Chapter ii

BAB II

GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

2.1. Sejarah Singkat Perusahaan

2.1.1. Sejarah Singkat PT. Arun LNG

Mobil Oil Inc telah menemukan sumur pertama cadangan gas alam

disebuah desa kecil bernama Arun di kecamatan Syamtalira pada tahun 1971.

Sumur yang merupakan salah satu sumber gas terbesar di dunia ini berlokasi lebih

kurang ±30 km disebelah timur Lhokseumawe, NAD. Bertitik tolak pada

penemuan tersebut, maka nama desa tersebut diabadikan sebagai nama kilang gas

alam cair yang telah dikenal di dunia internasional dan merupakan pabrik

penghasil gas alam cair di dunia, yaitu PT. Arun. LNG.

Gas Arun diperkirakan memiliki cadangan gas yang dapat mensuplai 6

train plant LNG untuk 20 tahun. Kemampuan ini membuat Pertamina dan Mobil

Oil Indonesia Inc, mulai mengembangkan program produksi, pencairan,

pengiriman dan penjualan LNG dari lapangan gas Arun, dan dengan

menggunakan sistem perusahaan persero, perusahaan tersebut memiliki sistem

pembagian saham operasi sebagai berikut:

a. Pertamina : 55 %

b. Mobil Oil Indonesia : 30 %

c. Japan Indonesia LNG Company ( JILCO ) : 15 %

Universitas Sumatera Utara

Dengan perjanjian semua asset yang dimiliki PT. Arun LNG adalah

merupakan milik Pertamina.

Kilang LNG Arun meliputi daerah seluas 271 ha, terletak di daerah Blang

Lancang–Lhokseumawe dan berjarak 30 km dari ladang gas Arun di Lhoksukon.

Ladang gas alam ini terletak di daerah blok B, cadangan gas alam yang berada di

Arun tersebut terdapat di celah – celah batu kapur pada kedalaman 2.882 m

dengan luas area 18,5 x 5 km2, dengan ketebalan kandungan 150 m, sedangkan

tekanannya sebesar 499 kg/cm2 dengan suhu 177 oC. Cadangan gas alam yang

terkandung di dalam reservoir ini diperkirakan sebanyak 18 trilliun ft3, gas alam

tersebut akan diproses atau dialirkan pada enam train pencairan gas alam, tetapi

dengan kondisi kandungan gas alam sekarang ini yang semakin menipis PT Arun

LNG hanya mengoprasikan empat train. Dengan luas area 92,5 km2, PT. Arun

LNG membagi empat bagian stasiun pengumpul dengan luas masing - masing

stasiun pengumpul lebih kurang 6 ha, dengan ditambah fasilitas pengontrol dan

bangunan lainnya yang disebut dengan Point A. Melalui dua buah train yang

dipasang pada stasiun pengumpul ( cluster ) yang dialirkan ke sentral pemipaan,

baru kemudian dialirkan ke proses pencairan gas alam pada point B ( LNG Plant ).

Setiap train pada setiap cluster terdiri dari :

- Fin-fan Collers

- Penukar kalor gas ke gas

- Tiga tingkat drum pemisah

- Dua unit pompa kondensat


- Kompresor injeksi ulang ( satu buah pada Cluster 2 dan dua buah pada Cluster

3) dan kapasitas dari setiap cluster itu sendiri adalah 600 MMSCFD (maks

750 MMSCFD) yang akan menghasilkan 556 MMSCFD gas ditambah 37.100

BPD kondensat.

2.1.2. Pembangunan Kilang Arun.

Kilang Arun berada di daerah seluas 92,5 km2 yang dibagi menjadi empat

stasiun pengumpul dengan luas masing – masing 6 ha. Hingga saat ini PT. Arun

sudah memiliki enam buah train pencairan gas alam dan sekarang ini tinggal

empat train yang beroprasi, dengan produksi 38.000 m3/hari LNG pada 100 %

kapasitas design. Namun demikian dengan beberapa modifikasi dari plant site dan

plant test, kapasitas setiap train menjadi sekitar 115 –117 %. Keenam train ini

dibangun secara bertahap. Tahapan pembangunan dan awal operasi masing –

masing train dibagi menjadi tiga, yaitu :

a. Arun Project I.

Proyek ini meliputi pembangunan train 1,2 dan 3 yang dibangun oleh

kontraktor utama Becthel Inc. yang dimulai awal tahun 1974 dan selesai akhir

tahun 1978. Pengapalan LNG pertama proyek ini dilakukan tanggal 4 Oktober

1978 dengan tujuan Jepang bagian barat.

b. Arun Project II.

Proyek ini merupakan pengembangan dari Arun Project I yang meliputi

pembangunan train 4 dan 5 yang dilakukan oleh kontraktor utama Chiyoda

Chemical Engineering Corp. bekerja sama dengan Mitsubishi Corp dan PT. Purna


Bina Indonesia. Proyek mulai dikonstruksi awal bulan Febuari 1982 dan selesai

akhir 1983. Bulan Desember 1983 dilakukan pengapalan pertama ke Jepang di

bagian barat.

c. Arun Project III.

Proyek ini juga pengembangan dari proyek – proyek Arun sebelumnya.

Proyek ini membangun train 6 yang dilakukan kontraktor utama JGC Corp, yang

dimulai awal November 1984 dan selesai November 1986. Proyek ini merupakan

realisasi kontrak jual dengan Korea Selatan. Tanggal 21 Oktober 1986 dilakukan

pengapalan pertama LNG ke Korea Selatan.

2.1.3. Orientasi LNG Plant Site.

PT. Arun NGL hingga saat ini mempunyai empat buah train pencairan gas

alam yang masih aktif, dengan kapasitas produksi 38.000 m3/hari LNG yang

dilengkapi unit – unit pemisah gas dan kondensat, pemurnian gas dan kondensat,

pemurnian gas, penggudangan dan dibantu oleh unit–unit penunjang lainnya.

Pada masing – masing train pencairan gas alam tersebut mengolah 282

MMSCFD gas untuk menghasilkan 9.500 m3/hari LNG pada 100 % kapasitas

desain. Namun demikian dengan beberapa modifikasi dari plant site dan plant

test, maka masing – masing train mampu beroperasi atau mampu menghasilkan

rata – rata pada kapasitas 115 % - 135 %. Dengan luas area pabrik 271 ha, yang

dilengkapi dengan dua buah dermaga pemuatan LNG untuk kapasitas kapal 9500

DWT pengapalan LNG, serta dermaga tersebut dibuat dengan kedalaman 14 m

dari permukaan air laut, pengukuran dilakukan pada saat air laut surut, agar dapat


dimasuki oleh kapal LNG ataupun kapal LPG. Sedangkan untuk kondensat

dilengkapi dengan dua buah sarana pemuatan yaitu dengan :

- Single Point Mooring ( SPM ) untuk kapasitas 40.000 – 280.000 DWT.

- Multi Buoy Mooring ( MBM ) untuk kapasitas kapal 30.000 – 100.000 DWT.

Minyak bumi dan gas alam adalah sumber daya alam yang bernilai

ekonomis tinggi, sangat strategis dan memberikan konstribusi yang sangat penting

dalam kehidupan manusia, apabila dari sudut pandang perekonomian maka akan

meningkatkan income pendapatan negara, apabila dilihat dari sudut pandang

sosial maka akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat, dan yang paling

berkembang hingga saat ini adalah perkembangan tekhnologi canggih yang

sebagian besar menggunakan energi dari bahan bakar minyak dan gas.

Teknologi canggih atau modern mempunyai peranan yang sangat penting

dalam perkembangan suatu industri. Setiap industri tidak dapat menghasilkan

suatu produk yang maksimal tanpa didukung dengan peralatan yang canggih.

Meskipun setiap industri telah berusaha untuk menghasilkan produk yang baik,

akan tetapi tetap saja mempunyai kendala dalam mengoperasikan suatu mesin

produksi, ini dapat terjadi karena faktor alam, faktor bahan yang digunakan

maupun faktor manusia itu sendiri.

LNG merupakan alternatif energi yang mempunyai prospek cukup baik

dewasa ini, karena hasil dari pembakarannya memiliki efek polusi yang relatif

sangat kecil bila dibandingkan dengan bahan bakar lainnya, polusi yang terjadi

tersebut tentunya kurang menguntungkan, baik bagi kehidupan manusia maupun

makhluk hidup lainnya, yaitu dapat mengganggu kesehatan dan merusak


ekosistem lainnya, karena pencemaran lingkungan yang ditimbulkannya, efisiensi

pembakaran gas cukup tinggi serta mudah di kontrol karena pada gas tidak

terdapat fraksi berat.

Saat ini Indonesia memiliki 2 kilang LNG, yaitu masing-masing 8 train di

Bontang Kalimantan yang dikenal dengan PT Badak, dan 6 train di Arun

Lhokseumawe (Aceh Utara) yang dikenal dengan PT Arun, dan tidak menutup

kemungkinan akan ditemukannya lagi reservoir-reservoir gas alam atau reservoir

minyak bumi yang baru ditempat-tempat atau daerah-daerah lainnya yang

berpotensi diIndonesia, seperti misalnya baru-baru ini telah ditemukannya ladang

gas alam di kepulauan Natuna, walaupun sekarang ini pembangunannya masih

dalam tahap perencanaan.

2.2. Ruang Lingkup Bidang Usaha

Kilang Arun pada awal operasinya hanya memproduksi LNG yang

mengandung komponen dominan Metana (CH4), Etana (C2H6), Propana (C3H8)

dan Butana (C4H10) sedangkan fraksi berat lainnya diolah untuk menghasilkan

kondensat.

Sebagai langkah perluasan produksi dan pengembangan usaha, PT. Arun

melakukan diversifikasi produk dengan memanfaatkan unsur – unsur Propana

(C3H8) dan Butan (C4H10) yang mempunyai nilai jual yang lebih tinggi

dibandingkan dengan nilai jual kondensat, unsur tersebut dikenal dengan nama

LPG yang merupakan hasil penggabungan dari kedua unsur propan dan butan.


Sehingga diharapkan dapat menambah hasil devisa negara dan memaksimalkan

sisa hasil proses produksi di samping produksi utama.

Kemudian dilakukan studi dan penelitian terhadap kilang dan komposisi

gas alam, agar diversifikasi produk yang dilakukan tidak mengganggu mutu dan

jumlah produksi LNG serta suplai media pendingin untuk kilang. Dengan hasil

penelitian yang positif maka dibuatlah Master Plant, yaitu pembangunan kilang

LPG yang disponsori oleh Pertamina dan para investor asing sekaligus konsumen

yang berasal dari negara Jepang pada tanggal 15 Juli 1986.

Pembangunan kilang LPG dimulai pada tanggal 24 Febuari 1987

berdasarkan kontrak yang telah disepakati Pertamina dengan JGC, sebagai

kontraktor utama di bawah supervisi PLLP (Pertamina LNG-LPG Project) dan

pembangunannya tepat berdampingan dengan kilang LNG yang sudah ada.

Pembangunan dilakukan dengan 3 tahap, Pembangunan pertama dimulai akhir

Febuari 1987 dan selesai bulan Juni 1988. tahap kedua selesai bulan Oktober 1988

dan tahap ketiga selesai pada bulan Desember 1988. pengapalan pertama produk

LPG dilakukan pada tanggal 2 Agustus 1988 ke negara tujuan Jepang. Sejak tahun

1996 LPG tidak diproduksi lagi akibat minimnya pasokan gas dan alasan

ekonomis lainnya.


2.3. Struktur Organisasi

Sistem organisasi PT. Arun pada saat ini masih dalam perubahan yaitu

proses restrukturisasi organisasi melalui Work Process Reengineering. Pada saat

ini PT. Arun melaksanakan kegiatan program perubahan terhadap oraganisasi

yang lama dengan melibatkan pihak-pihak yang terkait seperti Cambridge

Management Consulting, konsultan yang ditunjuk PT.Arun, Change Management

Team, anggota manajemen PT. Arun (Manager and Superintendent), Task Force.

Perubahan yang dilakukan tersebut saat ini memasuki fase pemeliharaan dan

pemantapan. Sebelum organisasi baru dikembangkan mereka menetapkan prinsip-

prinsip pengembangan organisasi baru. Pengembangan organisasi baru tersebut

bertujuan untuk penyederhanaan proses kerja.

Pimpinan tertinggi organisasi PT. Arun adalah President Director (PD)

yang berkantor di Jakarta. Sedangkan PT. Arun plant site dipimpin oleh seorang

Vice President Director (VPD). VPD PT. Arun melapor kepada PD. VPD PT.

Arun membawahi tiga divisi :

1. Production Division (Divisi I)

2. Plant Operation Support Division (Divisi II)

3. Service and Development Division (Divisi III)

Dan membawahi tiga bagian yaitu :

1. CIT (Continous Improvement Team)

2. Bagian Public Relations

3. Bagian Finance and Accounting


Sementara General Auditor secara struktur organisasi bertanggung jawab

langsung ke President Director di Jakarta, tetapi karena General Auditor yang

berkantor di plant site maka secara tidak langsung General Auditor tetap secara

pelaporan dan pengawasan di bawah Vice President Director (VPD).

Bentuk struktur organisasi perusahaan dapat dilihat dalam Gambar 2.1.

a. Production Division

Tugas utama divisi production adalah mengolah gas alam menjadi gas

alam cair (LNG) serta merencanakan produk LNG dan kondensat, menyimpan

LNG dan kondensat, mengapalkan ke tujuan serta mencegah terjadinya kerugian

perusahaan. Divisi ini membawahi empat bagian yaitu:

1. Bagian LNG/ NSO Process.

2. Bagian Utilities.

3. Bagian Storage / Loading & Shipping.

4. Bagian Fire and Safety Healty Enviromental.

b. Plant Operation Support Division

Divisi ini mengemban tugas utama untuk pemeliharaan sarana dan

prasarana kerja yang terkait dengan pemrosesan gas alam menjadi gas alam cair

(LNG) dan kehidupan keluarga di perumahan perusahaan (Community). Divisi ini

membawahi empat bagian, yaitu:

1. Bagian Maintenance Support.

2. Bagian Plant Area Maintenance.

3. Bagian Technical and Engineering Services.

4. Bagian Supply Chain.


c. Service and Development Division

Divisi ini mengemban tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam

bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Divisi ini bertugas

untuk mendukung pelaksanaan tugas divisi lain dengan menyediakan sumber daya

yang diperlukan. Divisi ini membawahi tiga bagian, yaitu:

1. Bagian HR.

2. Bagian Facilities Service.

3. Bagian Legal Affairs.

d. Public Relation Section

Bagian ini bertugas menangani hal-hal yang berhubungan dengan

kepentingan masyarakat. Bagian ini mengkomunikasikan kebijakan dan kegiatan

PT. Arun kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik. Bagian ini juga

menangani tamu-tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun LNG..

e. Finance and Accounting Section

Bagian ini bertugas menangani administrasi keuangan perusahaan seperti

membayar invoice, gaji pegawai, bonus dan tunjangan-tunjangan. Seksi ini juga

menangani pembayaran pajak perusahaan dan pegawai. Pajak pegawai dipotong

langsung dari gaji bulanan. Bagian ini juga bertugas membuat laporan keuangan

setiap bulan dan pada akhir tahun.


f. Continous Improvement Section

Continous Improvement Team Section ini melakukan evaluasi terhadap

perubahan organisasi dan melakukan pengembangan organisasi perusahaan pada

masa yang akan datang. Berdasarkan kriteria atau standart yang telah ditetapkan

oleh manajemen puncak untuk masa yang akan datang.

g. General Audit Section

Bagian ini bertanggung jawab untuk memeriksa aliran keuangan dan

kewajaran pemakaian setiap asset atau harta benda milik perusahaan yang dipakai

untuk keperluan proses kilang maupun keperluan administrasi di kantor PT. Arun

LNG.

2.4. Pembagian Tugas Dan Tanggung Jawab

a. Divisi Production

Tugas utama divisi Production adalah untuk mengelola gas alam menjadi

gas alam cair (LNG) merencanakan produk LNG dan kondensat, menyimpan

LNG dan kondensate, pengapalan LNG dan mengekspor kenegara tujuan. Divisi

ini membawahi lima bagian yaitu :

a. Bagian LNG Proses

b. Bagian Utilities and Storage and Loading

c. Bagian NSO and Laboratory

d. Bagian Fire and Environmental Health Service

e. Bagian Marine


b. Divisi Plant Operation Support

Divisi ini bertanggung jawab melakukan pemeliharaan sarana dan

prasarana kerja yang terkait dengan pemrosesan gas alam cair (LNG), divisi ini

membawahi enam bagian, yaitu :

a. Bagian Maintenance Planning and Reability.

b. Bagian Plant Area Maintenance.

c. Bagian Procurement

d. Bagian Information Technologi (IT)

e. Bagian Technical and Engineering Services

f. Bagian Maintenance Shop, meliputi bagian Automotive and Heavy Equipment

c. Divisi Service and Development

Divisi ini mempunyai tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam

bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Divisi ini bertugas

mendukung pelaksanaan tugas divisi lain dengan menyediakan sumber daya yang

diperlukan.

Divisi ini membawahi lima bagian yaitu :

1. Bagian Security service.

2. Bagian Facilities service.

3. Bagian HRD.

4. Bagian Medical and Occupation Health (OH)

5. Bagian Legal Affairs.


d. Bagian Public Relations

Bagian ini bertugas menangani hal-hal yang berhubungan dengan

kepentingan masyarakat, Bagian ini mengkomunikasi kebijakan dan kegiatan PT.

Arun LNG kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik. bagian ini

juga menangani tamu-tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun LNG.

e. Bagian Finance and Accounting

Bagian ini bertugas menangani Administrasi keuangan perusahaan seperti

membayar invoce, gaji pegawai, bonus, tunjangan-tunjangan. bagian ini juga

menangani pembayaran pajak pegawai perusahaan. Pajak pegawai dipotong

langsung dari gaji bulanan, seksi ini juga membuat laporan keuangan setiap bulan

dan pada akhir tahun.

f. Continous Improvement Section

Continous Improvement Team Section ini melakukan evaluasi terhadap

perubahan organisasi dan melakukan pengembangan organisasi perusahaan pada

masa yang akan datang. Berdasarkan kriteria atau standart yang telah ditetapkan

oleh manajemen puncak untuk masa yang akan datang.

g. Bagian General Auditor

Bagian ini bertanggung jawab dalam pengendalian keuangan didalam

perusahaan. serta menunjukkan tiap instalasi peralatan pada proses secara detail.


2.5. Tenaga Kerja dan Jam Kerja

2.5.1. Tenaga Kerja

PT. Arun LNG mempunyai visi untuk menjadi perusahaan pengolahan

LNG kelas dunia. Untuk menyelaraskan visinya PT. Arun LNG mempekerjakan

tenaga-tenaga profesional yang telah mengalami seleksi terlebih dahulu. PT.

Arun LNG memiliki pegawai sebanyak 603 karyawan dengan 574 orang pekerja

dan 29 dalam masa pra-pensiun. Karyawan laki-laki sebanyak 569 orang dan

karyawan perempuan sebanyak 34 orang. Pada PT. Arun LNG ini juga

memperkerjakan tenaga asing yang berasal dari Amerika, namun akibat adanya

restrukturisasi maka perusahaan mengandalkan pada pekerja lokal dengan kualitas

kerja yang dapat diandalkan .

2.5.2. Jam kerja

Waktu kerja bagi karyawan diatur di dalam Perjanjian Kerja Bersama

(PKB) antara perusahaan PT. Arun LNG dengan Serikat Pekerja PT. Arun LNG

(SP-PTA) yang dijabarkan sebagai berikut:

1. Jam kerja yang teratur akan ditetapkan dimasing-masing tempat pekerjaan

sesuai dengan keperluan operasi setempat. Jam kerja dikantor dan di pabrik

meliputi maksimum 8 jam kerja sehari atau maksimum 40 jam seminggu. Jam

kerja tersebut tidak termasuk waktu makan siang dan istirahat.


2. Jadwal waktu kerja:

a. Plantsite dan di Medan:

Senin s/d Kamis : Jam 07.00 – 12.00

Jam 12.00 – 13.15 ( Istirahat)

Jam 13.15 – 16.15

Jum’at : Jam 07.00 – 11.45

Jam 11.45– 14.00 ( Istirahat)

Jam 14.00 – 17.15

b. Jakarta

Senin s/d Kamis : Jam 07.00 – 12.00

Jam 12.00 – 12.30 ( Istirahat)

Jam 12.30– 15.30

Jum’at : Jam 07.00 – 12.00

Jam 12.00– 13.30 ( Istirahat)

Jam 13.30 – 15.30

c. Karyawan Shift

Shift pagi (I) : 07.00 – 15.00 WIB

Shift siang (II) : 15.00 – 23.00 WIB

Shift malam (III) : 23.00 – 07.00 WIB


Istirahat makan diberikan secara bergiliran, setengah jam setelah

masing-masing bekerja selama 4 jam terus-menerus. Dimana penetapan gilirannya

diatur oleh supervisor masing-masing bagian, sehingga dengan demikian proses

tetap berlangsung.

2.6. Sistem Pengupahan dan Fasilitas

Strategi penggupahan perusahaan bertujuan untuk memberikan upah yang

menarik guna memacu pekerja untuk bekerja sebagaimana yang diharapkan .

Sistem upah diatur disusun secara atraktif dan dengan skala gaji yang dapat

menggambarkan perbandingan upah pekerja golongan terbawah dengan pekerja

golongan tertinggi dalam batas yang wajar.

Pembayaran upah dilakukan setiap akhir bulan setelah pekerja

memberikan jasa kepada perusahaan. Adapun besarnya upah yang diberikan adala

sebagai berikut:

1. Gaji Pokok

Jumlah jam kerja x upah (Berdasarkan Golongan)
Gaji Pokok 
30

2. Tunjangan Jabatan

Tunjangan Jabatan = 6% x Upah Pokok
3. Tunjangan Radiasi Keppres No. 48 tahun 1995

Radiologi = 100.000 / bulan

Teknisi = 70.000 / bulan


4. Tarif Kerja Lembur

Pekerja dengan golongan 7 keatas tidak dibayarkan upah lembur karena

tanggung jawab atas jabatannya.

- Apabila kerja lembur dilakukan setelah waktu kerja normal

Jam Kerja Lembur Pertama = 1,5 x Upah perjam*

Jam Kerja Lembur Sesudahnya = 2 x Upah perjam*

Upah perjam* = 1 / 173 x Upah Sebulan

- Apabila kerja lembur pada hari istirahat mingguan dan atau hari libur

resmi:

Jam Kerja Lembur Pertama sampai kedelapan = 2 x upah perjam

Jam Kerja Lembur kesembilan dan seterusnya = 3 x upah perjam

Adapun fasilitas – fasilitas lainnya yang diberikan adalah:

a. Fasilitas Istirahat Tahunan

- Biaya Istirahat Tahunan

Pekerja dengan masa kerja 14 tahun = 125 % x upah pokok

Pekerja dengan masa kerja 15 tahun = 175 % x upah pokok

- Transportasi

Bagi semua pekerja yang lokasi kerjanya di Lhokseumawe disediakan

fasilitas pesawat perusahaan p.p atau uang transportasi taxi yang besarnya

mendekati tarif taxi (travel) umum.


b. Kesehatan

Pemeliharaan kesehatan pada rumah sakit baik diperusahaan maupun diluar

perusahaan dapat dilihat pada Tabel 2.1. dibawah ini:

Tabel 2.1. Fasilitas Kesehatan

Golongan Upah Kelas Rumah Sakit
1–6 II
7 keatas I
Sumber : Production Division Laboratory, PT. Arun LNG

2.7. Proses Produksi

2.7.1. Standar Mutu Bahan /Produk

LNG adalah singkatan dari Liquified Natural Gas yang artinya adalah gas

alam yang dicairkan. Seperti yang diketahui bahwa PT. Arun LNG adalah suatu

perusahaan yang mengolah LNG, disamping menghasilkan Kondensat

(Condensate) sebagai produk sampingan.

Adapun komposisi dari produk kilang gas PT. Arun LNG adalah sebagai

berikut :

Liquified Natural Gas (LNG)

LNG mempunyai komposisi paling dominan adalah methane (CH4) serta

sedikit ethana (C2H6). Typical komposisi LNG yang dihasilkan PT. Arun LNG

dapat dilihat pada Tabel 2.2. dibawah ini:


Tabel 2.2. Komposisi LNG

Komposisi % Mol
N2 (Nitrogen) 0,957
CH4 (Metana) 70,747
CO2 (Karbon Dioksida) 22,369
C2H6 (Etana) 3,666
C3H8 (Propana) 1,183
i-C4H10 (Iso-Butana) 0,277
n-C4H10 (Normal-Butana) 0,322
i- C5H12 (Iso-Pentana) 0,149
n-C5H12 (Normal-Pentana) 0,091
nC6+ 0,239
Total 100

Untuk mencairkan gas alam ini dilakukan dengan proses pendinginan

dengan ekspansi pada temperature yang sangat rendah sekali yang disebut sebagai

Criyogenic Temperature yaitu -160o C pada tekanan atmosfir.

Gas alam pada kondisi tersebut diatas akan berubah menjadi cairan dengan

perbandingan volume 630 : 1, yang artinya apabila 630 cuft gas alam tersebut

dicairkan, maka akan mengasilkan 1 cuft gas alam cair. Jadi tujuan pencairan gas

alam ini adalah untuk mempertinggi efisiensi penyimpanan dan pengangkutan

(transportasi) dari negara penghasil ke negara konsumen.

Kondensat

Selain menghasilkan LNG, PT Arun LNG juga menghasilkan kondensat

sebagai produk samping yang merupakan fraksi-fraksi hidrokarbon berat yang

terikut bersama-sama gas alam dari sumber ladang gas Arun. Kondensat yang

diproduksi harus memenuhi persyaratan yang ditentukan yaitu mempunyai RVP

13 Psia max, pada temperatur 100oF (37,8 oC) dan SG 0,75 (52 oAPI). Adapun


Komposisi kondensat yang diproduksi PT Arun LNG dapat dilihat pada Table 2.3.

di bawah ini :

Tabel 2.3. Komposisi Kondensat

Komposisi % Mol % Volume % Berat
C2 (Etana) 0,294 0,190 0,100
C3 (propana) 0,445 0,296 0,223
Total C4 (Butana) 17,223 13,331 11,373
Total C5 (Pentana) 21,997 19,376 18,032
Total C6+ 60,041 66,807 70,271
Total 100 100 100

Produk kondensat umumnya diekspor ke negara-negara seperti : Jepang,

Singapura, Amerika, Australia, Perancis dan Selandia Baru. Di negara-negara

tersebut, kondensat digunakan sebagai bahan baku industri petrokimia yang

berguna sebagai penghasil polimer, plastik, pelarut dan sebagainya atau dapat juga

diolah kembali pada kilang minyak untuk dijadikan bahan bakar minyak.

Liquified Petroleum Gas (LPG)

LPG adalah gas dari hasil destilasi Crude Oil yang dicairkan dan

merupakan hasil sampingan dari hasil proses fraksinasi minyak bumi, dimana

sebelumnya fraksi-fraksi hidrokarbon ringan ini hanya dibakar di flare. Tetapi

dengan adanya diversifikasi energi, maka gas ini bermanfaat sebagi salah satu

sumber energi.


Adapun secara umum LPG dapat diperoleh dari dua sumber :

a. Dari sumber gas alam (Gas Field)

b. Dari hasil sampingan kilang minyak (Petroleum Refinery)

Khususnya LPG yang dihasilkan oleh kilang Arun tergolong berasal dari

sumber gas alam. Adapun komposisi LPG yang dihasilkan terdiri atas dua macam

yaitu :

1. LPG propana dengan typical komposisi :

C2 : 2 % max

C3 : 96 % min RVP maksimum 200 Psi / 100O F

C4 : 2.5 % max

2. LPG butana dengan typical komposisi :

C3 : 3 % max

C4 : 96 % min RVP maksimum 70 Psi / 100o F

iC5 :1%

Sebenarnya masih ada jenis LPG yang lain, yang disebut dengan LPG

Mixed, yaitu merupakan campuran LPG propana dan butana dengan komposisi

tertentu, tetapi jenis ini tidak diproduksi oleh kilang LPG Arun. Saat ini sejak

tahun 1996 LPG tidak diproduksi lagi melihat faktor kurangnya ketersediaan

bahan baku dan alasan ekonomis lainnya.


Bahan Yang Digunakan

PT. Arun LNG memproduksi gas alam cair (LNG). Dalam produksi gas

alam cair bahan-bahan yang digunakan meliputi tiga bagian, yaitu :

2.7.2.1. Bahan Baku

Yang dimaksud bahan baku yaitu bahan yang digunakan dalam suatu

produk dimana komponen-komponennya jelas terlihat pada produk tersebut. Pada

pengolahan gas alam menjadi LNG mempunyai bahan baku utama yaitu gas alam

yang berasal dari Point A di Lhoksukon yang dieksplorasi oleh Exxon Mobil dan

gas alam yang di ambil dari NSO (North Sumatera Offshore) yang diambil dari

laut yang dikelola oleh PT. Arun LNG. Adapun komposisi gas dari masing-

masing sumber adalah sebagai berikut:

a. Gas alam dari Point A Lhoksukon.

Tabel 2.4. Komposisi gas alam dari sumur Lhoksukon

Komponen Arun (% mol)
Heksana plus 0.242
Nitrogen 0.516
Metana 74.233
Carbondioksida 16.932
Etana 5.058
Hidrogen Sulfida 80 ppm
Propana 1.702
Iso-Butana 0.398
N-Butana 0.498
Iso-Pentana 0.231
N-Pentana 0.150


b. Gas alam dari NSO

Tabel 2.5. Komposisi gas alam dari NSO

Komponen NSO (% mol)
Heksana plus 0.119
Nitrogen 0.959
Metana 69.870
Carbondioksida 25.004
Etana 2.903
Hidrogen Sulfida 0.039
Propana 0.719
Iso-Butana 0.125
N-Butana 0.125
Iso-Pentana 0.084
N-Pentana 0.054

2.7.2.2. Bahan Tambahan

Yang dimaksud dengan bahan tambahan yaitu bahan yang ditambahkan

dalam pembuatan suatu produk dimana komponennya merupakan bagian dari

produk akhir fungsinya meningkatkan mutu produk. Pada pengolahan gas LNG

ini bahan tambahan yang digunakan sebagai additive boleh dikatakan tidak ada

karena produk gas yang diharapkan benar-benar diasumsikan murni dari zat-zat

yang tidak diperlukan sesuai dengan standar komposisi yang telah ditentukan.


2.7.2.3. Bahan Penolong

Yang dimaksud dengan bahan penolong yaitu bahan yang ditambahkan

dalam produk yang berguna dalam rangka memeperlancar proses produksi bahan

ini bukan merupakan bagian dari produk akhir. Bahan penolong digunakan dalam

pengolahan gas oleh PT. Arun LNG antara lain:

a. Karbon Aktif

Merkuri dalam jumlah kecil bereaksi dengan sulfur dan membentuk mercuri

sulfide yang diardsorbsi kedalam karbon aktif. Fungsi dari senyawa ini

adalah untuk memisahkan mercuri yang menyebabkan terjadinya korosi

dalam tubing dan dalam pipa alumunium.

b. Pottasium Carbonate (KCO3)

Fungsi untuk menyerap CO2 dan H2S yang terdapat dalam feed gas.

c. Larutan DEA(DiEthanolAmine)

Fungsi untuk menyerap CO2 dan H20 kurang dari 100 ppm

d. Pottasium Methafanadate

Fungsi mencegah korosi pada lapisan baja

e. Sea Water (air laut)

Fungsi : mendinginkan propana dan semua semua aliran panas dari mesin-

mesin exchanger terhadap LNG.

f. Chlorine.

Fungsi : untuk mencegah masuknya kotoran-kotoran laut, seperti ganggang

laut dsb, dari sea water intake yang digunakan dalam proses pendinginan.


2.8. Uraian Proses

Cadangan gas diladang gas Arun terbukti memasok enam train LNG,

dimana ladang gas Arun memiliki empat kelompok daerah produksi (cluster).

Adapun proses pengolahan gas adalah sebagi berikut :

A. Stasiun Pengumpul (Cluster) di Point A

Pada setiap cluster terdapat dua buah train pemisah dimana gas alam dapat

dipisahkan menjadi gas dan kondensat. Kondensat dan gas dari tiap clusrer ini

dialirkan ke sentral pemipaan. Kemudian kondensat dan gas ini dialirkan ke

pabrik pencairan gas alam (Point B). Setiap train di tiap cluster memiliki beberapa

perlengkapan, seperti ; fin fan cooler, heat exchanger, 3 tingkat drum pemisah, 2

unit pompa kondensat dan reinjection compressor. Kapasitas setiap cluster adalah

600 MMSCFD (max 750 MMSCFD), yang menghasilkan 556 MMSCFD gas

ditambah dengan 37.100 barrel per hari kondesat.

Gas dari reservoir akan mampu mengalir ke kepala sumur (well head)

yang disebut christmas tree dengan tekanan 499 kg/cm2 dan temperatur 177K

sedangkan sebelum mencapai xmas tree, tekanan gas tersebut turun menjadi 254

kg/cm2 dan suhu 150 oC. Setelah melalui xmas tree tekanan dan temperatur akan

turun menjadi 240 kg/cm2 dan temperatur 143 oC. gas pada kondisi tersebut,

sebelum dialirkan ke satu unit fin fan cooler untuk proses pendinginan terlebih

dahulu dilewatkan pada sebuah kontrol valve yang berfungsi mengekspansi gas

sehingga tekanannya menjadi 141 kg/cm2 selanjutnya diikuti dengan penurunan

temperatur menjadi 132o C. setelah melalui fin - fan temperaturnya turun menjadi

54 oC.


Outlet fin-fan kemudian dialirkan lagi ke bagian tube dari suatu heat

exchanger, untuk memanaskan gas yang keluar dari drum pemisah tingkat

pertama, sekaligus untuk mendinginkan gas itu sendiri menjadi sekitar 48o C

dengan tekanan konstan 141 kg/cm2. Selanjutnya gas melalui sebuah proses

kontrol valve untuk mengatur tekanan dalam separator. Setelah melalui kontrol

valve tersebut, tekanan dan temperatur turun lagi menjadi 82 kg dan temperatur 25
o
C. Pada kondisi operasi tersebut, fraksi berat yang telah mencapai titik embunnya

akan berubah menjadi cairan, sedangkan fraksi yang belum mencapai titik

embunnya akan tetap sebagai gas. Dengan demikian telah terjadi pemisahan

secara kasar antara fraksi ringan dan fraksi berat (gas dan kondensat). Gas yang

telah tepisah dari fraksi berat akan mengalir dari puncak drum pemisah tingkat

pertama dari gas to gas exchanger untuk proses pemanasan sampai suhu 47 oC.

Pada umumnya gas sampai suhu 47 oC inilah yang dialirkan ke pipeline kontrol

dengan menggunakan pipa 30 inch. Pipeline kontrol adalah manifold untuk

menerima produksi dari tiap cluster dan mengalirkannya ke point B. Sebagian gas

yang keluar dari gas to gas exchanger (250 MMSCFD max perkompressor

injection) diinjeksikan ke pinggiran reservoir untuk mempercepat habisnya fraksi

hidrokarbon berat yang terkandung dalam reservoir. Kondensat pada drum

pemisah tingkat pertama, akan turun ke drum pemisah tingkat kedua dan akan

dihisap oleh pompa sentrifugal 8 tingkat (canbarrel pump) guna menaikkan

tekanan sampai mencapai 94 kg/cm2, untuk dialirkan ke pipeline kontrol dengan

menggunakan pipa 12 inch yang berfungsi sebagai manifold untuk menerima

produksi dari tiap cluster dan dialirkan ke Point B.


Air yang telah terpisah dari kondensat akan turun ke drum pemisah tingkat

tiga, dan kemudian dialirkan ke tempat penampungan untuk proses pemurnian.

Sedangkan gas dan kondesat dialirkan ke Point B dengan pemipaan terpisah,

yaitu:

1. Gas dialirkan melalui pipa 42 inch

2. Kondensat dialirkan melalui pipa 20 inch.

B. Proses Pengolahan Gas Alam

Proses pengolahan gas alam yang dioperasikan pada kilang Arun terdiri

dari dua proses, yaitu :

Proses I, dilakukan pemisahan antara gas dan kondensat.

Proses II dan III, dilakukan pembersihan dari impuritis, hidrokarbon berat dan

pencairan gas alam.

1. Proses I

Proses I ini dibagi dalam beberapa unit, yaitu:

- unit inlet facilities ( unit 15, 16, 17, 18, dan 19)

- unit pemisahan gas dan kondensat (unit 20 A)

- unit penstabilan kondensat unit 20B

- unit feed booster compressor/kompresi ulang (unit 25)

- unit refrigerant preparation (unit 50)

a. Inlet facilities

Pengiriman gas dan kondensat dari ladang gas di Lhoksukon ke Point B

dilakukan terpisah, tujuannya untuk mencegah terjadinya pengendapan kondensat

dalam pipa yang berada di daerah rendah. Setelah gas sampai di point B , sebagian


kecil dikirim ke PIM dan AAF untuk pembuatan pupuk, PT. KKA dan PT.

Humpuss Aromatic.

b. Pemisahan gas dan kondensat

Unit ini terdiri dari empat buah drum pemisah (first stage flash drum),

yang beroperasi secara paralel, berfungsi untuk memisahkan gas yang akan

dialirkan ke unit pemurnian gas di proses II. Pemisahan disini berlangsung pada

tekanan tinggi yaitu pada 54,5 kg/cm2. Sebelum gas dan kondensat masuk ke

dalam drum pemisah, terlebih dahulu digabungkan menjadi satu pipa baru

kemudian dimasukkan ke bagian puncak drum melalui dua saluran pemasukan.

Campuran gas dan kondensat yang masuk ke dalam drum diarahkan ke splash

buffle, agar kondensat terpercik menjadi butiran halus, sehingga fraksi ringan

lebih mudah terlepas dari ikatan fraksi berat dan juga agar kandungan emulsi

dapat pecah. Seterusnya baik gas maupun kondensat akan mengalir melalui

demister pad. Demister pad berfungsi untuk menangkap butiran cairan (kabut)

yang terbawa oleh aliran gas, dan juga untuk menyaring lumpur dan memecahkan

emulsi, sedangkan gas akan keluar dari puncak tengah drum setelah melalui mist

eliminator, yaitu sebagai alat yang berfungsi sebagai perangkap kabut.

Gas yang keluar dari puncak setiap drum akan dikumpulkan pada sebuah

pipa 36 inch dan dialirkan ke unit pencairan gas alam diproses II dan III.

Kondensat dari drum A dan B akan mengalir ke satu pemipaan sedangkan drum C

dan D dengan pemipaan tersendiri akan dialirkan ke effluent degassing out, yaitu

tempat pemisahan senyawa asam dan gas dari kandungan air dan airnya di drain

ke sewer.


c. Proses penstabilan kondensat

Kondensat dari stage flash drum dimasukkan ke second stage flash drum.

Di second stage flash drum ini terjadi pemisahan gas yang prinsipnya sama

dengan pada first stage flash drum, hanya tekanan operasinya lebih rendah. Gas

yang telah terpisah tersebut dari kompresor dialirkan ke feed booster

compressor (unit 25) dan di teruskan ke proses II dan proses III.

Sedangkan kondensat mengalir melalui bagian dasar drum dan selanjutnya

dialirkan ke menara stabilizer (C-2001) yang menggunakan sieve tray, tapi

sebelumnya masuk ke stabilizer feed/bottom exchanger. Disini sebagian

kondensat menguap sehingga umpan yang masuk ke kolom terdiri dari dua aliran.

Akibat gaya gravitasi, gas naik ke puncak kolom sedangkan cairan turun ke dasar

kolom. Cairan yang berada tray II dilewatkan melalui stabilizer side reboiler

untuk menguapkan fraksi ringan yang terbawa bersama cairan dari side reboiler

cairan dan uap dikembalikan lagi ke stabilizer. Uap akan mengalir ke atas dan

sisanya berupa cairan ditarik sebagai kondensat stabil. Sebelum disimpan,

kondensat stabil yang berada pada dasar kolom diturunkan temperaturnya menjadi

38oC dimana stabilizer berfungsi untuk menurunkan produk gas yang mendidih.

Untuk itu kondensat didinginkan berturut-turut di stabilizer side reboiler ke dasar

penukar kalor, pada fin fan cooler serta yang terakhir didinginkan pada pendingin

air laut sehingga temperatur kondensat menjadi 38 oC.

Proses selanjutnya, kondensat dingin yang telah stabil ini dialirkan ke

tangki kondensat (f-2101) dimana hidrokarbon yang masih tersisa dibuang ke

atmosfer. Pada tangki ini kondensat digabung dengan aliran hidrokarbon yang


lebih berat, kemudian dari unit 50 dikirim ke tangki penyimpanan kondensat. Gas

yang mencapai puncak stabilizer dikondensasikan oleh fin fan cooler lalu

dialirkan ke over head accumulator (D-2004). Cairan yang terbentuk dialirkan

kembali ke kolom sebagai refluks. Sementara gas yang tidak terkondensasi

bergabung dengan gas dari second stage flash drum dan dikirim ke feed booster

compressor (k-2501) untuk dinaikkan tekanannya sehingga sama dengan tekanan

gas dari first stage flash drum. Kemudian gas dengan tekanan 56 kg/cm2 ini

dikirim ke unit pemurnian gas untuk diproses lebih lanjut.

d. Feed booster compressor (unit 25)

Gas yang berasal dari 20B masuk ke unit 25 dan akan dinaikkan

tekanannya agar dapat bergabung dengan gas yang berasal dari unit 20A yang

bertekanan lebih tinggi yaitu dari 15 kg/cm2 menjadi 57kg/cm2. Gas yang

mengalir dari unit 20B tersebut akan masuk ke D-2501 di bagian tengahnya.

Dimana di dalam D-2501 ini diharapkan fraksi berat yang mungkin terkandung

dalam gas ini akan terkondensasi.

Kemudian gas dari D-2501 dialirkan kedua arah yaitu menuju kompressor K-2501

dan K-2501B. Setelah gas dimampatkan dalam kedua kompressor tersebut yang

bertekanan sedikit lebih besar daripada tekanan yang berasal dari unit 20A,

sehingga dapat masuk ke aliran gas tersebut, maka gas yang berasal dari discharge

compressor tersebut mengalir bersama-sama dengan gas dari unit 20A menuju

unit pemurnian gas di unit 30.


Bila jumlah gas yang masuk ke dalam kompresor tersebut kurang, maka

sebagian dari discharge dialirkan kembali ke section drum D-2501 melaui fin fan

cooler 2501 A/B untuk pendinginan.

e. Refrigerant preparation

Unit ini terdiri dari unit 51 dan 52 yang merupakan 2 unit fraksinasi yang

sama. Dalam hal ini unit 51 dan 52 berfungsi untuk memisahkan bahan-bahan

yang diperoleh dari scrubb tower bottom train 1 sampai train 6. Masing-masing

unit mempunyai 3 buah kolom, yaitu :

1. De-Ethanizer column

2. De- Propanizer column

De- Butanizer column

Kolom-kolom tersebut dilengkapi dengan tray jenis sieve, down comer,

sebagai media penunjang untuk proses destilasi. Disamping itu juga dilengkapi

dengan sarana-sarana penunjang lainnya, seperti steam reboiler, pompa refluks,

dan lain-lain. Sistem pendingin untuk mengkondensasi produksi hasil puncak

propana dan

butana dengan menggunakan satu unit fin - fan, sedangkan untuk

mengkondensasi hasil puncak ethane dipakai sistem refrigerasi. Refrigerasi di

sini adalah dengan memakai propana sebagai pendingin yang disirkulasikan di

dalam loop tertutup. Untuk mendukung terjadinya siklus yang diharapkan dari

refrigeran tersebut, maka sistem ini ditunjang oleh satu unit compressor cooler,

dan condensor, drum accumulator, evaporator dan section drum untuk

compressor.


Adapun feed yang diolah di unit ini berasal dari bottom scrubb tower pada

proses II dan Proses III. Setiap unit mampu mengolah feed dari tiga

train(15.000 BPSD).

1) De-etahnizer system

Feed dari bottom scrub tower setelah melalui tahap pendingin dan

pengontrol tekanan 34 kg/cm2, dialirkan ke de-ethanizer column dan dimasukkan

ke tray dan tekanannya dikontrol pada 31kg/cm2 sedangkan temperatur keluar dari

shell side reboiler di set 145 oC, serta temperatur di top column dijaga sekitar

-9o C. Dengan demikian diharapkan seluruh etana (C2H6) dengan pemanasan yang

cukup tinggi dari bawah akan menguap. Tetapi semakin banyak tray yang dilalui

uap ini akan mengakibatkan semakin turunnya temperatur, sehingga dengan

adanya penyiraman refluks seluruh fraksi yang lebih berat dari etana akan

mengkondensasi kembali. Hanya etana dan fraksi yang lebih ringan akan keluar

sebagai over head product.

Over head product ini selanjutnya akan mengalir ke etahanizer sub cooler

(E-5X03), dimana akan terjadi pengkondensasian. Namun karena temperatur

paling rendah yang dapat dicapai pada sub cooler -36oC, maka tidak seluruh

overhead product dikondensasikan. Metana (CH4) tidak dapat dikondensasikan

setelah ditampung dalam reflux accumulator D-5X02, yang digunakan untuk

mengatur tekanan sebesar 31 kg/cm2. kelebihan metana tersebut kemudian

dialirkan melalui PV-5X03. Cairan yang keluar dari E-5X02 dan akan

dimanfaatkan sesuai dengan prioritasnya, yaitu sebagai refluks. MCR (Multi

Component Refrigerant) make-up dan reinjeksi.


Adapun batas komposisi dari cairan yang ada pada refluks accumulator

D-5X02 tersebut adalah sebagai berikut :

- CH4 : 22,63%

- CO2 : 0.000%

- C2H6 : 77,365 %

- C3H8 : 0,005%

Level di bottom C-5X01 dikontrol 60% secara normal, dan kelebihan level

ini akan dialirkan ke kolom de-propanizer. Bahan yang dialirkan ke kolom ini

sudah terbebas dari kandungan C2H6 dan yang lebih ringan.

2) De-Propanizer

Feed yang akan diolah dalam kolom ini adalah yang berasal dari bottom

de-ethanizer. Feed ini dialirkan ke de-propanizer tray nomor 20. setelah masuk ke

dalam de-propanizer column. Feed ini mula-mula akan di flash, karena tekanan

dalam menara dikontrol 18 kg/cm2. Cairan yang tidak menguap akan turun ke

dasar menara, melalui downcomer. Dari bottom ini, sebagian cairan hidrokarbon

dialirkan ke de-propanizer reboiler untuk mengambil sejumlah panas yang

diperlukan untuk menguapkan fraksi C3 yang ada, dimana temperaturnya dijaga

kira-kira 138 oC.

Fraksi C3 dan sebagian C4 dengan temperatur 138 oC akam menguap, dan

mengalir ke atas melalui tray yang bertingkat-tingkat (sieve tray) sampai ke

bagian puncak. Ke dalam bagian ini, dialirkan sejumlah refluks untuk menjaga

temperatur tetap konstan yaitu 53 o C.


Over head product atau gas yang keluar dari puncak menara dialirkan ke

refluks accumulator melalui dua jalan, yaitu :

- lewat fin - fan agar seluruh C3 dapat mencair

- By pass atau tanpa melalui fin - fan untuk menjaga tekanan di reflux

accumulator tetap 17 kg/cm2.

Semua liquid yang dihasilkan pada fin - fan akan ditampung di reflukx

accumulator drum. Komposisi dari liquid tersebut adalah sebagai berikut :

- C1 : 0,001%

- C2 : 0,003%

- C3 : 99,994%

- i-C4 : 0,002%

Sedangkan prioritas pengaliran dari liquid ini adalah sebagai berikut :

- Refluks

- Storage tank D-6201 (persediaan MCR)

- Reinjeksi ke proses II dan proses III, sebagai HHV control.

- Storage tank LPG 64

Dengan kondisi operasi yang baik, akan diperoleh hasil puncak yang

murni, yaitu 99,9 % propana. Kondisi operasi di dalam kolom diatur sebagai

berikut :

- Tekanan : 17,2 kg/cm2

- Temperatur top : 53 OC

- Temperatur outlet reboiler : 135 OC


3) De-Butanizer

Feed untuk de-butanizer berasal dari outlet de-propanizer bottom, yang

dialirkan ke tray nomor 15. Di dalam kolom ini, feed akan menguap karena

tekanan diatur sekitar 6 kg/cm2.Sedangkan hidrokarbon yang tidak dapat menguap

akan turun ke tray selanjutnya sampai ke bagian bottom. Dari bottom ini sebagian

cairan dialirkan ke sebuah reboiler untuk mengambil sejumlah panas dari steam

yang dialirkan ke bagian tube side, dimana temperatur outletnya dikontrol kira-

kira 103 oC dengan mengatur flow dari steam.

Fraksi yang paling ringan pada feed ini (butana paling berat) akan keluar

dari puncak menara dalam bentuk gas. Sebagian gas ini akan mengalir melalui fan

sistem. Diharapkan setelah melewati pendingin, seluruh butana akan berubah fasa

dari gas ke cair. Cairan tersebut ditampung di reflux accumulator drum untuk

butana.

Sebagian kecil dari gas over head product butana akan mengalir tanpa

melalui fin - fan menuju reflux accumulator untuk mengatur tekanan sebesar 5,6

kg/cm2. Komposisi yang baik dari cairan hidrokarbon pada reflux accumulator

adalah sebagai berikut :

- Propana : 0,015 %

- I – butana : 33,207 %

- n- Butana : 66,689 %

- I – Pentana : 0,090%


Seluruh cairan hidrokarbon yang ditampung pada reflux accumulator ini

akan dialirkan sesuai dengan prioritasnya, yaitu :

a. Sebagai refluks

b. Reinjeksi ke MHE (Maint Heat Exchanger) proses II dan proses III, sebagai

NHV control.

c. Ke storage tank LPG unit 64.

Adapun kondisi operasi dalam kolom ini diatur sebagai berikut :

- Tekanan operasi : 6 kg/cm2

- Temperatur top : 57 oC

- Temperatur outlet reboiler : 110 oC

Dengan kondisi demikian, maka hasil puncaknya akan menjadi murni,

yaitu 99,0 % iso butana dan normal butana. Produksi bottom-nya akan dialirkan

ke suatu peralatan pendingin (E-5X01) yang menggunakan air laut sebagai media

pendingin. Kemudian dialirkan bersama-sama kelebihan butana ke produksi

kondensat unit 20B.

Adapun media pendingin pada exchanger yang ada di unit 50 ini dipakai

propana dalam suatu sistem tertutup. Sistem refrigerasi yang digunakan adalah :

a) Penguapan cairan pendingin akan memerlukan kalori yang akan diambil dari

fluida yang akan didinginkan.

b) Titik didih media pendingin akan turun, bila tekanan diturunkan, sehingga

pertukaran panas terjadi pada suhu yang rendah.

c) Waktu pengembunan kembali uap media pendingin akan melepaskan

sejumlah kalori yang diambil dari media pendingin terserbut.


d) Titik embun dapat diturunkan dengan menaikkan tekanan. Dengan demikian

air laut dapat dimanfaatkan untuk mengkondensasi gas-gas C3.

Propana liquid setelah mendinginkan E-5X03, E-5X11 dan E-5X04

berubah menjadi uap dan dimasukkan ke D-5X01 yang bertekanan 15,8 Psia.

Sebagian gas akan mengkondensasi sedangkan yang tidak terkondensasi akan

dialirkan ke K-5X01 untuk dikompres. Kemudian gas ini didingikan oleh

exchanger E-5105 A dan B dimasukkan ke D-5X04 yang bertekanan 202 Psia

dan suhu 105oC. Kemudian gas tersebut masuk ke D-5X01 dan mengalami

ekspansi dengan menurunkan tekanannya yang cukup besar sehungga suhunya

akan menurun. Akibatnya propana akan mengkondensasi dan dialirkan kembali ke

exchanger-exchanger untuk digunakan sebagai pendingin kembali.

2. Proses II dan III

Tugas dari proses II dan III ini merupakan proses pemurnian gas / Gas

treating unit (unit 30) dan proses pencairan gas / Liquefaction unit (unit 40).

a. Proses Pemurnian Gas (unit 30)

Gas alam yang terpisah dari kondensat harus dibersihkan terlebih dahulu

dari senyawa-senyawa yang tidak diinginkan. Hal ini dilakukan sebelum gas

dicairkan. Senyawa-senyawa tersebut seperti karbon dioksida (CO2), hidrogen

sulfida (H2S) dan merkuri ( Hg) dan air karena dapat mengganggu dan merusak

peralatan pada proses pencairan.

Karbondioksida dan hidrogen sulfida dipisahkan dalam sebuah unit yang

mengandung potassium karbonat dan dietanol amina (DEA). Apabila CO2 dan

H2S tidak dihilangkan maka akan menyebabkan penyumbatan pada pipa-pipa


karena senyawa ini sangat mudah membeku pada suhu rendah dan bersifat

korosif.

Merkuri dapat merusak peralatan-peralatan yang terbuat dari aluminium

yang digunakan di pabrik yang beroperasi pada suhu rendah. Pemisahan merkuri

ini dilakukan dengan penyerapan di dalam merkuri absorber. Alat ini terdiri dari

bed karbon yang diaktifkan oleh belerang sebagai media penyerap.

Feed gas dari puncak feed gas knock out drum dipanaskan terlebih dahulu

di feed/lean carbonate exchanger, kemudian di kirim ke merkuri bed (D-3X07

A/B), dimana merkuri yang ada pada feed gas diserap oleh carbon aktif yang

mengandung sulfur dan membentuk merkuri sulfida. Feed gas yang meninggalkan

kolom merkuri bed dipanaskan lebih lanjut sebelum dimasukkan ke bagian bawah

carbonet absorber column (C-3X01). Pada kolom ini 97% CO2 dan H2S diserap

oleh larutan karbonat yang mengalir berlawanan arah dengan feed gas.

Carbonate absorber ini merupakan kolom berisi pall rings yang

memberikan permukaan kontak yang lebih luas antara larutan karbonat dan gas.

Larutan karbonat panas dari carbonat regenerator column (C-3X03) dialirkan ke

carbonate absorber dalam dua aliran, yaitu 75% masuk ke dalam bagian tengah

kolom sedangkan 25% didinginkan dahulu di feed/lean carbonat exchanger

sebelum dimasukkan ke bagian atas kolom. Reaksi yang terjadi:

Carbonate absorber

K2CO3 + CO2 + H2O  2KHCO3

K2CO3 + H2S  KHS + KHCO3


Carbonate regenerator

2KHCO3  K2CO3 + H2O + CO2

KHCO3 + KHS + H2O  K2CO3 + H2S + H2O

Larutan karbonat yang kaya dengan CO2 dan H2S sesampai di dasar kolom

penyerap dialirkan ke carbonate regenerator untuk diregenerasi. Disini hampir

semua CO2 dan H2S dilepaskan dari larutan karbonat dan keluar melalui puncak

kolom, sementara cairan karbonat turun ke bagian bawah kolom. Larutan ini

selanjutnya diuapkan di carbonat reboiler regenerator (E-3X06). Dimana uap

yang terbentuk dikembalikan ke kolom, begitu juga cairan yang tidak menguap.

Cairan ini merupakan lean carbonate solution yang dikirim kembali ke carbonate

absorber. Feed gas yang keluar dari atas carbonater absorber didinginkan di fin -

fan cooler, sebelum dimasukkan ke DEA absorber (C-3X02). Di sini gas mengalir

ke atas kolom dan kontak dengan larutan DEA yang turun dari atas kolom

sehingga CO2 dan H2S yang masih tersisa pada feed gas menjadi kurang dari

100 ppm.

Adapun reaksi yang terjadi pada DEA absorber adalah :

2(C2H4OH)2NH + CO2 + H2O   (C2H4OH)2NH2 2CO3

DEA DEA carbonate

 (C2H4OH)2NH 2CO3 + H2O + CO2  2 (C2H4OH)2NH2 HCO3

DEA carbonate DEA bicarbonate


Dalam reaksi dengan H2S

2(C2H4OH)2NH + H2S  2 (C2H4OH)2NH2 2S

DEA

 (C2H4OH)2NH2 2S + H2S  2 (C2H4OH)2NH2 HS

DEA sulfida DEA Hidrogen sulfida

Dalam DEA regenerator tejadi reaksi :

2(C2H4OH)2NH2HCO3  2CO2 + 2H2O + 2(C2H4OH)2NH

2(C2H4OH)2NH2HS  2H2S + 2(C2H4OH)2NH

Sementara larutan DEA yang kaya dengan CO2 dan H2S terkumpul di

dasar kolom, gas yang keluar dari puncak DEA absorber didinginkan oleh fin - fan

cooler. Kemudian gas ini dimasukkan ke dalam wash tower (C-3X05) yang

bertindak sebagai pemisah dan mencegah terbawanya larutan DEA ke dalam

aliran gas.

Produk bawah wash tower dipompa kembali ke puncak menara untuk

disirkulasi, sementara gas murni dari menara pencuci ini dikirim ke unit 40 untuk

proses selanjutnya. Larutan DEA dari dasar absorber dipanaskan dahulu di

lean/rich exchanger (E-3X04), sebelum dikirim ke DEA regenerator column

untuk diregenerasi. Pada kolom ini CO2 dan H2S terlepas dari larutan DEA dan

keluar melalui bagian atas kolom sebagai overhead vapour. Larutan DEA

regenerator turun ke bagian bawah kolom dialirkan ke DEA regenerator reboiler

(E-3X-02) untuk dipanaskan. Uap yang terbentuk dikembalikan ke kolom

sedangkan cairan yang berlebih juga dikembalikan ke dasar kolom, seterusnya


dipompa ke puncak DEA absorber untuk menyerap CO2 dan H2S yang terdapat

pada feed gas.

Overhead dari DEA regenerator reboiler dialirkan kembali ke kolom

carbonate regerator dan selanjutnya dibuang ke atmosfer bersama-sama dengan

CO2 dan H2S dari kolom carbonate regenerator. Gas yang keluar dari regenerator

column didinginkan di fin - fan cooler kemudian dialirkan ke carbonate

regenerator accumulator, dimana CO2 dan H2S yang terpisah dibuang ke

atmosfir.

b. Sistem pencairan gas (unit 40)

Gas umpan yang keluar dari sistem pemurnian yang telah bebas dari

impuritis, masuk proses pencairan meliputi Bagian yaitu :

- Bagian pengeringan (dehydration section)

- Bagian pemisahan (scrubbing section)

- Bagian pendinginan dan pencairan (refrigerant dan liquefaction section)

(i) Bagian pengeringan (Dehydration Section)

Seksi ini berfungsi untuk memisahkan uap air yang terbawa masuk ke

dalam bagian pemisahan dan pencairan karena dapat menimbulkan penyumbatan

pipa-pipa aliran gas-gas pada unit-unit yang beroperasi dengan temperatur rendah.

Selain itu mengakibatkan pecahya tubing-tubing di dalam main heat exchanger

(MHE).

Proses adsorbsi berlangsung di dalam feed vapor driers yang terdiri dari

dua drum drier (A dan B) yang dipasang secara paralel dan beroperasi masing-

masing selama 8 jam secara bergantian. Dalam keadaan operasi normal jika pada


8 jam pertama drier A dalam keadaan drying maka drier pada saat yang sama

diregenerasikan untuk mengaktifkan kembali molsieve yang telah menyerap air

selama 8 jam. Sebelumnya uap air dalam gas keluar dari feed vapour drier

(V-4X01 A/B) dan dianalisa oleh AR-4X04 jika gas umpan masih mengandung

air lebih besar dari 0,5 ppm, maka gas belum dapat dialirkan ke scrubbing section.

Namun bila kandungan air keluaran drier telah mengizinkan, gas dialiran ke

E-4X09 untuk didinginkan oleh propana cair sehingga –7 oC. Setelah pendinginan

gas masuk ke scrubb tower.

(ii) Bagian pemisahan (Scrubbing Section)

Fungsi seksi ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon berat yang terdapat

dalam gas umpan yang dapat menyebabkan penyumbatan tube-tube dalam MHE

yang beroperasi pada temperatur rendah.

Feed gas dari seksi pengeringan terdiri dari campuran hidrokarbon yang

mempunyai titik didih yang berbeda, maka dalam scrubb tower ini dipakai prinsip

distilasi. Feed gas mula-mula didinginkan dalam feed medium propana exchanger

sebelum masuk ke scrubb tower, sehingga hidrokarbon berat akan terkondensasi

dan mengalir ke bottom tower. Selanjutnya feed gas dialirkan ke dalam scrubb

tower reboiler untuk menguapkan fraksi-fraksi ringan dengan media pemanas

steam. Cairan hidokarbon untuk menguapkan fraksi-fraksi ringan dengan media

pemanas steam. Cairan hidrokarbon berat akan tertinggal dalam bottom tower

dan dialirkan ke refrigerant preparation unit untuk memperoleh etana dan

propana yang dibutuhkan dalam proses pencairan. Sedangkan fraksi ringan dan

komposisi dominan metana keluar dari puncak tower didinginkan dengan propana


liquid pada kondenser sebelum dimasukkan dalam separator. Akibat pendinginan

maka propana dan etana yang terikut akan terkondensasi dan cairan ini sebagian

dikembalikan ke scrubb tower sebagai refluks dan sebagain lagi digunakan untuk

feed LPG, selama masih memenuhi spesifikasi. Feed gas yang keluar dari top

separator dialirkan ke separation unit di LPG untuk mengambil propana, yang

akan menjadi bahan untuk mendapatkan propana dan butana LPG. Kemudian

residu gas yang mengandung 97% metana dialirkan ke unit pencairan (MHE) juga

untuk keperluan penambahan komposisi MCR, jika perlu diambil disini.

(iii) Bagian pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section)

Fungsi dari unit ini adalah untuk mencairkan dan menurunkan tekanan gas

umpan sistem pendinginan pada unit dilakukan secara dua tahap yaitu :

a. Pendinginan pertama menggunakan propana refrigerant, dimana propana juga

digunakan untuk mendinginkan MCR (Multi Component Refrigerant) sebagai

bahan pendingin selanjutnya dan

b. Pendinginan terakhir dengan menggunakan MCR, dimana gas alam

didinginkan hingga –163 oC dan sehingga terjadi perubahan fasa dari gas

menjadi cair.

c. Komposisi dari MCR adalah sebagai berikut :

- Nitrogen  2 % mol

- Metana  40 % mol

- Etana  49 % mol

- Propana  9 % mol


2.9. Mesin Dan Peralatan

2.9.1. Mesin Produksi

1. Feed Vapour Dryers V 4101A/B

Fungsi : Memisahkan air dari feed gas.

Detail-detail :

Tekanan - Disain 56.25 Kg/Cm2

- Operasionil 51.67 Kg/Cm2

Temperatur - Disain 3420C s/d 4.4 0C

- Operasionil

(Dehydration) 210C

(Reactivation) 3300C

Diameter bagian luar - 11,6”(3505 mm)

Tinggi (tangent to tangent) - 11”(3353 mm)

Isolasi - 31/2” (90 mm)

2. Dryer After Filter V 4102

Fungsi : Memisahkan zat-zat padat dan debu molecular sieves dari dry natural

gas feed ke scrub tower

Detail-detail :



(Beda tertinggi) - Disain 4.5 Kg/Cm2

- Operasional 1.05 Kg/Cm2


Temperatur - Disain 40C s/d 660C

- Operasionil 210C s/d 230C

Diameter bagian luar - 3, 81/4 “(1123 mm)

Tinggi (tangent to tangent) - 3,8” (1118 mm)

Isolasi - 31/2” (90 mm)

Filter - Tipe 1 AGB-4218-10739

3. Scrub Tower C 4101

Fungsi : Memisahkan hidrokarbon-hidrokarbon berat dari gas alam sebelum

mengalir ke bagian Liquefaction.

Detail-detail :



Temperatur - Disain -370C s/d 1770C

- Operasionil atas -9.40C

bawah 600C s/d 650C

Diameter bagian luar - atas 9”(2743 mm)

- bawah 3, 6” (1067 mm)

Tinggi (tangent to tangent) 54, 6” (16612 mm)

Isolasi - Atas 3” (76 mm)

Proteksi Dingin

- Tengah 2” (50 mm)

Proteksi Dingin

- Bawah 11/2” (38 mm)


Main Exchanger E 4118

Fungsi : Mendinginkan dan mencairkan gas alam ke temperatur cryogenic. Ini

memungkinkan LNG untuk disimpan dan dikapalkan, pada tekanan sedikit di

atas atmosfir, dengan penguapan yang minimal.

Detail-detail :

Tekanan - Shell side

Disain 4.23 Kg/Cm2 maks.

Operasionil 2.3 Kg/Cm2

- Feed Tube Side

Disain 56.25 Kg/Cm2 maks.

Operasionil 47.03 Kg/Cm2

Temperatur - Shell Side

Disain atas -1500C

Disain bawah -330C

- Feed Tube Side

Disain atas dan bawah -320C s/d –1480C

Tinggi keseluruhan (puncak ke dasar) 111,13/4” (33877 mm)

Tinggi bagian atas (tangent to tangent) 36,9” (11201 mm)

Diameter bagian atas 5,83/4” (1746 mm)

Tinggi bagian bawah (tangent to tangent) 50,8 3/4” (15462 mm)

Diameter luar bagian bawah 13,8 3/4” (4185 mm)


Kompressor-kompressor

Propane Compressor Karbon dioksida 4101

Fungsi : Mengkompressi uap-uap propane dari propane refrigeration system.

Uap-uap diterima dalam tiga tingkat inlet terpisah dan dikompressikan ke satu

outlet discharge gabungan.

Detail – detail :

Tekanan - First Stage Suction 0.36 Kg/Cm2

- Second Stage Suction 2.66 Kg/Cm2
0
Temperatur - First Stage Suction -34 C
0
- Second Stage Suction -7 C
0
- Disain Maksimum 177 C

Kecepatan - Rata-rata 4670 rpm

- Maksimum kontinyu 4904 rpm

- Kritis pertama 2303 rpm

- Kritis kedua 6071 rpm

- Maksimum 21.2 Kg/Cm2

2.9.2. Peralatan

1. Drums

Carbonate Regenerator OverHead Accumulator D 3104

Fungsi : Memisahkan uap acid gas dan cairan yang terkondensasi dari produk

overhead daripada carbonate regenerator.

Detail-detail :




Temperatur - Disain 1770C

- Operasionil 51.80C

Diameter bagian dalam - 11, 6” (3505 mm)

Tinggi (tangent to tangent) - 9,6” (2896 mm)

Isolasi - Tidak ada

2. Pompa

Pompa Lean Carbonate Tegangan Tinggi G 3101 A/B/C

Fungsi : Mensirkulasikan lean carbonate panas dari carbonate regenerator C

3103 ke carbonate absorber C 3101. Pompa-pompa mengambil suction dari

saluran discharge pompa-pompa booster G 3107A/B/C.

Detail-detail :

Pompa - Pabrik pembuat UNITED

- Kapasitas Rata-rata 950 M3/jam

Normal 864 M3/jam

Minimum 522 M3/jam

- Tekanan Suction 5.46 Kg/Cm2

Discharge 61.79 Kg/Cm2

- Temperatur Disain 1490C

Operasi normal 1180C

Motor - Pabrik pembuat MITSUBISHI

- Daya rata-rata 2200 Kw

- Volts / Phase / Cycles 4000/3/50 Hz


- Rpm 3000

3. Filters

a. Filter Carbonate V 3101

Fungsi : Memisahkan zat-zat padat dari larutan lean carbonate.

Detail-detail :



Temperatur - Disai 1770 C

- Operasionil 1220 C

Diameter bagian luar - 1,8”

Tinggi (tangent to tangent) - 3’10”(1171mm)

b. Filter DEA V 3102

Fungsi : Memisahkan zat-zat padat dari larutan DEA.

Detail-detail :



Temperatur - Disain1 500 C

- Operasionil 1750 C

- Tipe Depth type cartridge

- Bahan Nylon

- Jumlah 12

- Daya serap partikel 5 mikron


4. Sump Pembuatan Larutan

a. Carbonate Sumps F 3101 dan V 6301

Fungsi F 3101: Menerima buangan dari sistem unit.

Fungsi V 6301: Dimana larutan potassium karbonat dibuat sesuai dengan

kadar yang diperlukan.

Detail-detail :

Lebar 8’2” 11’6”

Panjang 19’6” 27’11”

Kedalaman 9’0” 9’0”

Temperatur disain 1490 C Maksimum 1490 Maks

b. DEA Sumps Flexyble Manufacturing System 3103 dan V 6302

Fungsi F 3103: Menerima kelebihan larutan dan buangan dari sistem unit.

Fungsi V 6302 : Dimana larutan DEA dibuat sesuai dengan kadar yang

diperlukan. Sump ini terletak di bagian utilities (unit 63)

Detail-detail :

F 3101 V 6301

Lebar 4’1” 5’11”

Panjang 8’2” 11’6”

Kedalaman 9’0” 9’0”

Temperatur disain 51.70 C Maksimum 51.70 Maks


2.10. Automotive

Dalam persediaan material yang ada merupakan material yang sifatnya

sering digunakan, seperti saringan udara, saringan minyak, dll. Untuk

mendapatkan material yang sifatnya seringdigunakan maka PT. Arun melakukan

pembelian material yang sebelumnya dilakukan tender terlebih dahulu.

Seiring dengan mulai menipisnya persediaan bahan baku LNG yang

mengakibatkan terhentinya 2 train, juga membuat seluruh departemen sangant

kritis dalam menangani Budget yang diberikan oleh Produsen. Begiti juga pada

bagian automotive, alat yang sudah rusak atau sudah tua dan memerlukan

perawatan yang kritis juga dituntun untuk melakukan pemeliaharaan dengan

efisiensi.

Dengan observasi kelapangan maka penulis melihat bahwa PT. Arun tidak

konsisten dengan komitmen yang telah dibuat, misalnya dengan timbulnya suatu

prioritas terhadap lamanya proses pemesanan. Misalnya untuk bagian automotive

yang merupakan bagian pabrik seperti alat transportasi.

Adapun peralatan- peralatan yang termasuk bagian Automotive adalah

sebagai berikut:

1. Mercedes benz

2. Toyota

3. Mitsubishi

4. Dithatshu

5. Honda

6. Chevrolet


2.11. Heavy Equipment

Alat berat merupakan faktor penting di dalam PT. Arun, terutama proyek-

proyek kontruksi dengan skala yang besar. Tujuannya penggunaan alat-alat berat

tersebut untuk memudahkan manusia dalam mengerjakannya sehingga hasil yang

diharapkan tercapai dengan mudah pada waktu yang relatif lebih singkat.

Pada saat suatu proyek akan dimulai, kontraktor akan memilih alat berat

yang digunakan di proyek tersebut. Pemilihan alat berat yang akan dipakai

merupakan salah satu faktor penting dalam keberhasilan suatu proyek. Alat berat

yang dipilih haruslah tepat sehingga proyek berjalan lancar.

Adapun peralatan- peralatan yang termasuk Heavy Equipment adalah

sebagai berikut:

1. Buldozer

Dozer merupakan traktor yang dipasangkan Blade di bagian depannya.

Blade berfungsi untuk mendorong atau memotong material yang ada

didepannya. Seperti pemindahan material pada jarak pendek sampai dengan

100 m, pembuatan jalan baru dan menyebarkan material.

Gambar 2.2. Buldozer


2. Crane

Crane merupakan alat pengangkat yang biasa digunakan di dalam proyek

kontruksi. Cara kerja adalah dengan mengakat mateial yang akan dipindahkan,

memindahkan secara horizontal, kemudian menurunkan material di tempat

yang didinginkan.

Gambar 2.3. Crane

3. Excavator

Excavator merupakan alat penggali yang mempunyai alat penggeraknya

dan badan mesin sehingga alat berat tersebut dapat melakukan gerakan

memutar walaupun tidak ada gerakan pada alat penggerak. Pemilhan alat

tergantung dari kemampuan alat tersebut pada suatu kondisi lapangan tertentu.


Gambar 2.4. Excavator

4. Scraper

Scraper adalah alat berat yang berfungsi untuk mengangkut dan

menaburkan tanah hasil pengerukan secara berlapis. Scraper dapat digunakan

sebagai alat pengangkut untuk jarak yang relatif jauh pada tanah datar dengan

alat penggerak roda ban.

5. Loader

Loader adalah alat yang umumnya dipakai didalam proyek konstruksi

untuk pekerjaan pemuatan material hasil penggalian ke dalam truk atau

membuat timbunan material.


2.12. Kegiatan Pemeliharaan di Bagian Automotif dan Heavy Equipment

Tujuan maintenance di PT. Arun LNG untuk menjaga performance semua

peralatan secara optimal, karena PT. Arun LNG harus memenuhi target produksi

setiap tahunnya berdasarkan kontrak pembelian LNG yang jumlah, waktu,

kualitas dan safety-nya harus sesuai dengan standar mutu yang ditetapkan.

sehingga maintenance merupakan fungsi yang menjaga agar kualitas produk LNG

tetap terjaga.

Bagian dari maintenance di PT. Arun LNG adalah:

7. Welding Shop, yaitu bagian pemeliharaan yang bertugas untuk berbagai

macam pengelasan.

8. Mechanical Shop, yaitu bagian pemeliharaan yang bertugas untuk berbagai

macam bentuk pembubutan peralatan pabrik.

9. Instrument & Electrical Shop, yaitu bagian pemeliharaan yang bertugas untuk

merawat segala jenis peralatan yang berkaitan dengan instrument dan

electrical pabrik.

10. Harbour Facility Maintenance, yaitu bagian pemeliharaan yang bertugas

untuk pemeliharaan segala jenis peralatan yang berada di sekitar pelabuhan

kapal PT. Arun LNG.

11. Automotive & Heavy Equipment, yaitu bagian pemeliharaan yang bertugas

untuk merawat segala jenis kendaraan untuk pabrik, mulai dari kendaraan

yang memiliki kapasitas kecil sampai kendaraan yang memiliki kapasitas yang

besar.


Bagian Automotif dan Heavy Equipment (disingkat Auto dan HE)

merupakan salah satu bagian dari departemen pemeliharaan. Auto dan HE

dipimpin oleh kepala bagian. Fungsi dari Auto dan HE adalah memberi servis

pemeliharaan dan perbaikan peralatan-peralatan (equipment) sesuai dengan

rancangan aslinya. Pemeliharaan dan perbaikan dilaksanakan sesuai dengan

program dan check list dari peralatan. Program tersebut berupa preventive

maintenance yang dilaksanakan berdasarkan jadwal bulanan. Tujuan dari

diadakan preventive maintenance yaitu untuk melaksanakan pemeliharaan tepat

pada waktunya dengan persiapan dan jumlah waktu yang direncanakan sehingga

mengurangi waktu kerusakan peralatan dan menurunkan biaya yang disebabkan

peralatan tidak siap pakai atau kehilangan produksi.

Pelaksanaan pemeliharaan dan perbaikan dilakukan oleh pihak ketiga,

yaitu kontraktor-kontraktor lokal seperti:

1. PT. Meta Epsi Engineering

2. PT. Bintang Cosmos

3. PT. Trakindo Utama

4. PT. Batam Teknik

5. CV. Varia Motor

Sedangkan Auto dan HE melaksanakan pengawasan, pemeriksaan dan

mengevaluasikan hasil pekerjaan yang dilakukan oleh pihak ke tiga tersebut.

Untuk meningkatkan operasional bengkel, Auto dan HE di bagi kepada tiga

bagian yaitu:


1. Perancangan dan Administrasi

2. Heavy Equipment

3. Light Vehicle

Perencaan dan administrasi adalah begian yang merencanakan program

kerja kebutuhan spare part atau material dan hal-hal yang menyangkut aktivitas

bengkel serta mengendalikan anggaran bengkel.

Heavy Equipment adalah mengawasi dan mencatat pelaksanaan preventive

maintenance yang dilakukan meliputi preventive maintenance.

Light Vehicle berfungsi melaksanakan pekerjaan rutin yang telah

direncanakan oleh bagian perencanaan dan administrasi seperti preventive

maintenance dan repair.

Bagian Auto dan HE selaku operator yang ada sangat dituntun untuk

melakukan perawatan terhadap barang-barang Auto dan HE. Hal ini berguna

untuk mendeteksi didini apa yang sedang terjadi terhadap bagian Auto dan HE

yang dimiliki PT. Arun LNG. Jadi operator bukan hanya dituntun dalam handal

pengoperasikan bagian Auto dan HE tetapi juga mengerti secara menyeluruh

tentang spesifikasi alat Auto dan He yang dioperasikan. Sehingga jika ditemukan

kerusakan, bagian Auto dan He dapat melaporkan kepada bagian Shop untuk

dilakukan suatu tindak lanjut perbaikan.


2.13. Prosedur Pembelian Material

Di PT. Arun LNG, pada bagian Automotive dan Heavy Equipment, pada

proses pembelian bertugas membeli bermacam-macam material dan jasa. Proses

pengadaan material Request Production merupakan prosedur yang selam ini

digunakan untuk memenuhi pemesanan akan peralatan yang dibutuhkan dalam

pemeliharaan (maintenance) perbaikan (repair). Prosedur material Request

dimulai dari dilakukan pesanan sampai material yang diterima, dan memerlukan

waktu yang relatif panjang, biaya persediaan dan tingkat persediaan relatif besar.

Untuk memenuhi kebutuhan material bagian purchasing (pembelian)

bertanggung jawab untuk mengadakan pembelian material baik untuk pembelian

luar negeri maupun untuk pembelian dalam negeri. Tanggung jawab tersebut

meliputi pembelian bahan peralatan (spare part) bagi perusahaan.

Bagian pembelian melaksanakan pembelian bila adanya permintaan

pembelian. Bagian yang membutuhkan material membuat permohonan

permintaan dengan menggunakan Formulir Materail Request dan mengajukan ke

bagian pembelian. Permintaan pembelian tersebut selanjutnya diproses oleh

bagian pembelian seperti pada Gambar 2.5.


Gambar 2.5. Formulir Material Request

Bagian pembelian mengadakan kontrak pembelian dengan penjual

(vendor) yang berlaku untuk satu periode pembelian dan nilai tertentu. Setelah

mendapatkan sekelompok pemasok, pembeli dapat mengadakan tawar menawar.

Proses tawar menawar digunakan pembeli dengan menggunakan formulir Request

For Quatation (RFO) kepada penjual seperti pada Gambar 2.6. dibawah ini:

Gambar 2.6. Formulir Request For Quatation


Biasanya perusahaan mempersiapkan formulir Purchasing Order.

Formulir ini bermanfaat untuk komunikasi internal maupun eksternal. Bagian

pembelian menerbitkan Purchasing Order untuk vendor yang dipilih. Salinan

Purchasing Order dikirimkan ke bagian pembukuan. Seperti pada Gambar 2.7.

dibawah ini:

Gambar 2.7.Formulir Purchasing Order

Apabila bagian Automotive dan Heavy Equipment memerlukan material

yang telah dipesan ke vendor yang dipilih, maka bagian Automotive dan Heavy

Equipment memberitahukan ke bagian pembelian untuk segera menghubungi

penjual untuk mengirimkan material yang dibutuhkan. Apabila material yang

dipesan telah diterima, terlebih dahulu diperiksa oleh bagian penerimaan

digudang. Untuk menyelesaikan laporan penerimaan yang tersedia pada laporan

penerimaan maka disiapkan Formulir Receiving Report. Seperti pada Gambar 2.8.


Gambar 2.8. Formulir Receiving Report

Bagian penerimaan digudang melaporkan hasil pemeriksaan atas

materialyang diterima ke bagian pembelian, bagian pembukuan dan bagian

Automotive dan Heavy Equipment. Selanjutnya bagian Automotive dan Heavy

Equipment sudah dapat menggunakan material tersebut. Bagian pembukuan akan

membayar pembelian tersebut bila datang tagihan dari penjual (vendor)..

Adapun prosedur pembelian material dapat dilihat seperti pada Gambar 2.9.

Gambar 2.9. Prosedur Pemesanan Material


Gambar 2.2. Proses Pengolahan Gas Alam


Chapter ii

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to Chapter ii

Similar to Chapter ii (20)

More from Randy MC

More from Randy MC (8)

Recently uploaded

Recently uploaded (20)

Chapter ii