudian dikembalikan seluruhnya ke dalam Deethanizer

Column sebagai refluks, campuran LNG (untuk meningkatkan HHV), dan campuran MCR. Gas

etana yang terbentuk akan dipanaskan dalam Heater 3E-17 dengan media pemanas berupa steam

sebelum akhirnya dimanfaatkan sebagai fuel gas.

Bottom product dari 3C-4 sebagian akan dididihkan kembali dalam Reboiler 3E-4, sehingga uap

yang terbentuk akan masuk kembali ke kolom 3C-4 sedangkan cairan yang terbentuk dari

reboiler ini akan bergabung dengan sebagian bottom product 3C-4 untuk dialirkan menuju kolom

Depropanizer (3C-6).

2.3.3 Depropanizer Column (3C-6)

Kolom Depropanizer (3C-6) berfungsi untuk memproduksi propane yang akan digunakan

sebagai refrijeran maupun komponen utama LPG dengan memisahkan propane dari hidrokarbon

yang lebih berat sebagai kondensat. Pada kolom 3C-6 ini , propana dan fraksi ringan lainnya

akan naik ke puncak kolom sedangkan fraksi beratnya akan ke dasar kolom. Top product dari

kolom 3C-6 akan didinginkan di Kondensor 3E-7 dengan media pendingin cooling water dan

kemudian dialirkan ke Depropanizer Column Condensate Drum (3C-7). Propana cair yang

terbentuk sebagian dialirkan sebagai refluks ke kolom Depropanizer, sedangkan sisanya

dialirkan sebagai produk LPG propana ke Plant-15. Dengan adanya refluks ini temperatur

puncak kolom dapat dijaga pada suhu sekitar 47oC. Uap yang terbentuk pada Depropanizer

Column Condensate Drum akan digunakan sebagai fuel gas.

Bottom product yang terbentuk di 3C-6 sebagian akan didihkan kembali di Reboiler 3E-7 dengan

pemanas LP Steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product menuju

Debutanizer (3C-8). Uap yang terbentuk di 3E-7 akan dikembalikan ke 3C-6, sedangkan cairan

yang terbentuk di 3E-7 akan digabungkan dengan aliran bottom product menuju 3C-8.

2.3.4 Debutanizer Column (3C-8)

Kolom Debutanizer berfungsi untuk memisahkan butana (C4) dari fraksi hidrokarbon berat

lainnya sebagai kondensat. Butana dan fraksi ringan lainnya akan naik ke puncak kolom

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

Bottom product Debutanizer Column akan dipanaskan kembali menggunakan Debutanizer

Column Reboiler dengan media pemanas low pressure steam. Sedangkan uap dari puncak kolom


12

Debutanizer akan dikondensasi di dalam Debutanizer Column Overhead Condenser 3E-9

dengan menggunakan air laut sebagai media pendingin. Hasil kondensasi mengalir ke

Debutanizer Overhead Condensate Drum (3C-9).

Aliran keluaran 3C-9 di Train ABCD dan di Train EFGH akan menuju unit yang berbeda. Pada

Train ABCD sebagian butane cair hasil kondensasi akan dikembalikan ke 3C-8 sebagai refluks,

sebagian akan menuju Plant-20 untuk disimpan sebagai make up MCR, sebagian dapat

direinjeksikan ke gas alam aliran inlet 5E-1, dan sebagian lagi akan akan dikirimkan ke C3/C4

Splitter untuk dipisahkan kembali antara propane dan butane agar memenuhi spesifikasi produk

LPG. Pada Train EFGH sebagian C4 cair tidak dikirim ke unit Splitter tetapi ke Butane Return

Subcooler (3E-13) untuk didinginkan dengan low pressure propane hingga mencapai suhu -

34oC. C4 dingin sebagian akan dikirim ke 3C-2 untuk menjaga ketinggian cairan di 3C-2, dan

sebagian lagi akan langsung dikirim ke Plant-17 sebagai refrigerated LPG. Uap C4 yang

terbentuk di Debutanizer Overhead Condensate Drum baik pada Train ABCD maupun EFGH

akan digunakan sebagai fuel gas.

Bottom product kolom Debutanizer sebagian akan didihkan kembali di 3E-9 dengan media

pemanas LP steam, dan sebagian akan langsung keluar sebagai bottom product kolom

Debutanizer. Uap yang terbentuk di 3E-9 akan dikembalikan ke 3C-8, sedangkan cairan yang

terbentuk di 3E-9 akan digabungkan dengan aliran bottom product 3C-8. Bottom product kolom

Debutanizer sebagian dikirim ke Stabilizer Condensate Plant-16 tanpa didinginkan, dan

sebagian lagi didinginkan di Bottom Cooler (3E-10) untuk selanjutnya dikirim ke Plant-20

(Penyimpanan C2, C3, dan kondensat).

2.3.5 Splitter Unit (3C-14)

Splitter Unit berfungsi untuk memurnikan produk butana sesuai dengan spesifikasi LPG yang

diinginkan. Pada dasarnya Splitter Unit beroperasi dengan prinsip yang sama dengan unit

fraksionasi lainnya, yaitu berdasarkan perbedaan kemudahan menguap. Splitter Unit hanya

terdapat pada Train ABCD karena pada Train EFGH kemurnian butana pada top product dari

kolom Debutanizer sudah memenuhi spesifikasi LPG (diatas 98%).

Produk dari Debutanizer Column Condensate Drum (3C-9) akan menjadi umpan Splitter. Top

product dari kolom Splitter akan didinginkan oleh Fin Fan Cooler 3E-19 dan kemudian

dialirkan ke Refluks Drum 3C-15 untuk dilakukan pemisahan uap-cair. Di Reflux Drum sebagian

dari propana cair yang terkondensasi dikembalikan sebagai refluks ke Splitter dan sisanya,

bersama hasil propana dari kolom Depropanizer (3C-6), akan dikirim ke Storage, Refrigeration

Unit, dan ke Depropanizer Column Condensate Drum (3C-7). Propana akan dipisahkan dari

butana dengan pemanasan di Reboiler 3E-18. Bottom product Reboiler digunakan untuk

memanaskan umpan yang masuk ke bagian bawah Splitter. Sebagian cairan dari Reboiler 3E-18

ini dikembalikan lagi ke Splitter, sendangkan sebagian lainnya didinginkan lagi oleh Fin Fan

Cooler 3E-21 sampai suhu 35oC sebelum akhirnya dikirim ke Storage, Refrigeration Unit, dan

Butane Return Subcooler (3E-13).

2.4 Plant-4 : Unit Refrigerasi

Proses pencairan gas alam pada PT Badak Natural Gas Liquefaction menggunakan 2 sistem

refrijerasi dengan jenis refrijeran yang berbeda yaitu refrijeran propana dan refrijeran MCR

(Mixed Component Refrigerant). Sistem refrigerasi propana digunakan untuk mendinginkan gas

alam selama proses pemurnian, fraksionasi hingga mencapai titik embunnya, dan pendinginan


13

MCR. Sedangkan sistem refrigerasi MCR digunakan untuk mendinginkan MCR itu sendiri dan

juga untuk mencairkan gas alam menjadi LNG pada Main Heat Exchanger (5E-1) pada Plant-5.

2.4.1 Sistem Refrigerasi Propana

Beberapa fungsi dari sistem refrigerasi propana yaitu :

Mendinginkan gas alam yang telah bebas CO2 sebelum masuk ke Plant-2

Mendinginkan dan mengkondensasikan sebagian dari refrijeran MCR

Mendinginkan produk LPG Propana dan Butana sebelum dikirim ke Plant-17

Fluida pendingin pada Overhead Condensor dari Scrub Column dan Deethanizer

Sistem refrigerasi propana merupakan sistem refrigerasi dengan siklus tertutup. Cairan propana

sebagai media pendingin mengalami proses evaporasi dengan mengambil panas dari aliran

proses yang hendak didinginkan kemudian dikompresi dengan kompresor propana lalu

didinginkan dan dikondensasikan menggunakan pendingin air laut. Cairan propana hasil

kondensasi kemudian didistribusikan ke Evaporator Evaporator dan selanjutnya proses penguapan, kompresi, pendinginan, serta pengkondensasian propana berlangsung secara terus

menerus dalam sebuah siklus tertutup. Pada sistem pendinginan propana terdapat tiga tingkat

pendinginan, yaitu :

High Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 7 kg/cm

2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu 18

oC

Medium Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 3,1 kg/cm

2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu -5

oC

Low Level Propane Propane cair jenuh bertekanan 0,1 kg/cm

2 g yang dapat mendinginkan sampai suhu -

34oC

Propana akan dikompresi dengan Kompresor 4K-1 hingga tekanan 13 kg/cm2

g dan suhu 65oC.

Kemudian propana akan didinginkan di 4E-1A/B dan dicairkan di 4E-1A/B/C/D/E/F dengan

menggunakan cooling water hingga menjadi cair jenuh pada suhu 37oC. Propana cair dari

kompresor beserta make up propana dikumpulkan di Propane Accumulator 4C-1. Propana yang

berasal dari Propane Accumulator tersebut kemudian akan didistribusikan menjadi empat aliran

yaitu :

Aliran yang menuju High Level Propane Flash Drum (4C-2)

Aliran yang menuju Feed High Level Propane Evaporator (4E-10)

Aliran yang menuju MCR High Level Propane Evaporator (4E-7)

Aliran sirkulasi ke Propane Vent Condenser (4E-3) lalu ke Propane Vent Scrubber (4C-6), lalu dialirkan kembali ke Propane Accumulator Drum (4C-1)

Propana yang sudah terevaporasi di 4E-7 dan 4E-10 akan dialirkan ke Propane Flash Drum (4C-

2) untuk memisahkan fasa uap dan cair. Uap propana akan dialirkan menuju ke kolom 4C-12

untuk diumpankan ke 3rd

stage suction pada 4K-1. Propana dalam fasa cair dari 4C-2 sebagian

diuapkan secara mendadak untuk menjadi media pendingin gas alam pada 4E-1 (Plant-2).

Sebagian lain dari propana fasa cair 4C-2 akan diekspansi hingga tekanan 3,1 kg/cm2

a sehingga

menjadi Medium Level Propane. Aliran tersebut kemudian dialirkan ke Feed Medium Level

Propane Evaporator (4E-12) dan juga dialirkan menuju MCR Medium Level Propane

Evaporator (4E-8). Uap propana dari 4E-8 dan 4E-12 akan dialirkan menuju Medium Level


14

Propane Flash Drum 4C-3 untuk dipisahkan fasa uap dan fasa cairnya. Uap dari 4C-3 akan

masuk ke 2nd

stage suction pada kompresor 4K-1 sedangkan cairannya akan diekspansi hingga

tekanan 1,1 kg/cm2

a sehingga menjadi Low Level Propane. Low Level Propane akan dialirkan

ke Feed Low Level Propane Evaporator (4E-13), Scrub Column Overhead Condenser (4E-14).

Uap propana dari 4E-13 dan 4E-14 akan dialirkan ke Propane Refrigerant Drum (3C-10) untuk

kemudian dialirkan lagi ke Propane Flash Drum (4C-4). Uap dari 4C-4 akan masuk ke 1st stage

suction dari 4K-1. MP Propane dari 4E-12 ada sebagian yang diekspansi dan masuk 4C-19

untuk kemudian dialirkan ke MCR Low Level Propane Evaporator (4E-9), Deethanizer

Overhead Condenser (3E-5), Propane Return Subcooler (3E-12) dan Butane Return Subcooler

(3E-13). Propana ini kemudian akan bergabung dengan aliran uap propana dari 4E-13 dan 4E-14

di Propane Refrigerant Drum (3C-10) untuk dialirkan lagi ke Propane Flash Drum (4C-4)

sebelum dihisap oleh 4K-1.

Beberapa permasalahan yang sering terjadi adalah kebocoran pada Heat Exchanger. Adanya

kebocoran pada 4E-1/2 dapat diindikasikan dengan level tank 4C-1 yang turun atau melalui

analisis sampel cooling water dengan Gas Chromatography. Permasalahan yang terkadang

muncul yaitu pada saat start-up dimana katup gas derime tidak tertutup 100% sehingga metana

dapat mengontaminasi propane dan menyebabkan pendinginan yang tidak optimal jika

konsentrasi propane kurang dari 93%.

Gambar 2.5. Diagram Proses Plant-4 Untuk Propana

2.4.2 Sistem Refrigerasi MCR

MCR pada proses pencairan gas alam berfungsi untuk mendinginkan dan mencairkan gas alam.

MCR terlebih dahulu didinginkan oleh refrijeran propana. Pada unit Main Heat Exchanger,


15

MCR juga akan berfungsi untuk mendinginkan MCR itu sendiri. MCR terdiri dari beberapa

komponen yaitu nitrogen (2-5%), metana (40-46%), etana (45-50%), dan propana (2-6%).

Nitrogen digunakan sebagai salah satu komponen pendingin karena memiliki titik didih yang

paling rendah dibandingkan dengan komponen hidrokarbon. Namun, nitrogen memiliki kapasitas

panas yang kecil sehingga dibutuhkan campuran dari refrijeran lain seperti metana, etana, dan

propana. Proses pendinginan ini membutuhkan kapasitas panas yang besar agar terjadi

perpindahan panas yang cukup untuk mencairkan gas alam.

Kompresi MCR dilakukan dalam dua tahap yaitu 1st stage MCR Compressor 4K-2 dan 2

nd stage

MCR Compressor 4K-3. MCR hasil dari proses pendinginan di Main Heat Exchanger 5E-1

masuk ke kolom 4C-7 untuk memisahkan MCR fasa uap dan fasa cair yang terbentuk. Uap MCR

yang keluar dari 4C-7 akan masuk ke stage pertama Kompresor 4K-2 pada tekanan 3 kg/cm2

untuk dikompresi hingga tekanan 14 kg/cm2

a. Kompresi ini mengakibatkan kenaikan temperatur

MCR menjadi 71oC. Sebelum masuk ke kompresor tahap kedua 4K-3 MCR akan didinginkan

terlebih dahulu dengan air laut di Intercooler (4E-5) sampai 32oC untuk mencegah kerusakan

akibat suhu tinggi pada kompresor. Pada kompresor tahap kedua aliran MCR akan dikompresi

hingga tekanan 47 kg/cm2 g dan temperatur 130

oC. MCR ini kemudian didinginkan oleh MCR

Compressor Aftercooler dengan menggunakan pendingin air laut hingga temperatur 32oC. MCR

yang sudah didinginkan tersebut kemudian mengalir ke Propane Evaporator, dilanjutkan ke

Medium Level Propane Evaporator 4E-8 sehingga keluar pada temperatur -5oC. Kemudian MCR

akan didinginkan kembali di MCR Low Level Propane Evaporator (4E-9) hingga temperaturnya

mdencapai -34oC. MCR ini kemudian dialirkan ke Separator 5C-1 untuk memisahkan uap

dengan cairan yang terkondensasi. Etana dan propana lebih banyak terkandung dalam fasa cair,

sedangkan fasa gas akan didominasi oleh nitrogen dan metana. MCR fasa uap dan cair tersebut

kemudian akan dialirkan masuk kembali ke Main Heat Exchanger (5E-1) pada Plant-5 untuk

proses pencairan gas alam.


16

Gambar 2.6. Diagram proses Plant-4 untuk MCR

2.5 Plant-5 : Unit Pencairan Gas Alam

Pada Plant-5, gas alam yang telah diproses sebelumnya dicairkan dengan proses pencairan yang

terjadi di dalam Main Heat Exchanger (MHE). Proses pada Plant-5 ditunjukkan pada gambar 5.


17


Gas alam akan didinginkan terlebih dahulu dengan refrijeran propana dan MCR sebelum

akhirnya dicairkan dalam Main Heat Exchanger (5E-1). Proses pencairan gas alam menjadi LNG

dilakukan dengan menurunkan temperatur gas alam hingga sekitar -149oC melalui pertukaran

panas dengan uap dan cairan MCR yang terdiri dari Nitrogen, metana, etana, dan propana

dengan perbandingan tertentu. MCR cair (sebagian besar etana dan propana) akan digunakan

pada warm bundle sedangkan MCR uap (sebagian besar nitrogen dan metana) akan digunakan

pada bagian cold bundle.

Gas alam yang diolah berasal dari Scrub Column Condensate Drum (3C-2) dengan tekanan 36

kg/cm2

g dan temperatur sekitar -34oC dan dialirkan dari bagian bawah MHE. Untuk

meningkatkan nilai HHV LNG sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan oleh Buyers,

diinjeksikan pula sejumlah etana, propana, maupun butana dari unit fraksionasi. MCR dialirkan

dari Low Level Propane Evaporator (4E-9) menuju kolom MCR High Pressure Separator (5C-

1). Kolom ini berfungsi untuk memisahkan MCR menjadi 2 fasa, yaitu fasa gas yang sebagian

besar mengandung nitrogen dan metana serta fasa cair yang sebagian besar mengandung etana

dan propana. MCR cair dan uap juga dimasukkan dari bagian bawah MHE namun dengan tube

yang berbeda dengan aliran gas alam.

Main Heat Exchanger (5E-1) merupakan suatu kolom penukar panas tegak yang terdiri dari

rangkaian tube dan terbagi menjadi 2 daerah, yaitu warm bundle pada bagian bawah kolom dan

cold bundle pada bagian atas kolom. Pada warm bundle, aliran MCR uap, MCR cair, dan gas

alam naik ke atas kolom. Pada akhir warm bundle aliran MCR cair dialirkan melalui kerangan


18

Joule-Thompson 5FV-2 untuk menurunkan tekanannya menjadi 2,5 kg/cm2 (gauge) dengan

temperatur -129oC. MCR cair akan ditampung pada Warm End Pressure Phase Separator dan

didistribusikan dari bagian atas warm bundle berupa spray yang bergerak turun ke dasar kolom

melalui shell warm bundle. MCR cair dalam shell warm bundle ini akan mengalami kontak

dengan aliran MCR cair, MCR uap dan gas alam yang masuk MHE sehingga temperatur tiga

aliran tersebut dapat diturunkan sampai mendekati titik embunnya.

MCR uap dan gas alam dari warm bundle yang sudah mulai terkondensasi didinginkan lebih

lanjut pada bagian cold bundle. Pada puncak cold bundle, MCR uap yang telah mencair

diekspansi dengan menggunakan kerangan Joule-Thompson 5FV-2. MCR cair ini akan

ditampung dan kemudian didistribusikan dari bagian atas cold bundle berupa spray yang

bergerak turun ke dasar kolom melalui shell cold bundle. Gas alam akan keluar dari Main Heat

Exchanger dalam keadaan cair pada temperatur sekitar -149oC (bergantung pada kualitas MCR

yang merupakan fungsi dari komposisinya) dan tekanan 24 kg/cm2 (gauge). LNG kemudian

dialirkan ke dalam LNG Flash Drum (5C-2), dan terjadi penurunan tekanan menjadi 0,25 kg/cm2

g dengan temperatur sekitar -160oC. LNG kemudian dipompakan ke LNG Storage. Pada 5C-2,

terdapat sedikit LNG yang menguap akibat penurunan tekanan, uap yang terbentuk kemudian

dilewatkan ke LNG Flash Exchanger (5E-2) untuk mencairkan sedikit gas alam. Pada Train E-H,

uap 5C-2 juga digunakan untuk mendinginkan LPG propana di 5E-2 hingga temperatur -45oC

untuk langsung dikirim ke Plant-17 sebagai refrigerated LPG. Uap LNG keluaran LNG Flash

Exchanger yang menjadi panas masuk ke Fuel Gas Compressor Suction (2K-1) untuk

dipanaskan kembali di 2E-2 dan dimanfaatkan sebagai bahan bakar Boiler.

MCR uap pada bagian Shell Main Heat Exchanger akan keluar melalui bagian bawah MHE dan

masuk ke MCR First Stage Suction Drum dan uapnya masuk ke MCR First Stage Compressor.

Keluaran dari unit ini akan didinginkan menggunakan media pendingin air laut kemudian

dikompresi oleh MCR Second Stage Compressor. Uap MCR keluar memiliki tekanan sekitar 48

kg/cm2 g dan selanjutnya didinginkan lagi dengan air laut. Uap tersebut kemudian melalui

serangkaian proses pendinginan bertahap (cascade refrigeration) dengan menggunakan propane

sebagai refrijeran. Uap MCR ini kemudian masuk lagi ke High Pressure MCR Separator (5C-1)

untuk kembali berfungsi mencairkan gas alam pada Main Heat Exchanger (5E-1).

Masalah yang terjadi di Main Heat Exchanger yaitu apabila terjadi kebocoran yang

mengakibatkan gas alam mengontaminasi fluida pendingin MCR. Kebocoran tube gas alam ini

dapat mengakibatkan pressure kolom MHE naik. Untuk mengecek kebocoran tube digunakan

udara bertekanan yang diisikan pada kolom bagian shell. Apabila terasa adanya hembusan udara

dengan pengecekan melalui handhole maka terdapat kebocoran tube. Tube yang bocor ini

kemudian akan di-plug pada kedua ujungnya.


19

BAB III

SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES

3.1 Sistem Pemroses

Sistem pemroses adalah peralatan utama yang digunakan dalam proses produksi LNG di PT.

Badak NGL. Spesifikasi peralatan-peralatan tersebut akan dipaparkan dalam subbab ini.

3.1.1 Plant-1

Plant-1 berperan sebagai unit pemurnian gas CO2 dari gas alam. Spesifikasi peralatan utama

yang digunakan di Plant-1 ditunjukkan pada Tabel 3.1 dan 3.2.

Tabel 3.1. Spesifikasi CO2 Absorber (1C-2)

Tabel 3.2. Spesifikasi Amine Regenerator (1C-5)

Parameter Deskripsi

Nama CO2 Absorber

Fungsi Menghilangkan kandungan CO2 dengan cara absorbsi dan

menggunakan larutan aMDEA

Manufaktur Hyundai Heavy Industry Co. Ltd.

Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm2g Ext. : F.V

Design Temperature Int. : 93oC Ext. : 149

oC

Corrosion Allowable 3,2 mm

Errect WT 487.000 kg

Max. Allow. Working Pressure 49,2 kg/cm2g

Jenis Tray Valve Bubble Cap

Total Tray 33

Ballast Valve Tray 31

Buble Cap Tray 2

Tray Spacing 0,763 / 0,61

Parameter Deskripsi

Nama Amine Regenerator

Fungsi Meregenerasi larutan aMDEA yang sudah digunakan

untuk menyerap CO2 dalam Absorber


Size (OD X TL) 5344 mm x 21,742 mm

Design Pressure Int. : 3,5 kg/cm2g Ext. : 0,07 kg/cm

2g

Design Temperature Int. : 177 oC Ext. : 140

oC


Errect WT 85.100 kg


Jenis Tray Valve

Total Tray 21

Sieve Tray 19

Ballast Valve Tray 2


20

3.1.2 Plant-2

Plant-2 berperan sebagai unit pemisahan air (H2O) dan merkuri (Hg) dari gas alam. Spesifikasi

peralatan yang digunakan di Plant-2 ditunjukkan pada tabel 3.3 dan 3.4.

Tabel 3.3. Spesifikasi Feed Drier (2C-2A/B/C)

Tabel 3.4. Mercury Removal Vessel (2C-4)

3.1.3 Plant-3

Plant-3 merupakan unit fraksionasi LNG. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada

Plant-3 ditunjukkan pada tabel 3.5 s/d 3.8.

Tabel 3.5. Spesifikasi Scrub Column (3C-1)

Parameter Deskripsi

Nama Scrub Column

Fungsi Memisahkan metana (CH4) dari fraksi berat


Size (ID x TL) 1370/3353 mm x 1622 mm

Design Pressure Int. : 49,2 kg/cm2g

Design Temperature Int. : 177oC Ext. : 149oC

Parameter Deskripsi

Nama Feed Drier

Fungsi Menghilangkan kandungan air (H2O) dalam gas alam

dengan menggunakan adsorber Molecular Sieve

Manufaktur Chiyoda Chemical and Construction Ltd.

Size (ID x TL) 4115 mm x 6793 mm


Design Temperature Int. : 343oC Ext. : -7

oC


Operating Pressure 36,6 45,7 kg/cm2g


Operating Temperature 21-274oC

Weight empty 78.000 kg

Parameter Deskripsi

Nama Mercury Removal Vessel

Fungsi Menghilangkan kandungan merkuri (Hg) dalam gas alam

Manufaktur Chiyoda Chemical and Construction Ltd.



Design Temperature Int. : 43oC Ext. : -7

oC


Operating Pressure 35,9 45 kg/cm2g

Operating Temperature 24-56oC

Weight empty 78.0


21


Errect WT 588.000 kg


Total Tray 6-9

Tray Spacing 0,76

Jenis Tray valve

Tabel 3.6. Spesifikasi Deethanizer Column (3C-4)

Parameter Deskripsi

Nama Deethanizer Column

Fungsi Memisahkan etana (C2H6) dari fraksi berat


Size (ID x TL) 1525/2977 mm x 39218 mm


Design Temperature Int. : 204 oC Ext. : 148 oC


Errect WT 135000 kg


Total Tray 36-50

Tray Spacing 0,61

Jenis Tray Valve

Tabel 3.7. Depropanizer Column (3C-6)

Parameter Deskripsi

Nama Depropanizer Column

Fungsi Memisahkan propana (C3H8) dari fraksi berat



Design Pressure Int. : 21,1 kg/cm2g Ext. : 1,0 kg/cm

2g

Design Temperature Int. : 171oC Ext. : 149

oC


Errect WT 45720 kg


Total Tray 24-47

Tray Spacing 0,61

Jenis Tray Valve


22

Tabel 3.8. Debutanizer Column (3C-8)

3.1.4 Plant-4

Plant-4 berperan sebagai unit refrijerasi. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada Plant-

4 ditunjukkan pada tabel 3.9.

Tabel 3.9. Scrub Column Overhead Condensor (4E-14)

Parameter Deskripsi

Nama Scrub Column Overhead Condensor

Fungsi Mengkondensasikan hidrokarbon fraksi berat yang ikut dalam fraksi atas Scrub Column

Manufaktur Chiyoda Protech Cooperation

Sheel Side

Max. Allow. Working Pressure 35,2 kg/cm2g at 56oC

Max. Allow. Working Temperature -44oC

Tube Side

Max. Allow. Working Pressure 50,9 kg/cm2g at 56oC

Max. Allow. Working Temperature -42oC

3.1.5 Plant-5

Plant-5 berperan sebagai unit pencairan LNG. Spesifikasi peralatan utama yang digunakan pada

Plant-5 ditunjukkan pada tabel 3.10.

Tabel 3.10. Main Heat Exchanger (5E-1)

Parameter Deskripsi

Nama Main Heat Exchanger

Fungsi Untuk mencairkan gas alam menjadi produk LNG

Manufaktur Air Product and Chemicals Inc. (APCI)

Parameter Deskripsi

Nama Debutanizer Column

Fungsi Memisahkan butana (C4H10) dari fraksi berat



Design Pressure Int. : 8,4 kg/cm2g Ext.: 0,07 kg/cm

2g

Design Temperature Int. : 171oC Ext.: 148

oC


Errect WT 20880 kg


Total Tray 15-29

Tray Spacing 0,61

Jenis Tray Valve


23

Shell Side

Size (OD x TL) 3705,2/2387,6 mm x 4502,2 mm

Fluid Multi Component Refrigerant

Material Alumunium

Design Pressure 4,21 kg/cm2g

Operating Pressure 2,7 kg/cm2g

Design Temperature 65,6oC

Operating Temperature -39,9oC

Tube Side

Material Alumunium

Design Pressure 56,24 kg/cm2g

Operating Pressure 39,15 kg/cm2g

Design Temperature 65,6oC

Operating Temperature Inlet : -36,4oC Outlet : -152oC

3.2 Pengendalian Proses

Kondisi operasi yang stabil diperlukan untuk menjaga kapasitas dan kualitas produk. Untuk

mencapai kondisi operasi yang stabil tersebut maka pengendalian proses di pabrik sangat

diperlukan. Di PT Badak NGL setiap plant mempunyai sistem pengendalian proses masing-

masing.

3.2.1 Sistem Pengendalian Proses Plant-1

Operasi Plant-1 bertujuan untuk mengurangi kadar CO2 dalam gas alam hingga lebih kecil dari

50 ppm. Pembatasan kadar CO2 dilakukan agar tidak terjadi pembekuan sebelum gas alam

didinginkan lebih lanjut. Variabel yang mempengaruhi kinerja proses Plant-1 yaitu laju alir

sirkulasi aMDEA, temperatur aMDEA masuk CO2 Absorber, derajat regenerasi aMDEA,

konsentrasi aMDEA, dan kebersihan larutan aMDEA.

Jumlah larutan aMDEA sebagai absorben diatur agar mampu menyerap CO2 sampai batas yang

diinginkan. Semakin tinggi laju sirkulasi aMDEA maka CO2 semakin banyak diserap tetapi

proses menjadi tidak efisien dan biaya produksi membesar. Sedangkan jika lajunya semakin

rendah maka CO2 yang diserap semakin sedikit dan tidak memenuhi spesifikasi yang diinginkan.

Oleh karena itu diperlukan pengendalian laju alir aMDEA untuk menjamin efektivitas dan

efisiensi proses dengan variabel terukur berupa konsentrasi CO2 pada gas alam keluaran

Absorber dan variabel manipulasi berupa laju sirkulasi aMDEA ke CO2 Absorber yang

dilakukan oleh 1F1C-15/16/28.


24

Temperatur larutan aMDEA yang masuk ke kolom Absorber diatur pada 40-42oC. Temperatur

yang tinggi akan menyebabkan kelarutan CO2 pada larutan aMDEA rendah sehingga kapasitas

absorbsi proses turun. Sedangkan jika temperatur rendah maka fraksi berat hidrokarbon yang

terkondensasi meningkat dan menyebabkan foaming dan terjadi liquid carryover (terbawanya

larutan aMDEA bersama gas yang keluar dari puncak Absorber). Semakin banyak larutan

aMDEA yang terbawa gas alam maka proses menjadi tidak efisien. Pengendalian temperatur

dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur aMDEA masuk CO2 Absorber dan variabel

manipulasi berupa laju alir aMDEA yang dikendalikan oleh 1TV-9 (by-pass valve untuk 1E-9

dan 1E-3).

Derajat regenerasi aMDEA dinyatakan oleh pick-up ratio yaitu 0,03 mol CO2/mol lean aMDEA

yang keluar dari kolom Absorber. Regenerasi aMDEA akan optimum pada temperatur 120oC

dan tekanan 1 kg/cm2g di CO2 Absorber. Jika temperatur terlalu tinggi maka aMDEA lebih cepat

terdegradasi sedangkan jika terlalu rendah maka kelarutan CO2 meningkat dan CO2 sulit

terlucuti. Jika tekanan terlalu tinggi maka CO2 cenderung tertahan dalam cairan sedangkan jika

terlalu rendah maka terjadi kondisi vakum pada kolom Absorber. Pengendalian derajaT

regenerasi aMDEA dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur operasi amine

regenerator dan variabel manipulasi berupa jumlah aliran steam yang masuk ke Reboiler 1E-5A-

D dengan Control Valve 1FV-5A/B/C/D.

Konsentrasi larutan aMDEA yang berubah berakibat langsung terhadap kemampuan penyerapan

CO2. Konsentrasi larutan aMDEA dijaga sekitar 40%-w dengan menjaga kesetimbangan jumlah

kondensat dalam sistem. Jika konsentrasi terlalu tinggi maka menyebabkan korosi sedangkan

jika terlalu rendah maka absorbsi CO2 semakin rendah pula. Untuk menjaga kesetimbangan

diperlukan penambahan wash condensate ke puncak 1C-2 atau make-up aMDEA. Pengendalian

dilakukan dengan variabel terukur berupa konsentrasi aMDEA dan variabel manipulasi berupa

jumlah aliran make-up water yang masuk ke CO2 Absorber yang diatur melalui kerangan atau

dengan manipulasi laju alir make-up aMDEA.

Larutan aMDEA dapat mengandung pengotor-pengotor berupa padatan dan larutan sehingga

menyebabkan foaming, penyumbatan, dan erosi. Kebersihan larutan aMDEA dijaga dengan

menggunakan Amine Filter 1Y-1 dan Carbon Treater 1C-7. Dalam keadaan normal, aliran

aMDEA yang dibersihkan sebanyak 10% dari aliran lean amine. Pengendalian dilakukan dengan

variabel terukur berupa beda tekan pada kolom CO2 Absorber yang menandakan terjadinya

foaming dan variabel manipulasi berupa jumlah aliran aMDEA menuju Amine Filter dan Carbon

Treater.


Operasi Plant-2 bertujuan untuk mengurangi kadar H2O dalam gas alam hingga lebih kecil dari

0,5 ppm sehingga tidak terjadi pembekuan sebelum pendinginan lebih lanjut. Selai itu juga untuk

mengurangi kadar Hg hingga lebih kecil dari 0,001 ppb sehingga tidak merusak tube-tube

alumunium MHE. Variabel operasi yang mempengaruhi Plant-2 yaitu temperatur gas alam

menuju Drier Separator Decantor (2C-1), kandungan air dalam molecular sieve, dan kandungan

HgS dalam kolom Mercury Removal (2C-4).

Temperatur gas alam yang masuk ke Decantor dijaga serendah mungkin (sekitar 20oC) agar

sebagian uap air yang masuk Drier sudah terkondensasi dan dapat dipisahkan di kolom

Decantor. Hal ini menyebabkan beban penyerapan air oleh molecular sieve menjadi lebih kecil.

Jika temperatur tinggi maka efektivitas adsorpsi rendah sedangkan jika terlalu rendah (kurang


25

dari 16oC) maka terbentuk hidrat gas alam ((CH)x.pH2O). pengendalian dilakukan dengan

variabel terukur berupa temperatur gas alam masuk Drier Separator Decanter dan variabel

manipulasi berupa tekanan di Evaporator Propane 4E-10. Tekanan yang rendah akan

menurunkan temperatur gas alam.

Kandungan air dalam molecular sieve mempengaruhi kemampuan molecular sieve untuk

menyerap air. Semakin kecil kandungan air maka kemampuan penyerapan air semakin baik.

Ketika kandungan air sudah jenuh maka molecular sieve akan diregenerasi kembali. Regenerasi

ini dilakukan untuk menyingkirkan air dari molecular sieve dengan mengatur laju regenerasi dan

temperatur. Molecular sieve beroperasi setiap 900 menit kemudian diregenerasi. Efisiensi

regenerasi akan berkurang seiring turunnya laju alir gas regenerasi. Pengendalian dilakukan

dengan variabel terukur berupa kandungan air pada gas alam keluaran molecular sieve dan

variabel manipulasi berupa laju alir regenerasi. Untuk Molecular Sieve Drier (2C-2A/B/C)

ditetapkan 35 kNm3/jam dan dikendalikan dengan pengaturan Valve KV-4/8/15 ke Molecular

Sieve Drier. Temperatur optimum gas yaitu 270oC dan dikendalikan dengan mengatur laju alir

steam yang masuk ke Drier Reactivation Heater 2E-7.

Merkuri yang terkandung dari gas alam pada kilang LNG PT Badak NGL sangat kecil sehingga

beban kolom Mercury Removal Unit (2C-4) tidak terlalu besar. Di kolom ini tidak ada proses

regenerasi dan jika activated carbon (SIAC) tidak mampu menyerap merkuri yang sudah jenuh

maka dilakukan penggantian SIAC. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa

konsentrasi Hg pada gas alam dan variabel manipulasi berupa penggantian isian kolom Mercury

Removal (sangat jarang yaitu sekitar 10-12 tahun sekali).


Operasi Plant-3 bertujuan untuk memisahkan fraksi ringan gas alam dari fraksi beratnya.

Variabel operasi yang mempengaruhi Plant-3 terbagi dalam beberapa peralatan yaitu Scrub

Column (3C-1), Deethanizer Column (3C-4), Depropanizer Column (3C-6), dan Debutanizer

Column (3C-8).

Scrub Column bertujuan untuk memisahkan gas alam dari komponen hidrokarbon berat (C2+)

yang masuk ke MHE (5E-1). Produk bawah digunakan untuk mengendalikan nilai kalor awal

LNG sedangkan komposisi produk atas menunjukkan kualitas LNG yang diperoleh yaitu dengan

menghitung nilai HHV. HHV produk atas dijaga sekitar 1.095 Btu/SCF. Variabel operasi yang

dikendalikan di Scrub Column yaitu temperatur umpan, temperatur dasar kolom, dan laju refluks.

Perolehan produk Scrub Column yang masksimal dilakukan dengan mengendalikan temperatur

umpan. Temperatur umpan yang tinggi akan menurunkan beban boiler tetapi efisiensi pemisahan

akan berkurang pula. Jika temperatur terlalu rendah maka beban boiler akan meningkat sehingga

jumlah refluks bertambah dan dapat menyebabkan flooding pada kolom. Pengendalian dilakukan

dengan variabel terukur berupa temperatur umpan gas alam menuju Scrub Column dan variabel

manipulasi berupa temperatur yang dikendalikan sekitar -32oC dengan memanipulasi TV-2

(aliran by-pass) sehingga sebagian aliran tidak melewati pendingin 4E-13.

Temperatur dasar kolom optimum yaitu 52oC dan pengendalian dilakukan dengan variabel

terukur berupa temperatur kolom di tray pertama (TIC-1) dan variabel manipulasi berupa laju

aliran steam ke unit Reboiler 3E-1. Laju alir LP steam diatur oleh TV-1 yang memberikan

respon terhadap perubahan temperatur di tray pertama. Perubahan panas yang diberikan

Reboiler mengakibatkan perubahan ketinggian cairan di 3C-1 sehingga FV-2 akan mengatur

bukaan aliran menuju 3E-14 agar ketinggian cairan 3C-1 terjaga.


26

Laju alir refluks akan menentukan pemisahan komponen. Semakin besar nisbah refluks maka

semakin baik pemisahan komponennya tetapi jika terlalu besar menyebabkan flooding pada

kolom. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa laju alir dan komposisi umpan

dan variabel manipulasi berupa nisbah refluks yang diatur oleh bukaan Valve FV-3. Jika ada

gangguan pada ketinggian cairan di 3C-2 akibat manipulasi nisbah refluks maka bukaan akan

diatur oleh LV-3 untuk menjaga kestabilan tinggi cairan di 3C-2.

Deethanizer Column berfungsi untuk memisahkan etana dari gas alam. Etana akan digunakan

untuk make-up refrigerant dan reinjeksi gas alam yang masuk ke MHE 5E-1. Variabel yang

berpengaruh yaitu temperatur umpan, temperatur bagian bawah kolom, laju reflus, dan tekanan

kolom.

Temperatur umpan diatur pada rentang 38-42oC. jika temperatur umpan terlalu tinggi maka

efisiensi pemisahan menurun walaupun beban reboiler turun pula. Sedangkan jika terlalu rendah

maka beban reboiler akan naik. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa

temperatur umpan dan variabel manipulasi berupa laju alir pendingin 3E-14 yang dikendalikan

secara manual.

Temperatur bagian bawah kolom mempengaruhi efisiensi pemisahan pula. Semakin rendah

temperaturnya maka semakin banyak etana yang tersisa di bagian bawah sedangkan jika terlalu

tinggi maka propana yag ikut aliran atas semakin banyak. pengendalian dilakukan dengan

variabel terukur berupa temperatur kolom di tray pertama (3TIC-3) dan variabel manipulasi

berupa laju alir LP steam yang digunakan sebagai media pemanas Reboiler (3E-4) dan diatur

dengan Valve 3TV-3. Ketinggian cairan 3C-4 yang berubah akibat perubahan panas reboiler

akan diatur oleh 3FV-11.

Pemisahan optimal di bagian atas kolom diperoleh dengan menjaga laju refluks yang masuk dari

puncak kolom agar cukup tinggi. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa laju

alir dan komposisi umpan dan variabel manipulasi berupa nisbah refluks yang diatur oleh

Control Valve. Perubahan ketinggian cairan di Reflux Drum (3C-5) akibat perubahan nisbah

refluks akan direspon oleh 3FV-8 yang mengatur laju alir etana yang diinjeksikan ke 5E-1.

Pemisahan akan semakin mudah jika tekanan kolom rendah. Tetapi jika terlalu rendah maka

suhu overhead product menjadi terlalu rendah dan tidak dapat dikondensasikan dengan media

pendingin. Tekanan kolom dikendalikan pada 30 kg/cm2g. Jika terlalu tinggi maka gas akan

dilepas dari Condensate Drum (3C-5) ke Fuel Gas System tetapi sebelumnya dipanaskan terlebih

dahulu di 3E-1. Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa tekanan kolom dan

variabel manipulasi berupa tekanan kolom yang diatur dengan menjaga tekanan uap di 3C-5.

Control valve yang digunakan yaitu 3PV-3 yang akan melepas fuel gas dari 3C-5 jika tekanan

terlalu tinggi.

Depropanizer Column berfungsi sebagai pemisah propana dari gas alam. Propana akan

digunakan sebagai make-up refrigerant system dan untuk memproduksi LPG. Variabel yang

akan dikendalikan yaitu temperatur bawah kolom, laju refluks, dan tekanan kolom.

Temperatur bawah kolom dijaga sekitar 114oC. jika temperatur terlalu rendah maka banyak

propana yang tertinggal sedangkan jika terlalu tinggi maka butana akan terbawa ke atas.

Pengendalian dilakukan dengan variabel terukur berupa temperatur bawah kolom dan variabel

manipulasi berupa laju alir steam yang masuk ke Reboiler E-6.


27

Laju refluks akan menentukan perubahan ketinggian cairan di 3C-7 sehingga perlu dikendalikan.

Pengendalian laju refluks dilakukan dengan variabel terukur berupa laju alir dan komposisi dan

variabel manipulasi berupa nisbah refluks. Perubahan ketinggian di 3C-7 dikendalikan dengan

mengubah laju alir propana yang dikirim ke Plant-15 dengan menggunakan 3FV-61.

Tekanan kolom 3C-6 diatur pada 17 kg/cm2g. Jika tekanan terlalu tinggi maka kemampuan

pemisahan akan rendah sedangkan jika tekanan terlalu rendah maka temperatur overhead

product tidak dapat didinginkan oleh media pendingin. Pengendalian dilakukan dengan variabel

terukur berupa tekanan kolom dan variabel manipulasi berupa tekanan di Reflux Drum (3C-7).

Tekanan di 3C-7 dikendalikan dengan 3PV-5A yang mengatur laju

yoriko putera laporan umum

Documents