Laporan Akhir Full Version Mario

1 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia

BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang

Banyaknya tuntutan perusahaan yang menginginkan lulusan sarjana siap pakai menuntut para mahasiswa untuk mencari pengalaman tentang dunia kerja sebelum lulus. Hal ini menjadi titik tolak bagi program studi Teknik Mesin Universitas Indonesia untuk mengadakan mata kuliah Kerja Praktek yang merupakan salah satu syarat wajib kelulusan. Keadaan lapangan menunjukkan bahwa kemampuan intelejensi yang bagus disertai pengalaman dan keterampilan yang cukup akan menghasilkan lulusan yang berkualitas. Mahasiswa juga diharapkan mengikuti akan perkembangann teknologi yang semakin pesat dalam dunia industri. 1.2 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek Melalui Kerja Praktek yang diadakan ini mahasiswa diharapkan dapat mengaplikasikan ilmu pengetahuan serta mempelajari situasi pekerjaan kelak. Yang menjadi masalah adalah adanya kesenjangan antara dunia pendidikan dan dunia industri, antara kualitas yang ditawarkan dengan persyaratan yang dibutuhkan tidak sesuai. Untuk itu perlu adanya jembatan antara dunia pendidikan dengan dunia industri. Dunia pendidikan lebih memfokuskan kepada masalah akademis, sedangkan dunia industri lebih memfokuskan pada pengalaman dan keterampilan kerja. Salah satu model yang dianggap dapat menjembatani kesenjangan itu adalah program link and match atau system kerja praktek yang dikenalkan saat ini. Model ini menawarkan keuntungan pada kedua belah pihak, dimana dunia pendidikan mendapatkan informasi tentang kondisi yang ada pada dunia kerja, sehingga dunia pendidikan dapat menerapkan system yang dapat menunjang ke arah dunia kerja dan pendidikan yang dapat dilakukan dengan efektif dan efisien. Sebaliknya dunia kerja mendapat informasi pemecahan-pemecahan masalah yang dihadapi perusahaan dan perusahaan tersebut tidak perlu lagi mengeluarkan biaya dan tenaga ekstra untuk melakukan training. Apabila diadakan training maka waktu training tersebut tidak membutuhkan waktu yang lama karena tenaga kerja yang akan detraining sudah mengenal dunia kerja, sehingga lebih mudah mensosialisasikan ilmu yang dimilikinya.

Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia


Adapun tujuan dari pelaksanaan kerja praktek ini adalah : 1. Memperkenalkan kondisi dan situasi dunia kerja kepada mahasiswa sehingga mahasiswa memiliki pengalaman dan dapat beradaptasi dengan cepat. 2. Mahasiswa dapat melihat sendiri aplikasi dari ilmu pengetahuan dan dapat mengaplikasikan ilmu yang diperoleh. 3. Menjembatani keinginan antara dunia pendidikan dan dunia industri sehingga dapat tercipta sumber daya manusia yang berkualitas lebih baik. 4. Mengetahui berbagai permasalahan yang terjadi dalam perusahaan yang berkaitan dengan ilmu keteknikan sehingga dapat dijadikan topik dalam membuat tugas akhir 5. Memenuhi mata kuliah kerja praktek di Teknik Mesin Universitas Indonesia. 1.3 Ruang Lingkup Pembahasan British Petroleum merupakan perusahaan minyak dan gas bumi yang berkantor pusat di London,Inggris. British Petroleum telah beroperasi di Indonesia lebih dari 35 tahun, dan kini menjadi salah satu investor terbesar di Indonesia, dengan investasi kumulatif lebih dari USD 5 Milyar.Pada Maret 2005 British Petroleum Indonesia mengakuisisi asset LNG Tanguh yang ada di Papua.Pada laporan ini penulis menitikberatkan pada 1.4 Metodologi Penulisan Dalam pelaksanaan kerja praktek ini metode yang digunakan adalah: 1. Orientasi lapangan Pengenalan profil dan produksi Pertamina UP-VI Balongan diperoleh dari penjelasan pembimbing kerja praktek, pengawas, operator, staff, dan teknisi di UP-VI Balongan, dalam hal ini penulis diorientasikan pada unit ARHDM. 2. Pengumpulan dasar teori Dasar teori dengan jalan studi literature dari buku-buku yang berhubungan dengan tema. Di samping itu penjelasan dari pembimbing kerja praktek mengenai dasar teori yang berkaitan dengan kasus yang dianalisa. 3. Diskusi Diskusi dilakukan dengan pembimbing, teman kerja praktek untuk memperoleh pengetahuan tentang analisa yang dilakukan. 4. Analisis permasalahanDepartemen Teknik Mesin Universitas Indonesia

3 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Analisis dilakukan dengan arahan pembimbing sehingga analisis dapat diambil

kesimpulan dan saran perbaikan yang sesuai dengan disiplin ilmu teknik mesin. 1.5 Sistematika Pembahasan Laporan ini dibahas dan disusun secara berurutan untuk memberikan gambaran umum tentang PT. Pertamina Unit Pengolahan VI Balongan serta analisa efisiensi dan pemeliharaan Pompa tipe sentrifugal 13-P-101 A. Adapun sistematika pembahasan yang digunakan adalah: I. BAB I PENDAHULUAN Berisi latar belakang penulisan laporan, maksud dan tujuan penulisan, ruang lingkup pembahasan, metode penelitian, dan sistematika pembahasan.II.

BAB II GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA UP-VI BALONGAN Memberikan penjelasan secara umum tentang profil perusahaan. BAB III PROSES PRODUKSI Memberikan penjelasan penjelasan mengenai proses pengolahan minyak pada masing-masing unit.

III.

IV.

BAB IV UTILITY Memberikan penjelasan mengenai sarana penunjang yang terdapat di wilayah Pertamina RU-VI Balongan.

V.

BAB V LANDASAN TEORI POMPA DAN MAINTENANCE Bab ini berisi tentang dasar-dasar teori mengenai pompa dan maintenance. BAB VI PERAWATAN POMPA 13-P-101 A Bab ini berisi tentang proses perawatan, spesifikasi, dan proses over haul pompa.

VI.

VII.

BAB VII PENUTUP Bab ini berisi tentang kesimpulan dan saran dari pelaksanaan kerja praktek beserta pembuatan laporannya.



BAB II GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN 2.1 SEJARAH SINGKAT PERTAMINA Usaha pengeboran minyak di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink pada tahun 1871 di Cibodas dekat Majalengka (Jawa Barat). Namun usaha tersebut mengalami kegagalan. Kemudian dilanjutkan oleh Aeilko Jan Zijkler yang melakukan pengeboran di Telaga Tiga, Sumatera Utara pada tanggal 15 Juni 1885 dan berhasil menemukan sumber minyak yang pertama di Indonesia. Sejak itu berturut-turut ditemukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur) tahun 1887, Ledok, Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901. Pamusian, Tarakan tahun 1905 dan di Talang Akar Pendopo (Sumatera Selatan) tahun 1921. Penemuan-penemuan dari penghasil minyak lain mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutche Company, Sheel, Caltex, Stanvac dan maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia. Setelah Kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957 atas perintah Mayjend Dr. Ibnu Soetowo, PT TMSU diubah menjadi PT PERMINA. Kemudian dengan PP. No. 198/1961, PT PERMINA dilebur menjadi PN PERMINA. Pada tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP. No. 27/1968 PN PERMINA diubah menjadi PN PERTAMINA. Sebagai landasan kerja baru lahirlah UU. No. 8/1971 pada tanggal 15 September 1971. Sejak saat itulah PN PERTAMINA diubah menjadi PERTAMINA, yang merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengolah semua bentuk kegiatan di bidang Industri dan Perminyakan di Indonesia dengan tiga tugas utama :1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan BBM (Bahan Bakar Minyak) 2. Sebagai sumber devisa negara 3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan

Ketika PERTAMINA membeli kilang minyak SEI Gerong dari PT STANVAC tahun 1970, pada saat itu tumbuh tekad untuk melaksanakan kemandirian bangsaDepartemen Teknik Mesin Universitas Indonesia

5 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia dibidang energi dengan mengoperasikan kilang minyak sendiri untuk memenuhi

kebutuhan dalam negeri. Seiring dengan perubahan yang terjadi di dalam tubuh PERTAMINA maka pada tanggal 17 September 2003 kembali berubah menjadi PT. PERTAMINA (Persero). Hingga sekarang PERTAMINA telah mempunyai tujuh buah kilang, yaitu : Tabel 2.1 Nama Kilang PERTAMINA dan Kapasitasnya Nama Kilang UP-I PANGKALAN BRANDAN UP-II DUMAI DAN SUNGAI PAKNING UP-III PLAJU DAN SUNGAI GERONG UP-IV CILACAP UP-V BALIKPAPAN UP-VI BALONGAN UP-VII KASIM-SORONG Total Keterangan : BPSD = Barrel Per Stream Day Sasaran utama pengadaan Kapasitas 5.000 BPSD 170.000 BPSD 133.700 BPSD 300.000 BPSD 253.000 BPSD 125.000 BPSD 10.000 BPSD 996.700 BPSD Sumber : PERTAMINA, 2004 BBM dalam menunjang

dan penyaluran

pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup dengan kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan, terjamin, dan ekonomis. Pemenuhan kebutuhan BBM merupakan tugas yang cukup berat karena peningkatan kapasitas pengolahan minyak yang dimiliki PERTAMINA tidak berjalan seiring dengan lonjakan konsumsi BBM yang dibutuhkan masyarakat. Kendala yang dihadapi dalam meningkatkan kapasitas pengolahan minyak dalam negeri adalah konsumsi minyak yang meningkat sangat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini sebagai dampak pesatnya kegiatan pembangunan. Di samping itu, kilang-kilang minyak yang dioperasikan menggunakan teknologi yang cukup tertinggal dan tidak efisien. Oleh karena itu, dalam pembangunan kilang-kilang baru dan memperluas kilang-kilang lama diterapkan teknologi baru yang berwawasan lingkungan. Dalam mengoperasikan kilangkilang dalam negeri, tiga kebijakan utama selalu mendasari langkah PERTAMINA, yaitu kepastian dalam pengadaan, pertimbangan ekomomi, pengadaan, dan keluwesan pengadaan.

2.2 LOGO PERTAMINA


6 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Pemikiran perubahan logo sudah dimulai sejak 1976 setelah terjadi krisis

PERTAMINA pada saat itu. Pemikiran tersebut dilanjutkan pada tahun-tahun berikutnya dan diperkuat melalui Tim Restrukturisasi PERTAMINA tahun 2000 (Tim Citra) termasuk kajian yang mendalam dan komprehensif sampai pada pembuatan TOR dan perhitungan biaya. Akan tetapi, program tersebut tidak sempat terlaksana karena adanya perubahan kebijakan/pergantian Direksi. Wacana perubahan logo berlangsung sampai dengan terbentuknya PT. PERTAMINA (Persero) pada tahun 2003. Adapun pertimbangan penggantian logo yaitu untuk dapat membangun semangat/spirit baru, mendorong perubahan Corporate Culture bagi seluruh pekerja, mendapatkan image yang lebih baik diantara perusahaan minyak dan gas global serta mendorong daya saing perusahaan dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi, antara lain :a. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi Perseroan. b. Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi persaingan pasca PSO serta

semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru di bidang Hulu dan Hilir.

Gambar 2.1 Logo PERTAMINA (Persero) Elemen logo merupakan representasi huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang bergerak maju dan progresif. Warna-warni yang berani menunjukkan langkah besar yang diambil PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis. Warna-warna tersebut yaitu :a. Biru

: mencerminkan handal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab.

b. Hijau : mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan. c. Merah : keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai

macam keadaan. 2.3 SEJARAH PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI-BALONGAN Dalam kaitannya dengan upaya mengamankan kebijakan nasional di bidang energi, keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar, tidak saja bagi PT. PERTAMINA (Persero) tetapi juga bagi bangsa dan negara. Di satu pihak hal ini dapat


7 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia meningkatkan kapasitas pengolahan di dalam negeri yang masih sangat dibutuhkan, di

lain pihak hal ini juga dapat mengatasi kendala sulitnya mengekspor beberapa jenis minyakdi dalam negeri dengan mengolahnya di kilang minyak di dalam negeri. Keberadaan kilang Balongan ini juga merupakan langkah proaktif PT. PERTAMINA (Persero) untuk dapat memenuhi kebutuhan dalam negeri yang semakin hari semakin bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi kelayakan yang telah dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran antara lain :a. Pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya. b. Peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor. c. Memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri. d. Pengembangan daerah.

Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan Proyek EXOR (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai lokasi Proyek EXOR I didasari atas berbagai hal, yaitu :a. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat. b. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu : Depot UPMS III, Terminal DOH-JBB

(Jawa Bagian barat), Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy Mooring (SBM).c. Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JBB (Jawa Bagian Barat) dan BP. d. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa. e. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif. f. Tersedianya sarana infrastruktur.

Start Up kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dilaksanakan pada bulan Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. 2.4 TATA LETAK PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN


8 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI didirikan di Balongan, yang

merupakan salah satu daerah kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk penyiapan lahan kilang, yang semula sawah tadah hujan, diperlukan pengurukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah. Pulau ini berjarak 70 km arah bujur timur dari pantai Balongan. Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu empat bulan. Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang. Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 buah sumur berhasil digali dan yang berhasil diproduksi adalah sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan lepas pantai. Sedangkan produksi minyak buminya sebesar 239,65 MMSCFD disalurkan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong, dan Palimanan. Depot UPPDN III sendiri baru dibangun pada tahun 1980 untuk mensuplai kebutuhan bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya. Area kilang terdiri dari : a. Sarana kilang : 250 Ha daerah konstruksi kilang 200 Ha daerah penyangga b. Sarana perumahan : 200 Ha Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor pendukung, antara lain :a. Bahan baku

Sumber bahan baku yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan adalah :1. Minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed) 2. Minyak mentah Minas, Dumai (awalnya 20%, saat ini 50% feed) 3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard

Cubic Feet per Day (MMSCFD).b. Air

Sumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang lebih 65 km dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara


9 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia pipanisasi dengan pipa berukuran 24 inci dan kecepatan operasi normal 1.100 m3

serta kecepatan maksimum 1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchanger (sebagai pendingin) air minum, dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang Balongan ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted water treatment, dimana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan.c. Transportasi

Lokasi kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan berdekatan dengan jalan raya dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.d. Tenaga Kerja

Tenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan terdiri dari dua golongan yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian kilang Balongan yang berupa tenaga kerja local non-skill sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA (Persero) yang telah berpengalaman dari berbagai kilang di Indonesia. 2.5 IDEOLOGI PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN Visi, moto, dan logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan telah dirumuskan dan disahkan melalui Surat Keputusan General Manajer No. Kpts092/E6000/99-SO, tanggal 30 November 1999.1. Visi

Menjadi Kilang Unggulana. Kilang, mengolah bahan baku minyak bumi menjadi produk BBM dan non-BBM.


10 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia b. Unggulan, masuk dalam nominasi kelompok kilang terbaik dunia, unggul dalam

segala aspek bisnis misalnya : lebih aman, andal, efisien, professional, maju, berdaya saing tinggi, bermutu internasional, berwawasan lingkungan dan mampu menghasilkan laba sebesar-besarnya.2. Misi a. Mengolah minyak bumi, untuk memroduksi BBM dan non-BBM secara tepat

dalam jumlah, mutu, waktu, dan berorientsasi pada laba serta berdaya saing tinggi untuk memenuhi kebutuhan pasar.b. Mengoperasikan kilang, yang berteknologi maju dan terpadu secara aman, handal,

efisien serta berwawasan lingkungan.c. Mengelola aset PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan secara professional

yang didukung oleh sistem manajemen yang tangguh berdasarkan semangat kebersamaan, keterbukaan, dan prinsip saling menguntungkan. Penjelasan dari misi :a. Minyak bumi b. Tepat jumlah c. Tepat mutu d. Tepat waktu e. Berorientasi laba

: Crude Oil : jumlah yang optimal : mutu produk yang memenuhi standar : penyerahan produk pada waktu yang diinginkan : dititikberatkan pada pencarian laba disamping misi

sosialf. Berdaya saing tinggi g. Pasar h. Teknologi maju i.

: mutu dan harga kompetitif : domestik dan internasional : selalu menyempurnakan teknologi proses dan peralatan : terintegrasi penuh antara kilang dan pipa penyalur

Terpadu BBM

j.

Aman

: bagi pekerja, peralatan, masyarakat, dan lingkungan


11 Laporan Kerja Praktek PTsescara kontinu dalam waktu British Petroleum Indonesia : mampu beroperasi

k. Andal

tertentul.

Efisien

: produktivitas tinggi

m. Berwawasan lingkungan : memenuhi peraturan perundangan yang berlaku

tentang lingkungan hidupn. Aset o. Profesional p. Manajemen tangguh q. Semangat kebersamaan r. Keterbukaan s. Saling menguntungkan 3. Motto

: peralatan, pekerja, dana : SDM yang berprestasi, proaktif, dan inovatif : berani mengambil resiko, kompak, dan visioner : kerja sama yang sinergi : bersih dan transparan : bagi pekerja dan mitra bisnis

Meraih keunggulan komparatif dan kompetitif1. Meraih, menunjukkan upaya maksimum yang penuh dengan ketekunan dan

keyakinan serta profesionalisme yang penuh dengan ketekunan dan keyakinan serta profesionalisme untuk visi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan.2. Keunggulan komparatif, keunggulan dasar yang dimiliki PT. PERTAMINA

(Persero) RU VI Balongan dibandingkan dengan kilang sejenis, yaitu lokasi yang strategis karena dekat dengan pasar BBM dan non-BBM.3. Keunggulan kempetitif, keunggulan daya saing terhadap kilang sejenis dalam hal

efisiensi, mutu, produk, dan harga.4. Logo

Logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan merupakan hasil lomba dan desain original oleh sdr. H. M. Thamrin, SA. Nomor Pekerja 284742, Pekerja Bagian Fasilitas Engineering PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. Penjelasan dan arti logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yaitu :Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia


1. Lingkaran : fokus ke bisnis inti dan sinergi. 2. Ganbar

: konstruksi regenerator dan reaktor di unit RCC (Residue Catalic

Cracker) yang menjadi cirri khas dalam proses pengolahan minyak di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.3. Warna

:

a. Hijau, menunjukkan warna asli regenerator yang berarti selalu menjaga

kelestarian lingkungan hidup.b. Putih, menunjukkan warna asli reaktor yang berarti bersih, professional,

proaktif, inovatif, dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran.c. Biru, warna logo Pertamina yang berarti loyal kepada visi Pertamina. d. Biru, warna logo Pertamina yang berarti keagungan visi PT. PERTAMINA

(Persero) RU-VI Balongan.5. Strategi

Dalam mendukung pencapaian visi dan misi telah dirumuskan Sembilan strategi utama PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, yaitu :1. Keunggulan biaya (Cost Leadership) secara keseluruhan dilakukan dengan upaya

meningkatkan kehandalan, keamanan, efisiensi, dan produktivitas serta optimasi operasi kilang, untuk menurunkan biaya produksi BBM, non-BBM, dan Petrokimia pada kualitas tetap. Dengan demikian produk akan mempunyai daya saing tinggi dan mampu menguasai pasar.2. Perluasan pasar atau produk (Market-Product Development) dengan melakukan

penetrasi pasar, pengembangan pasar, pengembangan produk, dan divertifikasi, sehubungan masih tersedianya peluang pasar BBM, non-BBM, dan Petrokimia (di luar DKI Jakarta dan Jawa Barat). Untuk biaya survei dan riset pasar mutlak harus dilakukan agar menghasilkan produk yang berorientasi pasar, bernilai tinggi, bermutu tepat, berdaya saing tinggi.


13 Laporan Kerja Praktek PTHigh Value Product), terutama British Petroleum Indonesia 3. Meningkatkan produk bernilai tinggi (Maximize

Propylene dan LPG maupun produk lain, dalam rangka peningkatan laba PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. Untuk itu pemilihan mode operasi yang sesuai serta jenis minyak yang diolah, mutlak diperlukan.4. Pengintegrasian kilang (Refinery Back-Forward Integration), dengan pemasok

bahan baku (Crude Supplier) dan industry hilir. Hal tersebut dilakukan dengan memodifikasi dan ekspansi, profitisasi, aliansi, akuisisi, komersiansi dan divertasi.5. Penerapan sistem manajemen mutu (Quality Management System) secara intensif

dan mencakup seluruh kegiatan operasional, yaitu : operasi kilang, lingkungan, sumber daya manusia, financial, dan lain-lain.6. Pengelolaan organisasi secara efektif (Effective Organization) dan modern, dengan

menerapkan sistem pengendalian dan pengawasan perusahaan (good corporate governance) yang didukung sistem pelaporan kinerja yang berstandar nasional dan internasioanl.7. Pemberdayaan

dan pengembanan pekerja (Employee Empowerment and

Development) yag professional dan berbasis kompetensi, mempunyai motivasi kuat, persaingan dan lingkungan kerja yang sehat, dengan imbalan yang menarik secara berkesinambungan dan konsisten serta membentuk budaya kerja yang sinergis.8. Menampilkan citra perusahaan (Company Image) yang baik kepada pihak yang

berkepentingan (stakeholder) seperti pekerja, pemerintah, masyarakat sekitarnya.9. Pembangunan hubungan dan kemitraan dengan pihak luar (Good Human

Relationship) yang baik berdasarkan prinsip kemanusiaan, kebersamaan, keterbukaan, kesederhanaan dan prinsip saling menguntungkan. 2.6 KILANG PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN Kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan mempunyai kapasitas 125.000 BPSD dengan bahan baku yang terdiri dari minyak mentah Duri 80%, minyak mentah Minas 20% dan gas alam dari Jatibarang sebagai bahan baku H2 plant sebanyak 18 MMSCFD. Pengolahan bahan baku tersebut menghasilkan produk sebagai berikut :


14 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Tabel 2.2 Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

Jenis Produk BBM : Motor Gasoline A Kerosene Automotive Diesel Oil Industrial Diesel Oil Decant Oil & Fuel Oil Non BBM : LPG B Propylene Ref. Fuel Gas Sulfur

Kapasitas 58,000 11,900 27,000 16,000 9,300 565 545 125

Satuan BPSD BPSD BPSD BPSD BPSD Ton Ton Ton

28,500 Ton Sumber : PERTAMINA, 2004 PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI

2.7

PROYEK

DAN

KONSTRUKSI

BALONGAN Proyek kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan semula dinamakan EXOR-I, kemudian setelah beroperasi namanya menjadi kilang BBM PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. Teknologi proses yang dipilih ditujukan untuk memproduksi premium, kerosene, dan solar sebanyak 72% sedangkan sisanya berupa propylene, LPG, IDF, fuel oil, dan decant oil. Bahan pembantu proses yang berupa bahan kimia dan katalis sebagian besar masih diimpor. Kegiatan Engineering Procurement and Construction (EPC) dilakukan oleh konsorsium, yang terdiri dari JGC, Foster Welter, dan diatur dalam EPC Agreement. Sebagai product offtaker (pembeli) adalah British Petroleum (BP). Jangka waktu pelaksanaan adalah 51 bulan, yaitu sejak EPC Agreement ditandatangani pada tanggal 1 September 1990 dan berakhir pada bulan November 1994. Lisensi proses pengolahan dari unit-unit kilang dapat dilihat pada table berikut : Tabel 2.3 Unit-unit dan Sarana di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan No 1 2 Unit Proses CDU ARHDM Kode Kapasitas Unit (BPSD) 11 125,000 12 & 58,000 Lisensor FW Chevron Kontraktor FW JGC Proses I II



3 4

GO HTU RCC Unsaturated Gas Concentratio n LPG

13 14 15

32,000 83,000

UOP UOP

JGC FW

I I

5

16

-

UOP

FW

I

6

Treatment Unit Gasoline

17

22,500

MERICH EM MERICH EM UOP UOP UOP FW JGC JGC

FW

I

7

Treatment Unit Propylene Recovery Catalytic LCO Hidrogen Plant Amine treater Plant Sour Water Stripper Sulphur Plant

18

47,000

FW

I

8 9 10 11 12 13 14

19 20 21 22 23 24 25

7,000 13,000 12,000 76 MMSCFD -

FW FW JGC FW JGC JGC JGC

I I II II I I I

27 MT/Day JGC

Sumber : PERTAMINA, 2004 2.8 BAHAN BAKU PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN 1. Bahan Baku Utama Minyak mentah yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan adalah minyak Minas dan Duri dengan perbandingan Duri : Minas = 50% : 50%. Spesifikasi umpan minyak mentah yang masuk ke CDU dapat dilihat pada tabel berikut : Minyak Mentah API Densitas (gr/ml) @150C Minas 35,2 0,8485 Duri 21,1 0,927



Viskositas (cSt) : @300C @400C @500C Sulphur (%-Weight) Carbon (%-Weight) Titik Tuang (0C) Asphalt (%-Weight) Vanadium (ppm wt) Nickel (ppm wt) Total Asam (mg KOH) Salt (lb/1000 bbl) Water (%-volume) 23,6 11,6 0,08 2,8

591 274,4 7,4 7,4 24 0,4 1 32 1,19 5 0,3 Sumber ; PERTAMINA, 2004

3,6 0,5 10 micron di Lean Mereaksikan gas alam Mereaksikan kation anion Menyerap pengotor HC) Menyaring bahan-bahan organic Menghilangkan kation/anion H2 (CO, CO2, N2, dan

23

Karbon Aktif

Amine Filter 25 Claus Catalyst 55 Resin Anion

23-S101/103 25-R101/102/ 103

ASB-1p & Resi Kation C-249 Lynde Adsorbent tipe LA22LAC-612, C-200F

22-V105 A/B

22-V109 A-M 55-A-

Karbon Aktif Strong Acid

101 A/BS1 Kation pada 55A-101 A/B-V1,

Resin Kation


20 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia anion

pada 55A-101 A/B-V2 58-D1/8, 101 A/BR1-R2 59-A101 A/BA1 Sumber : PERTAMINA, 2004 Tabel 2.6 Jenis Katalis dan Resin PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan 2.9 STRUKTUR ORGANISASI PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan mempunyai struktur organisasi yang menerangkan hubungan kerja antar bagian yang satu dengan yang lainnya dan juga mengatur hak dan kewajiban masing-masing bagian. Tujuan dibuatnya struktur organisasi adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan tugas sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan organisasi yang telah ditetapkan. Berikut merupakan penjelasan singkat mengenai beberapa bidang dan bagian yang ada di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan :1. Bidang Engineering a. Bagian Fasilitas Engineering

Activated Alumina , ball ceramic Molsieve

Adsorbsi moisture dari LPG Adsorbsi moisture, CO2

Siliporite

Bidang engineering dipimpin oleh bagian yang bertanggung jawab terhadap penggunaan fasilitas dalam proses operasi kilang, baik dari segi pengadaan, pengaturan berbagai peralatan dan menetapkan order kerja ke Office Engineering terhadap penyusunan spesifikasi mekanis, listrik, dan sebagainya.b. Bagian Proses Engineering

Tugas dari bagian proses engineering yaitu : 1. Memonitor operasi kilang 2. Memonitor perubahan-perubahan kondisi operasi 3. Menetapkan bahan-bahan kimia yang dipakai 4. Mengesahkan modifikasi


21 Laporan Kerja Praktek PT British terjadi 5. Bertanggung jawab terhadap perubahan-perubahan yang Petroleum Indonesia c. Bagian Proyek Engineering 2. Bidang Inspeksi

Bagian ini berada di bawah bidang reliabilitas yang dipimpin oleh kepala bagian yang membawahi 3 orang Pengawas Utama (PUT), yaitu :a. PUT Inspeksi Plant yang membawahi inspeksi plant dan kilang. b. PUT Inspeksi Offsite Utilities yang membawahi inspeksi offsite dan utilities c. Inspeksi NDT (Non Destructive Test/korosi)

Tugas umum dari bagian Inspeksi adalah memberikan saran dari hasil pemeriksa terhadap fasilitas produksi jika ada penyimpangan-penyimpangan yang tidak sesuai dengan standar. Inspeksi dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu :a. Inspeksi pada saat pekerjaan berjalan (on stream). b. Inspeksi pada saat pekerjaan berhenti (equipment shutdown) 3. Bagian Unit Produksi

Bidang ini membawahi 6 bagian, yaitu :a. Bagian SS produksi. b. Bagian DHC (Distiling Hydrotreating Complex)

Bagian ini mengelola dan mengawasi area ARHDM dan GO LCO H2.c. Bagian RCC

Bagian ini mengelola dan mengawasi area CDU (Crude Destillation Unit) dan RCC (Residue Catalytic Cracking).d. Bagian Laboratorium

Bagian ini dipimpin oleh kepala Laboratorium yang membawahi Pengawas Utama (PUT) pengamatan yang juga memipin dua pengawas (PWS), yaitu :a. Pengawas jaga pengamatan b. Pengawas harian pengamatan

Masing-masing pengawas memimpin 2 orang pemuka (PWK).e. Bagian Instalasi Tangki dan Perkapalan

Tugas :a. Menyediakan raw material crude b. Menerima dan menyimpan produk



c. Mendistribusikan produk d. Mengelola buangan minyak

Fasilitas-fasilitas yang terdapat pada bagian ini adalah :1. Tangki yang digunakan untuk menyimpan produk-produk, baik minyak

mentah maupun produk jadi. Jadi jumlah tangki yang dimiliki yaitu 50 unit yang terdiri dari 3 jenis :a. Coone-roof tank digunakan untuk menyimpan minyak-minyak berat

seperti solar dan minyak residu.b. Floating-roof tank digunakan untuk menyimpan minyak-minyak ringan

seperti mogasdan kerosin.c. Spherical tank untuk menyimpan gas.

Kapasitas tangki berbeda-beda. Kapasitas paling besar 67.000 m3 dan terkecil 2.500 m3.2. Sistem perpipaan 3. Fasilitas loading/unloading 4. Truk tangki dan kapal untuk mengeluarkan produk f. Bagian Utilities

Bagian ini berfungsi menunjang operasi kilang dalam penyediaan :a. Penyediaan uap air yang terdiri dari : 1. Uap tekanan tinggi 2. Uap tekanan menengah 3. Uap tekanan rendah b. Penyediaan tenaga listrik c. Penyediaan bahan bakar d. Instrument dan plant air e. Penyediaan air (service water, fire water, dan cooling water) 4. Bidang Jasa Pemeliharaan Kilang

Bidang jasa pemeliharaan kilang memilki beberapa bagian yaitu :a. Bagian Perencanaan

Bagian ini dipimpin oleh seorang Kepala Perencanaan yang memiliki empat seksi, yaitu :1. Seksi Perencanaan Rutin Anggaran



2. Seksi Perencanaan Program 3. Seksi Perencanaan Material 4. Seksi Administrasi b. Bagian Bengkel

Bagian ini dipimpin oleh seorang kepala bengkel yang membawahi satu orang Pengawas Utama (PUT) mekanik dan PUT alat-alat dan las konstruksi.c. Bagian Pemeliharaan I

Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan peralatan di unit RCC dan CDU. Dikepalai seorang kepala bagian yang membawahi tiga Pengawas Utama yaitu PUT CDU, PUT RCC, PUT Inst. dan Listrik.d. Bagian Pemeliharaan II

Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan parelatan di unit proses ARHDM dan GO LCO H2.e. Bagian Pemeliharaan III

Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan peralatan di Utillities, Offsite, Kilang LPG Mundu dan Water Intake Facility (WIF) Salamdarma.f. Bagian Eng. Pem-JPK

Bagian ini bertanggung jawab terhadap Quality Control pada saat pelaksanaan pemeliharaan peralatan kilang. Kepala Bagian Eng. Pem-JPK membawahi beberapa Pengawas Utama, yaitu Rotating Equipment, Stationary, Listrik dan Insturment, dan Material.g. Bagian Pengadaan-JPK

Bagian ini bertanggung jawab dalam pengadaan, penerimaan dan penyimpanan material. 2.10 LINDUNGAN LINGKUNGAN, KESEHATAN, DAN KESELAMATAN KERJA PERTAMINA telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memprioritaskan aspek Kesehatan Kerja (KK) dan Lindung Lingkungan (LL) dalam semua kegiatan minyak dan gas bumi untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI Balongan mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan keraguan baik terhadap kesehatan karyawan, harta benda


24 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum diakibatkan perusahaan, terganggunya kegiatan operasi serta keamanan masyarakat yang Indonesia

oleh kegiatan perusahaan. Pelaksanaan tugas dari LKKK ini berlandaskan :a. UU No. 1/1970

Mengenai keselamatan kerja karyawan yang dikeluarkan oleh Depnaker.b. UU No. 2/1951

Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja yang dikeluarkan oleh Depnaker.c. PP No. 11/1979

Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja.d. UU no. 4/1982

Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup yang dikeluarkan oleh Kementrian Lingkungan Hidup (KLH).e. PP No. 29/1986

Mengenai AMDAL yang dikeluarkan oleh KLH. Kegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI Balongan untuk mendukung program di atas terdiri atas 5 kegiatan :1. Seksi Keselamatan Kerja mempunyai tugas, antara lain : a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang. b. Bertanggung jawab terhadap alat-alat keselamatan kerja. c. Bertindak sebagai instruktur safety. d. Membuat rencana pencegahan. 2. Seksi Pelatihan mempunyai tugas, antara lain : a. Membuat rencana kerja pencegahan kebakaran. b. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar

lebih menyadari tentang keselamatan kerja.c. Membuat dan menyebarkan bulletin KK dan LL pada karyawan agar wawasan

karyawan tentang KK dan LL meningkat.3. Seksi Penanggulangan Kebakaran mempunyai tugas, antara lain : a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik. b. Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan. c. Mengadakan pemeriksaan kehandalan alat-alat firing. 4. Seksi Lindungan Lingkungan mempunyai tugas, antara lain :


25 Laporan Kerja Praktek PT British PetroleumPemantauan Lingkungan dan Rencana Indonesia

a. Memrogram

Rencana

Kelola

Lingkungan.b. Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping. 5. Seksi Rekayasa mempunyai tugas, antara lain : a. meninjau ulang gambar-gambar dan dokumen proyek. b. Melakukan evaluasi-evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK

Adapun seksi-seksi tersebut di atas bertujuan untuk mencegah kecelakaan, kebakaran maupun pencemaran lingkungan dari segi engineering. Penerapan Lingkungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LKKK) dilaksanakan dengan membuat program dengan pedoman A-850/E-6900/99-30 yang meliputi : 1. Bendera Kecelakaaan 1. Warna kuning (1 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan, yaitu tidak menimbulkan hari hilang (first aid accident). 2. Abu-abu muda (2 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari kerja. 3. Hitam dengan sirip putih (1 bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal yaitu menyebabkan kematian. 2. Bendera Kebakaran 1. (1 minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah US$ 10,000. 2. Merah strip hitam (1 bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian melebihi US$ 10,000. 3. Bendera Pencemaran 1. Biru (1 minggu dikibarkan), untuk pencemaran dimana tidak terjadi klaim penduduk. 2. Hitam (1 bulan dikibarkan), untuk pencemaran dimana terjadi klaim penduduk. 4. Papan Informasi Kejadian Papan yang berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan terjadinya kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya adalah : 1. Di depan fire station 2. Lokasi Kejadian



3. Ada di lemari bendera on call. Jam Kerja

Berdasarkan jam kerja, karyawan dapat dibedakan atas karyawan shift dan karyawan reguler.1. Jam Kerja Shift

Jam kerja shift dilakukan secara bergilir berlaku bagi karyawan yang terlibat langsung dalam kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja shift diatur sebagai berikut : Day shift Swing shift Night shift : 08.00 16.00 WIB : 16.00 24.00 WIB : 24.00 08.00 WIB

Karyawan shift terbagi atas 4 kelompok yaitu A, B, C, dan D dimana jadwal kerja dari masing-masing kelompok adalah bekerja selama 2 hari berturut-turut pada shift yang sama dan setelah itu bergeser ke jam shift berikutnya untuk 2 hari selanjutnya. Selama 6 hari bekerja berturut-turut, setiap kelompok akan mendapat libur selama 2 hari.2. Jam Kerja Regular

Jam kerja regular ini berlaku bagi karyawan yang tidak terlibat langsung dalam kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja ini berlaku bagi karyawan tingkat staf ke atas. Jadwal kerja jam regular adalah sebagai berikut : Senin Kamis Istirahat Jumat Istirahat Sabtu dan Minggu Sistem Penggajian Sistem penggajian di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yang merupakan tanggung jawab bagian administrasi keuangan dibayar untuk 8 jam kerja setiap hari. Selain itu, juga diatur tentang lembur, cuti, uang dinas, bonus, kontrak jasa, dan peringatan karyawan (warning slip). Sistem penggajian dibedakan atas :1. Karyawan tetap, ikatan kerja, dan honorer

: 07.00 16.00 WIB : 12.00 13.00 WIB : 07.00 15.30 WIB : 11.30 13.30 WIB : libur


27 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Gaji diberikan setiap akhir bulan berupa gaji pokok ditambah dengan tunjangan-

tunjangan yang ada. Besarnya gaji pokok tersebut selain ditentukan oleh golongan dan jabatan juga berdasarkan tanggung jawab pekerjaan masing-masing. Adapun susunan gaji adalah sebagai berikut :a. Tunjangan (gaji) pokok b. Tunjangan jabatan struktural c. Tunjangan jabatan fungsional d. Uang lembur e. Biaya transportasi 2. Tenaga harian lepas

Gaji yang diberikan setiap hari Sabtu yang jumlahnya tergantung dari jumlah karyawan yang bekerja pada masing-masing hari. Di samping gaji rutin, karyawan akan mendapatkan bonus keuntungan yang jumlahnya tergantung dari laju produksi. Bagi karyawan yang lembur juga diberikan upah tambahan dengan perhitungan sebagai berikut :a. Lembur hari biasa

Untuk satu jam pertama besarnya satu setengah kali upah per kerja, untuk dua jam berikutnya dua kali upah per jam.b. Lembur hari Minggu/libur

Untuk setiap jam besarnya dua kali upah per jam. 2.11 Penanganan Limbah PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menghasilkan berbagai macam limbah, yang terdiri dari : a.Limbah Cairb. Limbah Gas c. Limbah Padat

A. Pengolahan Limbah Cair


28 Laporan Kerja Praktek PT British umumnya mengandung Limbah industri yang dihasilkan industri minyak bumi Petroleum Indonesia

logam-logam berat maupun senyawa yang berbahaya. Selain lobam berat, limbah , atau air buangan indusri, minyak bumi juga mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon yang sangat rawan terhadap bahaya kebakaran. Dalam setiap kegiatan industri, air buangan yang keluar dari kawasan industri minyak bumi harus diolah terlebih dahulu dalam unit pengolahan limbah, sehingga air buangan yang telah diproses dapat memenuhi spesifikasi dan persyaratan yang telah ditentukan oleh pemerintah. Untuk mencapai tujuan tersebut, makan dibangun unit Sewage and Effluent water treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ini. Secara garis besar effluent water treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RUVI Balongan dibagi menjadi dua, yaitu treatment oily water dan treatment air buangan proses. Treatment oily water dilakukan di rangkaian separator sedangkan treatment air buangan proses dilakukan menggunakan lumpur aktif (activated sludge) yang merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik. Desain awal dari unit WWT (Waste Water Treatment) adalah untuk mengolah air buangan yang terbagi menjadi dua sistem pengolahan, yaitu :1. Dissolved Air Floatation (DAF), untuk menisahkan kandungan padatan dan minyak

dari air yang berasal dari air buangan (oily water) ex process area dan tank area. Pada proses ini yang diolah umumnya mempunyai kandungan minyak dan solid yang tinggi tetapi mempunyai kandungan COD dan BOD yang rendah.2. Activated Sludge Unit (ASU), untuk mengolah secara kimia, fisika dan biologi air

buangan dari unit proses terutama : Treated Water ex Unit Sour Water Stripper (Unit 24) dan desalter effluent water ex Unit Crude Distillation (Unit 11). Air yang diolah umumnya mempunyai kandungan ammonia, COD, BOD dan fenol sedangkan kandungan minyak dan solid berasal dari desalter effluent water.B.

Pengolahan Limbah Gas Limbah gas dari kilang ini diolah di sulfur recovery unit dan sisanya dibakar di

incinerator (untuk gas berupa H2S dan CO) maupun flare (gas hidrokarbon).C.

Pengolahan Limbah Padat


29 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri minyak yang

tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas karena akan mencemari lingkungan. Pada sludge selain mengandung lumpur, pasir, dan air juga masih mengandung hidrokarbon fraksi berat yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses. Sludge ini juga tidak dapat dibuang ke lingkungan sebab tidak terurai secara alamiah dalam waktu singkat. Pemusnahan hidrokarbon perlu dilakukan untuk menghindari pencemaran lingkungan. Dalam upaya tersebut, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan melakukannya dengan membakar sludge dalam suatu ruang pembakar (incinerator) pada temperature tertentu. Lumpur/pasir yang tidak terbakar dapat digunakan untuk landfill atau dibuang di suatu area, sehingga pencemaran lingkungan dapat dihindari. 2.12 SARANA DAN PRASARANA PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menyediakan sarana dan prasarana bagi karyawan dan keluarganya. Sarana dan prasarana tersebut antara lain :a. Perumahan

Perumahan dinas dibangun di sekitar pabrik dengan tipe rumah, yaitu :1. Tipe B : untuk tim managemen 2. Tipe C : untuk jabatan kepala bagian 3. Tipe D : untuk staf 4. Tipe E : untuk karyawan bidang produksi

Di samping itu, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan juga memberikan pinjaman uang bagi karyawan untuk kepemilikan rumah BTN di lokasi Kompleks Sibayak Permai.b. Sekolah

Untuk saat ini, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan baru membangun sarana pendidikan Taman Kanak-kanak. Tujuan dibangunnya Taman Kanak-kanak ini adalah agar anak-anak karyawan dapat membaur dan bersosialisasi dengan


30 Laporan Kerja Praktek PT kebersamaan dan menghindari British Petroleum Indonesia penduduk di sekitar lokasi pabrik agar tercipta

adanya kecemburuan social.c. Transportasi

Sarana transoprtasi telah tersedia untuk mengantar karyawan yang pulang dari kerja shift dan disediakan pula transportasi untuk antar-jemput anak-anak keluarga PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ke sekolah.d. Sarana Ibadah

Masdjid Jati dibangun di tengah Wisma Djati dan di lokasi perumahan juga telah dibangun sarana ibadah berupa masjid dan gereja.e. Balai Kesehatan

Balai kesehatan dibangun di dua tempat, yaitu di lokasi pabrik serta rumah sakit di lokasi perumahan. Fasilitas ini dapat digunakan oleh karyawan dan keluarga karyawan secara bersama-sama.f. Kantin

Disediakan kantin di lingkungan pabrik bagi karyawan-karyawan reguler. Sedangkan bagi karyawan shift disediakan dapur di gedung kontrol dan untuk karyawan yang mendapat tugas malam disediakan makanan ekstra oleh perusahaan.g. Sarana Olahraga dan Rekreasi

Sarana olahraga juga disediakan bagi karyawan dan keluarga dimana sarana tersebut terletak di dalam lingkungan perumahan karyawan, seperti :1. 2. 3. 4. 5. 6.

Lapangan tenis Lapangan voli Lapangan bulutangkis Kolam renang Lapangan basket Ruang serba guna

h. Asuransi


31 Laporan Kerja Praktek PT British (ASTEK) dan asuransi Setiap karyawan dijamin oleh Asuransi Tenaga Kerja Petroleum Indonesia

jiwa raya.



BAB III PROSES PRODUKSI 3.1. Distillation and Treating Unit (DTU) DTU terdiri dari Distillation and Treating Unit (Unit 11), Amine Treatment Unit (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit24), Sulfur Plant (Unit 25), dan Caustic Soda (Unit 64). DTU merupakan unit pertama dalam rangkaian proses pengolahan crude oil menjadi produkproduknya dan juga terdapat beberapa unit treating yang mengolah aliran gas dan air untuk menurunkan kandungan sulfur dan ammonia. 3.1.1. Unit 11 : Crude Distillation Unit CDU dibangun untuk mengolah campuran minyak Indonesia sebesar 125000 MBSD (828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah ini terdiri dari 50 % crude oil Duri dan 50 % crude oil Minas. Unit yang dibangun oleh proyek EXOR-1 Pertamina ini terdiri dari 2 seksi sebagai berikut. 3.1.1.1. Seksi Crude Distillation Seksi ini dirancang untuk mendistilasi campuran crude oil yang menghasilkan destilat overhead terkondensasi, gas oil, dan residu. Inlet CDU yang berupa campuran minyak mentah dari Duri dan Minas dipompakan menggunakan P-101 A/B menuju V101 A dan V-101 B dan telah melewati 5 buah Heat Exchanger (HE) yang tersusun seri (E-101 sampai E-105) dimana crude dipanaskan hingga mencapai Temperatur 147oC menggunakan waste heat dari produk-produk yang dihasilkan fraksionator. Pada V-101 A dan V-101 B crude dicuci dari garam-garam yang dapat merusak katalis dan reaksi dalam reaktor. Washer yang digunakan adalah campuran dari Service Water (SW) dan Stripped Sour Water (SSW). Campuran minyak dan air akan membentuk emulsi sehingga dibutuhkan senyawa kimia tambahan sebagai demulsifier. Unit washer ini terdiri dari dua vessel, yaitu V-101 A dan V-101 B. Fresh water sebagai washer terlebih dahulu masuk ke V-101 B karena minyak dalam vessel tersebut memiliki kandungan garam yang lebih sedikit karena sudah


33 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum diharapkan dicuci dalam V-101 A dengan washer yang berasal dari V-101 B, sehinnga Indonesia

fresh water yang belum jenuh dapat mengikat sisa-sisa garam secara lebih efektif. Crude oil yang telah bersih dari garam mengalami preheating melalui lima buah HE, sehinnga Temperaturnya mencapai 280oC sebelum memasuki furnace. Proses ini diperlukan untuk mencegah terjadinya crack pada furnace akibat temperatur yang terlalu tinggi dan dapat mengurangi jumlah fuel yang digunakan dalam furnace. Crude yang keluar dari furnace akan mencapai Temperatur 364oC, lalu masuk ke dalam main fractinator pada tray 31. 3.1.1.2. Seksi Overhead Fraksinasi dan Stabilizer Seksi ini dirancang untuk destilasi lanjutan kondensat overhead menjadi produk LPG, Naphta, dan kerosene. Unit ini juga dirancang untuk mengolah campuran wild naphta dari gas oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini dapat beroperasi dengan baik pada kapasitas antara 50% - 100 % kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91. Produk-produk yang dihasilkan dari CDU adalah naphta, kerosene, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO), dan Atmospheric Residu. 3.1.2. Unit 23 : Amine Treatment Unit Unit ini berfungsi untuk mengolah sour gas serta untuk menghilangkan kandungan H2S yang terikat dalam sour gas. Proses yang dipakai adalah SHELL ADIP dengan larutan DIPA (Diisopropanolamine) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan DIPA yang digunakan adalah 2 kgmol/m3 . Unit ini terdiri dari tiga bagian utama, yaitu : 1. Off Gas Absorber Berfungsi mengolah off gas dari CDU, ARHDM, GO HTU. Hasilnya digunakan untuk fuel gas system dan umpan gas Hydrogen Plant. Kapasitasnya 18522 Nm3/jam. 2. Residue Catalitic Cracking (RCC) Unsurated Gas untuk mengolah sour gas dari unit RCC dan hasilnya ke fuel gas system. Kapasitasnya 39252 Nm3/jam. 3. Amine Regenerator yang berfungsi untuk meregenerasi larutan amine yang telah digunakan kedua absorber di atas, dengan kapasitas 100 % gas yang keluar dari kedua menara penyerap.


34 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Spesifikasi produknya adalah kandungan H2S yang keluar dari masing-masing

menara maksimal 50 ppm volume. 3.1.3. Unit 24 : Sour Water Stripper Unit (SWS) Unit SWS secara garis besar dibagi menjadi dua seksi, yaitu seksi SWS dan Spent Caustic Treating. 3.1.3.1. Seksi Sour Water Stripper (SWS) Seksi SWS terdiri dari dua train yang perbedaannya didasarkan atas feed berupa air buangan proses yang diolah. Kemampuan pengolahannya dirancang untuk train no.1 sebesar 67 m3/jam dan train no.2 sebesar 65,8 m3/jam. 1. Train no.1 Digunakan untuk memproses air buangan yang berasal dari CDU, ARHDM, dan LCO HTU. 2. Train no.2 Digunakan untuk memproses air buangan yang berasal dari RCC Complex. Fungsi kedua train di atas adalah menghilangkan H2S dan NH3 yang terdapat pada sisa air hasil proses. Selanjutnya air yang telah diolah tersebut dsalurkan ke Effluent Treatment Facility atau diolah kembali ke CDU dan ARHDM. Sedangkan gas yang mempunyai kandungan H2S yang cukup tinggi (sour gas) digunakan sebagai feed di sulfur Plant. 3.1.3.2. Seksi Spent Caustic Treating. Seksi ini mempunyai kapasitas 17,7 m3 / hari. Seksi Spent Caustic berasal dari beberapa unit operasi, selanjutnya seluruh spent caustic dinetralkan dengan asam sulfat H2SO4 dan disalurkan ke effluent facility. Ditinjau dari sumbernya, Spent Caustic yang diproses dibedakan menjadi dua jenis, yaitu : a. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non rutin (intermittent) yang berasal dari unit-unit : - LPG Treater Unit (LPGTR) - Gasoline Treater Unit (GTR) - Propylene Recovery Unit (PRU)


35 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia - Catalytic condensation Unit (Cat.Cond)

b. Spent Caustic merupakan regenerasi dari unit-unit : - Gas Oil Hydrotreater - Light Cycle Oil Hydrotreater 3.1.4. Unit 25 : Sulfur Plant Sulfur plant adalah suatu unit untuk mengambil unsur sulfur dari off gas unit amine treatment dan H2S stripper train no.1 Unit SWS. Unit ini terdiri dari unit Claus yang berfungsi menghasilkan cairan sulfur dan fasilitas pemuatan atau gudang sulfur padat. Pada unit ini terdapat fasilitas pembayaran untuk mengolah gas sisa dari unit claus, yang juga membakar gas-gas yang banyak mengandung NH3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini dirancang untuk menghasilkan sulfur dengan kapasitas 30 ton/hari. 3.2. Atmospheric Residue Hydrodemetallization (Unit ARHDM 12/13) Unit ARHDM merupakan unit yang mengolah Atmospheric Residue (AR) dari CDU menjadi produk yang disiapkan sebagai umpan untuk RCC. Unit ARHDM beroperasi dengan kapasitas 58000 BPSD (384 m3/jam). Selain mengolah residu, unit ini juga berfungsi mengurangi kandungan logam Nikel (Ni), Vanadium (V), dan karbon (C) yang dibawa oleh residu dari unit CDU. Unit ARHDM terdiri dari dua modul kembar, yaitu modul 12 dan modul 13 yang mempunyai susunan unit yang sama dan terdiri dari tiga buah reaktor. Kedua modul bertemu dalam aliran input fraksionator. Bahan baku yang digunakan adalah Atmospheric Residue (AR). 3.2.1. Seksi feed (umpan) Yaitu pemanasan awal dan penyaringan kotoran pada feed menggunakan filter sebelum dialirkan ke feed surge drum. Feed AR yang digunakan didapat langsung dari Bottom CDU dengan Temperatur 145oC (Hot AR) atau AR yang berasal daritangki 42-T-104 A/B dengan Temperatur 50oC (cold AR). Setelah kedua feed digabung dan dipanaskan, feed melewati HE hingga mencapai temperatur 273o C dan kemudian menuju filter yang membersihkan crude dari solid containment yang dapat menyebabkan deposit pada permukaan katalis di reaktor pertama untuk mengurangi beban reaktor. Pada seksi ini terdapat tiga buah filter yang bekerja secara otomatis berdasarkan tekanan, terdiri dari dua buah filter


36 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia berukuran 25 mikron, dan satu buah temporary filter yang merupakan modifikasi dari desain

dengan ukuran pori yang lebih besar sehingga flow rate menjadi lebih besar dan filtrasi menjadi tidak sempurna. Temporary filter ini tidak digunakan pada kondisi normal karena dapat mempercepat kenaikan perbedaan tekanan pada reaktor. Feed yang sudah difiltrasi dialirkan menuju Filtered Feed Surged Drum 12-V-501 yang berfungsi sebagai penampung awal feed yang akan dipompakan ke dalam furnace. Kemudian feed dipanaskan kembali di furnace sebelum dialirkan secara parallel ke modul 12 dan 13. Furnace bekerja berdasarkan Catalyst Average Temperature (CAT) yang ditentukan melalui kinerja katalis yang diharapkan, yaitu persentase dari Micro Carbon Residue (MCR) dalam minyak. 3.2.2. Seksi Reaksi Pada seksi ini, masing-masing modul terdiri atas tiga reaktor yang tersusun secara seri dengan spesifikasi yang sama. Karena reaksi Hydrotreating adalah eksotermis, maka temperatur campuran oil/gas akan naik pada saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan temperatur dan untuk mengendalikan kecepatan reaksi maka diinjeksikan cold quench recycle gas. Effluent reaktor kemudian dialirkan ke seksi pendinginan dan pemisahan produk. 3.2.3. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Pendinginan pertama dilakukan di HE dimana sebagian panasnya diambil oleh combine feed reactor, selanjutnya reactor effluent feed mengalir ke Hot High Pressure Separator (HHPS). Fungsi HPPS ini adalah untuk mengambil residue oil dari effluent reactor sebelum didinginkan, karena residu yang mengandung endapan alumunium akan menyumbat exchanger pada effluents vapor cooling train. Dengan temperatur 37 oC maka residu sudah memiliki cukup sumber untuk mamisahkan naphta, kerosene, dan produk gas oil pada Atmospheric Fractionator. Aliran liquid panas dari HHPS mengalir menuju Hot Flow Pressure Separator, dimana uap yang terpisah dari Hot Liquid dalam HHPS ini banyak mengandung H2, NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon, dan cairan hidrokarbon lainnya. Uap tersebut selanjutnya didinginkan di Heat Reactor, dimana panas dari HE ini akan ditransfer ke Combine Feed Reactor. Setelah itu aliran campuran uap akan dialirkan ke Effluent Air Cooler masuk ke Cold High Pressure Separator (CHPS). Recycle gas yang kaya hidrogen serta terpisah dari minyak dan air, masuk ke recycle gas compressor dan sebagian ke Unit Hydrogen Membrane


37 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Separator untuk dimurnikan. Minyak dan air tidak seluruhnya terpisahkan dalam CHPS,

maka minyak dan air dari CHPS tidak seluruhnya dialirkan ke Cold Low Pressure Separator (CLPS). Air yang terkumpul di CLPS bottom drum dialirkan ke SWS, sedangkan minyaknya dipanaskan terlebih dahulu dengan HE kemudian dialirkan ke Atmospheric Fractionator. Liquid dari bottom HHPS kemudian di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS). Uap yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan produk HLPS modul 13 dialirkan ke fraksionator. Flash gas dari modul 12 dan 13 didinginkan melalui exchanger dan air cooler sebelum di-flash Cold Low Pressure Drum (CLPFD). Flash Gas dari CLPFD yang kaya akan H2 kemudian dialirkan ke make-up gas compressor untuk dikompresi dan dikembalikan ke unit ARHDM. Liquid ringan di-flash kembali bersama liquid dari CHPS ke CLPS. 3.2.4. Seksi Recycle Gas Aliran gas yang kaya H2 dari CHPS terbagi dua, sebagian dikembalikan ke reactor dengan Recycle Gas Compressor dan sebagian aliran (Bleed Stream) ke Membrane Separation Unit. 3.2.5. Seksi Fraksionasi Seksi ini memisahkan produk ARHDM menjadi naphta, kerosene, diesel, dan Hydrodemetallized Atmospheric Residue (DMAR). Diperoleh dengan Atmospheric Fractionator dibantu dua buah stripper. Sebelum dikirim keluar, naphta dimurnikan di naphta stabilizer dan kerosene dimurnikan dalam clay treater. Atmospheric Fractionator terdiri dari dua seksi, yaitu seksi atap (top) yang memiliki 32 tray dengan diameter 3,2 meter dan seksi bawah (bottom) yang memiliki 15 tray dengan diameter 3,66 meter. Jarak antara kedua tray pada kedua seksi dalam kolom adalah 610 mm. produk Heavy oil dari HLPS masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold feed dari CLPS masuk ke fraksionator pada tray 28 (tray di atas flash zone. Di seksi lanjut (superheated steam) di seksi konveksi pada furnace. Produk dari Atmospheric Fractionator adalah : - Unstabillized Naphta - Sour Gas - Gas Oil



- Kerosene - DMAR sebagai RCC feed

Overhead vapor dari fraksionator sebagian terkondensasi dalam Fractionator Overhead Air Cooler. Vapor dan liquid ini dialirkan ke overhead accumulator. Vapor dan air cooler dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor. Kompresor ini memiliki dua stage, dimana outlet kompresor stage 1 didinginkan pada interstage cooler dan kondensat cairan dipisahkan dalam interstage KO drum, kemudian vapor dikompresikan pada stage kedua kompresor tersebut. Unstabilized Naphta dari Overhead Accumulator dicampur dengan aliran vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua fase ini selanjutnya didinginkan dengan cooler. Unstabilized Naphta, sour water, dan net off gas dipisahkan dalam Sour Gas Separator. Off Gas dialirkan ke fuel gas treating, sedangkan Unstabilized Naphta dipanaskan sebelum treating di Naphta Stabilizer kemudian didinginkan lalu dikirim ke tangki. Feed untuk Gas Oil Stripper diambil dari tray 24 dan direfluks ke tray 22. Produk gas oil dapat dikirim langsung ke Gas Oil Hydrotreating Unit, lalu ke tangki produk. Kerosene dialirkan dari down comer pada tray ke-10 fraksionator. Kemudian dipanaskan kembali dengan Bottom Fractionator Stripper Vapor pada kerosene side cut stripper untuk dikembalikan ke fraksionator melalui tray ke-9, selanjutnya diproses dalam clay treater untuk memperbaiki kestabilan warna sebelum dikirim ke tangki penimbunan. Bottom Fractionator yang menghasilkan DMAR dipompa dan dibagi menjadi dua aliran, yaitu : 1. Aliran terbanyak digunakan untuk memanasi feed dingin fraksionator dan selanjutnya memanasi AR yang akan masuk ke Feed Filter. 2. Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan Kerosene Stripper Reboiler. Hidrogen dan Desulfurisasi Tujuan dari proses ini adalah untuk menghilangkan kadar sulfur yang ada dalam feed gas agar memiliki kandungan sulfur seperti yang diijinkan untuk memasuki Reformer, karena sulfur merupakan racun bagi katalis di Reformer. Steam Reforming Bertujuan memproses atau merubah gas hidrokarbon yang direaksikan dengan steam menjadi gas hydrogen Pemurnian Hidrogen Pemurnian hidrogen dicapai melalui dua tahap, yaitu :


39 Laporan Kerja Praktek PT British mengubah CO menjadi - High Temperature Shift Converter (HTSC) yang bertujuan Petroleum Indonesia

CO2 dengan reaksi: CO + CO2 CO2 + H2

Pressure Swing Adsorption (PSA) Setelah melalui reaksi di HTSC, feed didinginkan dan kondensat dalam feed gas dipisahkan di Raw Gas KO Drum sebelum masuk ke unit PSA. Unit ini didesain untuk memurnikan gas hidrogen secara continue. Aliran yang keluar dari unit PSA ini terdiri dari Hidrogen murni pada tekanan tinggi dan Tail Gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah. Kedua aliran di atas bergabung dan dapat langsung dialirkan ke unit RCC atau didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran bottom fractionators pada down stream digunakan sebagai back wash pada feed filter kemudian bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki.

3.3. Unit RCC Kompleks (Residue Catalytic Cracking Complex) RCC kompleks merupakan gabungan dari beberapa unit di kilang RU-VI Balongan yang berfungsi mengolah residue minyak (reduced cycle) menjadi produk-produk minyak bumi yang bernilai tinggi seperti Gasoline, Light Cycle Oil (LCO), Decant Oil, LPG, Propylene, dan Polygasoline. Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary process) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu dengan cara cracking dengan memakai katalis. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengolah produk puncak Main Column Unit RCC menjadi Stabilized Gasoline, Non Condensable Lean Gas, dan LPG. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah Overhead Vapour Main Column, Light Cycle Oil, Decant Oil. RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari unit ARHDM dengan kapasitas 29500 BPSD (35,5 % volume) dan Untreated Atmospheric Residue yang berasal dari unit CDU dengan desain kapasitas 53000 BPSD (64,5 % volume). Kapasitas yang terpasang adalah 83000 BPSD. Berikut adalah uraian proses yang terjadi pada unit RCC ini. Di unit RCC ini terdapat reaktor, regenerator, column fractionators, catalyst cooler, main blower, dan CO boiler. Feed hydrocarbon ke unit dipanaskan dengan aliran produk dan di-crack dengan pemanas yang dibawa oleh Regenerated Catalyst di dalam sistem Reaktor. Reaksi cracking ini terjadi di dalam riser reaktor. Katalis setelah bereaksi dengan feed dipisahkan dari hidrokarbon untuk memperkecil terjadinya cracking sekunder dan


40 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleumpada katalis kemudian dikirim ke regenerator untuk diregenerasi dan coke yang terdeposit Indonesia

dapat aktif kembali untuk mengolah hidrokarbon berikutnya. Vapor Hydrocarbon keluar dari top riser rector ke main column pada seksi fraksinasi. Spent katalis mengalir dari reactor stripper ke dalam upper regenerator, dimana coke yang terbentuk dibakar dengan udara. Karbon dalam bentuk coke ini menempel pada katalis sebagai hasil samping cracking. Adanya coke pada katalis mengakibatkan berkurangnya aktifitas katalis. Dengan memberikan pamanasan dengan temperatur tinggi dan dengan udara yang cukup, coke tersebut dalam upper regenerator diatur agar coke menjadi CO (Partial Combustion) agar panas yang dihasilkan tidak terlalu tinggi. Fuel gas yang mengandung CO keluar dari upper regenerator melalui cyclone dimana partikel katalis ikut terambil. Steam tekanan tinggi diproduksi dalam CO boiler dari hasil pembakaran CO menjadi CO2. Adanya catalyst cooler mengambil kelebihan panas dari Boiler Feed Water (BFW) regenerator dan diubah menjadi steam. Kelebihan udara dalam Lower Regenerator digunakan untuk membakar coke yang tersisa pada katalis dan diarahkan pembakarannya agar menjadi CO2. Katalis panas kemudian dialirkan dari lower regenerator ke riser reactor, kemudian disirkulasi kembali dari reaktor ke regenerator. Aliran katalis dalam sistem Reaktor-Regenerator adalah jantung dari unit RCC. Hidrokarbon hasil reaksi cracking dialirkan dari reaktor ke column fractionator untuk dipisahkan menjadi Overhead Vapor, Light Cycle Oil (LCO), dan DCO. Overhead vapor kemudian dikirim ke unit 16 (unsaturated gas plant) untuk dipisahkan menjadi Unsaturated LPG, naphta RCC. 3.4. LEU (Light End Unit) LEU merupakan unit lanjutan setelah RCU (Residue Catalytic Unit) yang berfungsi untuk mengolah produk keluaran RCU menjadi produk-produk akhir yang mempunyai nilai jual. LEU terdiri dari lima unit dengan tugas maupun produk akhir yang berbeda. Kelima unit tersebut adalah : - Unit 16 : Unsaturated Gas Plant - Unit 17 : LPG Treatment Unit - Unit 18 : Naphta Treatment Unit - Unit 19 : Propylene Recovery Unit - Unit 20 : Catalytic Condensation Unit



3.4.1. Unit 16 : Unsaturated Gas Plant

Unit ini berfungsi untuk memisahkan overhead product column RCCU menjadi stabilized naphta, LPG, dan non condensable lean gas, yang sebagian akan dipakai sebagai lift gas sebelum diolah di Amine Unit sebagai off gas. Produk yang dihasilkan adalah Gasoline (RCC Naphta), Untreated LPG, Non Condensable Lean Gas/Off gas. Unsaturated Gas Plant ini dirancang untuk mengolah 83000 BPSD AR. Unit ini menghasilkan Sweetened Fuel Gas yang dikirim ke Refinery Fuel Gas System untuk diproses lebih lanjut. Unit ini juga menghasilkan Untreated LPG yang akan diproses lebih lanjut di LPG Treatment Unit (Unit 17) dan naphta yang akan diproses lebih lanjut di Naphta Treatment Unit (Unit 18). Proses pada unit ini berlangsung seperti uraian berikut. Overhead product dari RCCU, yaitu off gas (campuran metana, etana, dan H2S), LPG (campuran propilen dan propana), serta naphta (campuran butana, butilena, dan C5+) masuk ke dalam vessel 16 V-101, sementara fraksi berat akan dipompa masuk ke dalam kolom 16 C-101. Fraksi ringan dari 15 V-106 akan masuk ke Wet Gas Column (WGC) dua tingkat, kemudian ke HE sampai akhirnya masuk ke dalam vessel 16 V-104. Fraksi ringannya akan masuk ke dalam absorber 16 C-101 sementara fraksi beratnya akan dipompa masuk ke dalam stripper 16-C 103 setelah melalui HE 16 E-108. Dalam stripper tersebut, fraksi ringan yang masih terkandung dalam fraksi berat yang masuk akan dikembalikan ke dalam vessel 16 V-104, sementara fraksi berat yang telah di-strip (LPG dan Naphta) akan masuk ke dalam debutanizer 16 C-104. Dalam debutanizer ini, LPG dan naphta akan dipisahkan untuk selanjutnya diolah secara terpisah di unit 17 dan unit 18. Fraksi berat dari vessel 15 V-106 akan bergabung dengan fraksi ringan dari vessel 16 V-104 dalam absorber 16 C-101 untuk dipisahkan fraksi beratnya. Absorber yang digunakan adalah naphta dari debutanizer. Karena proses absorbsi akan terjadi dengan baik pada Temperatur yang rendah, maka naphta yang berfungsi sebagai absorbent akan didinginkan terlebih dahulu oleh chilled water dengan menggunakan Freon. Fraksi ringan dari absorber tersebut dialirkan ke absorber 16 C-102 agar lebih banyak fraksi berat yang terambil. Absorbent yang digunakan adalah LCO. Di dalam absorber ini terdapat foul ring yang berfungsi untuk meningkatkan luas permukaan kontak antara fraksi yang akan di-absorb dengan absorbent. Fraksi ringan keluarannya akan masuk ke dalam unit amina dan ada juga yang menjadi off gas. Fraksi berat dari absorber akan masuk ke dalam vessel 16 V-104 menuju stripper.



3.4.2. Unit 17 : LPG Treatment Unit

Unit ini berfungsi untuk memurnikan LPG produk Unsaturated Gas Plant dengan cara mengambil senyawa merkaptan dan sulfur organik lainnya lalu mengubahnya menjadi senyawa disulfida. Produk yang dihasilkan adalah Treated Mixed LPG yang selanjutnya dikirim ke Propylene Recovery Unit (Unit 19). LPG Treatment Unit dirancang untuk megolah feed dari produk atas Debutanizer pada Unsaturated Gas Plant sebanyak 22500 BPSD. Berikut adalah uraian prosesnya : 1. Sistem Ekstraksi H2S Unsaturated LPG melewati strainer 17 S-101 untuk menghilangkan partikel-partikel padatan yang berukuran lebih besar dari 150 mikron. Lalu masuk H2S Fiber Film Contractor dimana akan terjadi kontak dengan Caustic (NaOH). Fiber Film Contractor ini berbentuk serabut yang kuat yang terbentuk dari logam yang tujuannya adalah untuk memperluas permukaan kontak antara untreated LPG dengan NaOH. Reaksi yang terjadi adalah : NaOH + H2S Na2S + H2O NaOH yang digunakan adalah 14% wt dan baru akan dibuang jika telah menjadi 7% wt karena sudah tidak dapat diregenerasi. Pemisahan antara fasa LPG dengan larutan Caustic akan terjadi di separator, dimana NaOH yang telah terpakai akan dibuang. Sementara itu, LPG yang telah dihilangkan H2S nya dialirkan ke sistem ekstraksi Merkaptan. 2. Sistem Ekstraksi Merkaptan LPG yang berasal dari sistem ekstraksi H2S selanjutnya masuk ke dalam sistem ekstraksi merkaptan yang terdiri dari dua tingkat. Contractor yang digunakan adalah Fiber Film dengan senyawa pengikat merkaptan berupa caustic (NaOH). Reaksi yang terjadi adalah : NaOH + RSSH Na2SR + H2O NaOH yang digunakan dapat diregenerasi dengan oksigen dan katalis di vessel 17 V105 dan reaksinya adalah : Na2SR + O2 + H2O DSO + NaOH DSO yang terbentuk dari reaksi di atas berbentuk seperti minyak dan larut dalam naphta sehingga untuk memisahkan DSO dengan NaOH dapat digunakan Fiber Film


43 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Contractor dengan absorbent berupa naphta. NaOH yang telah bersih dari DSO

kemudian dapat di-recycle. 3. Sistem Aquafining LPG yang telah bebas dari merkaptan kemudian dicuci dengan air untuk manghilangkan sejumlah kecil entrainment caustic. LPG tersebut masuk ke bagian puncak contractor dimana terjadi kontak dengan serat-serat logam yang dibasahi oleh sirkulasi air. LPG dan larutan air yang disirkulasikan mengalir secara counter current dan melalui Shoud Contactor dimana caustic yang terikat akan diambil. LPG yang telah tercuci kemudian diproses lebih lanjut di Propylene Recovery Unit. 3.4.3. Unit 18 : Naphta Treatment Unit Unit ini dirancang untuk mengekstraksi H2S dan mengoksidasi merkaptan sulfur dalam untreated naphta. Untuk menghasilkan produk dengan spesifikasi antara lain Doctor Test Negative, kandungan sulfur sebesar kurang dari 15 ppm wt dan kandungan Na+ (sebagai sodium) maksimum adalah 0,1% wt. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah Treated Naphta. Unit ini dirancang untuk memproses 47500 BPSD untrated RCC naphta yang dihasilkan oleh unit 16 (Unsaturated Gas Plant) dengan maksimum kandungan 5 ppm-wt H2S dan 90 ppm-wt merkaptan. Unit ini dirancang dapat beroperasi pada penurunan kapasitas hinnga 50 %. Proses yang terjadi pada unit ini adalah sebagai berikut : 1. Oksidasi dan Ekstraksi Untreated RCC naphta masuk ke dalam sistem caustic treating melewati salah satu set basket strainer parallel 18-S-101 A/B untuk menghilangkan padatan yang terikut dan berukuran lebih dari 150 mikron. Udara untuk oksidasi diinjeksikan di Upstream Fiber Film Contractor 18-A-201/204 melewati Air Sparger 18-M-101/102. Udara proses disaring dengan Air Filter 18-S-102 A/B,104 A/B untk menghilangkan padatan yang berukuran kurang dari 5 mikron. RCC naphta melewati tahapan ekstraksi merkaptan di puncak 18-A-201/204 kemudian kontak dengan bahan-bahan film yang terbasahi oleh caustic tersirkulasi yang berasal dari pompa recycle caustic 18-P-102 A/B. Aliran sirkulasi kurang lebih 20 % volume aliran untreated RCC naphta. Reaksi yang terjadi adalah : 2RSH + 2NaOH 2NaSR + 2H2O


44 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Pemisahan fase RCC naphta dan caustic di fasa Separator 18-V-101/102.

Hidrokarbon dan larutan caustic masuk ke bawah melalui 18-A-201/204, dimana terjadi ekstraksi H2S dan oksidasi merkaptan. Reaksi yang terjadi adalah : 2NaSR + H2O RSSR + 2NaOH 2RSH + O2 RSSR + H2O 2NaOH + H2S Na2S + 2H2O 2Na2S+ 2O2 + H2O Na2S2O3 + 2NaOH Aliran caustic jatuh ke bawah dan melekat pada fiber kemudian mengalir ke fase yang encer di 18-V-101/102 untuk kemudian terkumpul menjadi satu dari larutan caustic yang disimpan. Aliran RCC naphta berlawanan arah dengan caustic di antara ruang fiber dan pelepasan di atas contractor. Di 18-V-101/102, aliran RCC naphta melewati coalescer pad 18-A-202/205 untuk menghilangkan lebih banyak partikelpartikel caustic dan selanjutnya mengalir keluar separator di bagian ujung. Gabungan aliran parallel ini menjadi satu aliran treated naphta setelah bergabung dengan spent solvent dari sistem regenerator. 18-A-201/204 dan 18-V-101/102 beroperasi pada tekanan 4,9 kg / cm3. G dan temperatur 38oC . Sekitar 0,5 % aliran treated naphta dari 18-V-101/102 digunakan sebagai fresh solvent unit 17. Spent solvent unit 17 kembali ke RCC naphta setelah back pressure control valve menuju tangki naphta. Merkaptan dan sedikit H2S yang terkandung di RCC naphta diekstraksi oleh caustic soda 6,6% wt. Ekstraksi dan proses oksidasi yang terjadi menghasilkan kelebihan air yang dapat menurunkan konsentrasi NaOH. 2. Penggantian Caustic Fresh Caustic 6,6% wt diganti bila kandungannya menurun menjadi 3,3% wt. penggantian kaustik tidak mengganggu kegiatan operasi unit. Spent caustic dibuang melalui line spent caustic sebelum suction dari pompa 18-P-102 A/B, 104 A/B dan terkumpul di penampungan spent caustic. Larutan fresh caustic 6,6 % wt dipompa dari header distribusi secara manual melewati 18-S-103/105 (Aqueus Basket Strainer) menuju 18-P-102 A/B dan 104 A/B hingga level operasi normal tercukupi. Basket Strainer 18-S-103/105 menghilangkan partikel-partikel yang berukuran > 150 mikron. Oksidasi senyawa sulfur merkaptida diperoleh dari ekstraksi merkaptan oleh larutan caustic dimana diperlukan di dalam oksidasi katalis. Konsentrasi katalis teroksidasi dalam sirkulasi caustic pertama kali 200 ppm-wt, selanjutnya katalis diinjeksikan per hari sebanyak


45 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia 0,5 kg/20000 bbls untuk mengganti yang hilang dan yang tidak aktif dengan menggunakan

pipa katalis 18-A-203/206 3. Sistem Aquafining Sistem ini berfungsi untuk pencucian entrainment dalam produk RCC LPG dengan air secara kontinyu. Air juga mungkin diperlukan di phase separator jika RCC naphta menjadi kuning dan larutan caustic menjadi kekurangan air. Air disimpan di Water Break Tank (18-V104). Jika perlu, air dipompa dengan pengaturan manual memakai pompa 18-P-101 (Water Addition Pump) ke 18-V-101/102 melalui pipa suction 18-P-102 A/B dan 104 A/B. Pompa juga dapat dipakai untuk melayani sistem H2S extraction dan solvent wash di unit 17. Aquafining system di unit RCC LPG Treatment juga dilayani oleh 18-V-104, dipompa dengan 17-P-105 A/B (Water Metering Pump). Inhibitor digunakan dalam membantu proses sweetening naphta, memperlambat pembentukan gum, dan meninggalkan senyawa alkil dari senyawa anti knocking dalam naphta. Injeksi bahan kimia ini disimpan di tangki inhibitor 18-V-103 dimana dapat menyimpan kurang lebih 0,5 m3. Setiap pengisian ulang tangki perlu waktu dua hari sekali. Inhibitor diinjeksikan di tempat-tempat sekitar upstream dan downstream dari setiap train treater dengan 18-P-105 A/B dan C (InhibitorInjection Metering Pump). 3.4.4. Unit 19 : Propylene Recovery Unit Unit ini berfungsi untuk memisahkan Mixed Butane dan memproses LPG C3 dan C4 dari unit 16 untuk mendapatkan produk propylene dengan kemurnian tinggi (minimum 99,6 %) yang dapat dipakai sebagai bahan baku pada Propylene Unit. Produk yang dihasilkan pada proses ini terdiri dari : Propylene dengan kapasitas terpasang 7150 BPSD Campuran Butana Propana Proses yang digunakan adalah Selective Hydrogeneration Process (SHP) dengan reaktor Hules. Uraian proses secara keseluruhan diawali dari feed yang berasal dari LPG Treatment yang merupakan campuran propana, propylene, dan campuran C4 dipompakan ke C3/C4 splitter, 19-C-101. Campuran C4 yang diperoleh dari splitter dimasukkan ke dalam tangki penyimpanan dan ada yang dikirim ke unit 20. Sementara campuran propana dan


46 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleumdirefluks ke propilen masuk ke dalam C3/C4 Splitter Receiver, dimana sebagian campuran C3 Indonesia

C3/C4 Splitter dan sebagian lagi dikirim ke Solvent Settler. Di Solvent Settler, campuran C3 dihilangkan dari kandungan sulfurnya dengan menggunakan caustic MEA. Air di Water Boot dikirimkan ke Water Degassing Drum dan selanjutnya ke unit Sour Water Stripper (Unit 24). Dari Solvent Settler, campuran C3 dikirim ke Wash Water Column untuk diraksikan dengan larutan fosfat dengan arah berlawanan (Counter Current). Produk top kolom ini dipisahkan dari airnya pada Sand Filter, sedangkan produk bottom sebagian di-recycle dan sebagian lagi ditampung di Water Degassing Drum untuk kemudian dikirim ke unit 24. Campuran C3 dari Sand Filter dikeringkan di C3 Feed Driers karena spesifikasinya adalah 25 ppm. Keluaran Feed Driers diperiksa kandungan airnya untuk keperluan regenerasi dryer. Campuran C3 kemudian dipisahkan pada C3 Splitter, uap propilen terbentuk di bagian overhead dan propana pada bagian bottom. Propana selanjutnya dikirim ke tangki penampungan dan sebagian propilen direfluks serta sebagian dikompresikan untuk memanaskan propana di C3 Splitter Flash Drum. Propilen yang terbentuk dipisahkan kandungan COS nya pada COS removal dan dipisahkan dari logam di Metal Treater. Dari Metal Treater, propilen dimasukkan ke reaktor SHP untuk mengubah kandungan diena dan asetilen yang ada menjadi Mono Olefin guna memenuhi persyaratan produksi. Propilen yang keluar reaktor kemudian didinginkan dan dikirim ke tangki penampungan dengan dilengkapi analisa kandungan propana. 3.4.5. Unit 20 : Catalytic Condensation. Unit ini berfungsi untuk mengolah campuran butana dari Propylene Recovery Unit (Unit 19) menjadi gasoline dengan angka oktan yang tinggi. Produk yang dihasilkan adalah Polygasoline dan Butana. Unit ini dirancang untuk menghasilkan produk dengan berat molekul yang tinggi menggunakan katalis Solid Phosphorus Acid. Kapasitas yang dimiliki adalah 13000 BPSD dengan tiga reaktor yang paralel. UOP Catalytic Condensation merupakan salah satu unit yang dirancang untuk memproses Unsaturated Mixed Butane dari unit-unit LEU. Uraian proses yang terjadi secara keseluruhan diawali dengan feed campuran Butana dari unit 19 (terdiri dari butilena, butane, dan propilena) masuk ke Wash Water Column untuk dicuci dengan larutan fosfat secara counter current. Campuran butana bersama aliran rectifier dipompakan ke reaktor sehingga terjadi reaksi polimerisasi menjadi rantai panjang C8 sampai C10. Karena polimerisasi merupakan reaksi eksotermis yang melepas


47 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia panas, sehingga temperatur reaktor akan terus bertambah. Untuk menjaga agar jangan sampai

terbentuk coke, temperatur bed katalis dijaga agar lebih kecil dari 20oC. Setelah dari reaktor, rantai hidrokarbon tersebut masuk ke Flash Rectifier dimana sebagian dikembalikan ke reaktor dan sebagian lagi ke stabilizer. Dari sini, produk bottom berupa polygasoline didinginkan dan dikirim ke tangki penampungan, sedangkan produk overhead yang berupa butana dicuci dengan caustic dan dikeringkan sebelum masuk ke tangki penampungan. 3.5. HTU (Hydro Treating Unit) 3.5.1. Hydrogen Plant (Unit 22) Unit 22 ini merupakan unit di RU-VI yang dirancang untuk memproduksi hydrogen dengan kemurnian 99% sebanyak 76 MMSFSD dengan feed dan kapasitas sesuai desain. Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan Natural Gas. Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities yang terkandung dalam minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari Hydrogen Plant. Kandungan impurities yang dikandung oleh minyak mentah relatif tinggi, antara lain adalah nitrogen, senyawa sulfur organik, dan senyawa-senyawa logam. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan di ARHDM Unit, LCO Hydrotreater Unit, dan di Gas Oil Hydrotreater Unit. Proses dasar Hydrogen Plant mencakup Hidrogenasi & Desulfurisasi, Stream Reforming, dan Pemurnian Hidrogen. 3.5.2. Gas Oil Hydrotreater Unit ini mengolah Gas Oil yang tidak stabil dan korosif (mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen menjadi gas oil yang memenuhi ketentuan pasar dengan kapasitas 32000 BPSD (212 m3/jam). Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude Distillation Unit (CDU) dan Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit (ARHDM). Make up hydrogen akan dipasok dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh Steam Methane Reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA) unit. Katalis hydrotreating yang digunakan mengandung oksida


48 Laporan Kerja Praktek PT British extrudate. GO HTU ini nikel/molybdenum di dalam base alumina yang berbentuk bulat atau Petroleum Indonesia

terdiri dari dua seksi, yaitu : 1. Seksi reaktor. Untuk proses reaksi dengan katalis dan hidrogen. 2. Seksi fraksionasi. Untuk memisahkan gas oil hasil reaksi dari produk lain, seperti off gas, wild naphta, dan hydrotreated gas oil. 3.5.3. Light Cycle Hydrotreating Unit (Unit 21) LCO HTU merupakan unit yang mengolah Light Cycle Oil dari RCC unit, dimana masih mengandung banyak senyawa organik seperti sulfur dan nitrogen. Unit ini akan menghilangkan sulfur dan nitrogen dari feed tanpa perubahan boiling range yang berarti agar produk yang dihasilkan memenuhi syarat dan spesifikasi pemasaran. Kapasitas unit LCO HTU ini adalah 15000 BPSD (99,4 m3/jam)dengan menggunakan katalis UOP S-19 M. Aliran proses pada unit 21 ini adalah sebagai berikut : 1. Seksi Feed Feed seksi ini adalah Light Cycle Oil dari unit RCC dan storage tank. LCO dari RCCU melalui feed filter untuk menghilangkan partikel padat yang berukuran lebih dari 25 mikron, kemudian masuk ke feed surge drum 21-V-101 dan LCO dari tangki langsung masuk ke feed surge drum 21-V-101. Air yang terdapat di LCO dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum dan yang tidak ikut terpisah akan tertahan oleh wire mesh blanket agar masuk ke suction feed pompa, setelah itu air dialirkan ke Sour Water Header. LCO bersamasama dengan recycle gas hydrogen masuk ke Combine Feed Exchanger 21-E-101 A/B. 2. Seksi Reaktor Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reactor di dalam Combined Feed Exchanger 21-E-101 A/B, kemudian campuran LCO dan hydrogen bergabung dan langsung ke charge heater 21-F-101 dan dipanaskan sampai temperatur reaksi. Feed kemudian masuk ke bagian atas reaktor 21-R-101 dan didistribusikan secara merata di atas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapor/liquid tray. Karena adanya reaksi eksotermis yang terjadi dalam reaktor, maka temperatur feed yang keluar reaktor akan lebih tinggi dari feed yang masuk reaktor. Sebelum keluar, air diinjeksikan Ke effluent reactor untuk melarutkan garam amonium yang terbentuk dari penggabungan H2S dan NH3 di dalam


49 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia reaktor, karena amonium dapat meracuni katalis bila terakumulasi cukup banyak di recycle

gas. 3. Seksi Kompresor Seksi ini terdiri dari dua bagian, yaitu Make-Up Compressor dan Recycle Gas Compressor. Tekanan di reaktor dikontrol oleh hidrogen yang diimpor dari H2 plant dengan dinaikkan tekanannya menggunakan Make-Up Compressor 2 Stage dan H2 dimasukkan ke Discharge Recycle Gas Compressor. Aliran Make-Up gas hydrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di High Pressure Separator. Make-Up gas H2 dan recycle gas bersama-sama menuju ke Combined Feed Exchanger 21-E-101 A/B dan sebagai quench Reaktor 21-R-101 di antara dua bed katalis. 4. Seksi ini berfungsi memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain seperti off gas, wild naphta, dan hydrotreated light cycle oil. Effluent LCO yang keluar reactor kemudian masuk ke dalam separator melalui distributor inlet dimana hidrokarbon cair, air, dan gas terlepas serta akan terpisah dengan sendirinya. Hidrokarbon yang terkumpul dalam separator, selanjutnya dipisahkan dengan fraksionasi, produk hydrotreated LCO masuk ke Coalescer untuk memisahkannya dari air dan dikeringkan ke dalam bejana yang berisikan garam sebelum dikirim ke tangki penyimpanan. Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU ini meliputi : - Feed Stock LCO diperoleh dari RCC kompleks. -Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/molybdenum (S-12) dan cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam base alumina dan dibuat berbentuk bulat atau extrude. - Make-up hidrogen akan disuplai dari hydrogen plant unit. Produk LCO HTU berupa : -

LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki untuk siap dipasarkan. Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus diolah lagi. Off gas dikirim ke Refinery Fuel Gas System. Wild Naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut.

-



BAB IV SARANA PENUNJANG (UTILITY) 4.1. Penyediaan Air 4.1.1. Water Intake Facility (Unit 53) Water Intake Facility berlokasi di desa Alam Darma, Kecamatan Compreng, Kabupaten Subang, 65 km dari Refinery EXOR-1 Balongan, dengan elevasi 19,5 m. Air sungai diambil dari buangan Proyek Jatiluhur pada saluran utama sebelah timur (eastern main canal). Apabila kanal dalam perbaikan, maka air sungai diambil dari Sungai Cipunegara dan Sungai Tarum Timur. Adapun kondisi operasinya pada tabel 4.1 Tabel 4.1 Kondisi Operasi Pengambilan Air dari Sungai Cipunegara

Water Intake Facility Salam Darma (Unit 53) berfungsi untuk permunian air (treating water) dengan kapasitas 1.000 ton/jam. Saat ini rata-rata kebutuhan air untuk Balongan kurang lebih 900 ton/jam sehingga Salam Darma tidak perlu selalu berproduksi dengan kapasitas 100%. Kebutuhan listrik untuk Salam Darma saat ini disuplai oleh tiga unit generator (53-G301 A/B) dengan kapasitas 53-G-301 A/B adalah 578 kW dan 53-G-301 C adalah 360 kW. Namun pada kondisi operasi normal cukup satu unit yang beroperasi karena pada load 100% hanya membutuhkan listrik sebesar kurang lebih 300 kW. 4.1.1.1. Raw Water System Raw Water ditransfer dari raw water intake facility (Salam Darma) melalui pipa dan ditampung di tangki raw water yang kapasitasnya 60 jam kebutuhan kilang.


51 Laporan Kerja Praktek PT British Petroleum Indonesia Raw water system memiliki dua buah tangki penampung dengan kapasitas 66.000

ton/tangki. Raw water ini digunakan juga sebagai service water yang pemakainya adalah untuk: 1. Make up untuk Fire Water 2. Make up untuk Cooling Water 3. Make up untuk Demineralized Water 4. Make up untuk Potable Water 5. House Station 6. Pendingin untuk pompa di offsite Service Water sebelum masuk ke potable water tank, disterilkan terlebih dahulu dengan gas chlorine yang selanjutnya dipompakan ke pemakai. Air yang sudah disterilkan dinamakan Demineralized Water (DW). Potable Water adalah air yang disediakan untuk keperluan para karyawan PERTAMINA RU-VI Balongan. 4.1.1.2. Demineralized Water Unit (Unit 53) Unit ini berfungsi untuk menjernihkan air yang diambil dari sumber air dengan cara menghilangkan atau meminimalkan impurities (suspended solids, cations, anions) yang dapat mengganggu operasi boiler dan peralatan lainnya. Sumber air tersebut dapat diambil dari surface water (air sungai dan air laut) dan ground water (mata air dan air sumur). Unit dimineralisasi bertujuan untuk memenuhi kebutuhan air yang sesuai dengan persyaratan-persyaratan Boiler Feed Water (BFW). Demin Plant terdiri dari dua train dengan kapasitas 230 m3/jam train (4.300 ton/cycle per train) yang dipasang outdoors, tanpa atap dan berlokasi di area yang tidak berbahaya. Demint Plant juga memiliki dua buah tangki atau Demint Water Tank (55-T101 A/B) dengan kapasitas 1.400 ton/tangki. Demint Water yang dihasilkan dari unit ini didistribusikan ke Deaerator (Boiler) dan WHB Hydrogen Plant (NNF). Konsumsi demint water menurut desain adalah 192,4 ton/jam. Akan tetapi dalam actual operasinya kebutuhan demint water bervariasi antara 220 270 ton/jam, sehingga untuk memenuhi kebutuhan, Demint Plant perlu m

Documents

Laporan Akhir Full Version Mario