Laporan KP Inspeksi pengelasan, manajemen, dan Proses pengolahan Minyak PT.Pertamina RU II Dumai

Laporan Kerja Praktek

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Kerja Praktek Perguruan tinggi merupakan sarana pembentukan sumber daya manusia yang diharapkan mampu mengaplikasikan teori yang ada dengan keadaan di lapangan sejalan dengan perkembangan kemajuan Ilmu Pengetahuan dan Teknologi (IPTEK). Dalam menghasilkan sumber daya manusia yang berkompeten, perlu diperhatikan tingkat pendidikan yang diperoleh. Mahasiswa sebagai calon sumber daya manusia telah menerima pendidikan di perguruan tinggi. Kerja praktek merupakan salah satu pemecahan permasalahan akan adanya jarak antara teori dan praktek tersebut sehingga pada Kerja Praktek ini mahasiswa diharapkan mampu menerapkan serta mengkombinasikan ilmu-ilmu yang diperoleh diperkuliahan dengan yang diperoleh dilapangan, untuk selanjutnya diterapkan dilapangan (Industri) serta mampu menjawab setiap tantangan yang timbul di Industri dengan bekal dan ilmu-ilmu yang didapat diperkuliahan. Terkhusus di Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik Mesin Universitas Sumatera Utara, kerja praktek sudah menjadi mata kuliah wajib dengan bobot 2 SKS (Sistem Kredit Semester) yang wajib diselesaikan oleh mahasiswa dan perlu dilaksanakan dengan baik dan benar agar diperoleh manfaat yang sebesar – besarnya. Kerja praktek yang dilaksanakan dikelompokkan dalam 2 jenis, yaitu : 1. Produksi Praktek kerja untuk bidang produksi dilakukan dengan mempelajari proses pengolahan bahan baku menjadi hasil jadi atau hasil setengah jadi yang merupakan produk akhir pada industri/ perusahaan tempat kerja praktek dilakukan. 2. Manajemen Perusahaan Praktek kerja untuk bidang manajemen perusahaan mencakup pembahasan mengenai struktur organisasi perusahaan, tata letak pabrik, pemasaran, permasalahan tenaga kerja, keselamatan dan kesehatan kerja. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

1


1.2 Tujuan Kerja Praktek Tujuan dari Kerja Praktek di kilang PT. Pertamina RU II Dumai ini adalah: 1. Mahasiswa memperoleh gambaran nyata mengenai pengoperasian sistem pemprosesan dan utilitas yang digunakan untuk pengolahan minyak bumi 2. memahami dan dapat menggambarkan pola inti proses produksi pada Pertamina UP II Dumai yang meliputi a. mengenal bahan baku yang digunakan dalam proses produksi, b. memahami proses produksi, c. mengenal produk dan limbah industri proses pengolahan minyak bumi, d. mengenal

karakteristik

sistem

pemprosesan

dan

sistem

pengendalian proses, 3. mendapatkan gambaran nyata tentang organisasi kerja, manajemen PT.Pertamina dan penerapannya, serta pengenalan terhadap praktikpraktik pengelolaan dan peraturan-peraturan kerja di Pertamina UP II Dumai, dan 4. Mengetahaui proses inspeksi pada hasil lasan (welding) dan mengetahui tugas welding inspector.

1.3 Batasan Masalah Dalam laporan ini kami membahas mengenai proses pengolahan minyak, sistem manajemen perusahaan dan inspeksi pengelasan yang dilakukan di kilang minyak PT. PERTAMINA RU II, Dumai.

1.4 Tempat dan Waktu Pelaksanaan Adapun kerja prakter ini dilakukan di PT. PERTAMINA REFENARY unit II, Dumai dalam kurun waktu satu bulan terhitung mulai tanggal 18 juli 2011 sampai 18 agustus 2011.

Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

2


1.5 Metode Pengumpulan Data Metode-metode yang dilakukan dalam pengumpulan data yang merupakan faktor utama dalam penyusunan laporan ini adalah: 1. Metode Observasi Metode pengumpulan data dengan melakukan observasi lapangan di Workshop Area– PT. Pertamina RU II Dumai, terutama pada objekobjek yang menjadi topik permasalahan. 2. Metode Wawancara Disamping observasi langsung ke lapangan, pengumpulan data juga dilakukan dengan wawancara dan diskusi dengan narasumber dari karyawan maupun Business Partner perusahaan yang mempunyai pengetahuan dan pemahaman tentang manajemen perusahaan. 3. Metode Partisipasi Pengumpulan data juga dilakukan dengan ikut serta dalam kegiatankegiatan kerja yang dilakukan karyawan dan/atau Business Partner di Maintenance Area (MA) – PT. Pertamina RU II Dumai. 4. Metode Studi Literatur dan Studi Pustaka Selain pengumpulan data dari lapangan, juga dilakukan studi literatur dan studi pustaka dari buku-buku, berkas-berkas, dan internet yang berhubungan dengan manajemen.

1.6 Sistematika Penulisan Adapun sistematika penulisan laporan kerja praktek ini adalah : BAB I PENDAHULUAN Pada bab ini dijelaskan mengenai latar belakang, tujuan, batasan masalah, tempat dan waktu pelaksanaan, metode pengumpulan data dan sistematika penulisan laporan kerja praktek. BAB II TINJAUAN PUSTAKA Pada bab ini dijelaskan mengenai deskripsi pengolahan minyak dan inspeksi pengelasan pada pipa di PT.PERTAMINA RU II, Dumai. BAB III SISTEM MANAJEMEN PT. PERTAMINA RU II


3


Pada Bab ini dijelaskan mengenai Sejarah berdirinya PT.PRTAMINA RU II, wilayah PT. PERTAMINA RU II, visi dan misi PT. PERTAMINA RU II. BAB IV KESIMPULAN DAN SARAN Pada bab ini dijelaskan mengenai Kesimpulan penulis dari kerja praktek dan saran yang bersifat konstruktif bagi PT.PRTAMINA RU II. DAFTAR PUSTAKA


4


BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Minyak Bumi Minyak bumi atau minyak mentah merupakan cairan kompleks yang disusun oleh berbagai macam zat kimia organik yang berubah secara alamiah dan tersimpan dalam lapisan bumi selama ribuan tahun lamanya. (Microsoft Encharta, 2005). Bahan organik yang berasal dari binatang dan tumbuhan tersebut terdekomposisi secara parsial oleh bakteri menjadi gas dan komponen yang larut dalam air. Lemak yang tertinggal dan bahan terlarut secara perlahan berubah menjadi minyak bumi. Perubahan tersebut berlangsung pada temperatur 200 oF dengan bantuan katalis yang terdapat di alam. Bahan radioaktif juga mempercepat terbentuknya minyak bumi. Cairan minyak bumi yang dihasilkan kemudian dapat berpindah ke pasir alam atau reservoir batu kapur (Legh dkk, 1948).

2.1.1 Komposisi Minyak Bumi Minyak bumi memiliki campuran yang sangat kompleks dan mengandung ribuan senyawa tunggal berselang gas ringan seperti gas metana, sampai dengan bahan aspal yang berat dan padat. Hampir semua senyawa minyak bumi tersusun dari hidrogen dan karbon. Selain itu terdapat senyawa – senyawa lain dalam jumlah yang kecil seperti belerang, oksigen dan nitrogen. Komposisi kimia dan sifat-sifat fisik minyak bumi sangat bervariasi, namun komposisi elemental pada umumnya tetap, komposisi minyak bumi tersebut dapat dilihat pada tabel 2.1. Komposisi

%-berat

Karbon Hidrogen

84 – 87

Sulfur

11 – 14

Nitrogen

0–3

Oksigen

0–1

Tabel 2.1. Komponen penyusun minyak bumi.


5


Kondisi lingkungan seperti temperatur, tekanan, ada tidaknya senyawa logam dan mineral, serta letak geologis selama proses perubahan alamiah senyawa penyusun minyak bumi, mengakibatkan komposisi minyak bumi yang terdapat di setiap daerah berbeda-beda pula. Namun demikian, minyak mentah dapat digolongkan ke dalam empat kelas utama sebagai berikut (Praptowidodo, 1999): a. Minyak bumi tipe paraffin, disusun oleh atom karbon dan atom hidrogen yang jumlahnya selalu dua lebih banyak dari dua kali jumlah atom karbonnya (parrafinebase crude oil). b. Minyak bumi tipe asphaltic (naphthenes), disusun oleh atom karbon dan atom hidrogen yang kuantitasnya dua kali jumlah atom karbonnya (naphthene-base crude oil). c. Minyak bumi tipe aromatik, disusun oleh atom karbon dan hidrogen yang melingkar (aromate-base crude oil). d. Minyak bumi tipe campuran (mixed crude oil), disusun oleh minyak bumi tipe paraffin, tipe asphaltic dan aromatik.

Senyawa-senyawa penyusun utama minyak bumi antara lain: 1. Parafin dibangun oleh struktur dengan rumus molekul CnH2n+2 memiliki ikatan jenuh (ikatan tunggal), oleh karena itu parafin memiliki kestabilan yang cukup tinggi. Parafin yang terdapat di dalam minyak bumi adalah jenis parafin ringan. Parafin terberat di dalam minyak bumi adalah parafin dengan atom C70. Contoh senyawa parafin adalah metana, heksana, dan heksadekan. 2. Olefin memiliki rumus molekul CnH2n, dan secara alami tidak terdapat dalam minyak bumi namun terbentuk selama pengolahan. Olefin memiliki sifat yang sangat reaktif dikarenakan oleh terdapatnya ikatan tak jenuh (ikatan rangkap), oleh karena itu olefin mudah teroksidasi dan terpolimerisasi. Karena sifatnya itu produk yang dihasilkan tidak diharapkan mengandung olefin. 3. Naften (sikloparafin) adalah senyawa hidrokarbon siklik dengan ikatan jenuh dan memiliki rumus molekul CnH2n. Meskipun rumus molekulnya sama dengan olefin, namun sifatnya berbeda jauh karena Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

6


ikatan jenuhnya tersebut. Naften tidak dapat bereaksi secara langsung karena ikatan antar molekulnya cukup kuat dengan bentuk siklik, sebagai contoh naften tidak larut dalam asam sulfat yang oksidatif. Naften ditemukan pada hampir semua minyak mentah. Contoh naften adalah tetrametilen (siklobutan), pentametilen (siklopentan), dan heksametilen (sikloheksan). 4. Aromatik memiliki rumus molekul CnH2n-6 dan memiliki cincin benzen yang sangat stabil. Aromatik dapat dioksidasi dan membentuk asam organik. Di dalam pengolahan minyak, aromatik dihasilkan dari reaksi adisi atau substitusi, bergantung pada kondisi reaksi yang dijalankan. Aromatik banyak ditemukan di dalam reformat yang dihasilkan secara katalitik oleh reaksi platforming.

Selain hidrokarbon, minyak bumi juga mengandung senyawa-senyawa non hidrokarbon, antara lain: 1. Senyawa oksigen dalam minyak mentah berbentuk asam karboksilat, fenol, kresol, amida, keton, dan benzofuran. Senyawa oksigen ini memiliki sifat asam dan menyebabkan asam mudah terpisah dari minyak mentah. Meskipun senyawa oksigen bersifat asam namun masalah yang ditimbulkannya tidak seserius seperti halnya senyawa sulfur dan senyawa nitrogen. 2. Kandungan nitrogen dalam hampir semua minyak mentah adalah rendah dengan nilai kurang dari 0.1% berat. Senyawa nitrogen stabil terhadap panas sehingga kandungan nitrogen dalam fraksi ringan sangat rendah. Karena nitrogen merupakan racun katalis maka harus dilakukan proses hydrotreating untuk menurunkan kadar nitrogen dalam umpan proses katalitik. Contoh senyawa nitrogen dalam minyak bumi antara lain piridin, isoquinolin, dan acridin. 3. Konsentrasi sulfur bervariasi dari suatu minyak mentah dengan minyak mentah yang lain. Minyak mentah sour didefinisikan sebagai minyak mentah yang banyak mengandung hidrogen sulfida atau sulfur. Minyak mentah diklasifikasikan sebagai minyak yang asam jika kandungan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

7


hidrogen sulfida yang terlarut sebesar 0.05

ft3/100 galon minyak

mentah. Senyawa sulfur dalam minyak mentah umumnya kompleks dan tidak stabil terhadap panas. Senyawa sulfur yang tidak bersifat asam dapat dihilangkan melalui proses hydrotreating. Contoh senyawa sulfur dalam minyak bumi adalah H2S, merkaptan (RSH), dll. 4. Logam yang terdapat dalam minyak mentah berada dalam bentuk garam terlarut dalam air yang tersuspensi dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometalik dan sabun logam. Sabun logam kalsium dan magnesium adalah zat aktif permukaan (surface active agent) dan bertindak sebagai penstabil emulsi. Logam vanadium tidak dikehendaki berada di dalam umpan proses katalitik karena vanadium dapat meracuni katalis. 5. Minyak mentah seringkali mengandung garam-garam inorganik seperti natrium klorida, magnesium klorida, dan kalsium klorida dalam bentuk suspensi atau terlarut dalam air laut. Garam-garam ini harus dihilangkan atau dinetralisasi sebelum diolah untuk mencegah peracunan katalis, korosi pada peralatan, dan fouling. Korosi garam disebabkan oleh hidrolisis beberapa logam klorida dan pembentukan asam hidroklorik pada saat minyak mentah dipanaskan. HCl juga dapat bergabung dengan ammonia membentuk amonium klorida (NH4Cl).

2.1.2 Sifat-Sifat Minyak Mentah 1. Specific Gravity (SG) dan API Gravity SG minyak mentah dinyatakan dengan nilai perbandingan massa jenis minyak mentah dan massa jenis air masing-masing pada suhu 60oF. Pada umumnya API Gravity lebih banyak digunakan dibandingkan SG, dan dinyatakan sebagai


8


API Gravity minyak mentah berkisar antara 10 hingga 50, namun biasanya berkisar antara 20 hingga 45. Terdapat pula klasifikasi minyak mentah berdasarkan SG dan API Gravity, yang disajikan dalam tabel 2.2. Tipe Minyak Mentah

SG

API Gravity

Ringan

≤ 0.830

≤ 39.0

Medium Ringan

0.830 - 0.850

39.0 - 35.0

Medium Berat

0.850 - 0.865

35.0 - 32.1

Berat

0.865 - 0.905

32.1 - 24.9

Sangat Berat

≥ 0.905

≥ 24.9

Tabel 2.2 Nilai SG dan API Gravity 2. Kadar Sulfur Kadar sulfur dalam minyak mentah memiliki rentang 0.1% hingga 5% berat. Minyak mentah dengan kadar sulfur lebih besar dari 0.5% mengharuskan proses yang lebih banyak dan lebih rumit. Minyak mentah dengan kadar sulfur tinggi disebut sour, dan terutama jika sulfur tersebut bersifat korosif, sedangkan minyak mentah dengan kadar sulfur rendah disebut sweet. Sulfur dapat meracuni katalis, mengurangi efektivitas zatzat tambahan serta menimbulkan korosi pada peralatan proses. Klasifikasi minyak mentah berdasarkan kandungan sulfurnya disajikan dalam tabel 2.3. Tipe Minyak Mentah

Kadar Sulfur (% berat)

Non-sulfurik

0.01 - 0.03

Sulfur Rendah

0.03 - 0.10

Sulfurik

1.30 - 3.00

Sulfur Tinggi

≥ 3.00

Tabel 2.3. Klasifikasi minyak mentah berdasarkan kadar sulfur.

3. Kadar Nitrogen Nitrogen menentukan kualitas minyak mentah karena berpengaruh dalam proses yang melibatkan katalis (proses katalitik). Kelancaran proses katalitik minyak bumi dipengaruhi oleh kadar nitrogen yang ada. Selain itu bau, kestabilan


9


warna, dan sifat penuaan produk akan dipengaruhi pula oleh kadar nitrogen. Nilai maksimum kadar nitrogen dalam minyak mentah adalah 0.25% berat.

4. Kadar Garam Kadar garam dalam minyak mentah menentukan kebutuhan proses penghilangan garam (desalting) sebelum masuk ke dalam proses utama. Desalting diperlukan untuk mencegah korosi dan penyumbatan pada peralatan proses. Jika kandungan garam dalam minyak mentah melebihi 10 lbm per 1000 barrel maka proses desalting menjadi suatu keharusan.

5. Kadar Logam Minyak mentah mengandung berbagai macam logam seperti besi, kalsium, magnesium, aluminium, nikel, dan vanadium. Logam terdapat dalam bentuk garam yang tersuspensi dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometalik dan metal soap. Kalsium dan magnesium adalah zat aktif permukaan (surface active agent) yang berfungsi sebagai penstabil emulsi. Beberapa logam tidak diinginkan berada dalam minyak mentah, dan salah satunya adalah vanadium. Katalis yang digunakan dapat teracuni oleh logam ini. Kadar vanadium dapat dideteksi dengan metode emission dan atomic absorption.

6. Residu Karbon Residu karbon menyatakan kandungan aspal dan jumlah fraksi pelumas yang dapat diambil. Semakin kecil kandungan residu karbon, semakin berharga suatu minyak mentah karena memiliki persentase yang besar untuk pembuatan pelumas. Besar residu karbon ditentukan dengan distilasi terus menerus hingga tertinggal residu kokas (karbon) tanpa adanya air. Residu karbon umumnya berkisar antara 0.1% hingga 5% berat.

7. Titik Tuang (Pour Point) Titik tuang didefinisikan sebagai temperatur terendah dimana suatu zat mengalami perubahan sifat dari bisa dituang menjadi tidak bisa dituang. Titik tuang menunjukkan kadar senyawa aromatik dan parafin dalam minyak mentah. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

10


Semakin rendah titik tuang, semakin rendah kadar parafin dan semakin tinggi kadar aromatik dalam minyak mentah.

8. Rentang Distilasi Rentang distilasi penting untuk diketahui karena dapat menghasilkan petunjuk mengenai kuantitas dan kualitas berbagai fraksi yang ada dalam minyak mentah. Faktanya, pengukuran rentang distilasi merupakan karakterisasi yang terpenting dalam industri kilang minyak bumi. Jenis analisa yang biasa digunakan untuk menentukan titik didih adalah true boiling point (TBP) distillation (ASTM D-2892). Distilasi TBP menggunakan kolom yang dilengkapi dengan pengatur laju alir cairan refluks dan mekanisme tertentu yang menghasilkan kontak yang sangat baik antara uap dan cairan refluks. Kedua hal tersebut diharapkan menghasilkan derajat fraksionasi yang maksimal.

9. Viskositas Viskositas menyatakan kemudahan mengalir suatu fluida. Viskositas minyak mentah pada umumnya dalam selang 40 sampai 60 SSU pada

2.1.3 Klasifikasi Minyak Bumi Salah satu tolok ukur kualitas minyak bumi adalah komposisi utama minyak mentah. Indikasi komposisi minyak mentah diberikan oleh Bureu of Mines Corellation Index yang ditentukan berdasarkan pengukuran SG dan titik didih.

a. Corellation Index (BMCI) Indeks kolerasi ini dikeluarkan oleh U.S. Bureu of Mines. Nilai untuk parafin adalah nol dan untuk benzen adalah 100. Harga BMCI menghubungkan titik didih rata- rata dari fraksi distilasi dengan densitasnya.


11


K = Mid-boiling point fraksi dalam Kelvin d = spesific gravity fraksi pada 60/

F

Minyak mentah dapat diklasifikasikan sebagai parafinik, campuran atau aromatic dengan menggunakan BMCI yang dihitung dari sifat – sifat fisik minyak mentah. Klasifikasi minyak berdasarkan BMCI ditampilkan pada tabel 2.4.

BMCI

Jenis Minyak Bumi

10

Ultraparafinik

10-30

Parafinik

30-40

Naftenik

40-60

Aromatik

Tabel 2.4. Klasifikasi minyak bumi berdasarkan harga BMCI b. K-UOP (K – Universal Oil Product) K-UOP didefinisikan sebagai : √

T = titik didih rata-rata, K Klasifikasi minyak bumi berdasarkan harga K-UOP dapat dilihat pada tabel 2.5. K-UOP

Jenis Minyak Bumi

12,5 - 13,0

Parafinik

11,0 - 12,0

Naftenik

9,8 - 11,8

Aromatik

Tabel 2.5. Klasifikasi minyak mentah berdasarkan K-UOP. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

12


2.1.4 Produk – Produk Minyak Bumi Produk paling penting dari pengilangan minyak bumi adalah bahan bakar. Namun dengan bertambahnya permintaan bahan petrokimia pada saat ini, maka pengilangan dirancang khusus untuk dapat menghasilkan produk – produk petrokimia. Produk-produk pengilangan minyak bumi dapat dikelompokkan sebagai berikut:

a. Produk bahan bakar − Liqueified Petroleum Gas (LPG) LPG merupakan produk yang paling ringan yang dihasilkan dari pengilangan minyak bumi. Komponen LPG terdiri dari propana, butana atau campuran keduanya. Kegunaannya adalah untuk bahan bakar industri dan rumah tangga. − Motor Gasoline Motor gasoline pada awalnya merupakan produk utama dalam industri minyak bumi untuk bahan bakar mesin Otto.. Gasoline adalah campuran kompleks hidrokarbon dengan selang titik didih 100 – 400 oF pada tekanan uap 10 psia. − Aviation Gasoline (Avigas) Aviation Gasoline merupakan bahan bakar pesawat terbang. Dibandingkan dengan motor gasoline, bahan bakar ini memiliki selang titik didih yang lebih sempit dan tekanan uap lebih rendah dan kualitas oktan yang lebih tinggi.

b. Produk non-bahan bakar − Minyak pelumas Minyak pelumas memiliki titik didih tinggi. Untuk digunakan pada mesin atau industri, minyak pelumas ditambahkan beberapa aditif yang akan meningkatkan kualitas sesuai kebutuhannya. Minyak pelumas dapat dibagi menjadi tiga kelas, yaitu motor oil, industrial oil dan metal working oil. − Petroleum Waxes (lilin) Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

13


Lilin dibedakan menjadi dua jenis, yaitu lilin parafin dan lilin mikrokristalin. Pengguanaan lilin parafin adalah untuk lilin, korek api, mencegah karat, pelapis peralatan listrik dan komunikasi, dan sebagainya. − Petroleum Greases (Gemuk) Gemuk merupakan bahan setengah padatan yang biasa digunakan dalam pelumasan. Sifat-sifatnya sangat bervariasi dari yang sangat lunak sampai keras seperti bata. Titik lelehnya antara 160 – 350 oF. − Aspal Aspal adalah produk berat dari minyak bumi yang harganya relatif murah. Aspal berwarna coklat hitam, larut dalam benzen, tetapi tidak dalam pelarut paraffin ringan. Penggunaan terbesar aspal adalah sebagai pelapis jalan raya. c. Produk petrokimia Produk-produk petrokimia yang dapat dihasilkan dari pengilangan minyak bumi antara lain Benzene, Toluene, Xylene (BTX), PTA, nilon, stiren, polipropilen, PVC, etilen glikol, DMT, PET, dll.

2.2 Proses Pengolahan Minyak Bumi Pada dasarnya proses pengolahan minyak bumi adalah proses pemisahan minyak bumi menjadi produk – produk dengan komposisi yang lebih sederhana dan lebih berharga sangat penting seperti BBM. Proses – proses pengolahan minyak bumi menjadi fraksi – fraksinya dapat dikategorikan sebagai berikut.

- Proses pengolahan pertama (primary process) - Proses pengolahan lanjut (secondary process) - Proses treating - Proses pencampuran (blending)

2.2.1 Primary Process Primary

process

merupakan

proses

pemisahan

minyak

mentah

berdasarkan perbedaan sifat fisik komponen – komponen yang terkandung dalam minyak mentah. Sifat – sifat fisik tersebut dapat berupa titik didih, titik beku, kelarutan dalam suatu pelarut, perbedaan ukuran molekul dan sebagainya. Oleh Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

14


karena itu permisahan minyak bumi dengan pada proses primer memanfaatkan proses – proses pemisahan secara fisika.

1. Distilasi Distilasi adalah proses pemisahan minyak mentah berdasarkan perbedaan titik didih. Distilasi merupakan proses utama dalam pengolahan minyak bumi menjadi produk – produknya. Distilasi terbagi menjadi dua, yaitu distilasi atmosferik dan distilasi vakum. Distilasi atmosferik dilakukan pada tekanan atmosfer. Produk yang dihasilkan oleh kolom distilasi atmosferik adalah gas, LPG, nafta, kerosin, gas oil dan residu. Fraksi yang belum dapat dikonsumsi sebagai bahan bakar, seperti residu atau fraksi minyak berat, diproses lebih lanjut dengan distilasi vakum. Distilasi vakum dilakukan pada kondisi tekanan vakum. Hal ini disebabkan karena fraksi minyak berat hanya dapat dipisahkan pada temperatur tinggi, namun pada temperatur yang tinggi minyak mentah akan mengalami perengkahan (cracking). Oleh sebab itu, tekanan pada kolom dibuat vakum agar titik didih fraksi minyak berat tersebut dapat dicapai pada temperature di bawah temperatur cracking. Produk yang dihasilkan pada distilasi ini adalah Light Vacuum Gas Oil (LVGO), Medium Vacuum Gas Oil (MVGO), Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO), dan Vacuum Residue.

2. Ekstraksi Ekstraksi adalah proses pemisahan minyak mentah dengan memanfaatkan sifat kelarutan suatu zat dengan pelarut tertentu. Merupakan proses tertua dalam pengilangan minyak bumi. Awalnya proses ini dilakukan untuk meningkatkan kualitas kerosin. Contoh pemisahan secara ekstraksi adalah pada pengolahan minyak pelumas, aspal (propane deasphalting), dan pengolahan BTX.

3. Absorpsi dan Stripping Proses absorpsi adalah proses penyerapan gas dalam suatu campuran gas dan cairan dengan menggunakan pelarut. Proses ini dilakukan untuk menghilangkan fraksi gas yang bercampur dengan produk hidrokarbon hasil distilasi atau hasil perengkahan. Stripping adalah proses pemisahan gas terlarut Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

15


dalam suatu campuran gas-cair. Stripping menggunakan larutan Benfield, MEA (monoethyl alkohol) atau DEA (diethyl alkohol) bertujuan menghilangkan gas CO2 atau H2S dalam minyak bumi atau produk hasil pengolahan.

4. Kristalisasi Kristalisasi adalah proses pemisahan berdasarkan perbedaan titik leleh. Kristalisasi umumnya digunakan pada proses dewaxing, yaitu memisahkan lilin (wax) dari minyak mentah. Lilin terlarut dalam minyak dan mendidih pada selang titik didih minyak pelumas sehingga lilin tidak dapat dipisahkan dengan distilasi. Pada proses dewaxing, minyak didinginkan untuk mengkristalkan lilin, kemudian disaring dan diendapkan untuk mendapatkan kristal lilin.

2.2.2 Secondary Process Secondary process merupakan proses pengolahan lanjut setelah primary process. Produk dari tahap sebelumnya yang tidak lagi dapat dipisahkan dengan pemisahan fisik diproses di tahap ini. Tahap pengolahan ini melibatkan prosesproses konversi (secara kimiawi). Proses-proses tersebut adalah dekomposisi molekul, kombinasi molekul, dan perubahan struktur molekul.

1. Dekomposisi Molekul Dekomposisi molekul adalah proses perubahan hidrokarbon dari fraksi berat menjadi fraksi yang lebih ringan. Proses dekomposisi molekul biasa disebut dengan proses perengkahan atau cracking. Proses perengkahan minyak bumi bertujuan untuk bertujuan untuk mengkonversi minyak berat (Vacuum Gas Oil dan Long Residue) menjadi produk minyak ringan bernilai jual tinggi seperti propana dan butana sebagai komponen LPG dan nafta sebagai HOMC. Proses perengkahan minyak mentah dibagi menjadi tiga bagian, yaitu thermal cracking, catalytic cracking, dan hydrocracking. Thermal cracking merupakan proses perengkahan minyak berat (biasanya fuel oil atau residu) menjadi produk yang lebih ringan seperti nafta dan kerosin. Proses ini menggunakan temperatur yang tinggi untuk memutus rantai hidrokarbon. Berdasarkan sifat produk yang dihasilkan, proses ini dapat dibagi Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

16


menjadi tiga, yaitu thermal cracking, visbreaking, dan coking. Ketiga proses ini mempunyai konfigurasi dasar yang sama, terdiri dari tungku pembakaran tempat perengkahan, kolom soaking, dan kolom fraksionasi. Pada proses catalytic cracking, pemutusan rantai hidrokarbon dibantu dengan menggunakan katalis. Proses ini meningkatkan kualitas perolehan dan sifat-sifat produk yang dihasilkan dari unit fraksionasi. Katalis perengkahan adalah bahan padat dengan sifat asam. Katalis yang digunakan untuk proses ini dapat diregenerasikan kembali untuk proses selanjutnya. Proses hydrocracking merupakan proses perengkahan dengan bantuan gas hidrogen, beroperasi pada temperatur 300 – 45 oC dan tekanan tinggi sekitar 80 – 140 bar. Proses perengkahan katalitik yang sangat fleksibel tetapi mahal ini diselenggarakan pada dua atau tiga reaktor unggun diam tergantung pada produk yang diinginkan. Proses ini digunakan pada umpan yang mengandung logam, nitrogen dan belerang yang tinggi. Dari bahan dasar yang berkualitas rendah ini dapat dihasilkan produk–produk seperti gasoline, kerosin, pelumas, bahan baku petrokimia, LPG, dll. Saat ini, industri pengilangan minyak lebih cenderung memilih proses catalytic cracking dibandingan dua jenis perengkahan lainnya. Hal ini didasari alasan ekonomis karena proses perengkahan katalitik dapat menghasilkan perolehan produk yang lebih besar dengan kebutuhan energi yang sama. Selain itu, katalis yang digunakan pada proses ini dapat diregenerasi dengan lebih mudah.

2. Kombinasi Molekul Proses pengolahan ini adalah kebalikan dari proses dekomposisi, dimana proses ini menggabungkan dua produk fraksi ringan menjadi fraksi yang lebih besar. Proses ini dapat digunakan untuk mengolah gas-gas ringan hasil perengkahan. Dua contoh utama kombinasi molekul adalah polimerisasi dan alkilasi. Kedua proses ini merupakan proses yang saling berkompetisi. Polimerisasi adalah penggabungan dua molekul atau lebih menjadi molekul yang lebih besar. Pada industri pengilangan, polimerisasi dilakukan untuk penggabungan olefin menjadi gasolin. Gasolin yang dihasilkan mempunyai angka Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

17


oktan yang tinggi, sehingga dapat digunakan sebagai komponen pencampuran gasolin. Alkilasi adalah reaksi dimana gugus alkil ditambahkan pada senyawa yang lain. Alkilasi menggunakan katalis seperti asam sulfat, HF, dan AlCl3. Alkilasi pada pengilangan minyak adalah alkilasi i-parafin oleh olefin. Hal ini ditujukan untuk menghasilkan produk parafin bercabang dengan angka oktan yang tinggi.

3. Perubahan Struktur Molekul Proses ini biasa disebut catalytic reforming. Proses perubahan struktur molekul pada pengilangan minyak ditujukan untuk meningkatkan angka oktan dari gasolin. Pada dasarnya catalytic reforming adalah mengubah hidrokarbon lain menjadi hidrokarbon aromatis. Hidrokarbon aromatis ini mempunyai angka oktan yang tinggi. Katalis komersial yang biasa digunakan adalah platina pada alumina, platina pada silikaalumina, chromia pada alumina, cobalt molybdat.

2.2.3 Treating Proses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa pengotor yang masih ada pada produk pengilangan atau untuk menstabilkan produk. Proses treating yang paling penting adalah proses penghilangan gas H2S dengan menggunakan MEA atau dengan caustic soda (NaOH). Proses treating ini dilakukan pada unit CTU (Caustic Treating Unit), BB treater (Butane-Butylene Treater), Doctor Treater (untuk menghilangkan merkapan-merkapan), dan SARU (Sulphuric Acid Recovery Unit). Proses treating di atas dijelaskan lebih lanjut sebagai berikut.

a. Caustic Treating Proses ini bertujuan memperbaiki kualitas dari fraksi nafta, heavy reformate, dan top reformate, serta mengurangi sifat asam yang dapat mengakibatkan korosi. Proses ini dinilai lebih efektif, ekonomis, dan relatif tidak merusak lingkungan. Reaksi yang terlibat pada proses treating ini dijelaskan sebagai berikut. R-SH + NaOH R-SNa + Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

18


R-OH + NaOH R-ONa + b. Doctor Treating Proses ini bertujuan mengubah senyawa merkaptan yang terdapat di dalam BBM dan LPG menjadi disulfida dengan penambahan larutan Doctor (Na2PbO2). c. Hydrotreating Hydrotreating

merupakan

proses

katalitik

yang bertujuan

untuk

menstabilkan produk minyak dan/atau menyisihkan komponen pengotor dengan cara mereaksikannya dengan hidrogen. d. Gas Treating Proses ini bertujuan membersihkan fuel gas dan aliran daur ulang dengan cara absorpsi. Aliran produk gas yang memiliki kandungan H2S kurang dari 1 g/scf menggunakan MEA (Monoethanolamine) sebagai absorben.

2.2.4 Blending Proses blending atau pencampuran bertujuan untuk memenuhi spesifikasi produk yang telah ditentukan. Proses pencampuran dilakukan dengan penambahan zat aditif atau dengan pencampuran dua produk yang berbeda spesifikasinya. Contoh proses pencampuran adalah penambahan TEL (Tetra Ethyl Lead) untuk meningkatkan angka oktan bensin atau pencampuran HOMC (High Octane Mogas Component) dengan nafta untuk menghasilkan bahan bakar premium dengan angka oktan yang memenuhi spesifikasi produk.

2.3 Pengertian Manajemen

Kata manajemen berasal dari bahasa Italia yaitu maneggiare yang berarti "mengendalikan," terutamanya "mengendalikan kuda" yang berasal dari bahasa latin manus yang berati "tangan". Kata ini mendapat pengaruh dari bahasa Perancis manège yang berarti "kepemilikan kuda". Bahasa Prancis lalu mengadopsi kata ini dari bahasa Inggris menjadi ménagement, yang memiliki arti seni melaksanakan dan mengatur. Manajemen belum memiliki definisi yang mapan dan diterima secara universal. Mary Parker Follet, mendefinisikan manajemen sebagai seni Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

19


menyelesaikan pekerjaan melalui orang lain. Definisi ini berarti bahwa seorang manajer bertugas mengatur dan mengarahkan orang lain untuk mencapai tujuan organisasi. Ricky W. Griffin mendefinisikan manajemen sebagai sebuah proses perencanaan, pengorganisasian, pengkoordinasian, dan pengontrolan sumber daya untuk mencapai sasaran (goals) secara efektif dan efesien. Efektif berarti bahwa tujuan dapat dicapai sesuai dengan perencanaan, sementara efisien berarti bahwa tugas yang ada dilaksanakan secara benar, terorganisir, dan sesuai dengan jadwal.

2.3.1 Teori Manajemen

1.Manajemen ilmiah Manajemen ilmiah, atau dalam bahasa Inggris disebut scientific management, pertama kali dipopulerkan oleh Frederick Winslow Taylor dalam bukunya yang berjudul Principles of Scientific Management pada tahun 1911. Dalam bukunya itu, Taylor mendeskripsikan manajemen ilmiah adalah "penggunaan metode ilmiah untuk menentukan cara terbaik dalam menyelesaikan suatu pekerjaan." Beberapa penulis seperti Stephen Robbins menganggap tahun terbitnya buku ini sebagai tahun lahirya teori manajemen modern. Ide tentang penggunaan metode ilmiah muncul ketika Taylor merasa kurang puas dengan ketidakefesienan pekerja di perusahaannya. Ketidakefesienan itu muncul karena mereka menggunakan berbagai macam teknik yang berbeda untuk pekerjaan yang sama—nyaris tak ada standar kerja di sana. Selain itu, para pekerja cenderung menganggap gampang pekerjaannya. Taylor berpendapat bahwa hasil dari para pekerja itu hanyalah sepertiga dari yang seharusnya. Taylor kemudian, selama 20 tahun, berusaha keras mengoreksi keadaan tersebut dengan menerapkan metode ilmiah untuk menemukan sebuah "teknik paling baik" dalam menyelesaikan tiap-tiap pekerjaan. Berdasarkan pengalamannya itu, Taylor membuat sebuah pedoman yang jelas tentang cara meningkatkan efesiensi produksi. Pedoman tersebut adalah: 1. Kembangkanlah suatu ilmu bagi tiap-tiap unsur pekerjaan seseorang, yang akan menggantikan metode lama yang bersifat untung-untungan.


20


2. Secara

ilmiah,

pilihlah

dan

kemudian

latihlah,

ajarilah,

atau

kembangkanlah pekerja tersebut. 3. Bekerja samalah secara sungguh-sungguh dengan para pekerja untuk menjamin bahwa semua pekerjaan dilaksanakan sesuai dengan prinsipprinsip ilmu yang telah dikembangkan tadi. 4. Bagilah pekerjaan dan tanggung jawab secara hampir merata antara manajemen dan para pekerja. Manajemen mengambil alih semua pekerjaan yang lebih sesuai baginya daripada bagi para pekerja. Pedoman ini mengubah drastis pola pikir manajemen ketika itu. Jika sebelumnya pekerja memilih sendiri pekerjaan mereka dan melatih diri semampu mereka, Taylor mengusulkan manajemenlah yang harus memilihkan pekerjaan dan melatihnya. Manajemen juga disarankan untuk mengambil alih pekerjaan yang tidak sesuai dengan pekerja, terutama bagian perencanaan, pengorganisasian, penggerakan, dan pengontrolan. Hal ini berbeda dengan pemikiran sebelumnya di mana pekerjalah yang melakukan tugas tersebut. Manajemen ilmiah kemudian dikembangkan lebih jauh oleh pasangan suami-istri Frank dan Lillian Gilbreth. Keduanya tertarik dengan ide Taylor setelah mendengarkan ceramahnya pada sebuah pertemuan profesional. Keluarga Gilbreth berhasil menciptakan mikronometer yang dapat mencatat setiap gerakan yang dilakukan oleh pekerja dan lamanya waktu yang dihabiskan untuk melakukan setiap gerakan tersebut. Gerakan yang sia-sia yang luput dari pengamatan mata telanjang dapat diidentifikasi dengan alat ini, untuk kemudian dihilangkan. Keluarga Gilbreth juga menyusun skema klasifikasi untuk memberi nama tujuh belas gerakan tangan dasar seperti mencari, menggenggam, memegang yang mereka sebut Therbligs (dari nama keluarga mereka, Gilbreth, yang dieja terbalik dengan huruf th tetap). Skema tersebut memungkinkan keluarga Gilbreth menganalisis cara yang lebih tepat dari unsur-unsur setiap gerakan tangan pekerja.

2. Teori administrasi umum Teori administrasi umum atau dalam bahasa Inggris, general theory of administration, adalah teori umum mengenai apa yang dilakukan oleh para Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

21


manajer dan bagaimana cara membentuk praktik manajemen yang baik. Sumbangan penting untuk teori ini datang dari industrialis Perancis Henri Fayol dengan 14 prinsip manajemen-nya dan sosiolog Jerman Max Weber dengan konsep birokrasi—bentuk organisasi yang dicirikan oleh pembagian kerja, hierarki yang didefinisikande dengan jelas, peraturan dan ketetapan rinci, dan sejumlah hubungan impersonal.

3. Pendekatan kuantitatif Pendekatan kuantitatif adalah penggunaan sejumlah teknik kuantitatif, seperti statistik, model optimasi, model informasi, atau simulasi komputer untuk membantu

manajemen

dalam

mengambil

keputusan.

Sebagai

contoh,

pemrograman linear digunakan para manajer untuk membantu mengambil kebijakan pengalokasian sumber daya, analisis jalur krisis (Critical Path Analysis) dapat digunakan untuk membuat penjadwalan kerja yang lebih efesien, model kuantitas pesanan ekonomi (economic order quantity model) membantu manajer menentukan tingkat persediaan optimum. Pengembangan kuantitatif muncul dari pengembangan solusi matematika dan statistik terhadap masalah militer selama Perang Dunia II. Setelah perang berakhir, teknik-teknik matematika dan statistika yang digunakan untuk memecahkan persoalan-persoalan militer itu diterapkan di sektor bisnis. Pelopornya adalah sekelompok perwira militer yang dijuluki "Whiz Kids." Para perwira yang bergabung dengan Ford Motor Company pada pertengahan 1940-an ini menggunakan metode statistik dan model kuantitatif untuk memperbaiki pengambilan keputusan di Ford.

4. Kajian Hawthorne Kajian Hawthrone adalah serangkaian kajian yang dilakukan pada tahun 1920-an hingga 1930-an. Kajian ini awalnya bertujuan mempelajari pengaruh berbagai macam tingkat penerangan lampu terhadap produktivitas kerja. Kajian dilakukan di Western Electric Company Works di Cicero, Illenois. Uji coba dilaksanakan dengan membagi karyawan ke dalam dua kelompok, yaitu kelompok kontrol dan kelompok eksperimen. Kelompok eksperimen dikenai Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

22


berbagai macam intensitas penerangan sementara kelompok kontrol bekerja di bawah intensitas penerangan yang tetap. Para peneliti mengharapkan adanya perbedaan jika intensitas cahaya diubah. Namun, mereka mendapatkan hasil yang mengejutkan, baik tingkat cahaya itu dinaikan maupun diturunkan, output pekerja meningkat daripada biasanya. Para peneliti tidak dapat menjelaskan apa yang mereka saksikan, mereka hanya dapat menyimpulkan bahwa intensitas penerangan tidak berhubungan langsung dengan produktivitas kelompok dan sesuatu yang lain pasti telah menyebabkan hasil itu. Pada tahun 1927, Profesor Elton Mayo dari Harvard beserta rekanrekannya diundang untuk bergabung dalam kajian ini. Mereka kemudian melanjutkan penelitian tentang produktivitas kerja dengan cara-cara yang lain, misalnya dengan mendesain ulang jabatan, mengubah lamanya jam kerja dan hari kerja dalam seminggu, memperkenalkan periode istirahat, dan menyusun rancangan upah individu dan rancangan upah kelompok. Penelitian ini mengindikasikan

bahwa

ternyata

insentif-insentif

di

atas

lebih

sedikit

pengaruhnya terhadap output pekerja dibandingkan dengan tekanan kelompok, penerimaan

kelompok,

serta

rasa

aman

yang

menyertainya.

Peneliti

menyimpulkan bahwa norma-norma sosial atau standar kelompok merupakan penentu utama perilaku kerja individu. Kalangan akademisi umumnya sepakat bahwa Kajian Hawthrone ini memberi dampak dramatis terhadap arah keyakinan manajemen terhadap peran perilaku manusia dalam organisasi. Elton Mayo menyimpulkan bahwa: 

perilaku dan sentimen memiliki kaitan yang sangat erat



pengaruh kelompok sangat besar dampaknya pada perilaku individu



standar kelompok menentukan hasil kerja masing-masing karyawan



uang tidak begitu menjadi faktor penentu output bila dibandingkan dengan standar kelompok, sentimen kelompok, dan rasa aman. Kesimpulan-kesimpulan itu berakibat pada penekanan baru terhadap faktor

perilaku manusia sebagai penentu berfungsi atau tidaknya organisasi, dan pencapaian sasaran organisasi tersebut.


23


a.

Fungsi Manajemen Fungsi manajemen adalah elemen-elemen dasar yang akan selalu ada dan

melekat di dalam proses manajemen yang akan dijadikan acuan oleh manajer dalam melaksanakan kegiatan untuk mencapai tujuan. Fungsi manajemen pertama kali diperkenalkan oleh seorang industrialis Perancis bernama Henry Fayol pada awal abad ke-20. Ketika itu, ia menyebutkan lima fungsi manajemen, yaitu merancang, mengorganisir, memerintah, mengordinasi, dan mengendalikan. Namun saat ini, kelima fungsi tersebut telah diringkas menjadi empat, yaitu: 1. Perencanaan (planning) Perencanan adalah memikirkan apa yang akan dikerjakan dengan sumber yang dimiliki.

Perencanaan

dilakukan

untuk

menentukan

tujuan

perusahaan secara keseluruhan dan cara terbaik untuk memenuhi tujuan itu. Manajer mengevaluasi berbagai rencana alternatif sebelum mengambil tindakan dan kemudian melihat apakah rencana yang dipilih cocok dan dapat digunakan untuk memenuhi tujuan perusahaan. Perencanaan merupakan proses terpenting dari semua fungsi manajemen karena tanpa perencanaan, fungsi-fungsi lainnya tak dapat berjalan. 2. Pengorganisasian (organizing) Pengorganisasian dilakukan dengan tujuan membagi suatu kegiatan besar menjadi

kegiatan-kegiatan

yang

lebih

kecil.

Pengorganisasian

mempermudah manajer dalam melakukan pengawasan dan menentukan orang yang dibutuhkan untuk melaksanakan tugas-tugas yang telah dibagibagi tersebut. Pengorganisasian dapat dilakukan dengan cara menentukan tugas apa yang harus dikerjakan, siapa yang harus mengerjakannya, bagaimana tugas-tugas tersebut dikelompokkan, siapa yang bertanggung jawab atas tugas tersebut, pada tingkatan mana keputusan harus diambil. 3. Menggerakkan (Actuating) Menggerakkan atau Actuating adalah suatu tindakan untuk mengusahakan agar semua anggota kelompok berusaha untuk mencapai sasaran sesuai dengan perencanaan manajerial dan usaha-usaha organisasi. Jadi actuating artinya adalah menggerakkan orang-orang agar mau bekerja dengan sendirinya atau penuh kesadaran secara bersama-sama untuk mencapai Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

24


tujuan yang dikehendaki secara efektif. Dalam hal ini yang dibutuhkan adalah kepemimpinan (leadership). 4. Pengawasan (Controling) Pengawasan merupakan tindakan seorang manajer untuk menilai dan mengendalikan jalannya suatu kegiatan yang mengarah demi tercapainya tujuan yang telah ditetapkan.

b. Sarana Manajemen Untuk mencapai tujuan yang telah ditentukan diperlukan alat-alat sarana (tools). Tools merupakan syarat suatu usaha untuk mencapai hasil yang ditetapkan. Tools tersebut dikenal dengan 6M, yaitu men, money, materials, machines, method, dan markets. 1.

Man (Sumber Daya Manusia) Dalam

manajemen,

faktor

manusia

adalah

yang

paling

menentukan. Manusia yang membuat tujuan dan manusia pula yang melakukan proses untuk mencapai tujuan. Tanpa ada manusia tidak ada proses kerja, sebab pada dasarnya manusia adalah makhluk kerja. Oleh karena itu, manajemen timbul karena adanya orang-orang yang berkerja sama untuk mencapai tujuan. 2. Money (Uang) Uang merupakan salah satu unsur yang tidak dapat diabaikan. Uang merupakan alat tukar dan alat pengukur nilai. Besar-kecilnya hasil kegiatan dapat diukur dari jumlah uang yang beredar dalam perusahaan. Oleh karena itu uang merupakan alat (tools) yang penting untuk mencapai tujuan karena segala sesuatu harus diperhitungkan secara rasional. Hal ini akan berhubungan dengan berapa uang yang harus disediakan untuk membiayai gaji tenaga kerja, alat-alat yang dibutuhkan dan harus dibeli serta berapa hasil yang akan dicapai dari suatu organisasi. 3.

Materials (Bahan) Materi terdiri dari bahan setengah jadi (raw material) dan bahan jadi. Dalam dunia usaha untuk mencapai hasil yang lebih baik, selain manusia yang ahli dalam bidangnya juga harus dapat menggunakan


25


bahan/materi-materi sebagai salah satu sarana. Sebab materi dan manusia tidaki dapat dipisahkan, tanpa materi tidak akan tercapai hasil yang dikehendaki. 4.

Machines (mesin) Dalam kegiatan perusahaan, mesin sangat diperlukan. Penggunaan mesin akan membawa kemudahan atau menghasilkan keuntungan yang lebih besar serta menciptakan efesiensi kerja.

5. Methods (metode) Dalam pelaksanaan kerja diperlukan metode-metode kerja. Suatu tata cara kerja yang baik akan memperlancar jalannya pekerjaan. Sebuah metode daat dinyatakan sebagai penetapan cara pelaksanaan kerja suatu tugas dengan memberikan berbagai pertimbangan-pertimbangan kepada sasaran, fasilitas-fasilitas yang tersedia dan penggunaan waktu, serta uang dan kegiatan usaha. Perlu diingat meskipun metode baik, sedangkan orang yang melaksanakannya tidak mengerti atau tidak mempunyai pengalaman maka hasilnya tidak akan memuaskan. Dengan demikian, peranan utama dalam manajemen tetap manusianya sendiri. 6.

Market (Pemasaran) Memasarkan produk sudah barang tentu sangat penting sebab bila barang yang diproduksi tidak laku, maka proses produksi barang akan berhenti. Artinya, proses kerja tidak akan berlangsung. Oleh sebab itu, penguasaan pasar dalam arti menyebarkan hasil produksi merupakan faktor menentukan dalam perusahaan. Agar pasar dapat dikuasai maka kualitas dan harga barang harus sesuai dengan selera konsumen dan daya beli (kemampuan) konsumen.

c.

Prinsip Manajemen Prinsip-prinsip dalam manajemen bersifat lentur dalam arti bahwa perlu

dipertimbangkan sesuai dengan kondisi-kondisi khusus dan situasi-situasi yang berubah. Menurut Henry Fayol, seorang pencetus teori manajemen yang berasal dari Perancis, prinsip-prinsip umum manajemen ini terdiri dari: 1. Pembagian kerja (Division of work) Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

26


2. Wewenang dan tanggung jawab (Authority and responsibility) 3. Disiplin (Discipline) 4. Kesatuan perintah (Unity of command) 5. Kesatuan pengarahan (Unity of direction) 6. Mengutamakan kepentingan organisasi di atas kepentingan sendiri 7. Penggajian pegawai 8. Pemusatan (Centralization) 9. Hirarki (tingkatan) 10. Ketertiban (Order) 11. Keadilan dan kejujuran 12. Stabilitas kondisi karyawan 13. Prakarsa (Inisiative) 14. Semangat kesatuan, semangat korps

d.

Bidang Manajemen

1. Manajemen Produksi Produksi adalah penciptaan atau penambahan faedah, bentuk, waktu dan tempat atas faktor-faktor produksi sehingga lebih bermanfaat bagi pemenuhan kebutuhan manusia. Dalam melakukan kegiatan produksi ada berbagai faktor yang harus dikelola yang sering disebut sebagai faktor – faktor produksi yaitu :  Material atau bahan  Mesin atau peralatan  Manusia atau karyawan  Modal atau uang Dengan

demikian

manajemen

operasi

berkaitan

dengan

pengelolaan faktor – faktor produksi sedemikian rupa sehingga keluaran (output) yang dihasilkan sesuai dengan permintaan konsumen baik kualitas, harga maupun waktu penyampaiannya. Sekilas telah disebutkan dari uraian di atas bahwa manajemen produksi operasi bertanggung jawab atas dihasilkannya keluaran (output) baik yang berupa produk maupun jasa Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

27


yang sesuai dengan permintaan dan kebutuhan konsumen dengan kualitas yang baik dan harga yang terjangkau serta disampaikan tepat pada waktunya. Bertitik tolak dari tanggung jawab ini maka ukuran kinerja suatu sistem operasi dapat diukur dari : 

Ongkos Produksi Bila dikaitkan dengan tujuan suatu sistem usaha, maka ukuran kinerja sering diukur dengan keuntungan yang dapat dicapai, namun seperti diuraikan diatas bahwa sistem produksi hanyalah salah satu dari sub sistem yang ada dalam suatu sistem usaha, sehingga untuk mengukur seberapa besar kontribusi sistem operasi di dalam pencapaian keuntungan bukanlah hal yang mudah. Oleh sebab itu untuk mengukur kinerja sistem produksi diambil ukuran waktu operasi tertentu (biasanya dalam waktu satu tahun) Ongkos produksi ini meliputi semua biaya yang dikeluarkan untuk menghasilkan produk / jasa ketangan konsumen. Dengan ongkos produksi yang murah diharapkan bahwa produk / jasa dapat dipasarkan dengan harga yang dapat dijangkau oleh konsumen



Kualitas Produk / Jasa. Kenyataan menunjukan bahwa konsumen tidak hanya memilih produk/jasa yang harganya murah namun juga produk/jasa yang berkualitas, oleh sebab itu baik buruknya suatu sistem produksi juga diukur dari kualitas produk/jasa yang dihasilkan. Ukuran kualitas produk yang dimaksudkan disini tentunya yang disesuaikan dengan selera konsumen bukan ukuran kualitas secara teknologi semata



Tingkat Pelayanan Bagi konsumen untuk menilai baik buruknya suatu sistem produksi / operasi lebih dinilai dari pelayanan yang dapat diberikan oleh system produksi kepada konsumen itu sendiri. Berbicara mengenai tingkat pelayanan (service level) merupakan ukuran yang tidak mudah untuk diukur, sebab banyak dipengaruhi oleh faktor – faktor kualitatif, walaupun demikian beberapa ukuran obyektif yang sering digunakan antara lain :


28


 Ketersediaan (availability) dan kemudahan untuk mendapatkan produk / jasa.  Kecepatan

pelayanan

baik

yang

berkaitan

dengan

waktu

pengiriman (delivery time) maupun waktu pemrosesan (processing time) Agar dapat dicapai kinerja sistem operasi diatas maka seorang manajer produksi / operasi dituntut untuk mempunyai sedikitnya dua kompetensi, yaitu  Kompetensi Teknikal yaitu kompetensi yang berkaitan dengan pemahaman atas teknologi proses produksi dan pengetahuan atas jenis – jenis pekerjaan yang harus dikelola. Tanpa memiliki kompetensi teknikal ini maka seorang manajer produksi / operasi tidak akan mengerti apa yang sebenarnya harus diperbuat  Kompetensi Manajerial yaitu kompetensi yang berkaitan dengan pengetahuan yang berkaitan dengan pengelolaan sumber – sumber daya (faktor – faktor produksi) serta kemampuan untuk bekerja sama dengan orang lain. Kompetensi ini sangat diperlukan mengingat penguasaan pengelolaan atas faktor -– faktor produksi serta menjalin koordinasi dan kerjasama dengan fungsi – fungsi lain yang ada didalam suatu unit usaha merupakan keharusan yang tak dapat dihindarkan.

2. Manajemen Operasional Operasional merupakan salah satu fungsi utama yang harus ada dalam suatu organisasi. Mengelola organisasi yang berorientasi bisnis baik di sector barang maupun jasa harus berorientasi pada efektifitas dan efisiensi, oleh karena itu dalam hal fungsi operasional memerlukan pengelolaan yang tepat. Manajemen operasional dapat diartikan sebagai rangkaian kegiatan atau aktifitas yang menciptakan nilai produk baik berupa barang maupun jasa melalui proses transformasi input menjadi output. Aktifitas tersebut berlaku untuk berbagai macam produsen barang seperti elektronik, otomotif, demikian pula


29


berlaku juga bagi produsen jasa seperti media masa, hiburan, pendidikan, konsultan.

3. Manajemen Proses Manajemen

proses

adalah

rangkaian

aktivitas

perencanaan

dan

pengawasan kinerja suatu proses, terutama proses bisnis. Manajemen proses mengaplikasikan pengetahuan, ketrampilan, peralatan, teknik, serta sistem untuk mendefinisikan, memvisualisasikan, mengukur, mengontrol, melaporkan, dan memperbaiki proses dengan tujuan untuk meningkatkan keuntungan atau laba.

4. Manajemen Sumber Daya Manusia Manajemen sumber daya manusia (MSDM) adalah suatu ilmu atau cara bagaimana mengatur hubungan dan peranan sumber daya (tenaga kerja) yang dimiliki oleh individu secara efisien dan efektif serta dapat digunakan secara maksimal sehingga tercapai tujuan (goal) bersama perusahaan, karyawan dan masyarakat menjadi maksimal. MSDM didasari pada suatu konsep bahwa setiap karyawan adalah manusia bukan mesin dan bukan semata menjadi sumber daya bisnis. Kajian MSDM menggabungkan beberapa bidang ilmu seperti psikologi, sosiologi, dll. Manajemen sumber daya manusia juga menyangkut desain dan implementasi sistem perencanaan, penyusunan karyawan, pengembangan karyawan, pengelolaan karier, evaluasi kinerja, kompensasi karyawan dan hubungan ketenagakerjaan yang baik. Manajemen sumber daya manusia melibatkan semua keputusan dan praktek manajemen yang mempengaruhi secara lansung sumber daya manusianya. Manajemen Sumber Daya Manusia diperlukan untuk meningkatkan efektivitas sumber daya manusia dalam organisasi. Tujuannya adalah memberikan kepada organisasi satuan kerja yang efektif. Untuk mencapai tujuan ini, studi tentang manajemen personalia akan menunjukkan bagaimana seharusnya perusahaan mendapatkan, mengembangkan, menggunakan, mengevaluasi, dan memelihara karyawan dalam jumlah (kuantitas) dan tipe (kualitas) yang tepat.


30


5. Manajemen Strategis Manajemen strategis adalah seni dan ilmu penyusunan, penerapan, dan pengevaluasian keputusan-keputusan lintas fungsional yang dapat memungkinkan suatu perusahaan mencapat sasarannya. Manajemen strategis adalah proses penetapan tujuan organisasi, pengembangan kebijakan dan perencanaan untuk mencapai sasaran tersebut, serta mengalokasikan sumber daya untuk menerapkan kebijakan dan merencanakan pencapaian tujuan organisasi. Manajemen strategis mengkombinasikan aktivitas-aktivitas dari berbagai bagian fungsional suatu bisnis untuk mencapai tujuan organisasi. Manajemen strategis merupakan aktivitas manajemen tertinggi yang biasanya disusun oleh dewan direktur dan dilaksanakan oleh CEO serta tim eksekutif

organisasi

tersebut.

Manajemen

strategis

memberikan

arahan

menyeluruh untuk perusahaan dan terkait erat dengan bidang perilaku organisasi.

6. Manajemen Risiko Manajemen risiko adalah suatu pendekatan terstruktur/metodologi dalam mengelola ketidakpastian yang berkaitan dengan ancaman; suatu rangkaian aktivitas manusia termasuk: Penilaian risiko, pengembangan strategi untuk mengelolanya

dan

mitigasi

risiko

dengan

menggunakan

pemberdayaan/pengelolaan sumberdaya. Strategi yang dapat diambil antara lain adalah memindahkan risiko kepada pihak lain, menghindari risiko, mengurangi efek negatif risiko, dan menampung sebagian atau semua konsekuensi risiko tertentu. Manajemen risiko tradisional terfokus pada risiko-risiko yang timbul oleh penyebab fisik atau legal (seperti bencana alam atau kebakaran, kematian, serta tuntutan hukum. Manajemen risiko keuangan, di sisi lain, terfokus pada risiko yang dapat dikelola dengan menggunakan instrumen-instrumen keuangan. Sasaran dari pelaksanaan manajemen risiko adalah untuk mengurangi risiko yang berbeda-beda yang berkaitan dengan bidang yang telah dipilih pada tingkat yang dapat diterima oleh masyarakat. Hal ini dapat berupa berbagai jenis ancaman yang disebabkan oleh lingkungan, teknologi, manusia, organisasi dan politik. Di sisi lain pelaksanaan risk manajemen melibatkan segala cara yang


31


tersedia bagi manusia, khususnya, bagi entitas manajemen risiko (manusia, staff, dan organisasi).

7. Manajemen Keuangan Manajemen keuangan dapat didefinisikan dari tugas dan tanggung jawab manajer keuangan. Tugas pokok manajemen keuangan antara lain meliputi keputusan tentang investasi, pembiayaan kegiatan usaha dan pembagian deviden suatu perusahaan, dengan demikian tugas manajer keuangan adalah merencanakan untuk memaksimumkan nilai perusahaan. Kegiatan penting lainnya yang harus dilakukan manajer keuangan menyangkut empat aspek yaitu : 1. Manajer keuangan harus bekerjasama dengan para manajer lainnya yang bertanggung jawab atas perencanaan umum perusahaan. 2. Manajer keuangan harus memusatkan perhatian pada berbagai keputusan investasi dan pembiayaan, serta segala hal yang berkaitan dengannya. 3. Manajer keuangan harus bekerjasama dengan para manajer di perusahaan agar perusahaan dapat beroperasi seefisien mungkin. 4. Manajer keuangan harus mampu menghubungkan perusahaan dengan pasar keuangan, di mana perusahaan dapat memperoleh dana dan surat berharga perusahaan dapat diperdagangkan. Aspek penting lain dari tujuan perusahaan dan tujuan manajemen keuangan adalah pertimbangan terhadap tanggung jawab sosial yang dapat dilihat dari empat segi yaitu : 1.

Jika manajemen keuangan menuju pada maksimalisasi harga saham, maka diperlukan manajemen yang baik dan efisien sesuai dengan permintaan konsumen.

2. Perusahaan yang berhasil selalu menempatkan efisiensi dan inovasi sebagai prioritas, sehingga menghasilkan produk baru, penemuan teknologi baru dan perluasan lapangan pekerjaan. 3.

Faktor-faktor luar seperti pencemaran lingkungan, jaminan keamanan produk dan keselamatan kerja menjadi lebih penting untuk


32


dipertimbangkan. Fluktuasi di semua tingkat kegiatan bisnis dan perubahan-perubahan yang terjadi pada kondisi pasar keuangan merupakan aspek penting dari lingkungan luar. 4. Kerjasama antara industri dan pemerintah sangat diperlukan untuk menciptakan peraturan yang mengatur perilaku perusahaan, dan sebaliknya perusahaan mematuhi peraturan tersebut. Tujuan perusahaan pada dasarnya adalah memaksimumkan nilai perusahaan dengan pertimbangan teknis sebagai berikut : 1. Memaksimumkan memaksimumkan

nilai laba,

bermakna karena

lebih

luas

memaksimumkan

nilai

daripada berarti

mempertimbangkan pengaruh waktu terhadap nilai uang. 2. Memaksimumkan nilai berarti mempertimbangkan berbagai resiko terhadap arus pendapatan perusahaan. 3. Mutu dari arus dana yang diharapkan diterima di masa yang akan datang mungkin beragam.

8. Manajemen Pemasaran Manajemen Pemasaran adalah salah satu kegiatan-kegiatan pokok yang dilakukan oleh perusahaan untuk mempertahankan kelangsungan perusahaannya, untuk berkembang, dan untuk mendapatkan laba. Proses pemasaran itu dimulai jauh sejak sebelum barang-barang diproduksi, dan tidak berakhir dengan penjualan. Kegiatan pemasaran perusahaan harus juga memberikan kepuasan kepada konsumen jika menginginkan usahanya berjalan terus, atau konsumen mempunyai pandangan yang lebih baik terhadap perusahaan. Secara

definisi,

Manajemen

Pemasaran

adalah

penganalisaan,

perencanaan, pelaksanaan, dan pengawasan program-program yang bertujuan menimbulkan pertukaran dengan pasar yang dituju dengan maksud untuk mencapai tujuan perusahaan (Kotler, 1980). Sebagai falsafah bisnis, konsep pemasaran bertujuan memberikan kepuasan terhadap keinginan dan berorientasi kepada kebutuhan konsumen. Hal ini secara asasi berbeda dengan falsafah bisnis terdahulu yang berorientasi pada produk, dan penjualan. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

33


Tiga unsur konsep pemasaran: 1. Orientasi pada Konsumen 2. Penyusunan kegiatan pemasaran secara integral 3. Kepuasan Konsumen

a.

Manajer Manajer adalah seseorang yang bekerja melalui orang lain dengan

mengoordinasikan kegiatan-kegiatan mereka guna mencapai sasaran organisasi. Pada organisasi berstruktur tradisional, manajer sering dikelompokan menjadi manajer puncak, manajer tingkat menengah, dan manajer lini pertama (biasanya digambarkan dengan bentuk piramida, di mana jumlah karyawan lebih besar di bagian bawah daripada di puncak). Berikut ini adalah tingkatan manajer mulai dari bawah ke atas: 1.

Manejemen lini pertama (first-line management), dikenal pula dengan istilah manajemen operasional, merupakan manajemen tingkatan paling rendah yang bertugas memimpin dan mengawasi karyawan non-manajerial yang terlibat dalam proses produksi. Mereka sering disebut penyelia (supervisor), manajer shift, manajer area, manajer kantor, manajer departemen, atau mandor (foreman).

2.

Manajemen tingkat menengah (middle management), mencakup semua manajemen yang berada di antara manajer lini pertama dan manajemen puncak dan bertugas sebagai penghubung antara keduanya. Jabatan yang termasuk manajer menengah di antaranya kepala bagian, pemimpin proyek, manajer pabrik, atau manajer divisi.

3.

Manajemen puncak (top management), dikenal pula dengan istilah executive officer. Bertugas merencanakan kegiatan dan strategi perusahaan secara umum dan mengarahkan jalannya perusahaan. Contoh top manajemen adalah CEO (Chief Executive Officer), CIO (Chief Information Officer), dan CFO (Chief Financial Officer).

Meskipun demikian, tidak semua organisasi dapat menyelesaikan pekerjaannya dengan menggunakan bentuk piramida tradisional ini. Misalnya Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

34


pada organisasi yang lebih fleksibel dan sederhana, dengan pekerjaan yang dilakukan oleh tim karyawan yang selalu berubah, berpindah dari satu proyek ke proyek lainnya sesuai dengan dengan permintaan pekerjaan. Henry Mintzberg, seorang ahli riset ilmu manajemen, mengemukakan bahwa ada sepuluh peran yang dimainkan oleh manajer di tempat kerjanya. Ia kemudian mengelompokan kesepuluh peran itu ke dalam tiga kelompok, yaitu:

1. Peran antarpribadi. Peran antarpribadi merupakan peran yang melibatkan orang dan kewajiban lain, yang bersifat seremonial dan simbolis. Peran ini meliputi peran sebagai figur untuk anak buah, pemimpin, dan penghubung. 2. Peran informasional. Peran informasional meliputi peran manajer sebagai pemantau dan penyebar informasi, serta peran sebagai juru bicara. 3. Peran pengambilan keputusan. Yang termasuk dalam kelompok ini adalah peran sebagai seorang wirausahawan, pemecah masalah, pembagi sumber daya, dan perunding.

Mintzberg kemudian menyimpulkan bahwa secara garis besar, aktivitas yang dilakukan oleh manajer adalah berinteraksi dengan orang lain. Robert L. Katz pada tahun 1970-an mengemukakan bahwa setiap manajer membutuhkan minimal tiga keterampilan dasar. Ketiga keterampilan tersebut adalah: 1. Keterampilan konseptual (conceptional skill) Manajer tingkat atas (top manager) harus memiliki keterampilan untuk membuat konsep, ide, dan gagasan demi kemajuan organisasi. Gagasan atau ide serta konsep tersebut kemudian haruslah dijabarkan menjadi suatu rencana kegiatan untuk mewujudkan gagasan atau konsepnya itu. Proses penjabaran ide menjadi suatu rencana kerja yang kongkret itu biasanya disebut sebagai proses perencanaan atau planning. Oleh karena itu, keterampilan konsepsional juga meruipakan keterampilan untuk membuat rencana kerja.


35


2. Keterampilan berhubungan dengan orang lain (humanity skill) Selain kemampuan konsepsional, manajer juga perlu dilengkapi dengan keterampilan berkomunikasi atau keterampilan berhubungan dengan orang lain, yang disebut juga keterampilan kemanusiaan. Komunikasi yang persuasif harus selalu diciptakan oleh manajer terhadap bawahan yang dipimpinnya. Dengan komunikasi yang persuasif, bersahabat, dan kebapakan akan membuat karyawan merasa dihargai dan kemudian mereka akan bersikap terbuka kepada atasan. Keterampilan berkomunikasi diperlukan, baik pada tingkatan manajemen atas, menengah, maupun bawah. 3. Keterampilan teknis (technical skill) Keterampilan ini pada umumnya merupakan bekal bagi manajer pada tingkat yang lebih rendah. Keterampilan teknis ini merupakan kemampuan untuk menjalankan suatu pekerjaan tertentu, misalnya menggunakan program komputer, akuntansi dan lain-lain.

Selain tiga keterampilan dasar di atas, Ricky W. Griffin menambahkan dua keterampilan dasar yang perlu dimiliki manajer, yaitu: 1. Keterampilan manajemen waktu Merupakan keterampilan yang merujuk pada kemampuan seorang manajer untuk menggunakan waktu yang dimilikinya secara bijaksana. Griffin mengajukan contoh kasus Lew Frankfort dari Coach. Pada tahun 2004, sebagai manajer, Frankfort digaji $2.000.000 per tahun. Jika diasumsikan bahwa ia bekerja selama 50 jam per minggu dengan waktu cuti 2 minggu, maka gaji Frankfort setiap jamnya adalah $800 per jam— sekitar $13 per menit. Dari sana dapat kita lihat bahwa setiap menit yang terbuang akan sangat merugikan perusahaan. Kebanyakan manajer, tentu saja, memiliki gaji yang jauh lebih kecil dari Frankfort. Namun demikian, waktu yang mereka miliki tetap merupakan aset berharga, dan menyianyiakannya berarti membuang – buang uang dan mengurangi produktivitas perusahaan.


36


2. Keterampilan membuat keputusan Merupakan kemampuan untuk mendefinisikan masalah dan menentukan cara terbaik dalam memecahkannya. Kemampuan membuat keputusan adalah yang paling utama bagi seorang manajer, terutama bagi kelompok manajer atas (top manager). Griffin mengajukan tiga langkah dalam

pembuatan

keputusan.

Pertama,

seorang

manajer

harus

mendefinisikan masalah dan mencari berbagai alternatif yang dapat diambil untuk menyelesaikannya. Kedua, manajer harus mengevaluasi setiap alternatif yang ada dan memilih sebuah alternatif yang dianggap paling baik. Dan terakhir, manajer harus mengimplementasikan alternatif yang telah ia pilih serta mengawasi dan mengevaluasinya agar tetap berada di jalur yang benar.

2.4 Inspeksi pengelasan. Insfeksi las merupakan bagian yang sangat penting dari keseluruhan program jaminan mutu las. Insfeksi las mencakup pengujian yang dilakukan tanpa merusak, kajian spesifikasi, desain sambungan, prosedur pembersihan, dan prosedur las. Kualifikasi juru las dilakukan demi menjamin hasil lasan. Kegiatan insfeksi las dibagi menjadi 3 yaitu insfksi sebelum pengelasan, insfeksi pada saat pengelasan, dan insfeksi setelah pengelasan.

2.4.1 Pekerjaan sebelum pengelasan Persiapan dan perencanaan las tidak boleh diabaikan. Banyak masalah pengelasan dapat dihindari pada tahap ini, dibading ketika pengelasan sudah berlangsung dan selesai. Pekerjaan ini antara lain adalah : a. Gambar, kode, dan standar -

Kendali mutu yang dinilai a. Symbol las dan ukuran las ditetapkandengan jelas pada (Apendiks A : terminology dan simbol. b. Desain dan dimensi sambungan las (Apendiks A : terminologi dan simbol) c. Prosedur pengelasan (WPS)


37


d. Dimensi diuraikan dan potensi distorsi. e. Bahan konsumsi las (Apendiks D : Pedoman pilihan logam pengisi yang umum). f. Cara penanganan bahan konsumsi las yaitu penyimpanan dan penanganan bahan habis. g. Persyaratan material ( contoh pengujian takik untuk pemakaian pada suhu rendah) h. Sifat mekani dan syarat pengujian. i. Keperluan syarat pelindung dan penahan angin. j. Persyaratan dan metode Preheating. k. Persyaratan dan metode Post Weld Heat Treatment (PWHT). l. Persyaratan

batas-batas

dan

NDE

(

non-destructive

Examination) m. Persyaratan tambahan: kupon las produksi. n. Persyaratan uji tekan, jika ada. -

Potensi tindakan insfektur a. Mengindentifikasi dan mengklarifikasi detil dan informasi yang hilang. b. Mengindetifikasi

dan

mengklarifikasi

ukuran,

dimensi,

pengujian dan persyaratanlas tambahan yang lain hilang. c. Mengindentifikasi dan mengklarifikasi ketidaksesuaian dengan standar, kode, dan sfesifikasi d. Menggaris bawahi potensi permasalahan las yang tidak disampaikan dalam desain. b. Persyaratan hasil las Mengkaji pekerjaan hasil las dengan orang-orang terlibat dalam pelaksanaan pekerjaan seperti desain engineer, welding engineer, organisasi pengelasan dan organisasi pengelasan. -

Kendali mutu yang harus dinilai a. Kompetensi organisasi las sesuai dengan standar, kode, dan spesifikasi.


38


b. Kompetensi organisasi insfeksi untuk melakukan pekerjaan inspeksi yang telah ditentikan. c. Peran dan tanggungjawab engineer, organisasi las, dan insfektur las. d. Keterlibatan organisasi inspeksi dalam organisasi produksi jelas jelas terbukti. -

Potensi tindakan inspektur : menggarris bawahi kekurangan dan masalah dengan organisasi kepada personal yang tepat

c. Prosedur dan rekaman kualifikasi -

Kendali mutu yang harus dinilai a. WPS dikualifikasi dengan benar dan memenuhi kode, standar, dan spesifikasi yang berlaku intuk pekerjaan las. b. Rekaman kualifikasi prosedur (POR) dilakukan dengan benar dan mendukung WPS. c. Kualifikasi juru las memenuhi WPS.

-

Potensi tindakan inspektur a. Mendapatkan WPS dan PQR yang dapatditerima dengan untuk pekerjaan tersebut b. Mengkualifikasi WPS jika perlu dan menyaksikan upaya kualifikasi c. Mengkualifikasi ulang juru las jika perlu dan melihat persentase kualifikasi juru las.

d. Informasi NDE Menegaskan apakah pemeriksaan NDE, Prosedur NDE dan organisasi insfeksi dapat diterima. -

Kendali Mutu yang dinilai Pemeriksaan NDE disertifikasi, prosedur NDE terkini dan akurat, kalibrasi perlatan terkini.

-

Potensi dan tindakan inspektur Mengindetifikasi dan memperbaiki kekurangan sertifikasi dan prosedur.


39


-

Mendapatkan peralatan yang terkalibrasi.

e. Peralatan dan instrument las Menegaskan peralatan dan instrument las terkalibrasi berfungsi. -

Kendali mutu a. Kalibrasi mesin las yang terkini. b. instrument las seperti ammeter, voltmeter,dll. c. Tempat penyimpan bahan konsumsi las, penunjuk suhu jelas.

-

Potensi tindakan inspektur. a. Mengkalibrasi ulang peralatan dan instrument. b. Mengganti jika ada instrument yang rusak.

f. Perlakuan panas dan uji tekan Memastikan bahwa prosedur dan peralatan terkait perlakuan panas dan uji tekan yang dapatditerima. -

Kendali mutu yang dinilai a. Prosedur perlakuan panas ada dan sesuai ( API 577 lihat 10.6) b. Prosedur uji tekan ada dan berisi penjelasan lengkap mencapai persyaratan uji (API 510, 570, API RP 574 dan ASME B31.3 c. Kalibrasi peralatan PWHT yang terkini, d. Peralatan dan alat ukur uji tekan terkalibrasi dan memenuhi syarat yang sesuai.

-

Potensi tindakan inspektur Mengindentifikasi dan memperbaiki kekuranagn prosedur serta mengkalibrasi.

g. Material Memastika semua logam pengisi, material dasar dan material backingring ditandai dan diindentifikasi dengan benar. -

Kendali mutu yang dinilai a. Sertifikasi uji material ada dan ditandai dengan benar (termaksud backing ring jika perlu).


40


b. Tanda elektrodalebel kawat polos, indentifikasi pada gulungan kawat, dll sesuai dengan yang ditetapkan. c. Tanda pada logam pengisi dapat ditelusuri hingga ke sertifikasi bahan pengisi. d. Tanda pada logam dasar dapat ditelusuri hingga ke sertifikasi bahan. e. Dilakukan perekaman informasi kemamputelusuran bahan pengisi dan logam dasar. f. Cap pada logam dasar bertekanan rendah dan tidak merusak komponen. g. Strip cat kode warna sudah benar untuk bahan konstruksi tersebut.. -

Potensi tindakan inspektur a. Menolak bahan yang tidak dapat ditelusuri atau ditandai dengan benar. b. Menolak bahan yang tidak sesuai.

h. Persiapan las -

Kendali mutu a. Permukaan lasan harus bebas dari kotoran dan cacat pada logam dasar seperti laminasi dan retakan. b. Pre pemanasan jika perlu, dilakukan untuk pemotongan termal c. Perlakuan pemanasan untuk meghilangkan hydrogen. d.

sambungan las bebas dari kerak oksida, sulfida, residu hidrokarbo, dan bentukan las yang berlebihan.

e. Jenis sambungan las, sudut sorong, muka akar dan renganggan yang benar. f. Kelurusan dan ketidak sesuaian dapat diterima. g. Dimensi material dasar, logam pengisi, sambungan las yang benar. h. Lasan soket pipa memiliki keterangan yang benar. -

Potensi tindakan inspektur


41


Menolak bahan atau memperbaiki kekurangan. i. Pre-pemanasan. Memastikan peralatan dan suhu pre-pemanasan. -

Kendali mutu yang harus dinilai a. Peralatan dan teknik pre pemanasan dapat diterima. b. Cakupan dan suhu pre-pemanasan dapat diterima. c. Pemanasan ulang, jika perlu dipakai pada operasi pemotongan termal. d. Pra-pemanasan dipakai jika perlu dipakai untuk menghilangkan lembab.

-

Potensi dan tindakan inspektur Mengidentifikasi dan memperbaiki kekurangan dalam prapemanasan.

j. Bahan konsumsi las. Memastikan elektroda, kawat pengisi, fluks dan gas sesuai spesifikasi dan dapat diterima. -

Kendali mutu yang harus dinilai a. Jenis dan ukuran logan pengisi benar sesuai prosedur. b. Logam pengisiditangani dan disimpan denganbenar. c. Logam pengisi bebas dari kotoran d. Elektroda bersalut tidak rusak dan basah. e. Komposisi gas sudah benar dan memenuhi syarat kemurnian. f. ,saluran buang gas pelindung dan pembersi secara teratur dilepas gasnya untuk mencegah masuknya udara.

-

Potensi dan tindakan inspektur a. Menolak bahan yang tidak sesuai. b. Mengidentifikasi dan memperbaiki yang tidak sesuai.

2.4.2 Pekerjaan selama pengelasan Inspeksi pengelasan selama kegiatan pengelasan mencakup parameter audit untuk memverifikasi pengelasan sesuai dengan prosedur. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

42


a. Jaminan mutu. -

Kendali mutu a. Juru las bertanggung jawab atas hasil mutu lasan. b. Juru las harus memenuhi persyaratan kualifikasi. c. Juru las mengerti prosedur dan persyaratan las pekerjaan tersebut. d. Juru las mengerti batas-batas inspeksi.

-

Potensi tindakan inspektur Mengkaji kinerja juru las ( API 577 Apendik B).

b. Parameter dan teknik pengelasan Memriksa apakah parameter dan teknik las didukung dengan WPS dan WPQ. -

Kendali mutu Variabel utama las : a. Bahan pengisi, fluks, laju alur gas inert. b. Teknik pembersihan laju alir, analisis O2,dll. c. Pre pemanasan jika perlu. d. Tekik las, pergerakan maju las, penumpukan manic las, dll. e. Peralatan penyetelan seperti amperemeter, voltmeter dan umpan kawat. f. Suhu pemanasan dan interpass. g. Kecepatan las. h. Masukan panas jika perlu.

Contoh hasil lasan yang memenuhi juru las dan welding engineer. Juru las menunjukkan keyakinan dan patuh pada praktek las yang benar. -

Potensi tindakan inspektur a. Mengkaji hasil contoh lasan dengan welding engineer. b.

Mengkaji mutu juru las dengan organisasi pengelasan.

c. Pemeriksaan hail las -

Kendali mutu yang harus dinilai


43


a. Mutu las ikat yang akan disatukan pada lasan dapat diterima. b. Akar lasan penetrasinya cukup dan bermutu. c. Pembersihan antar lintasan las dan permukaan backgouged dapat diterima. d. NDE tambahan dilakukan antar lintasan las dan permukaan back-gouged agar menunjukan hasil yang dapat diterima. e. Pengerjaan ulang dalan proses penghilangan cacat berhasil dilakukan. f. Pengukuran ferit dalam proses jika perlu, dilakukan dan direkam. g. Penguatan las akhir dan ukuran las jalur memenuhi insfeksi pekerjaan dan gambar. -

Potensi tindakan inspektur Menolak hasil kerja yang tidak dapat diterima.

2.4.3 Pekerjaan setelah pengelasan Pekerjaan terakhir setelah pengelasan dan pekerjaan selesai harus meliputi hal-hal yang menjamin mutu las akhir sebelum hasil las digunakan. a. Rupa dan penghalusan -

Kendali mutu yang harus dinilai a. Ukuran, panjang dan lokasi semua las sesuai dengan gambar,spesifikasi, kode. b. Tidak ada tambahan las tanpa persetujuan. c. Pengecekkan dimensi dan visual las tidak menunjukkan diskontinius, distorsi berlebihan dan hasil kerja las yang buruk. d. Tempelan-tempelan las telah disingkirkan dan telah menyatu dengan logam las.


44


e. Diskontinius dikaji terhadap criteria penerima untuk klasifikasi cacat. f. Cap/tanda juru las pada hasil las dikonfirmasi. g. Melakukan pengecekkan kekerasan di lapangan. -

Potensi tindakan inspektur Mengerjakan ulang lasan yang ada, melepas lasan dan melakukan perbaikan pengelasan seperlunya.

b. Kajian NDE Memperifikasi bahwa NDE dilakukan pada lokasi yang telah dipilih dan mengkaji temuan pemeriksa. -

Kendali mutu a. Lokasi yang ditetapkan diperiksa. b. Frekuensi pemeriksaan yang telah ditetapkan. c. Nde dilakukan setelah PWHT d. Kerja setiap juru las disertakan dalam pemeriksaan acak. e. Mutu film RT, penempatan IQI visibilitas IQI sesuai dengan standar. f. Inspektur sepakat dengan interprestasi dan temuan pemeriksa. g. Dokumentasi untuk semua NDE dilaksanakan dengan benar.

-

Petensi tindakan insfektor a. NDE diulang jika ada kekurangan dalam temuan. b. Mengecek retak tertunda pada penyambungan material bagian yang tebal dalam paksaan dan berkekuatan tinggi. c. Mengulangi pemeriksaan yang terlupakan atau terlewat dan yang tidak dapat diterima. d. Memperbaiki ketidaksesuaian dalam rekaman pemeriksaan.

c. Perlauan panas paska las (PWHT) Memverifikasi bahwa perlakuan panas paksa las dilakukan sesuai dengan prosedur dan hasilnya dapat diterima. -

Kendali mutu a. Bekas penandaan dengan cat harus dihapus dan kotoran yang lain harus dihapus.


45


b. Tempelan yang bersifat sementara harus dilas. c. Permukaan hasil kerja mesin dilindungi dari oksidasi. d. Komponen bagian dalam harus dilepas, seperti bagain dalam katup, dilepas untuk mencegah kerusakkan. e. Peralatan ditopang untuk mencegah korosi. f. Termokopel dipasang dengan benar. g. Termolopel mamantau daerah suhu yang berbeda dan bagaian yang paling tebal. h. System pemantauan suhu terkalibrasi. i. Lebar pita pemanasan local memadai. j. Penyekat terpasang pada komponen jika perlu pemanasan lokal. k. Suhu dan waktu tunggu sudah benar. l. Laju pemanasan dan laju pendinginan sudah benar. m. Distorsi dapat diterima setelah siklus termal diselesaikan n. Kekerasan menunjukkan perlakuan panasa yang diterima -

Potensi Tindakan Inspektur a. Mengkalibrasi peralatan pemantau suhu b. Memperbaiki kekurangan sebelum perlakuan panas. c. Mengulangi siklus perlakuan panas.

d. Uji Tekanan -

Kendali Mutu a. Tekanan memenuhi spesifikasi pengujian. b. Durasi uji sesuai ketentuan c. Suhu logam komponen memenuhi persyaratan minimum dan maksimum d. Penurunan atau jatuhnya tekanan dapat diterima sesuai prosedur

-

Potensi Tindakan Inspektur a. Memperbaiki kekurangan sebelum ataupun selama uji tekanan sesuai dengan keadaan b. Mengulangi pengujian seperlunya


46


c. Menyusun rencana perbaikan jika cacat teridentifikasi. d. Audit dokumentasi Melakukan

audit

mengidentifikasi

final

terhadap

ketidak

dukumen

akuratan

dan

inspeksi

ketidak

untuk

lengkapan

informasi. -

Tindakan inspektur a. Semua

verifikasi

dalam

rencana

mutu

dilaksanakandengan benar b. Laporan inspeksi lengkap, diterima dan ditanda tangani pihak yang bertanggung jawab c. Laporan inspeksi, interprestasi dan temuan pemeriksaan NDE akuran. 1. Ketidaksesuaian dan Cacat Cacat harus dihilangkan sama sekali dan inspeksi diulang dengan cara yang sama sampai hasil pengelasan dapat diterima.tindakan perbaikan terhadap ketidaksesuaian tergantung dari sifat ketidaksesuaian serta dampaknya terhadap sifat – sifat hasil las 2. Sertifikasi Pemeriksa NDE Kode atau standar yang digunakan adalah ASME bagian V, Pasal 1, jika ditetapkan oleh kode acuan, mewajibkan personil NDE dikualifikasi dengan salah satu dari berikut ini : -

ASNT SNT-TC-IA

-

ANSI/ASNT CP-189 Acuan – acuan ini mengharuskan manajemen menyususn dan

menetapkan praktek atau prosedur tertulis yang menjelaskan persyaratan manjemen mengenai sertifikasi petugas inspeksi. 3. Tindakan Dini Untuk Keselamatan Inspektur harus sadar akan bahaya yang terkait dengan pengelasan dan mengambil langkah – langkah yang tepat untuk mencegah kecekalakaan sewaktu melakukan pekerjaan inspeksi. Bahaya yang umum ditemui inspektur dalam kegiatan las meliputi radiasi busr, pencemaran diudara, kotoran di udara, dan panas. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

47


BAB III PROSES PENGOLAHAN PADA KILANG PT. PERTAMINA RU II

3.1 Pengolahan Minyak pada PT. PERTAMINA RU II Bahan baku ( feed stock ) yang diolah oleh kilang P.T PERTAMINA RU II Dumai ( Persero ) adalah minyak mentah produksi P.T CHEVRON PASIFIC INDONESIA yang dihasilkan oleh ladang minyak daerah Duri ( Duri Crude ) dan Minas ( Minas Crude ),dengan perbandingan campuran untuk sekarang ini adalah 85 % volume Minas Crude dan 15 % volume Duri Crude. Pada awalnya kapasitas desain Kilang Dumai adalah sebesar 100.000 barrel minyak mentah / hari.Dengan adanya modifikasi sejumlah peralatan,maka kapasitas desain bertambah menjadi 130.000 – 135.000 barrel / hari atau sekitar 130 % kapasitas design. Minas Crude adalah jenis minyak mentah dengan berat jenis ringsn menurut standar API Gravity,yaitu kurang lebih 34,10.Sedangkan Duri Crude dengan berat jenis yang sedikit lebih berat,yaitu kurang lebih 19,80 yang banyak mengandung garam-garam ikutan yang dapat menyebabkan problem korosi terhadap peralatan-peralatan prose pengilangan,sehingga diharapkan angka perbandingan campuran tersebut adalah ideal dengan nilai ekonomis tinggi resiko kerusakan peralatan proses yang masih terkendali. Sedangkan Kilang PT. PERTAMINA RU II Sei. Pakning ( persero ) yang menjadi satu system integrasi dengan kilang yang ada di Dumai,pengolah minyak mentah jenis Handil dan Lirik Crude yang merupakan produksi dari P.T PERTAMINA ( persero ) unit eksplorasi produksi ( UEP ) II Lirik Riau dengan kapasitas design 35.000 barrel / hari,namun dioperasikan sampai 45.000 – 50.000 barrel / hari. Produk – produk Kilang P.T PERTAMINA RU II Dumai ( Persero ) dan Sei.Pakning

adalah

berupa

bahan

baker

minyak

(

BBM

)

seperti

bensin,kerosene,solar,minyak pesawat terbang ( Avtur & JP – 5 ) dan produk non bahan bakar minayak ( BBM ) seperti LPG,dan Green coke.Dimana semua jenisjenis produk Kilang Putri Tujuh Dumai ini didistribusikan untuk memenuhi Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

48


konsumsi dalam negeri khususnya daerah operasi UPDN I ( Aceh,Sumut,Subar dan Riau ) sedangkan Avtur khususnya disalurkan ke Jakarta dengan menggunakan kapal tanker. Jenis produksi Kilang PT. PERTAMINA UP II Dumai ( persero ) adalah : A. Produk BBM No

Jenis Produk

Juta BBL/thn

Volume (%)

1

Aviation Turbine ( Avtur )

3,10

4,75

2

Mogas 88

9,60

14,70

3

Kerosene

14,77

22,62

4

Automotive Diesel Oil ( ADO )

25,29

38,73

5

Refinery Fuel

5,10

7,81

B. Produk Non BBM No

Jenis produk

Juta BBL/thn

volume(%)

1

Liquid Petroleum Gas ( LPG )

1,04

1,60

2

Green Coke

1,31

1,97

3

Low Sulphur Wax Residu

6,07

9,30

Total

66,28

101,51

Selain jenis produk tersebut di atas juga diproduksi Jet Petroleum Grade 5 ( JP – 5 ) yang merupakan bahan baker pesawat tempur F – 16.Produksi jenis JP _ 5 tergantung permintaan dalam negeri dan eksport. Persentase dan jenis produk yang dihasilkan Kilang P.T PERTAMINA RU II Dumai ( Persero ) dan Sei.Pakning tersebut bukan merupakan harga yang tetap,karena pola pengoperasian Kilang pada unit-unit proses untuk mendaptkan jenis dan jumlah produk tertentu masih dapat dilakukan sesuai kebutuhan dan tergantung dari jenis bahan baker yang diperlukan dipasaran. Pengolahan minyak mentah di Pertamina UP II Dumai dapat dikelompokkan ke dalam tiga kompleks, yaitu Hydro Skimming Complex (HSC), Hydro

Cracking

Complex

(HCC),

dan

Heavy Oil

Complex

(HOC).

Pengelompokan tersebut didasarkan atas bahan baku serta proses yang terjadi di


49


dalamnya. Ketiga kompleks tersebut masih terbagi lagi menjadi beberapa unit-unit pengolahan. Diagram alir sederhana dari proses pengolahan kilang minyak PT. Pertamina RU II Dumai dapat dilihat pada gambar.


50

g


Gambar 3.1 Diagram alir sedehana proses pengolahan PT.Pertamina RU II


51


3.2 Deskripsi Proses Pengolahan 3.2.1 Hydro Skimming Complex (HSC) HSC mengolah minyak mentah menjadi beberapa produk terutama gasoline dengan angka oktan tinggi. Terdapat dua proses yang terjadi di HSC yaitu primary proces yang bertujuan untuk memisahkan fraksi-fraksi minyak mentah berdasarkan trayek titik didihnya, dan secondary proces yang bertujuan untuk memisahkan produk hasil primary process dengan berbagai reaksi kimia berkatalis untuk memperbaiki kualitas produk tersebut. Terdapat enam unit yang ada di kompleks HSC yaitu : 1. Crude Distillation Unit (CDU) – unit 100 2. Naphtha Rerun Unit (NRU) – unit 102 3. Hydrobon Platforming Unit (PL-I) – unit 301 4. Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT) – unit 200 5. Platforming II Unit (PL-II) – unit 300 6. Continuous Catalyst Regeneration Unit (CCR) – unit 310 1. Crude Distillation Unit (CDU) – 100 CDU berfungsi untuk memisahkan minyak mentah menjadi fraksifraksinya berdasarkan trayek titik didih masing-masing fraksi. Unit ini disebut juga dengan topping unit dan bekerja berdasarkan prinsip distilasi atmosferik. Temperatur operasinya kurang lebih

C.

Kapasitas minyak mentah yang dapat diolah yaitu 127 MBSD (kapasitas operasi), sedangkan kapasitas desainnya adalah 130 MBSD. Kapasitas tersebut belum termasuk kapasitas CDU di kilang Sei Pakning yang berjumlah 47 MBSD (kapasitas operasi) dengan kapasitas desain 50 MBSD. Jenis umpannya adalah Sumatera Light Crude (SLC) sebanyak 85% volum dan Duri Crude sebanyak 15% volum. Produk yang dihasilkan unit ini adalah offgas yang dapat digunakan sebagai bahan bakar kilang atau dibuang ke flare, straight run naphtha yang sebagian diambil sebagai produk dan sebagian lagi diumpankan ke NRU, kerosin yang diambil sebagai komponen blending kerosin, light gas oil dan heavy gas oil Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

52


yang digunakan sebagai komponen blending Automotive Diesel Oil, dan long residue yang sebagian besar (56%) digunakan sebagai umpan High Heavy Vacuum Distillation Unit dan sebagian lagi digunakan sebagai komponen blending low sulphur waxy residue (LSWR) sebagai bahan bakar atau diekspor. Minyak mentah dari tangki TK-101 hingga TK-106 dipompakan dengan pompa P-1ABC dan P-10AB menuju serangkaian heat exchanger (E-1A hingga E-7F) sehingga mengalami pemanasan hingga temperaturnya mencapai lalu dialirkan ke heater H-1. Sebelum dimasukkan ke H-1, aliran minyak dibagi menjadi delapan aliran untuk mengefektifkan perpindahan panas di heater. Bahan bakar H-1 adalah fuel gas, fuel oil, dan steam dimana proporsi terbesarnya adalah fuel gas. Keluaran H-1 yang memiliki temperatur

lalu diumpankan ke

dalam T-1. Di dalam kolom yang bertekanan 1.15 kg/

ini, minyak mentah

dipisahkan menurut fraksi-fraksinya dengan rentang titik didih tertentu dengan bantuan panas dari steam. Steam dimasukkan di bagian samping kolom dekat dengan bottom, di tengah kolom (disebut juga dengan middle pump around MPA) dengan bantuan E-3AB, dan di atas kolom (disebut juga dengan top pump around - TPA) dengan bantuan E-1AB. MPA keluar kolom dengan temperatur dan masuk kembali dengan temperatur kolom dengan temperature

sedangkan TPA keluar

dan masuk ke dalam kolom dengan temperatur

. Produk atas yang bertemperatur

didinginkan oleh E-8ABCD dan

dimasukkan ke D-1 yang memiliki tekanan 1.3 kg/

untuk memisahkan fraksi

distilat, gas, dari air. Air dialirkan ke unit SWS. Distilat berupa nafta yang bertemperatur

dipompakan oleh P-2AB lalu dipisahkan menjadi nafta yang

direfluks dan nafta yang akan dialirkan ke proses selanjutnya. Nafta yang dialirkan ke proses selanjutnya didinginkan dengan E-9 menjadi

dan dipisah

lagi menjadi nafta yang diumpankan ke NRU dan nafta yang disimpan di tangki. Nafta yang dihasilkan disebut juga dengan straight run naphtha (SRN). Gas dari D-1 dimasukkan ke D-2 untuk dipisahkan gas dan nafta. Nafta dialirkan kembali ke D-1 sedangkan gas dipisahkan terlebih dahulu. Sebagian gas dialirkan ke flare dan sebagian lagi dialirkan ke D-5 setelah sebelumnya dimasukkan gas dari rerun accumulator unit NRU. Setelah diisap dengan C-1ABC, gas dimasukkan ke D-3 Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

53


yang bertekanan 1.25 kg/

untuk memisahkan gas dan nafta. Nafta

dikembalikan ke D-1, sebagian gas juga dialirkan ke D-1 namun sebagian besar dialirkan ke H-1 sebagai bahan bakar dan sebagian dibuang ke flare. Laju alir gas yang dialirkan ke flare adalah 0.74 ton/jam. Produk samping yang pertama diambil dari tray nomor 24 dari bawah dengan temperature

C. Produk ini kemudian dialirkan ke T-2A. Setelah

mengalami pelucutan, produk kerosin dipompa dengan P-3, sedangkan sebagian lagi dimasukkan ke T-1. Temperatur kerosin yang keluar adalah

lalu

setelah didinginkan dengan E-2AB dan E-11AB temperaturnya menjadi

.

Produk samping yang kedua diambil dari tray nomor 12 dari bawah dengan temperatur

. Produk ini dialirkan ke T-2B untuk dilucuti menjadi LGO

yang sebagian diambil sebagai produk dengan bantuan P-4AB dan sebagian dialirkan kembali sebagai refluks ke T-1. Temperatur LGO yang keluar adalah lalu setelah didinginkan oleh E-5 dan E-12AB temperaturnya menjadi . Produk samping yang terakhir diambil dari tray nomor 7 dari bawah dengan temperature

dan dialirkan ke T-2C untuk dilucuti menjadi HGO.

Sebagian HGO dialirkan dengan bantuan pompa P-5 dan sebagian dikembalikan ke T-1. Produk HGO memiliki temperatur sebesar

. Setelah didinginkan

oleh E-6 dan E-13 2. Naphtha Rerun Unit (NRU) – 102 NRU berfungsi untuk memisahkan produk straight run naphtha keluaran CDU kilang Dumai dan kilang Sei Pakning menjadi light naphtha dan heavy naphtha dengan proses distilasi. Seluruh nafta ringan disimpan ke tangki sebagai komponen blending gasolin sedangkan seluruh nafta berat diumpankan ke unit Hydrobon Platforming. Nafta ringan memiliki rentang titik didih sedangkan nafta berat memiliki rentang titik didih Temperatur operasi di rerun tower kurang lebih

hingga

C hingga

C.

C. Kapasitas operasi SRN

yang diolah yaitu 8 MBSD. Produk yang dihasilkan unit ini adalah offgas yang digunakan sebagai bahan bakar kilang atau dibuang ke flare, light naphtha yang digunakan sebagai


54


komponen blending gasolin, dan heavy naphtha yang digunakan sebagai umpan unit PL-I. SRN dipompakan oleh P-1AB dan dipanaskan oleh E-1 hingga temperaturnya meningkat dari

C menjadi

C dan dimasukkan ke T-1. Di

dalam T-1 SRN mengalami distilasi sehingga terpisah menjadi nafta ringan dan nafta berat. Produk bawahnya yaitu nafta berat dengan temperatur

C.

Sebagian nafta berat yang diambil sebagai produk dipompakan oleh P-2AB dan didinginkan oleh E-1 dan E-6 secara seri hingga temperaturnya

C. Sisa nafta

berat dipompakan oleh P-3AB dan dipanaskan kembali oleh H-1 menjadi

C

Sebelum memasuki H-1 aliran dibagi menjadi dua untuk mengefektifkan transfer panas. Bahan bakar H-1 adalah fuel gas dan fuel oil. Temperatur keluaran reboiler adalah

C dan diumpankan ke bagian samping kolom T-1. Produk atas dengan temperatur

C didinginkan oleh E-2AB lalu

dimasukkan ke D-1 untuk memisahkan air, distilat, dan gas. Air dialirkan ke unit SWS, distilat dengan temperatur

C dipompa oleh P-4AB dan dipisahkan.

Sebagian dikembalikan ke kolom sedangkan sisanya diumpankan ke T-2. Gas hasil D-1 sebagian dialirkan ke unit CDU (D-5) dan sisanya dibuang ke flare. Distilat keluaran D-1 yang diumpankan ke T-2 terlebih dahulu dipanaskan oleh E3 sehingga temperaturnya mencapai

C.

Di T-2 dengan temperatur operasi

C minyak kembali dimurnikan dari

gasnya, dengan light naphtha sebagai produk bawah. Light naphtha dengan temperatur

C diambil sebagai produk setelah sebelumnya dipakai untuk

memanaskan minyak dari rerun tower yang akan diumpankan ke T-2. Nafta ini kemudian didinginkan kembali oleh E-7 hingga temperaturnya menurun menjadi C. Produk atas T-2 berupa gas dengan temperatur

C didinginkan oleh E-

4AB dan masuk ke D-2 untuk memisahkan gas dan distilat yang terkandung di dalamnya. Gas akan dikirim ke fuel system sebagai fuel gas sedangkan distilat dengan temperatur

C dipompakan kembali ke T-2 oleh P-5AB.


55


3. Hydrobon Platforming Unit (PL-I) - 301 PL-I terdiri dari dua bagian yaitu hydrobon dan platforming. Kedua bagian tersebut saling berkaitan. Hydrobon adalah kumpulan unit yang memiliki tujuan untuk memurnikan heavy naphtha keluaran NRU dari pengotor berupa senyawa nitrogen, sulfur, oksigen, klor, dan logam yang dapat meracuni katalis bagian platforming. Produk yang dihasilkan unit ini adalah offgas yang digunakan sebagai bahan bakar kilang dan sisanya dibuang ke flare, gas

yang digunakan untuk

recycle gas dalam proses, LPG yang akan dikirim ke unit Amine & LPG Recovery, dan reformat yang digunakan sebagai komponen blending gasolin. Heavy naphtha keluaran NRU dipompakan oleh P-1AB sehingga temperaturnya menjadi

dan dicampur dengan gas dari D-5 serta distilat

dari D-1. Campuran tersebut dipanaskan oleh E-1ABCD dan temperaturnya adalah

. Sebelum dipanaskan kembali oleh H-1, aliran ini dibagi menjadi

dua. Bahan bakar H-1 adalah fuel gas dengan sedikit atau tanpa fuel oil. Temperatur keluaran H-1 adalah

. Umpan ini lalu dimasukkan ke R-1 yang

berbentuk fixed bed. Produk keluaran R-1 memiliki temperatur

dan

didinginkan oleh E-1ABCD sehingga temperaturnya menjadi

dan

didinginkan kembali oleh E-2AB menjadi

setelah sebelumnya diinjeksikan

air. Produk yang sudah cukup dingin ini kemudian dimasukkan ke D-1 untuk memisahkan gas, air, dan distilat yang terkandung di dalamnya serta menginjeksikan gas H2 yang berasal dari C-100. Tekanan pada D-1 adalah 21 kg/

. Air keluaran D-1 dialirkan ke unit SWS, sebagian distilat dialirkan

sebagai sirkulasi ke aliran umpan dan sebagian lagi dialirkan ke bagian hydrobon stripper, sedangkan gas sebagian dibuang ke fuel gas system dan sebagian lagi dimasukkan ke C-100. Distilat keluaran D-1 dipanaskan oleh E-3ABC dan dimasukkan ke T-1. Suhu operasi T-1 sekitar

. Produk bawah T-2 memiliki temperatur

.

Sebagian diambil sebagai produk umpan ke reaktor platformer setelah didinginkan oleh E-3ABC, sedangkan sebagian lagi setelah dipompakan oleh P-3AB lalu dipanaskan kembali oleh H-2 menjadi

untuk dikembalikan ke T-1. Refluks


56


yang memasuki H-2 dibagi menjadi dua aliran untuk menjaga efektivitas transfer panas. Bahan bakar H-2 adalah fuel gas. Produk atas T-1 bertemperatur dan setelah didinginkan oleh E-4AB menjadi

lalu dikirim ke D-2 untuk

memisahkan gas, air, dan minyak. Air dialirkan ke unit SWS, gas dipakai sebagai fuel gas sedangkan minyak dikembalikan lagi ke T-1 setelah dipompa oleh P2AB. Umpan menuju reaktor platformer yang bertemperatur

dipompakan

oleh P- 6AB dan dicampur dengan gas H2 dari C-1. Aliran ini dipanaskan oleh E5ABCD dan E-11ABC sehingga temperaturnya menjadi

. Karena belum

cukup panas aliran ini kemudian dipanaskan lagi oleh H-3 (yang terintegrasi dengan H-4) hingga temperaturnya mencapai

. Bahan bakar H-3 dan H-4

yaitu campuran fuel gas dan fuel oil. Aliran ini dimasukkan ke R-2 dan keluar dengan temperatur

. Karena reaksinya menuntut temperatur yang lebih

tinggi, maka produk R-2 dimasukkan kembali ke H-4. Umpan bertemperatur ini dimasukkan ke R-3 dan menghasilkan produk dengan temperatur . Setelah didinginkan oleh E-11ABC menjadi

maka produk keluaran

R-3 dimasukkan ke R-4. Reaksi di R-4 ini bersifat eksotermis dengan temperatur produk mencapai

dan langsung didinginkan oleh E-5ABCD kemudian

dialirkan ke bagian platformer stripper. Ketiga reaktor tersebut berjenis fixed bed. Sebelum didinginkan oleh E-6AB, produk keluaran R-4 diinjeksikan dengan soda kaustik. Campuran ini dialirkan ke D-5 dan mengalami pemisahan antara distilat dan gas-gas. Tekanan di D-5 adalah 27 kg/

. Gas yang

dihasilkan diambil dari bagian atas kolom dengan temperature

. Gas ini

dikirim ke C-1, umpan masuk hydrobon reactor, H2 plant, dan fuel gas system. Distilat dengan temperatur

sebagian dipompakan oleh P-30 dan kembali

memasuki D-5 sedangkan sebagian lagi akan dipanaskan di E-7 sebelum memasuki T-2. Di T-2 terjadi pemisahan antara gas-gas dan platformat dengan temperatur operasi

. Platformat sebagai produk bawah bertemperatur

sebagian diambil sebagai produk setelah didinginkan di E-7 dan E-9. Sisa produk bawah dipompakan oleh P-8AB dan dimasukkan ke dalam H-6 setelah alirannya dipecah menjadi dua. Temperatur keluaran H-6 adalah


dan langsung

57


dikembalikan ke T-2. Bahan bakar H-6 adalah fuel gas dan fuel oil. Produk atas T-2 adalah gas-gas dengan temperatur didinginkan menjadi

dan dialirkan ke D-6 setelah

oleh E-16. Di dalam D-6 terjadi pemisahan antara fuel

gas dan LPG. Fuel gas dialirkan ke fuel gas system sedangkan LPG sebagian dikembalikan ke T-2 oleh P-7AB dan sebagian dialirkan ke bagian platformer deethanizer oleh P-11AB. 4. Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT) – 200 NHDT berfungsi untuk menghilangkan pengotor pada nafta seperti sulfur, oksigen, nitrogen, klorida, serta untuk menjenuhkan olefin. Pengotor-pengotor tersebut dapat meracuni katalis unit PL-II. Sedangkan olefin perlu dijenuhkan untuk menjaga stabilitas produk platformat supaya tidak mudah bereaksi. Fungsi NHDT ini sama dengan unit PL-I bagian hydrobon. Produk yang dihasilkan unit ini adalah offgas yang digunakan sebagai bahan bakar kilang dan sisanya dapat dibuang ke flare, light naphtha yang digunakan sebagai komponen blending gasolin, dan hydrotreated naphtha yang diumpankan ke unit PL-II. Untreated naphtha dari tangki penyimpanan, heavy naphtha dari unit HCU, dan cracked naphtha dari DCU dimasukkan ke V-4 dengan tekanan 11.5 kg/ untuk memisahkan gas, air, dan nafta. Gas hasil V-4 dialirkan ke fuel gas system, air dialirkan ke unit SWS, sedangkan nafta dipompakan oleh P-1AB dan dicampur dengan recycle gas dari C-1AB kemudian dipanaskan oleh E-1ABCD dari temperatur

hingga temperatur

hingga temperaturnya mencapai

dan dipanaskan lebih lanjut dalam H-1 . Aliran dibagi menjadi dua. H-1

memperoleh bahan bakar dari fuel oil (jarang dioperasikan), fuel gas, pilot gas, dan steam. Recycle gas dari C-1AB dicampurkan dengan aliran nafta, masuk ke V-1 dan diperoleh produk dengan temperatur

. Selain itu recycle gas juga

dimasukkan pada bagian tengah V-1 di antara catalyst bed spacing. Di V-1 terjadi reaksi penghilangan pengotor (sulfur, oksigen, nitrogen, dan klorida). Produk keluaran V-1 kemudian didinginkan dengan E-1ABCD, E-2, dan E-3 kemudian dialirkan ke V-5 dengan tekanan 49 kg/

untuk memisahkan

nafta menjadi air dan distilat. Air dialirkan ke unit SWS sedangkan distilat akan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

58


dialirkan ke bagian naphtha stripper. Gas hasil pemisahan V-5 dialirkan ke V-9 untuk dipisahkan. Gas hasil pemisahan V-9 diisap oleh C-1AB untuk kemudian dikembalikan ke V-1 sebagai reaktan sedangkan distilat hasil pemisahan V-9 digabungkan dengan distilat V-5 untuk dibawa ke naphtha stripper. Gas dari high-pressure separator (V-5) unit PL-II dialirkan ke V-8 yang bertekanan tinggi yaitu 22 kg/

. V-8 berfungsi untuk memisahkan gas dan

distilat. Distilat digabungkan dengan distilat V-9 yang pada akhirnya akan bergabung dengan distilat V-5 untuk dialirkan ke naphtha stripper. Gas hasil pemisahan V-8 sebagian diumpankan ke V-4 dan sebagian disirkulasi ulang oleh C-1AB. Sebagian gas tersebut dipanaskan oleh E-5 yang kemudian dimasukkan kembali ke V-8, sedangkan sisanya digunakan sebagai recycle yang dicampurkan ke produk keluaran V-1 yang hendak diumpankan ke V-5. Untuk menjaga jumlah udara agar tidak terus berkurang maka diinjeksikan udara instrumen pada gas keluaran V-9. Produk distilat gabungan V-5, V-8, dan V-9 dipanaskan di E-7 dan E-6 secara seri sebelum dimasukkan ke V-2 untuk dipisahkan fraksi gas dan fraksi cairnya. Produk bawah yang berupa fraksi cair dengan temperatur dipisahkan alirannya. Sebagian aliran adalah aliran refluks dan sisanya diumpankan naphtha splitter. Aliran refluks dipompakan oleh P-2AB lalu dipisahkan menjadi empat aliran dan masuk ke H- 2. Di dalam H-2 refluks dipanaskan hingga temperaturnya

dan diumpankan kembali ke bagian

samping V-2. Bahan bakar H-2 adalah sebagian besar fuel oil, sebagian kecil fuel gas, dan steam. Produk atas diambil pada temperatur

dan didinginkan secara

seri di E-8 dan E-9. Kondensat kemudian dimasukkan ke V-6 untuk memisahkan fraksi air, distilat, dan gas. Air dialirkan ke unit SWS, distilat diumpankan kembali ke kolom V-2 setelah dipompa oleh P-3AB, dan gas dialirkan ke unit Amine & LPG Recovery. Tekanan di V-6 adalah 6 kg/cm2 dan untuk menjaga tekanan ini diperlukan tambahan aliran masuk yaitu fuel gas dari fuel gas system. Nafta keluaran V-2 kemudian langsung diumpankan ke V-3 dan mengalami pemisahan antara nafta ringan dan nafta berat (yang disebut juga dengan hydrotreated naphtha). Temperatur operasi V-3 adalah bawah V-3 adalah nafta berat dengan temperatur Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

. Produk

yang alirannya dibagi 59


menjadi dua. Aliran pertama yaitu refluks yang dipanaskan di H-3 setelah sebelumnya dibagi menjadi empat aliran untuk mengefektifkan transfer panas. Bahan bakar H-3 adalah sebagian besar fuel gas, sebagian kecil fuel oil dan steam. Keluaran H-3 memiliki temperatur

dan dikembalikan ke V-3 pada bagian

samping kolom. Aliran kedua didinginkan di E-7 hingga temperaturnya mencapai dan kemudian diumpankan ke unit PL-II. Produk atas V-3 yang memiliki temperatur

didinginkan di E-10 dan dimasukkan ke V-7 untuk memisahkan

gas dan cairan. Gas yang terbentuk dialirkan ke flare sedangkan cairannya dipompa oleh P-5AB untuk sebagian direfluks ke V-3 dan sebagian lagi dikirim ke unit H2 plant, HCU, dan tangki penyimpanan. 5. Platforming II Unit (PL-II) – 300 PL-II berfungsi untuk mengkonversi hydrotreated naphtha dari NHDT menjadi platformat yang disebut juga dengan high grade motor fuel. Terjadi peningkatan ON dalam konversi tersebut. Reaksi yang terjadi di unit ini sama dengan reaksi yang terjadi di unit PL-I yaitu dehidrogenasi, hydrocracking parrafin, isomerisasi, dan dehidrosiklisasi parafin. Untuk melaksanakan reaksi tersebut dipergunakan katalis bimetalik UOP R-134 (Pt-Rh/ temperatur operasi

, tekanan operasi 9 kg/

) dengan

, dan rasio minimum

terhadap hidrokarbon sebesar 2.5. Namun tidak seperti PL-I, PL-II tersusun dari tiga reaktor yang dipasang seri secara vertikal dan katalis bergerak secara kontinu untuk diregenerasi. Kapasitas unit ini adalah 8.95 MBSD. Unit PL-II menghasilkan produk berupa offgas yang dipergunakan sebagai bahan bakar kilang dan sisanya dibuang ke flare, LPG yang akan diolah lebih lanjut di dalam unit Amine & LPG Recovery, gas yang dikirim ke

dengan kemurnian 85%

plant dan DHDT, serta platformat dengan ON kurang lebih 94

yang digunakan sebagai komponen blending gasolin. Hydrotreated naphtha dari unit NHDT dan recycle gas dari C-1 dipanaskan oleh E-1 hingga temperaturnya temperaturnya

lalu dipanaskan di H-1 hingga

. Umpan panas tersebut dimasukkan ke V-1 yang terletak

paling atas. Pada dasar V-1 produk yang bertemperatur kembali di H-2 hingga temperaturnya Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

dipanaskan

dan dimasukkan ke V-2 yang 60


terletak di tengah. Produk V-2 dikeluarkan dengan temperatur 445oC dan kembali dimasukkan ke H-3 sehingga temperaturnya menjadi

kemudian

dimasukkan ke V-3 yang terletak di bawah. Produk keluaran V-3 yang memiliki temperataur

kemudian didinginkan di E-1 untuk kemudian dialirkan ke

bagian separator. Bahan bakar ketiga heater tersebut adalah sebagian besar fuel gas, sebagian kecil fuel oil, dan steam. Ketiga reaksi di ketiga reaktor berlangsung secara endotermik dengan reaksi di V-1 adalah dehidrogenasi, reaksi di V-2 adalah hydrocracking, isomerisasi dan dehidrogenasi, sedangkan reaksi di V-3 adalah penyempurnaan reaksi sehingga umpan yang belum bereaksi diharapkan dapat bereaksi di reaktor ini. Katalis di ketiga reaktor tersebut mengalir secara kontinu untuk diregenerasi dengan perbandingan katalis di V-1, V-2, dan V-3 adalah 2:3:5. Produk keluaran reaktor didinginkan oleh E-2ABCD dan E-3 secara seri kemudian dimasukkan ke V-4 untuk dipisahkan fraksi berat dan gasnya dengan tekanan 8.4 kg/

. Selain produk tersebut, umpan V-4 adalah gas yang berasal

dari V-5. Gas yang dihasilkan sebagian dialirkan ke C-1 dan sebagian dialirkan ke C-2AB. Dari C-1 gas dipisahkan menjadi dua aliran yaitu gas yang menuju ke aliran umpan masuk reaktor dan recycle gas untuk unit CCR. Gas yang menuju ke C-2AB kemudian digabungkan dengan fraksi berat keluaran V-4. Fraksi minyak keluaran V-4 dipompa oleh P-1AB dan kemudian digabungkan dengan gas keluaran C-2AB. Campuran tersebut kemudian didinginkan oleh E-4 sebelum memasuki V-5. Dengan tekanan 22.5 kg/

terjadi pemisahan gas dan produk

bawah. Aliran gas dipecah untuk dikirim ke unit H2 plant, NHDT, CCR, DHDT, dan recycle gas yang masuk ke V-4 sedangkan fraksi bawah dikirim ke bagian debuthanizer untuk dikurangi kadar butannya. Setelah dipanaskan oleh E-5ABCD produk bawah tersebut dimasukkan ke V-6 yang memiliki temperatur operasi sebesar

. Aliran produk bawah yang

berkadar butan rendah (platformat) dengan temperatur

dipecah menjadi

dua, satu aliran dikembalikan ke V-6 setelah dipompa oleh P-3AB dan dipanaskan di H-4 hingga temperaturnya mencapai 240oC dan aliran kedua didinginkan secara seri oleh E-5ABCD, E-8, dan E-9 untuk kemudian disimpan di tangki penyimpanan atau dikirim ke unit HCU. Bahan bakar H-4 adalah fuel oil, fuel gas, Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

61


dan medium pressure steam. Produk atas V-6 dengan temperatur didinginkan oleh E-6AB dan E-7 untuk kemudian dialirkan ke V-7 dan mengalami pemisahan gas dan fraksi berat. Gas kemudian dialirkan ke V-12 untuk dicuci dengan kaustik lalu dialirkan ke unit Amine & LPG Recovery. Fraksi berat kemudian dipisahkan menjadi dua aliran. Aliran refluks dipompa oleh P2AB lalu dikembalikan ke V-6 sedangkan aliran produk dipompa oleh P-6AB dan dikirim ke unit Amine & LPG Recovery. Unit PL-II memiliki pembangkit steam tersendiri dengan bantuan H-1, H2, dan H-3. Umpan berupa high pressure feed water dengan temperatur

dan

aliran kondensat dari V-8 dipanaskan di H-1, H-2, dan H-3 pada convection section. Produk high pressure steam dengan temperatur

dikirim ke unit-

unit yang membutuhkan. Dengan adanya steam drum V-8 dengan tekanan 40 kg/

maka dapat dihasilkan low pressure steam dengan cara mensirkulasikan

ulang kondensat V-8 ke ketiga heater tersebut. Tujuan lain dari sirkulasi tersebut yaitu untuk menjaga level kondensat di V-8 sehingga tekanan yang tinggi tersebut dapat dijaga. Ada empat aliran kondensat, yaitu satu aliran yang ditambahkan ke high pressure feed water setelah dipompa oleh V-7AB, aliran kondensat tersendiri yang terpisah dari aliran steam sebelumnya, low pressure steam yang dimasukkan ke V-10, dan steam dengan tekanan sangat rendah yang dimasukkan ke V-9 untuk kemudian dibuang ke atmosfer. Untuk menjaga tekanan di V-9 dan V-10 disediakan sistem vent yang sewaktu-waktu dapat dipergunakan pada keadaan tekanan abnormal. Salah satu penggunaan high pressure steam adalah pada C-1 dan C-2AB. Kedua kompresor tersebut menghasilkan steam yang akan dididinginkan pada E10AB dan ditampung di V-11. E-10AB berbentuk steam surface yang berfungsi untuk menukar panas steam dari kompresor dengan kondensat yang ditampung di V-11 dan kemudian dipompa oleh P-9AB dan menghasilkan cold condensate dengan temperature

.

6. Continuous Catalyst Regeneration Unit (CCR) – 310 CCR berfungsi untuk meregenerasi katalis unit PL-II yang aktivitasnya sudah menurun akibat keracunan umpan dari NHDT dan atau DCU dan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

62


pembentukan coke pada reaktor karena temperatur operasi yang tinggi. Regenerasi dilakukan dengan cara membakar katalis dalam regen tower sehingga seluruh racun dan coke dapat dihilangkan dari katalis. Pembakaran katalis dilakukan pada temperature

C. Kapasitas unit ini adalah 136 kg/jam.

Regenerasi katalis dilakukan dengan tahapan – tahapan yaitu pembakaran dengan udara panas, penginjeksian klorida, pengeringan dan proses reduksi. Ketiga proses pertama berlangsung di unit CCR sedangkan proses terakhir terjadi di unit PL-II pada bagian atas reaktor. Setelah keluar dari unit CCR diharapkan katalis mempunyai aktivitas yang tinggi sehingga dapat dipakai kembali untuk mereforming hidrokarbon. Katalis

yang

dinilai

sudah

berkurang

aktivitasnya

dan

perlu

diregenerasi,dikeluarkan dari reaktor PL-II (V-3) dan ditampung dalam catalyst collector dengan memanfaatkan gaya gravitasi. Kemudian katalis masuk ke LH-1 untuk ditampung sementara karena kemampuan regen tower yang terbatas. Selanjutnya katalis masuk ke LE-1 yang berguna untuk menaikkan katalis ke regen tower. Sebelum masuk ke regen tower, katalis terlebih dahulu dipisahkan dari debu di DH. Debu yang terpisah dari katalis kemudian ditampung di dust collector. Katalis kemudian masuk ke regen tower untuk diregenerasi. Di regen tower, katalis dibakar dengan udara panas pada suhu

kemudian

diinjeksikan klor dalam bentuk PDC. Keluaran reaktor akan ditampung di surge hopper setelah sebelumnya dikeringkan pada bagian bawah regen tower, kemudian katalis dikirim ke LH-2. Dari LH-2, katalis dikirim ke LE-2 untuk diteruskan ke bagian reduksi. Setelah direduksi, katalis dapat digunakan kembali dan aktivitasnya kembali seperti semula.

3.2.2 Hydro Cracking Complex (HCC) Fungsi utama bagian ini adalah melakukan perengkahan hidrokarbon dengan bantuan hidrogen menghasilkan fraksi-fraksi yang lebih ringan. Bagian ini termasuk dalam new plant, yang terdiri dari lima unit operasi, antara lain 1. Hydrocracker Unibon Unit (HCU) – unit 211 dan unit 212 2. Hydrogen Plant – unit 701 dan unit 702 Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

63


3. Amine & LPG Recovery – unit 410 4. Sour Water Stripper (SWS) – unit 840 5. Nitrogen Plant – unit 940 1. Hydrocracker Unibon (HCU) – 211/212 HCU berfungsi mengolah HVGO (Heavy Vacuum Gas Oil) dan HCGO (Heavy Coker Gas Oil) menjadi fraksi-fraksi yang lebih ringan melalui proses perengkahan berbantuan gas hidrogen (hydrocracking). Katalis yang digunakan pad unit ini adalah DHC-8. Katalis ini terdiri dari metal site Ni dan W untuk reaksi hidrogenasi dan acid site Al2O3.SiO2 sebagai power cracking. Katalis mempunyai dua fungsi, yaitu membantu proses perengkahan hidrokarbon yang memiliki berat molekul tinggi dan hidrogenasi minyak tak jenuh. Reaksi perengkahan parafin dimulai dengan pembentukan olefin pada metallic center dan pembentukan ion karbonium dari olefin pada acidic center. Laju reaksi hydrocracking meningkat seiring dengan kenaikan berat molekul parafin. Pembentukan fraksi C4 dalam isobutana perlu dicegah karena fraksi tersebut cenderung membentuk tersier butil karbonium. Produk yang dihasilkan unit ini adalah gas dan LPG yang akan diolah lebih lanjut di unit Amine & LPG Recovery, light naphtha yang akan digunakan sebagai komponen blending premium, heavy naphtha yang akan digunakan sebagai umpan unit NHDT, light dan heavy kerosene yang akan dipakai sebagai komponen blending kerosin dan atau avtur, Automotive Diesel Oil (ADO), serta bottom product yang akan digunakan sebagai komponen blending ADO. Umpan HVGO dan HCGO dimasukkan ke dalam V-24 untuk menampung dan menjaga kestabilan aliran sistem. Sebelum masuk ke V-24, umpan dilewatkan F-1 untuk menghilangkan pengotor. Kemudian umpan dicampur dengan gas H2 tekanan tinggi (170 kg/

) dan dipanaskan dalam H-1 hingga temperature

sebelum masuk ke reaktor V-1 dan V-2 yang disusun seri. Sedangkan umpan dari bottom fractionator masuk ke V-25 dan dipanaskan di H-1 lalu masuk ke reaktor V-3 pada suhu

. Di dalam ketiga reaktor ini terjadi reaksi

perengkahan hidrokarbon menjadi fraksi-fraksi ringannya. Temperatur keluaran reaktor adalah

. Produk keluaran V-2 akan digunakan untuk memanaskan


64


umpan untuk mengurangi beban H-1. Produk dari V-2 dan V-3 kemudian didinginkan dengan dilewatkan E-1, E-2, E-3, dan E-4. Kemudian produk diteruskan ke V-8 untuk dipisahkan antara fasa gas dan fasa cairnya. Fasa gas yang mengandung H2 akan dialirkan ke C-1 dan digabung dengan recycle gas yang akan ditambahkan ke umpan. Air yang dihasilkan akan dikirim ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut. Sedangkan hidrokarbon yang telah dipisahkan diteruskan ke V-9 dan V-10 untuk memisahkan gas-gas yang masih tersisa. Gas yang diperoleh dari kedua flash drum tersebut akan dikirim ke unit Amine & LPG Recovery. Sedangkan air yang dipisahkan akan kirim ke unit SWS. Hidrokarbon yang telah dipisahkan akan masuk ke kolom fraksionator. Fasa cair dari V-10 dialirkan ke V-12 untuk dihilangkan fraksi C1-C4nya. Fraksi ringan ini akan dtampung di V-13 untuk dipisahkan fasa gas dan fasa cairnya. Fasa gas yang mengandung LPG dikirim ke Amine & LPG Recovery, fasa cairnya sebagian juga dialirkan ke unit tersebut dan sebagian lagi digunakan sebagai refluks V-12. Air yang berhasil dipisahkan dialirkan ke unit SWS. Produk bawah V-12 sebagian digunakan sebagai refluks melalui H-2 dan sebagian lagi diumpankan ke kolom fraksionator V-14 setelah sebelumnya dipanaskan dengan H-3. Produk atas V-14 berupa gas dikondensasikan dan ditampung di V-19. Fasa gas dari V-19 dibakar di flare, sebagian fasa cair digunakan sebagai refluks dan sebagian lagi masuk ke V-20 untuk diambil naftanya. Produk atas V-20 berupa gas yang didinginkan dialirkan ke V-21, fasa gas dari V-21 diteruskan ke fuel gas system atau dibakar di flare, sedangkan fasa cair sebagian digunakan sebagai refluks, dan sebagian lagi dialirkan ke V-22. Produk bawah V-20 adalah heavy naphtha. Produk atas V-22 dipisahkan di V-23, fraksi gas dialirkan ke fuel gas sistem atau dibakar di flare, sedangkan fraksi cair Amine & LPG Recovery, dan sebagian dikembalikan sebagai refluks. Produk bawah V-22 adalah light naphta. Produk samping dari V-14 diambil pada temperatur

dan dialirkan

ke kolom V-18. Fasa gas dari V-18 dikembalikan ke V-14, sedangkan fasa cairnya diambil sebagai produk berupa light kerosene dan sebagian dikembalikan ke kolom V-18. Produk samping kedua diambil pada temperatur Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

dan 65


dipisahkan di kolom V-17. Produk atas V-17 dikembalikan ke kolom V-14, sedangkan fasa cair sebagian dikembalikan ke kolom V-17 dan sebagian lagi diambil sebagai produk berupa heavy kerosene. Aliran samping ketiga diambil pada temperatur

dan dimasukkan ke kolom V-16. Fasa gas dari V-16

dikembalikan ke V-14, fasa cair sebagian dikembalikan ke kolom V-14 dan sebagian lagi diambil sebagai produk berupa ADO (solar). Produk bawah V-14 dialirkan ke V-103 dan V-104 dan digunakan sebagai recycle feed untuk reaktor V-3. 2. Hydrogen Plant – 701/702 Unit ini berfungsi untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian lebih dari 97%. Gas hidrogen akan digunakan dalam proses hydrotreating dan hydrocracking, sebagai make up serta sebagai recycle gas untuk beberapa unit proses. Umpan yang digunakan dalam unit ini adalah LPG dari unit Amine & LPG Recovery dan gas yang berasal dari unit platforming dan Amine & LPG Recovery. Reaksi – reaksi yang terjadi dalam unit ini antara lain adalah desulfurisasi, steam reforming, HTSC dan LTSC untuk menghilangkan CO, CO2 absorption, serta metanasi. Kapasitas produksi unit ini adalah 43.455

/jam untuk masing–masing

plant. Umpan unit ini terdiri dari 86.3 %-w offgas dari Amine & LPG absorber, 13.7 %-w net offgas dari unit Platforming, dan LPG sebagai cadangan. Produk gas hidrogen yang dihasilkan unit ini diharapkan memiliki kemurnian lebih dari 97 %, kandungan oksida karbon maksimum 30 ppm, kandungan metan maksimum 3 %, dan tidak mengandung nitrogen serta sulfur. Umpan yang terdiri dari gas kaya hidrogen dilewatkan melalui E-2, kemudian dihilangkan kandungan sulfurnya dalam V-6A dan V-6B pada suhu tinggi. Produk V-6 dicampur dengan steam, dipanaskan pada tungku pemanas hingga temperatur

kemudian masuk ke H-1 dan mengalami proses

reforming menghasilkan gas hydrogen dan CO2 dengan bantuan katalis nikel yang berada di dalam tube reformer. Gas keluar dari H-1 pada temperatur dan diambil panasnya dengan E-4 serta E-5.


66


Gas keluar dari E-5 dan masuk ke HTSC V-7 pada temperatur

.

Kemudian produk V-7 didinginkan melalui E-6. Gas masuk ke E-7 yang dimanfaatkan untuk memproduksi MP steam. Gas kemudian diproses lebih lanjut di LTSC V-8 untuk konversi CO yang tersisa menjadi CO2. Produk reaksi V-8 dikondensasikan di E-11. Kondensat yang banyak mengandung H2S atau produk bawah dicampurkan dengan air hasil reaksi metanasi di V-11, menghasilkan H2SO4. Cairan yang banyak mengandung asam ini lalu dialirkan ke V-15 bersama-sama dengan produk atas V-12 yang banyak mengandung gas CO2. Produk atas kolom V-15 adalah gas CO2 sedangkan produk bawah dialirkan ke unit SWS. Produk atas separator V-11 yang banyak mengandung gas CO2 dimasukkan ke V-17 untuk menghilangkan kandungan CO2. Gas CO2 ini akan diabsorbsi oleh larutan Benfield dengan zat pengaktif DEA (dietanolamin). Larutan Benfield yang kaya kandungan CO2 dimasukkan ke V-12 untuk pengambilan CO2 dengan cara pemanasan. Produk atas V-12 masuk ke kolom V15 sedangkan cairan Benfield yang miskin CO2 (lean benfield) dialirkan ke separator V-13, kemudian digunakan kembali sebagai absorber CO2 di V-17. Produk atas V-17 dialirkan ke V-18 untuk pencucian dengan air, lalu masuk ke E6, dan akhirnya ke V-9 untuk proses metanasi. Pada kolom V-9, CO dan CO2 yang masih tersisa diubah menjadi metana dan air. Gas hidrogen dan metana dipisahkan dari air di V-10. Gas hidrogen dengan kemurnian 97% dan metana dikirim ke unit-unit proses sedangkan air digunakan untuk melarutkan gas H2S. 3. Amine & LPG Recovery – 410 Unit ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan sulfur dalm gas dan LPG yang dihasilkan unit-unit lain. Penghilangan sulfur ini bertujuan untuk mencegah teracuninya katalis dalam unit proses dan mencegah terjadinya korosi dalam tangki LPG. Kapasitas amine dan LPG recovery pada unit ini masing–masing adalah 20.000 Nm3/jam dan 15 m3/jam. Umpan unit ini dapat dikategorikan menjadi dua jenis yaitu gas dan LPG. Gas berasal dari berbagai unit proses seperti HCU, PL-I, NHDT, dan DHDT. Sedangkan umpan LPG berasal dari HCU dan Pl-II. Produk Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

67


dari unit ini berupa gas dan LPG yang diharapkan sesuai dengan spesifikasi yang telah disebutkan di atas. Umpan gas dari berbagai unit ditampung dalam V-1 untuk menghilangkan kandungan cairan yang terbawa. Gas yang dipisahkan dipakai sebagai fuel gas, sedangkan fasa cairnya dialirkan ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut. Fasa gasnya kemudian dipanaskan dengan E-1 dan ditambah dengan MP gas yang berasal dari HCU. Gas ini kemudian masuk ke V-3 untuk pemisahan cairan yang masih tersisa. Produk bawah V-3 dialirkan ke unit SWS dan HCU sedangkan produk atasnya masuk ke V-5 untuk pemisahan gas ringan. Gas yang berhasil dipisahkan sebagian dipakai untuk unit H2 plant dan sebagian lagi digunakan sebagai fuel gas. Produk bawah V-5 yang kaya amine dialirkan ke V-7. Produk V-7 berupa cairan yang banyak mengandung H2S dialirkan dari bawah dan dipanaskan dengan E-4, kemudian menuju V-8. Produk atas V-8 dengan temperatur

didinginkan dengan E-4, kemudian masuk ke V-9.

Produk V-9 berupa gas dialirkan ke flare, sedangkan cairan yang mengandung MEA dikembalikan ke V-8. Produk bawah V-8 berupa lean amine (MEA yang mengandung sedikit H2S) sebagian dialirkan ke E-3 untuk pemisahan lebih lanjut dan sebagian lagi dibagi menjadi dua aliran yaitu ke V-7 dan ke V-5. Lean amine yang menuju E-3 juga dibagi menjadi dua, sebagian langsng dialirkan ke E-3 dan sebagian lagi didinginkan melalui E-2 kemudian masuk ke F-1AB. Dari F-1AB, lean amine dialirkan ke V-5, V-6, V-7, dan V-8. Lean amine yang ke E-3 dipanaskan kembali dengan MP steam kemudian dikembalikan ke V-8. Debuthanizer net liquid dan naphtha stripper overhead liquid dari unit HCU dialirkan ke V-6. Lean amine dari F-1AB diinjeksikan pada bagian puncak V-6, sehingga H2S dalam LPG terabsorbsi oleh lean amine contaminated. Produk atas V-6 ditampung di V-18 untuk pemisahan fasa gas dan fasa cairnya. Fasa cair berupa rich amine dialirkan menuju V-8 bersama dengan produk bawah V-6 yang juga berupa rich amine. Sedangkan fasa gasnya dialirkan ke V-11 untuk dilakukan pencucian menggunakan soda kaustik sehingga H2S yang tersisa bereaksi membentuk garam natrium sulfida. LPG yang sudah mengalami pencucian dialirkan ke V-12 untuk difiltrasi. Garam hasil reaksi di V-11 dan filtrat V-12


68


dialirkan ke treatment sehingga bisa digunakan kembali. Sedangkan LPG dialirkan ke deethanizer (V-13) setelah dipanaskan dengan E-7AB. Produk atas V-13 berupa fraksi ringan (C1 dan C2) dialirkan menuju V-14 setealah sebelumnya didinginkan dengan E-8. Kondensat V-14 dipompakan dengan P-3AB ke puncak kolom sebagai total refluks sedangkan gas yang tak terkondensasi dialirkan ke V-3 untuk diolah menjadi feed gas off absorber. Sedangkan produk bawah V-13 berupa LPG dialirkan ke sphere tank system setelah sebelumnya digunakan untuk memanaskan umpan V-13 dan didinginkan dengan E-15. 4. Sour Water Stripper – 840 Unit ini berfungsi untuk menurunkan kandungan H2S dan NH3 yang mengkontaminasi air proses sehingga dapat digunakan kembali dan tidak mencemari jika dibuang ke lingkungan. Unit ini mampu menghilangkan 97%-v H2S dan 90%-v NH3 dari umpan.. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 10.3 MBSD. Umpan unit ini berasal dari unit NHDT, HCU, HVU, DCU, DHDT, Amine & LPG Recovery, dan KO drum dari flare system. Produk dari unit ini diharapkan memenuhi standar baku mutu kandungan

dan

yang telah disebutkan di atas.

Umpan berupa air buangan proses (sour water) dari berbagai unit dipisahkan antara fasa gas dan fasa cairnya di V-1. Fasa gas berupa sour gas dibakar di flare, sedangkan fasa cair berupa minyak dipompakan dengan P-2 ke slope oil tank untuk diolah kembali. Air dari V-1 dipompakan dengan P-1AB ke V-2 untuk pemisahan gas NH3 dan H2S. Sebelum menuju V-2, air dipanaskan terlebih dahulu dengan E-1AB dan E-5AB hingga temperatur

. Di V-2, air

dicuci dengan soda kaustik yang berasal dari T-1 untuk menghilangkan kandungan asam. Produk atas V-2 berupa gas dibakar di flare, sedangkan cairan dari puncak kolom didinginkan dengan E-4 kemudian dipompakan kembali ke V2 dengan P-4AB. Produk bawah V-2 sebagian dikembalikan ke kolom setelah dipanaskan dengan E-2 menggunakan LP steam dan sebagian lagi dialirkan ke unit HVU setelah sebelumnya digunakan untuk memanaskan umpan V-2.


69


5. Nitrogen Plant – 940 Unit ini berfungsi untuk menghasilkan gas nitrogen yang digunakan untuk startup dan shut-down unit proses, regenerasi katalis, dan media blanketting tangki. Gas nitrogen diperoleh dengan cara pemisahan oksigen dan nitrogen dari udara berdasarkan titik embunnya dengan temperatur operasi -

C. Nitrogen

akan mengalir ke bagian atas kolom dan oksigen akan berkumpul di bagian dasar kolom sebagai cairan karena nitrogen mempunyai titik embun lebih rendah dari oksigen. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 500

/hari. Proses ini

menggunakan molecular sieve absorber untuk menyerap uap air dalam udara. Udara bebas bersama udara recycle dihisap dengan C-81AB yang masingmasing terdiri dari dua stage. Udara yang telah dimanfaatkan kompressor stage satu didinginkan di intercooler kemudian di stage kedua dimanfaatkan hinggga tekanan 6 kg/

, selanjutnya udara dialirkan ke E-90. Sebagai media

pendingin adalah air garam yang didinginkan dengan system fresh refrigerant di E-94. Embun yang terjadi dipisahkan dalam V-84. Sebelum diumpankan ke kolom, udara didinginkan di pendingin udara E85. Di E-58 ini, udara proses dibagi menjadi dua yaitu udara tekanan tinggi keluaran E-85 yang akan dialirkan menuju engine turbine untuk diambil energi kinetiknya dan udara keluaran E-85 pada titik cairnya (

) yang akan

diumpankan ke V-83 dari bagian bawah. Nitrogen yang mempunyai titik didih lebih rendah dari oksigen akan menguap ke bagian atas kolom dan oksigen akan mengumpul di dasar kolom sebagai cairan. Oksigen dari dasar kolom dialirkan ke E-86 untuk didinginkan. Cairan dingin ini kemudian dialirkan ke E-95 untuk pengembunan. Nitrogen cair sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian lagi dialirkan ke tangki penyimpanan. Nitrogen cair keluaran E-95 diambil sebagai produk dan dialirkan ke V-18AB. Sebelum dikirim ke unit proses, nitrogen cair diuapkan terlebih dahulu dengan E-81, E-82, E-83, dan E-88.

3.2.3. Heavy Oil Complex (HOC) Fungsi utama bagian ini adalah mengolah fraksi berat hidrokarbon menjadi fraksi- fraksi ringannya. Bagian ini termasuk dalam new plant, yang terdiri dari empat unit operasi, antara lain Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

70


1. High Heavy Vacuum Distillation Unit (HVU) – unit 110 2. Delayed Coking Unit (DCU) – unit 140 3. Distillate Hydrotreating Unit (DHDT) – unit 220 4. Coke Calciner Unit (CCU) – unit 170 1. High Heavy Vacuum Distillation Unit (HVU) – 110 Unit ini berfungsi untuk memisahkan umpan berupa Low Sulphur Waxy Residue (LSWR) yang berasal dari unit CDU menjadi fraksi yang lebih ringan berdasarkan titik didihnya. Prinsip dasar operasi unit ini adalah distilasi pada keadaan vakum. Keadaan vakum diperoleh dengan cara menarik produk gas pada bagian atas kolom dengan menggunakan tiga buah steam jet ejector yang disusun seri sehingga terjadi penururunan tekanan reaktor. Keadaan vakum ini diperlukan untuk menurunkan titik didih LSWR sehingga pemisahan fraksi – fraksi minyak mentah dapat berlangsung dengan lebih baik tanpa terjadi thermal cracking. Proses pemisahan berlangsung pada temperatur

C dan tekanan 18-22 mmHg.

Kapasitas pengolahan unit ini adalah 92.6 MBSD. Umpan LSWR yang berasal dari unit CDU ditampung di V-3 untuk dihilangkan gasnya yang kemudian akan dibakar di flare. Umpan kemudian dialirkan ke V-5AB untuk penghilangan kandungan garam (desalting) dengan menggunakan air yang berasal dari unit SWS. Keluaran V-5AB yang berupa brine akan diolah sehingga dapat digunakan kembali, sedangkan minyak yang sudah tidak mengandung garam akan dialirkan ke V-1 setelah sebelumnya dipanaskan dengan E-2, E-3, dan H-1AB. Umpan masuk ke V-1 pada temperatur 400oC. Produk atas diserap dengan mengggunakan J-51, J-52, dan J-53 kemudian didinginkan dengan E-52, E-53, dan E-54 sebelum masuk ke V-2. Produk atas diserap dengan ejektor yang memanfaatkan MP steam kemudian akan dialirkan ke V-2 setelah didinginkan dengan E-52ABC, E-53, dan E-54. Keluaran yang masih bisa diolah sebagian dikembalikan ke V-1 dan sebagian lagi dialirkan ke slope tank. Gas yang dihasilkan dimrnikan dari minyak di V-11 kemudian sebagian digunakan sebagai fuel gas dan sebagian dibakar di flare. MP steam yang digunakan berasal dari V-10 yang menggunakan air sebagai umpan.


71


Produk samping berupa LVGO dan HVGO yang masing – masing diambil pada suhu

dan

. LVGO dipompakan dengan P-9AB dari V-1 dan

didinginkan dengan E-9A. Sebagian LVGO langsung diambil sebagai produk dan sebagian lagi akan dikembalikan ke V-1 setelah dipanaskan terlebih dahulu dengan E-10. HVGO dipompakan dengan P-6ABC dari V-1, sebagian dikembalikan ke V-1 dan sebagian lagi digunakan untuk memanaskan umpan melalui E-1AB dan E-2AB. Kemudian HVGO dilewatkan ke E-8AB untuk pendinginan lebih lanjut. Keluaran E-8AB dibagi menjadi tiga aliran yaitu aliran ke unit HCU 211 dan 212, serta aliran ke tangki HVGO. Produk bawah berupa short residue diambil pada suhu

kemudan didinginkan dengan E-3.

Sebagian residu dikembalikan ke V-1 dan sebagian lagi akan diumpankan ke unit DCU untuk diolah lebih lanjut. Residu juga sebagian dialirkan ke tangki penyimpanan serta sebagian lagi dipanaskan dan diolah kembali di V-1. 2. Delayed Coking Unit (DCU) – 140 Unit ini berfungsi mengolah short residue yang dihasilkan unit HVU menjadi fraksi-fraksi yang lebih ringan, gas, dan coke. Prinsip dasar reaksi yang berlangsung di unit ini adalah thermal cracking (perengkahan hidrokarbon pada temperatur tinggi). Perengkahan ini biasanya dilakukan pada suhu sekitar

C.

Temperatur operasi yang tinggi menyebabkan terjadinya reaksi polimerisasi yang kemudian akan membentuk green coke. Tahap-tahap pembentukan green coke yang terjadi antara lain steaming out (1 jam), steaming out to blowdown system (2 jam), water quenching (5 jam), water fill in (2 jam), dan pengeringan. Steaming out berfungsi untuk menghilangkan fraksi ringan yang masih tersisa. Water quenching menggunakan campuran air dan steam kurang lebih 20 ton air dan 78 ton steam. Sedangkan water fill in merupakan pendinginan menggunakan air pada temperatur dibawah

. Pengeringan dan pengeluaran coke dilakukan dengan

menggunakan air. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 35.4 MBSD. Umpan yang digunakan adalah short residue yang berasal dari unit HVU. Produk yang dihasilkan antara lain adalah gas, nafta, LCGO (Light Coker gas Oil), HVGO (Heavy Coker Gas Oil), dan green coke. Gas akan dimanfaatkan sebagai fuel gas, nafta akan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

72


diumpankan ke unit NHDT, LCGO akan diumpankan ke unit DHDT, HCGO akan diumpankan ke unit HCU, sedangkan green coke akan dijual langsung sebagai produk. Short residue yang panas dari HVU ditampung di V-5 sebelum diumpankan ke V-2. Umpan dipanaskan dengan E-1AB hingga temperatur kemudian masuk ke V-2 untuk proses fraksionasi. Produk atas V-2 berupa gas didinginkan dengan E-8 kemudian masuk ke V-6 untuk dipisahkan dari air. Minyak yang berhasil dipisahkan dikembalikan ke V-2, sedangkan campuran gas sebagian dibakar di flare dan sebagian lagi dialirkan ke V-15. Cairan yang berhasil dipisahkan dari V-15 akan dikembalikan ke V-6. Sedangkan campuran gas ditarik ke V-16 dengan mengunakan C-1. Di V-16 terjadi pemisahan cairan hidrokarbon dari fasa gasnya. Gas yang dihasilkan akan dimanfaatkan sebagai absorber di V-17, sedangkan fasa cairnya akan diumpankan ke V-18. Di V-17 gas akan dimurnikan dari hidrokarbon, gas akan digunakan sebagai fuel gas sedangkan cairan hidrokarbon akan dikembalikan ke V-2. Air yang berhasil dipisahkan dari V-16 akan dialirkan ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut. Hidrokarbon yang dialirkan ke V-18 untuk penghilangan C4. Produk atas V-18 akan dialirkan ke V-19 untuk dipisahkan dari air. Fasa gas yang dihasilkan akan dipakai sebagai flare gas, fasa cairnya akan dikembalikan ke V-18, sedangkan air akan dialirkan ke unit SWS. Fasa cair dari V-19 juga ada yang diumpankan ke V20 untuk pemurnian LPG. Produk bawah V-18 berupa heavy naphtha akan digunakan sebagai umpan unit NHDT. Fraksi hidrokarbon ringan dari V-18 dimurnikan di V-20 untuk menghasilkan LPG. Produk atas V-20 dialirkan ke V21 untuk pemisahan air. Fasa gas dari V-20 akan digunakan sebagai fuel gas, fasa cairnya akan dikembalikan ke V-20, sedangkan air yang berhasil dipisahkan akan diolah lebih lanjut di unit SWS. Produk bawah V-20 berupa unsaturated LPG dialirkan ke tangki penyimpanan. Produk samping V-2 yang diambil pada tray ke-11 dari atas berupa LCGO akan dialirkan ke V-3. Dari V-3 sebagian LCGO akan dikembalikan ke V-2 setelah dimurnikan dari gasnya di V-17. Fasa gas dari V-17 akan digunakan sebaga fuel gas. Sebagian LCGO juga akan diambil sebagai produk sebagai fuel oil, diumpankan ke DHDT, serta masuk ke cooking section. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

73


Produk samping V-2 yang diambil pada tray ke-28 dari atas berupa HVGO akan dialirkan ke V-4. Sebagian HVGO akan dikembalikan ke V-2 dan sebagian lagi akan dipakai untuk quench pada coke chambers. HVGO dari V-4 akan dimanfaatkan untukm memproduksi MP steam pada E-2 dan E-4 sebelum dialirkan ke unit HCU 211/212 serta ke tangki penyimpanan. Produk bawah V-2 yang masih merupakan fraksi berat hidrokarbon akan direngkah dengan proses thermal di V-1. Produk bawah V-2 keluar dari fraksionator pada suhu 330oC, kemudian dipanaskan lebih lanjut di H-1ABCD sebelum masuk ke V-1ABCD. Umpan masuk ke V-1ABCD pada temperatur . Di V-1ABCD terjadi proses thermal cracking pada temperatur

,

tahapan prosesnya mengikuti tahapan yang telah disebutkan di atas. Produkproduk V-1ABCD antara lain adalah heavy hidrokarbon yang akan dialirkan ke V-2 dan coke. Coke dari V-1ABCD akan dialirkan keluar reaktor dan langsung diambil sebagai produk. Kebutuhan air yang digunakan berasal dari T-1, sedangkan kebutuhan steam dipenuhi oleh steam generator. 3. Distillate Hydrotreating Unit (DHDT) – 220 Unit ini berfungsi untuk mengolah LCGO (Light Coker Gas Oil) dari unit DCU dengan cara menjenuhkan material hasil perengkahan yang tidak stabil dan membuang pengotor seperti sulfur dan nitrogen dengan bantan gas hidrogen bertekanan. Katalis yang digunakan dalam proses ini adalah UOP S-12. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 90

/jam. Produk yang dihasilkan

dari unit ini adalah gas, nafta, light kerosene, dan heavy kerosene. Gas yang dihasilkan akan dimanfaatkan sebagai fuel gas, nafta akan diumpankan ke unit HCU, light kero dan heavy kero akan digunakan sebagai komponen blending kerosin dan diesel (ADO). Umpan berupa LCGO ditampung sementara di V-1, fasa gas yang menguap akan digunakan sebagai fuel gas. Kemudian umpan dipanaskan lebih lanjut di H-1 hingga temperatur

sebelum masuk ke V-2 dan V-3. Keluaran

reaktor V-2 akan masuk ke V-3 kemudian akan dialirkan ke V-4 setelah sebelumnya diinjeksi air dari V-7. Air yang berhasil dipisahkan akan dialirkan ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut, fasa gas akan dialirkan ke V-5 dan V-6 yang Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

74


kemudian akan digunakan sebagai recycle gas, sedangkan fasa cair yang mengandung sedikit gas akan dialirkan ke V-8. Fasa cair dari V-4 akan dipanaskan terlebih dahulu dengan E-6 sebelum masuk ke V-8. Temperatur umpan masuk reaktor kurang lebih

. Produk atas

V-8 berupa campuran gas dan nafta dialirkan ke V-9 untuk dipisahkan dari air. Fasa gas akan digunakan sebagai umpan unit Amine & LPG recovery dan fuel gas, air akan dialirkan ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut, dan nafta akan digunakan sebagai umpan unit HCU dan sebagian dikembalikan ke V-8. Produk bawah V-8, sebagian dikembalikan ke V-8 dan sebagian lagi akan dialirkan ke V10. Produk bawah V-8 dilewatkan E-6 kemudian masuk ke V-10. Produk atas V-10 berupa light kero akan dialirkan ke V-11 setelah sebelumnya didinginkan dengan E-9. Sebagian light kerosene akan dikembalikan ke V-10 dan sebagian lagi akan dialirkan ke tangki penyimpanan setelah sebelumnya digunakan untuk memanaskan umpan V-10. Produk bawah V-10 berupa heavy kerosene sebagian akan dikembalikan ke V-10 setelah dipanaskan kembali dengan H-3, sedangkan sebagian lagi akan dialirkan ke tangki penyimpanan setelah didinginkan dengan E-5, E-11, dan E-12. 4. Coke Calciner Unit (CCU) – 170 Unit ini berfungsi untuk mengolah green coke dari unit DCU menjadi calcined coke yang biasanya digunakan sebagai bahan utama pembuatan elektroda. Unit ini tidak beroperasi lagi sejak tahun 1994 karena adanya kerusakan dan tidak diperbaiki karena nilai produknya rendah sehingga tidak memberikan keuntungan. Proses yang terjadi dalam unit ini adalah proses pembakaran pada suhu tinggi (

C) untuk menghilangkan kandungan karbon yang mudah

menguap dan air. Kapasitas utama unit ini adalah 1334 ton perhari. Umpan berupa green coke dari unit DCU dipanaskan pada temperatur dengan H-203 untuk menghilangkan semua zat yang mudah menguap dan

air.

Kemudian

coke

panas

didinginkan

di

E-209

dengan

jalan

mengontakkannya langsung dengan spray water. Panas hasil pembakaran coke di


75


H-204 akan digunakan untuk memproduksi steam pada waste heat boiler. Sedangkan coke yang telah dingin dialirkan ke silo penyimpanan.

3.3 Peralatan-peralatan dalam pengolahan

Hydro Skimming Complex (HSC) 1. Crude Distillation Unit (CDU) – 100 Peralatan-peralatan utama yang terdapat di unit CDU adalah crude distillation tower (T-1), atmospheric sidestream stripper (T-2A untuk kerosin, T2B untuk LGO, dan T-2C untuk HGO). Sedangkan peralatan-peralatan pendukungnya adalah fractionators accumulator (D-1), KO drum (D-2), fuel gas KO drum (D-3), drum (D-5), heater (H-1), reboiler (H-2), heat exchanger (E-1AB, E-2AB, E-3AB, E-4ABCD, E-5, E-6, E-7ABCDEF, E-8ABCD, E-9, E-10, E11AB, E-12AB, E-13), fan (E-14BF), kompresor (C-1ABC), dan pompa (P1ABC, P-2AB, P-3, P-4AB, P-5, P-6AB, P-9, P-10AB). 2. Naphtha Rerun Unit (NRU) – 102 Peralatan-peralatan utama yang terdapat di unit NRU adalah rerun tower (T-1), dan rerun stabilizer (T-2). Sedangkan peralatan-peralatan pendukungnya adalah rerun accumulator (D-1), stabilizer accumulator (D-2), reboiler (H-1), heat exchanger (E-1, E-2AB, E-3, E-4AB, E-5, E-6, E-7), dan pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-4AB, P-5AB).

3. Hydrobon Platforming Unit (PL-I) - 301 Peralatan-peralatan utama yang terdapat di PL-I adalah hydrobon reactor (R-1), hydrobon stripper (T-1), platformer reactor (R-2, R-3, dan R-4), platformer stabilizer (T-2), dan platformer deethanizer (T-3). Sedangkan peralatan-peralatan pendukungnya adalah hydrobon high-pressure separator (D-1), hydrobon stripper receiver (D-2), platformer high-pressure separator (D-5), platformer stripper receiver (D-6), platformer deethanizer receiver (D-9), hydrobon heater (H-1), hydrobon stripper reboiler (H-2), platformer heater (H-3, H-4), platformer stripper Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

76


reboiler (H-6), heat exchanger (E- 1ABCD, E-2AB, E-3ABC, E-4AB, E-5ABCD, E-6AB, E-7, E-9, E-11ABC, E-12, E-14, E- 15, E-16), kompresor (C-1ABC, C100), dan pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-6AB, P- 7AB, P-8AB, P-11AB, P12AB, P-30). 4. Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT) – 200 Peralatan-peralatan utama yang terdapat di NHDT adalah hydrotreating reactor (V-1), naphtha stripper (V-2), dan naphtha splitter (V-3). Sedangkan peralatan-peralatan pendukungnya adalah feed surge drum (V-4), high pressure hydrotreating separator (V-5), naphtha stripper receiver (V-6), naphtha splitter receiver (V-7), high pressure

drum (V-8) compressor suction drum (V-9),

heater (H-1), stripper reboiler (H-2), splitter reboiler (H-3), heat exchanger (E1ABCD, E-3, E-5, E-6, E-7, E-9, E-11, E-13), fan (E-2, E-8, E-10, E-12), kompresor (C-1AB), dan pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-4AB, P-5AB, P6AB). 5. Platforming II Unit (PL-II) – 300 Peralatan-peralatan utama yang terdapat di PL-II adalah platformer reactor (V-1, V-2, V-3), low pressure separator (V-4), high pressure separator (V-5), debuthanizer (V-6), debuthanizer overhead receiver (V-7), dan vapor wash tower (V-12). Sedangkan peralatan-peralatan pendukungnya adalah steam drum (V-8, V-9, V-10), condensate drum (V-11), platformer charge heater (H-1), platformer no.1 interheater (H-2), platformer no.2 inter heater (H-3), debuthanizer reboiler (H-4), heat exchanger (E-1, E- 3, E-4, E-5ABCD, E-7, E-9,E-10), fan (E-2ABCD, E-6AB, E-8), recycle compressor (C-1), net gas booster compressor (C-2AB), dan pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-6AB, P-7AB, P-9AB). 6. Continuous Catalyst Regeneration Unit (CCR) – 310 Peralatan – peralatan utama yang terdapat pada unit CCR antara lain regen tower, lock hopper 1 (LH-1), lock hopper 2 (LH-2), lift engagers 1 (LE-1), lift engagers 2 (LE-2), dust collector, surge hopper, disengaging hopper (DH),


77


catalyst collector, fan (CM-1, CM-2, CM-3, CM-4), purge exchanger (PI-305), heater (H-1, H-2, H-3).

Hydro Cracking Complex (HCC) 1. Hydrocracker Unibon (HCU) – 211/212 Peralatan utama yang terdapat dalam unit HCU antara lain adalah fresh feed reactor (V-1, V-2), recycle reactor (V-3), HP separator (V-8), MP flash drum (V-9), LP flash drum (V-10), debuthanizer (V-12), debuthanizer overhead receiver (V-13), fractionator (V-14), diesel and kerosine stripper (V-16, V-17, V18), fractionator receiver (V-19), naphtha splitter (V-20, V-22), naphtha splitter receiver (V-21, V-23), fresh feed surge drum (V-24), recycle feed surge drum (V25), backwash drum (V-26), stage suction drum (V-27, V-28, V-29), heater (H-1, H-3, H-3), heat exchanger (E-1, E-2, E-3, E-4, E-21, E-24, E-25, E-28), pompa (P-1 s.d. P-25), filter (F-1, F-2) dan kompresor (C-1, C-2). 2. Hydrogen Plant – 701/702 Peralatan–peralatan yang terdapat dalam unit H2 plant antara lain adalah desulfurizer (V -6A, V-6B), steam reformer (H-1), HTSC (V-7), LTSC (V-8), CO2 absorber (V-17), methanator (V-9), KO drum (V-3), steam KO drum (V-5), methanator product condensate separator (V-10), shift converter condensate separator (V-11), Benfield stripper (V-12), Lean Benfield flash drum (V-13), Benfield stripper overhead accummulator (V-15), Benfield sol. carbon filter (V16), hidrogen water-wash drum (V- 18), heater (CC1, CC2, CC3, CC4), LPG evaporator (E-2), heat exchanger (E-3, E-4, E-5,E-6, E-8, E-10), Benfield reboiler (E-11), cooler (E-7, E-11), pompa (P-1A, P-2, P-3AB, P-4AB, P-7AB), filter (F1), dan kompresor (C-1). 3. Amine & LPG Recovery – 410 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah KO drum (V-1), separator (V-3), vapour amine absorber (V-5), LPG amine absorber (V-6), caustic wash (V-11), amine stripper (V-8), dethanizer (V-13), amine settler (V-18), LPG sand filter (V-12), rich amine flash drum (V-7), amine reclaimer (E-3), stripper Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

78


receiver (V-9), deethaanizer overhead receiver (V-14), desuperheater (DS-1), heat exchanger (E-1, E-2, E-4, E-5, E-7, E-8, E-9, E-15), fan (E-13, E-14), filter (F1AB), pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-6), dan kompresor (C-1AB). 4. Sour Water Stripper – 840 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah sour water degassing drum (V-1), kolom stripper (V-2), caustic tank (T-1), pompa (P1AB, P-2, P-3AB, P-4AB), heat exchanger (E-1AB, E-2), fan (E-3, E-4), dan cooler (E-5AB). 5. Nitrogen Plant – 940 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah flash drum (V-84), kolom rektifikasi (V-83), tangki (V-18AB), screw compressor (C81AB), cooler (E-90), dan heat exchanger (E-81, E-82, E-83, E-85, E-86, E-88, E94, E-95).

Heavy Oil Complex (HOC) 1. High Heavy Vacuum Distillation Unit (HVU) – 110 Peralata-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah vacuum tower (V-1), condensate receiver (V-2), feed surge drum (V-3, V-4), 1st dan 2nd stage desalter (V-5A, V-5B), tempered water expansion drum (V-6), continue blowdown (V-8), intermediet blowdown (V-9), steam disengaging drum (V-10), KO drum (V-11), vacuum heater (H-1A, H-1B), heat exchanger (E-1AB, E2ABC, E-3ABCD, E-4AB, E-52ABC, E- 53, E-54, E-5AB, E-6AB, E-7ABCD, E8AB, E-9A-I, E-10, E-11ABCD, E-12, E-13A-J, E-15, E-16), ejektor (J-51, J-52, J-53), kompresor (C-1AB), dan pompa (P-2AB, P-3ABC,P-4AB, P-5AB, P6ABC, P-7, P-8AB, P-9AB, P-10AB, P-11AB, P-12AB, P-13AB, P-14AB, P15AB).


79


2. Delayed Coking Unit (DCU) – 140 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah coke chambers (V-1ABCD), fractionator (V-2), light coker oil stripper (V-3), heavy coker oil stripper (V-4), feed surge drum (V-5), fractionator overhead receiver (V6), separator (V-7), BDC separator (V-14), BDC KO drum (V-12), blowdown condensor (V-13), compressor surge drum (V-15), HP separator (V-16), absorber (V-17), debuthanizer (V-18), debuthanizer overhead receiver (V-19), LPG splitter (V-20), LPG splitter overhead receiver (V-21), interstage receiver (V-23), tangki air (T-1), fractionatot overhead gas compressor (C-1), heater (H-1 ABCD), desuperheater (DS-1), heat exchanger (E-1 s.d.E-25), ejektor (J-51AB), dan pompa (P-1AB s.d. P-27AB). 3. Distillate Hydrotreating Unit (DHDT) – 220 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah feed surge drum (V-1), reaktor (V-2,V-3), HP separator (V-4), recycle compressor suction drum (V-5), make-up compressor suction drum (V-6), water injection tank (V-7), stripper (V-8), stripper receiver (V-9), splitter (V-10), splitter receiver (V11), heater (H-1, H-2, H-3), recycle and make-up compressor (C-1AB), desuperheater (DH-1), heat exchanger (E-1ABCDE, E-2ABCD, E-3, E-4, E-5, E6, E-7, E-8, E-9, E-11, E12), dan pompa (P-1AB, P-2AB, P-3AB, P-4AB, dan P5AB). 4. Coke Calciner Unit (CCU) – 170 Peralatan-peralatan yang dipakai dalam unit ini antara lain adalah rotary calciner (H-203), incinerator (H-204), hot stack (H-219), waste heat boiler, feed drum (V-201), cooler dust collector (V-212), cooler dishcharge housing (V-210), air curtain blower (C 253), incinerator air fan (C-216), rotary cooler fan (C-213), incinerator start-up burner fan (C-215), nose ring cooling fan (C-206), primary air fan (C-207), secondary air fan (C-211), boiler shut-off damper (E-2), dump damper (E-3), dan rotary cooler (E-209).


80


3.4 Diagram alir proses pengolahan

Diagram alir proses yang terdapat di Pertamina Unit Pengolahan II Dumai. Diagram alir proses ini merupakan penyederhanaan dari proses yang lengkap dan dapat mewakili gambaran umum tiap unit proses. (Terlampir)


81


BAB IV SISTEM MANAJEMEN OPERASI PT. PERTAMINA RU II

4.1 Sejarah berdirinya PT. PERTAMINA (persero) RU II Pembangunan kilang Pertamina Refinery Unit II Dumai dilaksanakan mulai bulan 20 April 1969 atas dasar persetujuan ―Turn Key Project” merupakan hasil kerjasama Pertamina dengan Far East Sumitomo Sloye kaisha yang merupakan kontraktor jepang, kilang ini di kukuhkan dalam surat keputusan direktur Utama PT Pertamina (Persero) Nomor 334 / Kps / DM / 1967. Sedangkan pelaksanaan teknis pembangunan dilaksanakan oleh kontraktor asing yaitu: 1. IHHI ( Ishikawajima-Harima Heavy Industries) untuk

melakukan

pekerjaan kontruksi pembuatan kilang Crude Destillatiopn Unit(CDU) dan fasilitas penunjang pembangkit Utama (Utilities). 2. TAESEI construction, Co., untuk

melakukan pekerjaan kontruksi

pembuatan fasilitas penunjang konstruksi kilang. Unit yang pertama didirikan adalah Crude Distilation Unit (CDU / 100) yang selesai pada bulan Juni 1971. Unit ini dirancang untuk mengolah minyak mentah jenis Sumatera Light Crude (SLC) dengan kapasitas 100.000 barrel/hari. Pada tangal 14 Agustus 1971 kilang ini menjalani uji coba kemudian Peresmian kilang ini dilakukan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 9 September 1971 dengan nama Kilang Putri Tujuh. Produk yang dihasilkan dari kilang ini antara lain: Naphtha, Kerosene, Solar/Automotive Diesel Oil (ADO), Bottom Product berupa 55 % volume Low Sulphur Wax residu (LSWR) untuk diekspor ke Jepang dan Amerika Serikat. Pada tanggal 21 Februari 1973 Naphta Rerun Unit ( NRU) dan Hydrocarbon platformer mulai di operasikan dan pada tanggal 6 september 1973 Platformer unit di serahkan pada pihak P.T. PERTAMINA (Persero) oleh pihak Sumitomo Slolye Kaisha. Pada kilang lama (Existen Plant) ini crude Oli di ubah menjadi Fuel gas, premium, kerosene, ADO (Automtive Diesel Oil) dan residue. Residu atau LSWR (Low Sulphur Waxi Residu) ini merupakan produksi terbanyak yaitu 62%, residu ini perlu pengolahan lebih lanjut, karena Pertamina RU II (persero) belum Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

82


mempunyai unit yang dapat mengolah residu ini, maka residu ini dieksport ke luar negeri yaitu ke Jepang dan Amerika Serikat. Karena perkembangan ekonomi dalam negeri yang makin meningkat, maka kebutuhan BBM pun semakin tinggi, untuk mengurangi ketergantungan BBM kepada luar negeri, maka pemerintah mengambil kebijakan untuk membangun kilang baru yang berfungsi untuk mengolah LSWR menjadi bahan bakar yang siap pakai . Kilang baru (New Plant) ini di beri nama Hydrocracker Unit. Dimana unit ini tidak mengolah minyak mentah tetapi mengolah residu hasil dari topping unit (CDU) Pada Klang Putri Tujuh dan Kilang Sei. Pakning. Pada tanggal 12 November

1979

berdasarkan

surat

keputusan

Dirjen

Migas

No.

0731/Kpts/DM/1979 di bentuk suatu team study pengembangan kilang BBM, yang akan mempelajari pengembangan kilang- kilang di Dumai, Balikpapan dan Cilacap. Berdasarkan laporan team studiy, maka team pengarah yang di bentuk dengan surat keputusan

Menteri Pertambangan

dan Energi No.55/ Kpts /

pertam/1980 yang membuat rekomendasi kepada pemerintah untuk pelaksanaan proyek-proyek tersebut. Pada tanggal 2 April 1980 di tanda tangani perjanjian pemakaian lisensi dan proses desain kilang Dumai dengan Universal Oil Product (UOP) Amerika Serikat sebagai pemegang hak paten proses. Perluasan selanjutnya dilakukan pada tanggal 2 April 1980 dengan ditandatanganinya persetujuan perjanjian kerjasama antara Pertamina dengan Universal Oil Product (UOP) dari Amerika Serikat dengan kontraktor utama Technidas Reunidas Centunion dari Spanyol berdasarkan lisensi proses dari UOP. Tahap-tahap pelaksanaan pembangunan proyek tersebut antara lain: 1. Survei tanah dilaksanakan oleh SOFOCO (Indonesia) dan dievaluasi oleh HASKONING (Belanda). 2. Penimbunan area dilaksanakan oleh PT. SAC Nusantara (Indonesia). Pasir timbunan diambil dari laut di Sekitar Pulau Jentilik (± 8 km dari area proyek) dengan cutter section dredger. 3. Pemancangan tiang pertama dilaksanakan oleh PT. Jaya Sumpiles Indonesia dengan jumlah tiang pancang 18.000 dan panjang 706 km. 4. Pembangunan konstruksi unit-unit proses beserta fasilitas penunjang dikerjakan oleh kontraktor utama Technidas Reunmidas Centunion Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

83


Spanyol yang bekerjasama dengan Pembangunan Jaya Group, dengan subkontraktor: b. DAELIM (Korea) mengerjakan konstruksi: High Vacuum Unit, HC Unibon Unit, Hydrogen Plant Unit, Naphtha Hydrotreater Unit, CCR Platformer Unit, Delayed Coking Unit, Distillate Hydrotreater Unit, dan Amine & LPG Recovery Unit. c. HYUNDAI (Korea) mengerjakan konstruksi unit penunjang dan offsite facilities yang meliputi Power Plant, Boiler Unit, Coke Calciner Unit, Water Treated Boile, Waste Water Treatment Unit, Tank Inter Connection dan Sewer System. d. Pembangunan tangki-tangki penyimpanan dikerjakan oleh Toro Kanetsu Indonesia. e. Pembangunan fasilitas jetty dikerjakan oleh PT. Jaya Sumpiles Indonesia. Pembangunan sarana penunjang seperti pipa penghubung kilang lama dan baru, gedung laboratorium, gudang Fire & Safety, perkantoran dan perumahan karyawan dikerjakan oleh kontraktor-kontraktor Indonesia Pengawasan proyek dilakukan oleh TRC dan Pertamina dibantu oleh konsultan CF Braun dari Amerika Serikat. Setelah proyek perluasan ini selesai dibangun, kilang baru ini diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 16 Februari 1984. Proyek ini mencakup beberapa proses dengan teknologi tinggi yang terdiri dari unit-unit proses sebagai berikut :

1.

High Vacuum Distillation Unit (110)

2.

Delayed Coking Unit (140)

3.

Coke Calciner Unit (170)

4.

Naphtha Hydrotreating Unit (200)

5.

Hydrocracker Unibon (211/212)

6.

Distillate Hydrotreating Unit (220)

7.

Continous Catalyst Regeneration-Platforming Unit (300 / 310)

8.

Hydrobon Platforming Unit/PL-1 (301)

9.

Amine-LPG Recovery Unit (410)


84


10.

Hydrogen Plant (701 / 702)

11.

Sour Water Stripper Unit (840)

12.

Nitrogen Plant (940)

13.

Fasilitas penunjang operasi kilang (utilitas)

14.

Fasilitas tangki penimbun dan dermaga baru.

Beberapa jenis Bahan Bakar Minyak (BBM) yang telah diproduksi oleh Kilang Pertamina UP II Dumai saat ini adalah : 1.

Premium

2.

Jet Petroleum Grade

3.

Aviation Turbin (Avtur)

4.

Kerosene

5.

Automotive Diesel Oil (ADO)

Sedangkan non-BBM antara lain : 1. LPG 2. Green Coke. Saat ini, Pertamina RU II Dumai berencana untuk menghasilkan produk baru dengan nama solar plus untuk bahan bakar busway. Kontribusi kilang Pertamina RU II Dumai dan Sei Pakning terhadap kebutuhan bahan bakar nasional mencapai 22-24%. Desain dan konstruksi Kilang Pertamina RU II Dumai telah menggunakan teknologi tinggi sehingga aspek keselamatan kerja karyawan dan peralatan produksi serta unit pengolahan limbah untuk program perlindungan lingkungan telah dibuat secara memadai dengan mengikuti standar internasional Dalam bidang pengolahan minyak bumi, sampai saat ini Pertamina memiliki tujuh unit pengolahan yang tersebar di beberapa daerah di Indonesia, antara lain: 1. Unit Pengolahan I Pangkalan Brandan. 2. Unit Pengolahan II Dumai dan Sei. Pakning. 3. Unit Pengolahan III Plaju dan Sei Gerong. 4. Unit Pengolahan IV Cilacap dan Cepu. 5. Unit Pengolahan V Balikpapan. 6. Unit Pengolahan VI Balongan, Indramayu. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

85


7. Unit Pengolahan VII Kasim, Sorong.

4.2 Wlayah Kilang PT. PERTAMINA RU II P.T. PERTAMINA RU II (Persero) Dumai terletak dikota administrative Dumai yang berada di tepi pantai timur Sumatra yang berjarak 180 Km dari Pekanbaru, ibukota propinsi Riau. Pada awalnya daerah ini cukup jauh dari pemukiman penduduk, dimana perbatasannya adalah:  Sebelah utara berbatasan dengan selat rupat  Sebelah selatan berbatasan dengan perkampungan penduduk  Sebelah Barat berbatasan dengan komplek perkantoran  Sebelah timu sekitar 8 Km berbatasan dengan perumahan karyawan Pemilihan Dumai sebagai lokasi kilang minyak adalah dengan beberapa pertimbangan antaranya adalah:  Dumai terletak ditepi pantai (Selat rupat) menuju perairan bebas selat malaka, sehingga produk-produk kilang akan mudah didistribusikan melalui transportasi laut, yang dapat dikunjungi kapal – kapal tengker  Riau daratan merupakan lading minyak dan letaknya dekat dengan PT. Chevron Pasific Indinesia sebagai penyalur Crude Oil, yang mampu memproduksi 850.000 barrel/hari  Daerah dumai merupakan dataran rendah yang cukup stabil dan banyak terdapat hutan, yang letaknya cukup jauh dari pusat gempa Sumatera disepanjang pegunungan Bukit barisan sehingga aman untuk perluasan kilang.  Daerah Dumai termasuk kota yang jarang penduduknya, shingga banyak membantu pemerintah dalam pemerataan penduduk.  Tanah daerah Dumai Kurang subur atau rawa sehingga tidak merugikan

Selain pemilihan lokasi, tata letak didalam perusahaan memegang peranan penting dalam menjamin kesuksesan operasi kilang. Tata letak Plant –plant PT. PERTAMINA RU II Dumai (persero)dirancang berdasarkan standar internasional industri pengilangan yaitu:


86


 Memperhatikan betul arah angin tahunan. Berdasarkan angin tahunan pantai dumai yang ke barat daya maka tangki-tangki penimbunan crude maupun produk diletakkan sebelah barat plant. Tanki di kelompokan berdasarkan isi didalamnya membentuk suatu ―tang farm‖.  Unit pengelolaan dikelompokan dalam komplek-komplek berdasarkan kedekatan bahan-bahan yang di olah maupun berkaitan masing-masing unit.  Jalan yang tersedia menjadi jalan utama, yaitu jalan yang sering dilewati kendraan maupun berkaitan jalan pendukung yang menghubungkan antar unit. Kedua jenis jalan mempunyai lebar yang cukup bagi transfortasi kendraan karyawan maupun kendraan berat.  Unit

pengolahan

limbah

diletakkan

berdekatan

dengan

tempat

pembuangan akhir limbah cair (laut)  Sistem perpipaan tersusun secara rapi dalam jalur yang telah ditentukan, baik jalur atas (rak pipa) maupun jalur (bawah pipa)

4.3 Visi dan Misi PT. PERTAMINA (persero) RU II “MENJADI KILANG MINYAK KEBANGGAAN NASIONAL YANG KOMPETITIF MULAI TAHUN 2012” 

Operasi aman dan handal



Margin positif



Kemampuan World – class


87

Performance


HSE Operation Growth  Tidak ada kecelakaan excellence  Disversifikasi dan penyakit akibat  Kehandalan produk dan jasa kerja perlatan dan  Peningkatan proses  PROPER HIJAU kapasitas kilang  Efisiensi energi optimum  HSE certified dan minimasi  Aliansi optimum loss  Efektivitas dan efisiensi biaya  Optimasi feed dan maksimasi valuable product Culture dan mindset

Sustainability

  

Komitmen Dan Role Modeling Profit Oriented Safety minded

Capabilities Dan Leadership  

Pekerja yang profesional Pemimpin yang berkarakter mulia (6C ) dan memiliki intrapreneural insight

 Training dan coaching yang yang tepat sasaran Management infrastructure     

Penerapan knowlage management system Meritoratik appreciation, rewards and consequences Organisasi yang efisien dan terpadu Jenjang karir yang transfaran Konsisten terhadap pelaksanaan sistem managemen mutu (SMKKK dan ISO series)

4.4 Tata Nilai Pertamina 1. Clean (Bersih) Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepetingan,tidak menoleransi

suap,

menjujung

tinggi

kepercayaan

dan

intigerasi.

Berpedoman pada asas – asa tata kelola korporasi yanga baik.


88


2. Competitif (kompetitif) Mampu berkompensi dalam skala regional maupun internasional, mandorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja 3. Confident (percaya diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional,menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggan bangsa. 4. Custemer fecused ( fokus pada pelanggan) Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan. 5. Comercial (komersial) Menciptakan nilai tambahan dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip yang sehat. 6. Capable (berkemampuan) Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki taelnta dan pemguasaan teknik tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan.

4.5 Strategi Perusahaan

Sasaran strategi Berdasarkan hasil analisa SWOT dan GE 9 Cells, RU II menetapkan sasaran strategi utama, yaitu : 1. Peningkatan kehandalan kilang 2. Optimasi biaya produksi 3. Peningkatan kompetensi kerja 4. Peningkatan nilai tambah produk 5. Peningkatan kepuasan pelanggan Tujuan yang paling penting dari sasaran strategi tersebut adalah 

Peningkatan revenue dan cost reduction



Peningkatan kepuasan pelanggan



Peningkatan citra positif perusahaan


89


Dalam

menetapkan

sasaran

–

sasaran

strategi,RU

II

telah

mempertimbangkan tantangan strategi, keunggulan strategi, serta peluang inovasi terhadap produk operasi dan model bisnis. a.Faktor utama : kekuatan, kelemahan, peluang dan ancaman. Deskripsi : 1.Kekuatan  Fasilitas produk dan distribusi yang memadai  Bahan baku kontinyu dan sangat dekat  Kapasitas kilang yang cukup besar  Organisai dan metode kerja yang memadai  SDM dengan kompetensi yang cukup dalam pengoperasian kilang  Pangsa pasar tetap ( captive market ) 2.Kelemahan  Kehandalan kilang  Biaya propduksi dan loses tinggi  Konfigurasi kilang belum sepenuhnya optimal  Budaya kerja belum sepenuhnya berorientasi pada profit center  Pengolahan produksi kilang belum mempertimbangkan aspek bisnis yang sesungguhnya. 3.peluang  Pasar bbm tumbuh 5 – 6 % pertahun  Pemasok tunggal untuk 2-3 tahun mendatang  UU Migas baru  Pemasaran jenis produk baru 4.ancamam  Kompetitor 3-4 tahun mendatang  Sistem perpajakan yang baru (PPN)  Aturan lindungan lingkungan Tuntutan kwalitas produk Sumber data : Indetifikasi resource dan capabilities, bussiniess plant dit. Regulasi Metode Analisa Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

90


SWOT analysis b. Faktor utama : Perkembangan,pasar,preferensi pelanggan,persaingan, regulasi Deskripsi 1. Pengembangan teknologi kilang diarahkan pada efisiensi dan safety serta trend produk ramah

lingkungan.

2. Perlu peningkatan nilai tambah produk LSWR dan Green Coke 3. RU II fokus pada pangsa pasar BBM wilayah sumatera Strategi pemasaran produk NBM dan BBK melalui kontrak jangka pendek dan panjang dengan trading company Sumber data : Bussines Plan Dit.P. lap. Bulanan RU II Metode Analisa Analisa SWOT, Analisa SWOT, Analisa GE 9 CELL, Koodinasi dengan Pemasaran Niaga c.Faktor utama : Keberlangsungan perusahaan jangka panjang Deskripsi 1. potensi resiko sosial (pencemaran,keluhan masyarakat dan pemda) diantisipasi denan menerapkan SML ISO-4001 dan peningkatan ComDev. 2. Potensi resiko berkurangnya pasokan crude dari PT. Chevron diantisipasi dengan mencari jenis crude alternatif serta penyediaan fasilitas penerimaan. 3. Potensi resiko aspek safety diminimalisikan dengan implementasikan MKP dan survey oleh asuransi. Pemenuhan standar internasional diantisipsi dengan iplementasi ISO-9001 -, ISO14001, dan ISO -7025. Sumber data : Laporan surveillance dari external auditor serta hasil survey USU ,hasil rapat RCC,laporan survey asuransi. Metode Analisa Survey,rapat koordinasi, assesment


91


d.Faktor Utama : Kemampuan perusahaan untuk mengeksekusi rencana strategi Deskripsi 1. Perlu alokasi sumber daya untuk menjamin terlaksananya rencana strategi 2. Cascading KPI menjadi KPI fungsi/bagian dan SMK individu 3. Prosedur untukmengantisipasi terjadinya perubahan terhadap strategi atau sasaran yang telah ditetapkan, termasuk realokasi sumber daya. Sumber data : SAP Metode Analisa Evaluasi ketersediaan sumber daya (Finansial,SDM) 1. Berdasarkan kebijakan strategi Dit. Pengolahan yang dijabarkan lebih lanjut menjadi perencanaan Strategi RU II General Manager bersama Tim Manajemen menyusun rencana kerja dan target kinerja disusun dengan mempertimbangkan

kinerja

sebelumnya,kemampuan

finansial,

kemampuan dan kehandalan peralatan dan kemampuan SDM. 2. Rencana Kerja RU II di jabarkan menjadi Rencana Kerja tiap fungsi dan bagian yang tercermin dalam KPI sampai menjadi SMK bgi tiap pekerja.

4.6 Struktur Organisasi Pusat Pertamina dikelola oleh suatu dewan direksi perusahaan dan diawasi oleh suatu komisaris / pemerintah RI.Pelaksanaan kegiatan diawasi oleh seperangkat pengawas yaitu lembaga negara dan dari unsur pemerintah sendiri. Berdasarkan Kepres No.218 / M / 2001 D TD Presiden RI tanggal 2 Juli 2001 dan tanggal 9 Juli 2001 berlangsung serah terima jabatan direksi Pertamina dengan susunan : 1. Direktur Utama. 2. Direktur Hulu dan Deputi Direktur Hulu. 3. Direktur Hilir : 

Deputi Bidang Pemasaran dan Niaga.



Deputi Direktur Pengolahan.



Deputi Direktur Bidang Perkapalan.


92


4. Direktur Keuangan. 5. Direktur Pengembangan. 6. Direktur Manajemen Produktion Sharing.

Selain jabatan diatas,ada juga jabatan lain yang dibentuk yaitu : 1. KADIV BBM

:

Manajer senior rencana ekonomi dan operasi

BBM. 2. KADIV G&P : Manager senior rencana ekonomi dan operasian BBM/petrokimia 3. KADIV Teknik

:

Manager senior kehandalan dan jasa operasi

4. K3/LL

:

Manager K3/LL

5. Keuangan

:

Manager keuangan

6. URS Personalia

:

Manager personalia

7. URS Logistik

:

Manager logistik

Dewan Direksi dipimpin oleh seorang direktur utama. Dalam operasinya direktur utama pertamina dibantu oleh enam direktorat dimana setiap direktorat dipimpin oleh seorang Direktur. Direktorat-direktorat tersebut adalah:

a.

Direktorat Ekplorasi dan Produksi Bertugas mempertahankan dan meningkatkan produksi minyak dan gas bumi, baik untuk menyediakan BBM yang diperlukan didalam negeri, maupun ekspor guna meningkatkan pendapatan negara.

b.

Direktorat Pengolahan Secara kegiatan pengolahan adalah mengusahakan tersedianya produkproduk migas berupa BBM maupun bahan baku, dengan menggunakan perangkat kilang-kilang minyak, gas dan petrokimia yang ada maupun yang akan dibangun dan kemudian mengoperasikannya secara optimal, ekonomis, dan efisien.


93


c.

Direktorat Pembekalan dan Pemasaran Dalam Negeri (PPDN) Sasaran kegiaanPPDN adalah meningkatkan kelancaran distribusi produk BBM atau Non BBM untuk kebutuhan dalam negeri dalam jumlah yang cukup, tepat waktu, efektif dan efisien.

d.

Direktorat Perkapalan, kebandaraan, dan telekomunikasi Menyelenggarakan angkutan lalu lintas laut minyak bumi dan produkproduknya untuk mendistribusikan ke seluruh Indonesia

e.

Direktorat keuangan Mengelola keuangan dan pendanaan proyek perusahaan yang dinilai sehat, baik dari segi reabilitas, likuiditas, maupun solvabilitas sehingga mampu mendukung proyek yang akan diadakan.

f.

Direktorat Umum Meningkatkan pembinaan organisasi

dan sumber daya

menusia.

Mengusahakan peningkatan volume penjualan dan perluasandaerah pemasaran dalam negeri. Meningkatkan citra Pertamina di mata masyarakat internasional, dengan mempromosikan iklim usaha yang lebih menarik.

4.7 Struktur organisasi pertamina RU II Dumai ( Persero ) Untuk mengetahui lebih lanjut mengenai bagian-bagian yang ada di

P.T.

PERTAMINA RU II Dumai ( Persero ) – Sei. Pakning, maka dirincikan bidang kegiatan sesuai eselon seperti pada bagan struktur organisasi P.T. PERTAMINA RU II Dumai (Persero ) :


94

Gambar 4.1 Struktur Organisasi PT. Pertamina RU II, Dumai



95


a. Perencanaan dan keekonomian Bidang ini berfungsi untuk melakukan perencanaan dan penjadwalan crude produksi P.T PERTAMINA RU II Dumai ( Persero ),serta melakukan penilaian-penilaian keekonomian berdasarkan perencanaan tersebut. Bidang ini terdiri dari 2 bagian yaitu : 1. Perencanaan Crude Production dan keekonomian. 2. Penjadwalan Crude produksi.

b. Engineering dan Pengembangan Dalam melaksanakan kegiatannya dipimpin oleh seoranh manajer yang bertanggung jawab atas teknologi proses, mutu produksi yang dihasilkan, rekayasa teknik dan perencanaan, serta saran-saran perbaikan pengoperasian peralatan produksi. Bagian ini terbagi atas 3 bagian yaitu : 1. Proses Engineering. 2. Fasilitas Engineering. 3. Proyek Engineering.

c. Keuangan Bertugas dan bertanggung jawab atas keuangan perusahaan yang meliputi fungsi administrasi, kebendaharaan dan anggaran,keuangan minyak dan akuntansi perusahaan. Bidang ini terdiri dari tiga bagian yaitu : 1. Kontroler. 2. Akuntansi perusahaan. 3. Perbendaharaan.

d. Umum Bidang umum bertugas dan bertanggung jawab atas fasilitas yang diberikan perusahaan kepada karyawannya yang dipimpin oleh seorang manajer umum yang membawahi beberapa bagian yang mempunyai fungsi-fungsi sesuai dengan tugasnya, diantaranya fungsi hukum, pertanahan, security dan hubungan dengan pemerintah serta masyarakat. Bidang ini terdiri dari tiga bagian, yaitu : 1. Hukum dan pertanahan. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

96


2. Hubungan pemerintah dan Masyarakat. 3. Security. e. Jasa dan Sarana Umum Terdiri dari 4 bagian yaitu : 1. Pengadaan. 2. Kontak. 3. Fasilitas Umum 4. Marine.

f. Sumber Daya Manusia Terdiri dari 5 bagian yaitu : 1. Penggajian dan Benefit. 2. Perencanaan dan Pengembangan. 3. Hubungan Industrial dan Kesejahteraan. 4. Organisasi dan Prosedur. 5. Kesehatan.

g. Sistem Informasi dan Komunikasi Terdiri dari 2 bagian yaitu : 1. Operasi Telekomunikasi dan Jaringan. 2. Pengembangan Informasi.

h. Lindungan Lingkungan, Keselamatan dan Kesehatan Kerja Terdiri dari 3 bagian yaitu : 1. Penanggulangan Kebakaran,Pelatihan dan Administrasi. 2. Keselamatan dan Kesehatan Kerja. 3. Lindungan Lingkungan.

i. Kilang Kilang untuk memenuhi target produksi yang telah ditentukan oleh Direkrorat pengolahan P.T. PERTAMINA ( Persero ) pusat. Eselon kilang bertugas dan bertanggung jawab atas kelancaran produksi. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

97


A. Eselon Operasi Kilang Eselon operasi kilang bertugas dan bertanggung jawab atas kelancaran pengoperasian kilang untuk memenuhi target produksi yang telah ditentukan oleh Direktorat Pengolahan P.T. PERTAMINA ( Persero ) Pusat. Dalam melaksanakan fungsinya eselon operasi memenuhi beberapa bidang sesuai fungsi yaitu : 1. Bidang Unit Produksi Kilang. 2. Bidang Jasa Perbaikan Kilang. 3. Bidang Engineering dan Pengembangan.

A.1 Bidang Unit Produksi Kilang Dalam melaksanakan tugasnya,bidang kilang dipimpin oleh seorang manajer kilang yang bertanggung jawab atas kelancaran dan pengoperasian Kilang P.T. PERTAMINA RU II Dumai ( persero ), meliputi kegiatan rencana operasi kilang, distribusi ( pengapalan ) produk-produk BBM dan non BBM, serta komunikasi dengan UP lainnya di bawah koordinasi direktorat pengolahan pusat. Dalam melaksanakan tugasnya bidang kilang dibagi menjadi 7 bagian yang masing-masing dikepalai oleh seorang kepala bagian.

1. Hydro Skimming Comlex ( HSC ) Bertanggung jawab untuk mengoperasikan kilang, unit-unit proses yang menjadi tanggung jawabnya adalah : -

Crude Distillation Unit ( 100 )

-

Naptha Rerun Unit ( 102 )

-

Platforming Existing / PL I (301 )

-

Naptha Hydrotreating Unit / NHDT ( 200 )

-

Platforming New Plant / PL II ( 300)

2. Hydro Cracking Complex ( HCC ) Bertanggung jawab untuk mengoperasikan kilang unit-unit proses, yang menjadi tanggung jawabnya adalah : -

Hydrocracker Unibon ( 211 & 212 )

-

Hydrogen Plant ( 701 & 702 )


98


-

Amine dan LPG Recovery ( 410 )

-

Sour Water Striper / SWS ( 820 )

-

Nitrogen Plant

3. Heavy Oil Complex (HOC) Bertanggung jawab untuk pengoperasian kilang unit proses, yang menjadi tanggung jawabnya, yaitu : -

High Vacum Unit / HVU (110)

-

Delayed Unit/DCU (DCU) 140

-

Distillated Hidrotreating Unit/DHDT(220)

-

Coke Calcinig Unit/CCU (170)

4. Utilities Bertanggung jawab atas unit-unit fasilitas penunjang operasi kilang yang meliputi 

Pembangkit uap



Pembangkit fasilitas listrik



Fasilitas penyediaan air tawar



Fasilitas penyediaan udara keperluan instrumentasi

5.Instalasi Tanki dan perkapalan Bagian ini berfungsi sebagai penunjang operasi kilang untuk kegiatan penampungan produk dan perkapalan (distribusi). Dalam pelaksanaanya di bagi tiga bagian yaitu:

a. Tank Yard Merupakan fasilitas penampungan bahan baku dari bahan yang akan di olah kembali maupun yang akan dikirim ke UPPDN ( Unit pembekalan dan pemasaran dalam negeri). Kegiatan operasi adalah sebagai berikut: 1. Menerima dan mempersiapkan Crude Oil dari P.T CPI untuk bahan baku. 2. Menyediakan flushing oil untuk keperluan start up 3. Menerima dan mengirim intermediate dan finished produk. 4. Mengatur pergerakan minyak. 5. Menyediakan fuel oil untuk keperluan operasi( topping unit). Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

99


6. Menerima dan mengolah kembali ballast dari kapal 7. Pemompaan untuk loading produk. Kapasitas tanki yang ada di tank yard yaitu: 

Crude oil ( 20967 KL) sebanyak 6 buah



Intermediate dan finished produk ( 638.740 m3) sebanyak 54 buah



Tanki LPG (10.471 m3) sebanyak 4 buah



Silo penampang calcined coke( 30.000 Ton) sebanyak 3 buah.

b. Loading dan Unloading merupakan fasilitas penunjang untuk kegiatan pengapalan produk kilang, baik menerima atau mengirim serta pengaturannya. Kegiatan kerja operasinya adalah sebagai berikut: 

Pengiriman dan pengapaln minyak dari tanki ke kapal



Menerima pengiriman minyak dari kapal ke tanki



Pengiriman fuel oil ke kilang dan utilities



Menerima slop oil dan ballast dari kapal



Fasilitas darat dalam pengiriman minyak P.T CPI

c. Bending plant Merupakan fasilitas pencampuran beberapa komponen minyak untuk mendapatkan produk jadi diantaranya pencampuran : -

Premium, dari Naphta dan komponen mogas.

-

Diesel, dari LVGO, HCGO dan ADO

-

Kerosene, dari ADO dan komponen kerosene.

6. Laboratorium Laboratorium berfungsi menganalisa sample aliran produk-produk feed serta limbah dari tiap-tiap unit secara rutin untuk menunjang kagiatan proses.Analisa yang dilakukan mencangkup sifat-sifat fisik dan kimia, seperti : SpGr, Viskositas, Flash Point, komposisi, Impuritis, Ph dan lain-lain. Laboratorium dibagi menjadi tiga seksi :


100


a. Crude Enviroment dan Maintenance Bagian ini berfungsi melakukan penelitian dalam rangka mancari metoda terbaik dalam penegembangan teknologi analisis laboratorium yang lebih efektif dan efesien serta membantu memecahkan masalah-masalah kualitas proses. b. Cairan dan Coke Melakukan pengamatan fisik dan quality control hidrokarbon cair dan coke seperti warna, titik didih, titik nyala. SpGr, bilangan etana,dan lainnya. c. Analitika dan Migas Menganalisa secara sampel hidrokarbon dari unit proses serta air umpan boiler. Identifikasi yang dilakukan meliputi karbon, sulfur, hydrogen, Ph, konduktivitas dan lain-lain. Menganalisa sample-sampel gas (Refinery Gas dan LPG ) mencangkup analisa komposisi, SpGr, kandungan sulfur dan lain-lain. d. Unit Reabilitas Bidang ini memenuhi bagian perancanaan dan koordinasi KSP dan inspeksi. Bagian inspeksi bertanggung jawab atas kondisi peralatan, mekanikal unit-unit proses pada waktu operasi maupun perbaikan, mekakukan pemeriksaan kondisi peralatan produksi dan saran-saran teknik pemeliharaan, pemeriksaan kwalitas material suku cadang.

A.2 Maintanance Execution (ME) Dalam

melaksanakan

tugasnya

dipimpin

oleh

seorang

manajer

Maintanance Execution, bertanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi. Mulai dari tahap perencanaan, pelaksanaan dan rencana penyediaan material suku cadang yang digunakan untuk peralatan mekanikal, listrik, Instrumentasi dan sipil. Bagian ME dibagi menjadi 7 bagian yang masing-masing dikepalai oleh seorang kepala bagian :

1. General Maintanance Bertanggung jawab terhadap kegiatan perencanaan pemeliharaan, material suku cadang dan anggaran serta pembuatan ikatan kerja dengan kontraktor pihak ketiga.


101


2. Maintanance Area I Section (MA I) Bertanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi dari unit-unit proses, meliputi peralatan non rotating ( Stasionery ) dan sipil equipment, rotating equipment, instrument dan listrik pada unit-unit proses area HOC dan ITP. 3. Maintanance Area II Section (MA II) Bertanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi dari unit-unit proses, meliputi peralatan non rotating ( stasionery ) dan sipil equipment, rotating equipment, instrument dan listrik pada unit-unit proses area HSC dan HCC. 4. Maintanance Area III Section (MA III) Beratanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi dari unit-unit proses, meliputi peralatan non rotating ( stasionary ) dan sipil equipment, rotating equipment, instrument dan listrik pada unit-unit proses area power dan utilities serta sebagian ITP. 5. Workshop Bertanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi yang tidak selesai dikerjakan di lapangan dan pemeliharaan peralatan berat serta pekerjaan pengelasan. Merupakan bagian umum yang membawahi seksi-seksi : -

Sie. Purchasing

-

Sei. Warehousing.

-

Sei. Keuangan.

-

Sei. Personalia.

A.3 Bidang Engineering dan Pengembangan Dalam melaksanakan kegiatannya dipimpin oleh seorang manajer engineering, yang dihasilkan, rekayasa teknik dan perancangan, serta saran-saran perbaikan dan pengoperasian peralatan produksi. Bidang engineering dibagi menjadi 5 bagian yang masing-masing dikepalai oleh seorang kepala bagian. 1. Teknik Perencanaan dan Tata Usaha. Bertanggung jawab atas pekerjaan perancangan peralatan produksi, memodifikasi peralatn produksi, pembuatan paket kontrak dan pengawasan proyek. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

102


2. Proses Engineering. Bertanggung jawab atas teknologi proses yang digunakan dan control serta pola pengoperasian unit-unit proses untuk mencapai spesifikasi dan target perusahaan. 3. Inspeksi. Bertanggung jawab atas kondisi peralatan mekanikal unit-unit proses pada waktu operasi maupun perbaikan, melakukan pemeriksaan kondisi peralatan produksi dan memberikan saransaran teknik pemeliharaan, pemeriksaan kwalitas material suku cadang, dan menjaga ditaatinya peraturan keselamatan kerja dan Depnaker dan Direktorat Minyak dan Gas Bumi. 4. Laboratorium Bertanggung jawab atas kendali kwalitas produk minyak yang dihasilkan dari unit-unit proses, dan memberikan saran-saran agar operasi berjalan optimal. 5. Budget & Audit. Bertanggung jawab mengenai konservasi energi yang digunakan kilang, pengaturan anggran yang berkaitan dengan operasi, dan pembuatan laporan kondisi operasi ke Direktorat Pengolahan.


103


BAB V INSPEKSI PENGELASAN PADA PIPA

5.1 Pengelasan pipa Saluran pipa adalah suatu alat transfortasi untuk memindahkan cairan atau gas seperti minyak mentah, air, gas alam dan lain-lainnya. Salauran pipa dibagi dalam dua macam yaitu saluran hantar dan saluran pembagi. Sistim saluran pipa didalam pabrik karena syarat instalasi yang berbeda biasanya tidak dimasukkan kedalam kelompok saluran pipa. Pengelasan saluran pipa adalah pengelasan penyambungan yang dilakukan dilapangan, karena itu pengelasan selama proses pembuatan pipanya sendiri tidak termaksud dalam klasisfikasi ini dan yang dibahas selanjutnya adalah proses pengelasan dilapangan. Karena kekhususan tersebut maka dalam pengelasan saluran pipa ada beberapa hal yang perlu diperhatikan seperti dijelaskan berikut ini. Pertama, karena pengelasan hanya dilakukan dari satu pihak saja, yaitu pihak luar, maka mutu dari las akar harus diperhatikan dengan sungguh-sungguh. Kedua, karena bila ada kerusakan akan mengganggu seluruh system mka kekuatan dan mutunya harus terjamin.

Gambar 5.1 Pengelasan pipa dilapangan/bengkel 5.2 Pengelasan pipa dilapangan oleh PT.Pertamina RU II Pengelasan pipa dilapangan dibagi menjadi 3 tahapan, yaitu : 1. Pekerjaan sebelum pengelasan 2. Pekerjaan selama pengelasan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

104


3. Pekerjaan setelah pengelasan 5.2.1 Pekerjaan sebelum pengelasan. a) Penentuan posisi pengelasan Posisi pengelasan tergantung dari pada penempatan pipanya yaitu penempatan mendatar, penempatan tegak, bersudut dan lain-lain . Ini pun masih dibedakan pipanya dapat diputar atau tidak. Posisi pengelasan pipa dibedakan menjadi Sembilan jenis :

1. Posisi 1G (pipa dapat diputar, dan elektroda selalu di posis atas)

Gambar 5.2 Posisi 1G 2. Posisi 2G ( pipa vatikal, posisi las horizontal)

Gambar5.3 Posisi 2G

3. Posisi 5G (pipa horizontal, posisi las vertical dimana gerak elektroda dapat di atas dan dibawah)

Gambar 5.4 Posisi 5G


105


4. Posisi 6G (pipa dalam kemiringan

, posisi las datar, horizontal,

vartikal dan diatas kepala)

Gambar5.5 Posisi 6G

5. Posisi 2F (pengelasan pada posisi horizontal tak dapat bergerak dan dapat berputar)

Gambar5.7 posisi 2F 6. Posisi 4F ( pengelasan pada posisi atas kepala)

Gambar 5.8 Posisi 4F

b) Penentuan alur sambungan lasan Bentuk alur yang sering dilaksanakan pada pengelasan pipa umumnya digunakan alur bentuk V dengan sudut miring


dan dalam akar ( 1,6

0,8 )

106


mm . Pada sambungan V tunggal terdapat syarat besar sudut, ketebalan permukaan akar atau root face, jarak akar membuka atau root opening,dll.

Gambar 5.10 Penjelasan ukuran pada sambungan V tunggal

Gambar 5.11 sambungan V tunggal

c). penentuan jenis mesin las Proses pengelasan yang dapat digunakan untuk salauran pipa adalah las busur listrik dengan pelindung fluks atau flux shielded metal arc welding ( SMAW ), las busur logam dengan pelindung gas atau disebut Gas Shielded Metal Arc welding ( GMAW ) dan las busur wolfram dengan pelindung gas dengan bahasa inggris Gas Tungsten Arc Welding ( GTAW ), dari proses pengelasan tersebut di atas yang terbanyak digunakan adalah las SMAW . Pada umumnya pengelasan naik jarang dilaksanakan karena kecepatan pengelasan menjadi rendah. Tetapi untuk keperluan tertentu seperti pengelasan pipa tebal dan pengelasan di stasiun pipa ini sering digunkan, contoh pengelasan naik yang digunakan dapat dilihat pada gambar dibawah ini :


107


a

b

c Gambar 5.12 Proses pengelasan: a. Pengelasan vertical naik (SMAW), b. Pengelasan vertical naik pada lubang peluapan (SMAW), c. Pengelasan naik semi otomatik pada lubang penguapan (GMAW)

d) Konsumsi elektroda atau elektroda yang digunakan Pemilihan logam pengisi atau filler metal harus disesuaikan dengan logam dasar/base metal yang akan dilas. Beberapa pertimbangan dalam pemilihan antara lain adalah : a. Komposisi kimia dalam hal logam pengisi b. Tegangan tarik logam pengisi dan logam dasar c. Pengenceran unsure-unsur pemadu dari logam dasar d. Daya pengerasalogam pengisi e. Kerentanan terhadap retak panas f. Ketahanan korosi logam pengisi Berikut ini adalah penggunaan elektroda berdasarkan AWS dan ASME sec IX table QW-432 yang sering digunakan dalam pabrik petrokimia.


108


Carbon- Molybdnum steel 1 & 11/4 Cr – ½ Mo Steel 2 ⁄ Cr – 1 Mo Steel 5Cr- ½ Mo Steel

9% Nickel steel

¼ Nickel steel

3½ Nickel steel 9% Nickel steel

9Cr- 1 Mo Steel

3 ½ Nickel steel

C

2 ¼ Nickel steel

5Cr- ½ Mo Steel

*

9Cr- 1 Mo Steel 3

2 ⁄ Cr – 1 Mo Steel

AB AC AD AE AF AG AJ AK

Carbon steel Carbon steel

1 & 11/4 Cr – ½ Mo Steel

Base material

Carbon- Molybdnum steel

Tabel 5.1 Bahan Pengisi pengelasan yang umum untuk SMAW baja karbon dan paduan rendah

CD CE CF CH *

*

*

D

DE DF DH *

*

*

E

EF F

EH FH

* *

* *

* *

H

*

*

*

J

JK

LM

K

LM LM

A AWS A5.1 classification E70XX low hydrogen B AWS A5.1 classification E6010 for root pass C AWS A5.5 classification E70XX – Al, low hydrogen D AWS A5.5 classification E70XX-B2L or E80XX-B2, low hydrogen E AWS A5.5 classification E80XX-B3L or E90XX-B3, low hydrogen F AWS A5.5 classification E80XX-B6 or E80XX-B6L, low hydrogen G AWS A5.5 classification E80XX-B7 or E80XX-B7L, low hydrogen H AWS A5.5 classification E80XX-B8 or E80XX-B8L, low hydrogen J AWS A5.5 classification E80XX-C1 or E70XX-C1L, low hydrogen K AWS A5.5 classification E80XX-C2 or E70XX-C2L, low hydrogen L AWS A5.11 classification ENiCrMo-3 M AWS A5.11 classification ENiCrMo-6


109


A B C D E F G

Type 304H stainless steel

Type 310 stainless steel


Type 316L stainless steel

Type 317L stainless steel



Carbon and low- AB AB AD AB alloy steel Type 405 stainless ABC ABC ABC AB steel ABC ABC AB Type 410S stainless Steel Type 410 stainless ABC AB Steel Type 304 stainless D Steel Type 304L stainless Steel Type 304H stainless steel Type 310 stainless steel Type 316 stainless steel Type 316L stainless steel Type 317L stainless steel Type 321 stainless steel Type 347 stainless steel

Type 304L stainless Steel

Type 304 stainless Steel

Type 410 stainless Steel


Base material

Type 410S stainless Steel

Tabel 5.2 Bahan Pengisi pengelasan yang umum untuk SMAW baja tahan karat ( stainless steel) dan paduan rendah

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

AB

A

DF

DGH

DI

DE

DE

DHJ A

DF

GH

HI

DE

DE

J

A

DFJ DGHJ DIJ DEJ EJ

K

AK

A

A

A

A

F

FG

FI

EF

EF

G

GI

EG

EG

I

EI

EI

E

E

DH DJ H

AWS A5.4 classification E309-XX AWS A5.11 classification ENiCrFe-2 or -3 AWS A5.4 classification E410-XX ( heat treatment AWS A5.4 classification E308-XX AWS A5.4 classification E347-XX AWS A5.4 classification E316-XX AWS A5.4 classification E316L-XX


E

F

110


H I J K

AWS A5.4 classification E308L-XX AWS A5.4 classification E317L-XX AWS A5.4 classification E308H-XX AWS A5.4 classification E310-XX

e) Penentuan alat penyetelan dan perakitan Dalam pengelasan lingkar yang penting adalah penyetelan dan perakitan pipa sehingga celah akar alur sesuaidengan persyaratan dan tidak berubah selama pengelasan. Dengan cara ini akan didapat mutu las akar yang baik. Untuk keperluan pengelasan pipa digunakan alat bantu luar dan dalam, seperti pada gambar dibawah:

a

b

Gambar 5.13 Alat bantu pengelasan pipa (a) Alat perekit luar (b) Alat perakit dalam

5.2.2 Pekerjaan selama proses pengelasan a) Pengunaan las ikat Dalam pengelasan pipa satu pihak, las ikat akan merupakan bagian las akar. Karena itu mutu las ikat paling tidak harus sama atau lebih baik dari pad alas utamanya. Untuk menghindari retak, panjang las ikat harus antara 2 sampai 5 cm tergantung dari besarnya garis tengah pipa dan harus sama jaraknya di seluruh keliling pipa.


111


Gambar 5.14 las ikat b) Penggunaan cincin penahan Dalam pengelasan pipa kadang-kadang digunakan cincin penahan yang tidak turut mencair.bila menggunakan tembaga sebagai sebagai pembantu, harus diusahakan agar tembaga tidak mencair dan tidak bercampur dengan logam pengisi, karena hal ini akan mempermudah terjadinya retak. Geometri dari sambungan dengan cincin dapat dilihat pada gambar dibawah.

Gambar 5.15 geometri sambungan dengan cincin penahan Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

112


c) Las akar Pada pengelasan akar turun untuk mendapatkan penembusan yang baik biasanya digunakan las SMAW dengan elektroda jenis hydrogen rendah. Sedangkan untuk pengelasan naik digunakan Las SMAW dengan elektroda tembus jenis hydrogen rendah. Untuk mendapatkan laju pengelsan yang tiggi antara 50 sampai 70 cm/menit dapat digunakan las SMAW dengan elektroda jenis selulosayang sesuai dengan spesifikasi dari standar AWS no. E-6010 yang mana logam dasarnya adalah baja karbon dan baja karbon. Beberapa syarat pengelasan SMAW dengan elektroda jenis selulosa dicantumkan delam table dibawah.

Tabel 5.3 Kondisi pengelasan turun dengan elektroda jenis selulosa Lapisan

Jenis elektroda ( JIS ) E 6010

Diameter elektroda ( mm ) 4,0

Akar

130-180

Panas

E 7010

4,0

130-200

Isi

E 6010 Atau E 7010

4,0

130-180

5,0

150-200

Akhir

Arus las ( Amp )

Gambar 5.16 Pengelasan akar(root) pada pipa


113


d) Las Isi dan Las Akhir. Setelah selesai las akar, maka selanjutnya alur las harus diisi dengan las isi dan kemudian diselesaikan dengan las akhir. Pelaksanaan las isi dan las akhir tidak sesukar seperti pelaksanaan las akar. Dalam hal ini bahan las harus sesuai dengan bahan pipa dan jumlah lapisan las dapat diatur oleh tebalnya las isi. Sedangkan tebal lapisannya tergantung dari posisi pengelasan. Las akhir yang membentuk kepala manic harus mempunyai ketinggian tertentu dari kaki manic sehingga dapat memberikan penguatan yang diperlukan. Dalam hal pengelasan SMAW walaupun las isinya dilakukan dengan las lurus , las akhirnya atau kepala maniknya sebaiknya dilakukan dengan las anyam dan harus diusahakan jangan terjadi tekikan yang terlalu dalam. Spesifikasi elektroda dapat dilihat pada table

a

b

Gambar 5.17. a. las isi ( filler) b. las akhir (capping)

5.2.3 pekerjaan setelah pengelasan

a. Pemanasan Sebelum dan Sesudah Pengelasan (PWHT) Pemanasan mula yang dilaksanakan sebelum pengelasan perlu untuk pipa yang dibuat dari baja kuat atau bila pengelasan dilakukan dengan elektroda jenis selulosa. Lamanya dan suhu pemanasannya tergantung dari bahan, tebal dinding, proses las dan bahan las yang digunakan. Dalam hal pipa yang dibuat dari baja lunak biasanya tidak diperlukan pemanasan mula. Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

114


Pemanasan sesudah pengelasan biasanya tidak diperlukan dalam pengelasan pipa saluran, kecuali bila dipersyaratkan untuk menurunkan kekerasan yang harus dilaksanakan segera setelah pengelasan selesai. Pemanasan sesudah pengelasan disebut PostWeld Heat Treatment atau PWHT dengan tujuan untuk memperbaiki struktur dari lasan akibat panas oleh pengelasan pada daerah pengaruh panas HAZ ( heat Affected Zone ), mengeliminir tegangan sisa,menaikkan keuletan dan ketangguhan. Proses PWHT dapat dilakukan dengan dua cara yaitu memasukkan benda uji kedalam dapur atau melakukan pemanasan setempat localized didekat daerah weldingan saja. Methode mana yang akan dilakukan lebih bersifat kepada pertimbangan ekonomis saja. Proses PWHT yang dilakukan di daerah pengelasan dapat dilihat pada gambar dibawah.

Gambar 5.18 Proses PWHT dilokasi pengelasan Berikut adalah persyaratan Postweld Heat Treatment berdasarkan ASME B31.I yang mana parameter PWHT merajuk kepada table 311.1.1 dimana PWHT ditentukan oleh grouping material dan thickness dari material masing masing. Berikut table ASME B31.I Tabel 311.1.1.


115



116


Kualifikasi Juru Las, Prosedur Pengelasan, Pemeriksaaan, dan Pengujian. 1.Kualifikasi juru las dan prosedur pengelasan. Juru las untuk pengelasan pipa memrlukan keterampilan dan kualifikasi yang tinggi. Dalam persyaratan pengujian harus meliputi pengelasan pipa tegak diam dan pipa datar diam. Dalam pengelasan saluran pipa, sfesifikasi dari prosedur pengelasan harus sudah disiapkan sebelumnya. Contoh dari prosedur pengelasan dapat dilihat pada lampiran I. 2. Pemeriksaan sebelum, selama dan setelah pengelasan Sebelum pengelasan dimulai, juru las dan akhli las harus melakukan pemeriksaan bentuk dan keadaan permukaan alur, penyetelan, keadaan ketidak sesuaian, celah akar, dan lain-lainnya. Selama pengelasan harus diperiksa kemungkinan adanya cacat pada tiap –tiap manic las bila terjadi harus diadakan perbaikan seperlunya.

3.Pengujian Saluran pipa harus diuji terhadap tekanan dan kebocoran dengan menggunakan zat dan tekan yang telah ditentukan dalam kode dan spesifikasi. Pengujian daerah las dalam saluran pipa biasanya dilakukan dengan cara pengujian tak merusak seperti radiografi dan ultrasonic dengan syarat penerimaan menurut spesifikasi yang telah ditentukan. Pemeriksaan dan pengujian harus dilaksanakan oleh akhli yang diakui dan selama pemeriksaan dan pengujian tersebut ahli las yang bertanggung jawab atas pekerjaan yang diperiksa harus mendampingi. Pemeriksaan yang dilakukan pada PT. Pertamina RU II ada 2 jenis yaitu : 1. Pemeriksaan penetran cair Penetran cair mampu medeteksi permkaan sambungan las, pengecekan antara lintasan lasan yang telah selesai dilas. Selama proses pengujian penetran, permukaan lasan yang akan diuji dibersikan dan kemudian dilapisi dengan cairan penetrasi yang mencari diskontinuitas yang dihubungkan oleh permukaan. Setelah kelebihan penetran cair permukaan diangkat, serbuk suspense (pengembang) Departemen Teknik Mesin Fakultas Teknik – Universitas Sumatera Utara

117


berbasis pelarut biasanya diaplikasikan melalui semprotan. Cairan pada diskontinuitas merembes keluar menodai lapisan serbuk. Indikasi kedalaman dimungkinkan jika inspektur mengamati dan membandingkan indikasi rembesan dengan ukuran celah yang Nampak dipermukaan. Semakin besar rasio rembesan keluar terhadapa celah permukaan, maka semakin besar volume diskontinuitas.

Gambar 5.19 Pemeriksaan penetran cair 2. Hidrotest Adalah pengujian dimana pada saat selesai pengelasan pada benda yang dilas dimasukkan air dan kemudian akan diberikan tekanan, jika terjadi kebocoran maka pada permukaan akan terlihata air yang keluar. Metode pengujian ini adalah metode yang sangat mudah untuk dilakukan dan metode ini juga mambutuhkan waktu yang cukup lama untuk memastikan ada atau tidak adanya kebocoran pada hasil lasan.


118


Gambar 5.20 Pengujian hidrotest


119


BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan. 1. Saat proses pemisahan unsur-unsur kimia yang mana untuk menghasilkan bensin, kerosin, solar, avtur, LPG, gasoline, pertamax, dan lain-lain dilakukan dalam keadaan vacuum dibawah tekanan atm di dalam bejana bertekanan. 2. Proses pemanasan minyak terjadi di dalam heater yang di setiap unitnya memiliki suhu yang berbeda – beda. Hal ini dikarenakan pada setiap fraksi dari minyak memiliki titik didih yang berbeda – beda. 3. Manajemen yang digunakan PT. Pertamina RU II Dumai dalam operasinya adalah Sistem Manajemen Operasi Excellence, yang memiliki tiga bagian utama yaitu : Pimpinan yang accountability, manajemen system proses, dan harapan – harapan excellence. 4. Proses inspeksi las meliputi peninjauan kembali proses pengelasan pada saat sebelum pengelasan berlangsung, sesaat pengelasan, dan sesudah pengelasan berlangsung.

6.2 Saran.\ 1. Sebaiknya pengawasan yang intensif pada unit – unit seperti pressure vessel dan heater untuk mencegah ketidakstabilan suhu dan tekanan. 2. Coke yang merupakan hasil akhir dari proses pengolahan minyak diolah kembali olah pihak PT. Pertamina RU II Dumai.


120


DAFTAR PUSTAKA

ASME B31.3-2002 Process Piping. ASME Section IX Welding and Brazing Qualification. Cary B. Howard, Modern Welding Technology, second edition, Practice Hall, Englewood, New Jersey 07632; USA, 2002. Nayyar L. Mohinder, Piping Handbook, Edisi Ke Tujuh. McGraw-Hill ; New York,2000. Praptowidodo, V.S. Pengilangan Minyak Bumi, Catatan Kuliah. Penerbit ITB; Bandung, 1999. Raswari, Perencanaan dan Penggambaran Sistem Perpipaan. Penerbit Universitas Indonesia;

Jakarta,2007.

Surrender parkash, Refining Processes Handbook. Gulf professional Publishing; USA, 2003. Thomson H. Charles, Piping Design and Drafting, Institute of Oklahama; New York, 1996. www.bpmigas.com/Buku Pintar Migas Indonesia. www.pertamina.com


121

Laporan KP Inspeksi pengelasan, manajemen, dan Proses pengolahan Minyak PT.Pertamina RU II Dumai

Recommend Documents