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 %
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
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 Gaji Pokok 30 Golongan) an (Berdasark upah x kerja jam Jumlah 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
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
Sumber : Production Division Laboratory, PT. Arun LNG
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
Sumber : Production Division Laboratory, PT. Arun LNG
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
Sumber : Production Division Laboratory, PT. Arun LNG
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
oC. 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
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
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
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
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
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
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
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)2NH2HCO3 2CO2 + 2H2O + 2(C2H4OH)2NH
2(C2H4OH)2NH2HS 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 :
Tekanan - Disain 56.3 Kg/Cm2
- Operasionil 49.2 Kg/Cm2
(Beda tertinggi) - Disain 4.5 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 : Tekanan - Disain 56.25 Kg/Cm2 - Operasionil 48.29 Kg/Cm2 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
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)
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
Temperatur - First Stage Suction -34 0C
- Second Stage Suction -7 0C
- Disain Maksimum 177 0C 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 :
- Operasionil 0.6 Kg/Cm2
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
- Rpm 3000 3. Filters
a. Filter Carbonate V 3101
Fungsi : Memisahkan zat-zat padat dari larutan lean carbonate. Detail-detail :
Tekanan - Disain 15.75 Kg/Cm2
- Operasionil 11.0 Kg/Cm2
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 :
Tekanan - Disain 79.4 Kg/Cm2
- Operasionil 61.5 Kg/Cm2
Temperatur - Disain1 500 C
- Operasionil 1750 C
- Tipe Depth type cartridge
- Bahan Nylon
- Jumlah 12
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”
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.
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:
