Laporan Kerja Praktek ARHDM PDF [PDF]

Citation preview

PT. PERTAMINA REFINERY UNIT VI BALONGAN PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE PADA UNIT ARHDM LAPORAN KERJA PRAKTEK



Oleh Hilmi Dian Saputra NIM 111203053



PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN INDRAMAYU 2014



PT. PERTAMINA REFINERY UNIT VI BALONGAN PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE PADA UNIT ARHDM LAPORAN KERJA PRAKTEK



Oleh Hilmi Dian Saputra NIM 111203053



PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN INDRAMAYU 2014



i



ABSTRAK



PT. Pertamina Refinery Unit VI Balongan adalah Badan Usaha Milik Negara (BUMN) dan merupakan salah satu pabrik pengolahan minyak bumi di Indonesia setelah RU di daerah Dumai, Plaju, Cilacap, Balikpapan, dan Sorong. RU VI Balongan merupakan pabrik yang sangat berpengaruh untuk kebutuhan bahan bakar di daerah besar seperti Jakarta, Bandung, Bogor, Bekasi dan sebagainya. Pada RU VI terdapat beberapa unit produksi, salah satunya adalah AHU atau Atmospheric Hydrodemetalization Unit. Produk yang dihasilkan dari AHU



ini adalah



DMAR



atau Demetalization Atmospheric Residue yang



digunakan untuk umpan RCC atau Residue Catalytic Cracking, kemudian Naptha, Kerosin, Gas Oil yang diolah kembali di Naphtha Processing Unit, Gas Oil Hydrotreating Unit sehingga digunakan untuk kebutuhan sehari-hari sebagai bahan bakar kendaraan ataupun rumah tangga. Proses pengolahan Atmospheric Residue pada unit AHU ini adalah mengolah



Atmospheric



Residue



yang



dihasilkan



dari unit



CDU



dengan



mengurangi kandungan metal seperti nickel,vanadium, Fe dan Na, serta sulfur organik dan Nitrogen kemudian micro carbon residue yang dapat mengurangi performa katalis di reaktor serta menghasilkan DMAR untuk umpan RCC.



ii



LEMBAR PENGESAHAN



PT. PERTAMINA REFINERY UNIT VI BALONGAN PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE PADA UNIT ARHDM PERIODE 10 NOVEMBER – 10 DESEMBER 2014



Hilmi Dian Saputra NIM 111203053



Laporan Kerja Praktek ini telah disahkan Di Indramayu, 10 Desember 2014 Menyetujui,



Pembimbing Lapangan Fendy Anthonius Lingga Mengetahui, DHC Section Head



Senior Officer BP Refinery



Ahmad Aulia



Fatimah Aradani iii



LEMBAR PERSEMBAHAN



Saya berterimakasih serta bersyukur kepada Allah SWT yang mana berkat rahmat sehatnya sehingga saya bisa melakukan kerja praktek tanpa adanya rintangan. Sebelum kerja praktek saya bersyukur diberikan kesabaran oleh Allah SWT karena harus menunggu jawaban perusahaan yang sebelumnya selama satu setengah bulan,



namun Allah memecah kebuntuan melalui Om Ari (Pak



Karnowo) yang merupakan saudara jauh saya dan merupakan pegawai dari Pertamina RU VI. Tidak lupa mengucapkan terimakasih kepada saudara saya Mamah Erni dan Bang Arif Fadilah (KETE) yang sudah berusaha menghubungi Om Ari. Saya berterimakasih juga atas dukungan dan materi dari ORANG TUA(Engkus Kuswara & Ely Suhartini) saya, mereka tidak behenti menasehati saya mengenai kerja praktek. Kakak (Eva Rosdiana) saya pun demikian selalu menasehati saya mengenai kerja praktek . Dan lapangan(Pak



saya Fendy



mengucapkan Anthonius



terimakasih Lingga),



juga



dosen



kepada



pembimbing



pembimbing (Ibu



Indah



Dhamayanthie, dan teman-teman operator (Pak Teguh, Pak Karto, Arif, Pak Dedi, Pak Agus, Pak Maman) serta teman-teman saya yang membantu proses KP maupun pengerjaan laporan.



iv



RIWAYAT HIDUP



Nama



: Hilmi Dian Saputra



Tempat, tanggallahir



: Jakarta, 14 Agustus1994



Alamat



: Perum. Masnaga Jl. GunungBromo II Blok A/372 Bintara Jaya, Bekasi Barat



Agama



: Islam



Jeniskelamin



: Laki-laki



Tinggi badan



: 162,5 cm



Berat badan



: 65 kg



Kesehatan



: Sehat jasmani dan rohani



Hobby



: Bermain basket



No. HP



: 083823794145



E-mail



: [email protected]



GolonganDarah



:O



Status



: Belum Menikah



v



RIWAYAT PENDIDIKAN 2000 – 2006



: SD Negeri Pulogebang 20, Jakarta Timur



2006 – 2009



: SMP Negeri 236, Jakarta Timur



2009 – 2012



: SMA Negeri12, Jakarta Timur



2012 -sekarang



: Progam Studi DIII Teknik Kimia Akademi Minyak dan Gas Balongan



PENGALAMAN BERORGANISASI 2012 - Sekarang



: Pengurus dari Perhimpunan Mahasiswa Teknik Kimia (PERMATEK) di Akamigas Balongan



2011 - 2012



: Pengurus dari Organisasi Siswa Intra Sekolah (OSIS) di SMAN 12 Jakarta



2008 - 2009



: Pengurus dari Organisasi Siswa Intra Sekolah (OSIS) di SMPN 236 Jakarta



PRAKTIKUM 1.



Praktikum Kimia Dasar I, AKAMIGAS BALONGAN, Indramayu-Jawa Barat.



2.



Praktikum Fisika Dasar I, AKAMIGAS BALONGAN, Indramayu-Jawa Barat.



3.



Praktikum Kimia Analitik, AKAMIGAS BALONGAN, Indramayu-Jawa Barat.



4.



Praktikum



Mikrobiologi,



AKAMIGAS



Barat.



vi



BALONGAN,



Indramayu-Jawa



KUNJUNGAN LAPANGAN 1.



2.



3.



4.



5.



Kunjungan ke - 1 Mata Kuliah



: Mikrobiologi



Tempat



: PT. Bukit Baros Cempaka, Sukabumi



Pembimbing



: Indah Dhamayanthie, MT.



Kunjungan ke - 2 Mata Kuliah



: Alat Industri kimia



Tempat



: PT. Sumber Daya Kelola, Indramayu



Pembimbing



: Rifana Indrawijaya, ST dan Yully Mulyani, ST



Kunjungan ke - 3 Mata Kuliah



: Proses Industri Kimia



Tempat



: PT. Indocement Tunggal Perkasa, Bogor



Pembimbing



: Indah Dhamayanthie, MT dan Yully Mulyani, ST



Kunjungan ke - 4 Mata Kuliah



: Pengolahan Industri Migas



Tempat



: PT. Indorama Synthetic TBK, Purwakarta



Pembimbing



: Indah Dhamayanthie, MT dan Yully Mulyani, ST



Kunjungan ke - 5 Mata Kuliah



: Pengendalian Mutu Produksi



Tempat



: PT. Sido Muncul, Semarang



Pembimbing



: Indah Dhamayanthie, MT dan Yully Mulyani, ST



vii



TRAINING & SEMINAR 



“Character And Personality Building” diadakan oleh Akamigas Balongan pada tahun 2012







Seminar Nasional “Crude Oil and Catalytic Convertion Process” diadakan oleh Perhimpunan Mahasiswa Teknik Kimia Akamigas Balongan pada Agustus 2014







“Aspen Hysys” diadakan oleh Perhimpunan Mahasiswa Teknik Kimia Akamigas Balongan pada tahun 2014







Stadium General “Lube Oil Complex” diadakan oleh Perhimpunan MahasiswaTeknik Kimia Akamigas Balongan pada tahun 2013



viii



KATA PENGANTAR



Puji syukur kepada Allah SWT. atas berkat rahmat dan karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan ini yang berjudul “Laporan Kerja Praktek PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE PADA UNIT ARHDM DI PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN”. Laporan kerja praktek ini disusun dalam rangka memenuhi tugas mata kuliah Kerja Praktek yang ditempuh pada semester V(Lima) Program Studi Diploma



III



Teknik



Kimia



AKAMIGAS



Balongan.



Laporan



ini dibuat



berdasarkan pengamatan dan data yang dikumpulkan selama preode kerja praktek 10 November 2014 – 10 Desember 2014. Oleh karena itu pada kesempatan kali ini penulis mengucapkan terima kasih kepada: 1. Ibu Ir. Hj. Hanifah Handayani, selaku Ketua Yayasan Akamigas Balongan. 2. Bapak Nahdudin Islami,M.Si, selaku Direktur Akamigas Balongan. 3. Ibu Indah Dharmayanthie, M.T, selaku Ketua Program Studi Teknik Kimia Akamigas Balongan. 4. Bapak Ahmad Aulia, selaku DHC Section Head RU VI Balongan 5. Bapak Suyatni, selaku Senior Supervisor AHU RU VI Balongan 6. Bapak Dedi Rosliadi, selaku DHC F&Q Supervisor RU VI Balongan 7. Bapak Fendy Anthonius Lingga, selaku Pembimbing Lapangan di Bagian AHU.



ix



8. Kedua orang tua yang memberikan dukungan moral maupun spiritual. 9. Rekan-rekan sesama mahasiswa kerja praktek dan semua pihak yang telah membantu yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu. Kami menyadari bahwa masih banyak kekurangan dalam penyusunan laporan kerja praktek ini. Oleh karena penulis sangat mengharapkan berbagai kritik dan saran yang bersifat membangun yang padat membawa penulis ke arah yang lebih baik. Semoga laporan ini bisa bermanfaat bagi yang membutuhkan dan bisa dijadikan sebuah motivasi



Indramayu,



Desember 2014



Penulis



x



DAFTAR ISI



Halaman JUDUL.................................................................................................................. i ABSTRAK........................................................................................................... ii LEMBAR PENGESAHAN............................................................................... iii LEMBAR PERSEMBAHAN ........................................................................... iv RIWAYAT HIDUP ............................................................................................ v KATA PENGANTAR ....................................................................................... ix DAFTAR ISI ...................................................................................................... xi DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ xv DAFTAR TABEL........................................................................................... xvii DAFTAR GRAFIK ....................................................................................... xviii DAFTAR LAMPIRAN ................................................................................... xix BAB I



PENDAHULUAN ................................................................................ 1 1.1 Latar Belakang ................................................................................ 1 1.2 Tema Kerja Praktek......................................................................... 3



xi



1.3 Tujuan Kerja Praktek ...................................................................... 3 1.3.1 Tujuan Umum ........................................................................ 3 1.3.2 Tujuan Khusus........................................................................ 4 1.4 Manfaat............................................................................................ 4 1.4.1 Manfaat Bagi Perusahaan ....................................................... 4 1.4.2 Manfaat Bagi Akamigas Balongan ........................................ 5 1.4.3 Manfaat Bagi Mahasiswa ....................................................... 5 BAB II TINJAUAN TEORI ............................................................................ 6 2.1 Pengertian Umum Crude Oil........................................................... 6 2.2 Fraksi- fraksi Crude Oil dan Kegunaannya...................................... 7 2.3 Atmospheric Residue ...................................................................... 8 2.4 Atmospheric Residue Hydro Demetalizing................................... 10 BAB III METODOLOGI PELAKSANAAN ................................................. 14 3.1 Orientasi Lapangan ....................................................................... 14 3.2 Metode Wawancara ....................................................................... 14 3.3 Studi Literatur ............................................................................... 14 BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN .......................................... 15



xii



4.1 Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) ............................... 15 4.2 Visi, Misi, Slogan dan Logo PT. PERTAMINA (Persero) ........... 18 4.3 PT. PERTAMINA RU VI Balongan............................................. 20 4.3.1 Tata Letak PT. PERTAMINA RU VI Balongan.................. 23 4.3.2 Sistem Kontrol...................................................................... 27 4.3.3 Struktur Organisasi Perusahaan ........................................... 27 4.4 Sistem Utilitas .............................................................................. 30 4.5 Pengolahan Limbah ....................................................................... 30 4.5.1 Pengolahan Limbah Cair ...................................................... 31 4.5.2 Pengolahan Limbah Gas....................................................... 32 4.5.3 Pengolahan Limbah Padat .................................................... 32 4.6 Laboratorium ................................................................................. 33 4.7 Unit- unit di RU VI Balongan ........................................................ 36 BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN ......................................................... 44 5.1 Fungsi Utama AHU....................................................................... 44 5.2 Proses Pada AHU .......................................................................... 45 5.2.1 Seksi Feed ............................................................................ 45



xiii



5.2.2 Seksi Reaksi ........................................................................ 46 5.2.3 Seksi Pemisahan Produk Reaktor......................................... 46 5.2.4 Seksi Recycle Gas ................................................................ 47 5.2.5 Seksi Fraksinasi.................................................................... 48 5.3 Alat-alat Pada AHU ...................................................................... 52 5.4 Bahan-bahan Kimia Yang Digunakan Pada Unit AHU ................ 60 BAB VI KENDALA SELAMA PROSES PADA AHU ................................ 62 BAB VII TUGAS KHUSUS ............................................................................ 66 7.1 Pengertian Pompa Secara Umum .................................................. 66 7.2 Pompa Sentrifugal Multistage ....................................................... 67 7.3 Cara Kerja Pompa ......................................................................... 69 7.3.1 Cara Kerja Pompa Sentrifugal.............................................. 69 7.3.2 Cara Kerja Pompa Sentrifugal Multistage ........................... 71 7.4 Bagian-bagian Pompa Sentrifugal Multistage............................... 72 7.4.1 Bagian Dalam Pompa........................................................... 72 7.4.2 Balancing Drum ................................................................... 73 7.4.3 Seal Oil System .................................................................... 74



xiv



7.4.4 Lube Oil System................................................................... 76 7.4.5 Motor .................................................................................... 80 7.5 Kerusakan Yang Terjadi Pada Pompa........................................... 81 7.6 Kondisi Operasional Pompa Sentrifugal Multistage Pada AHU .. 83 BAB VIII PENUTUP ....................................................................................... 86 8.1 Kesimpulan.................................................................................... 86 8.2 Saran.. ............................................................................................ 87 DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN



xv



DAFTAR GAMBAR Halaman Gambar 2.1 Atmospheric Residue ...................................................................... 9 Gambar 4.1 Logo Baru PT Pertamina(Persero)................................................ 19 Gambar 4.2 Logo PT Pertamina(Persero) RU VI Balongan ............................ 22 Gambar 4.3 Struktur Organisasi PT Pertamina(Persero) RU VI Balongan...... 29 Gambar 4.4 Process Flow Diagram RU VI Balongan ...................................... 43 Gambar 5.1 Process Flow Diagram AHU ........................................................ 51 Gambar 5.2 Furnace.......................................................................................... 53 Gambar 5.3 Kompresor .................................................................................... 54 Gambar 5.4 Vessel ............................................................................................ 55 Gambar 5.5 Pompa Feed................................................................................... 56 Gambar 5.6 Feed Filter ..................................................................................... 57 Gambar 5.7 Reaktor .......................................................................................... 58 Gambar 5.8 Kolom Fraksinator dan Kolom Stripper ....................................... 59 Gambar 5.9 Heat Exchanger ............................................................................. 60 Gambar 7.1 Pompa Sentrifugal Multistage AHU............................................. 69 Gambar 7.2 Skema Prinsip Kerja dan Arah Aliran dalam Pompa Sentrifugal. 70 Gambar 7.3 Dua Arah Aliran dalam Pompa Multistage................................... 71 Gambar 7.4 Bagian-bagian Pompoa Sentrifugal Multistage ............................ 72 Gambar 7.5 Balancing Drum ............................................................................ 74 Gambar 7.6 Mechanical Seal ............................................................................ 74 Gambar 7.7 Sealing Area pada Pompa ............................................................. 75



xvi



Gambar 7.8 Seal System pada Pompa Umumnya ............................................ 76 Gambar 7.9 Lube Oil System pada AHU ......................................................... 77 Gambar 7.10 Main Oil Pump............................................................................ 78 Gambar 7.11 Lube Oil Cooler .......................................................................... 78 Gambar 7.12 Lube Oil Filter ............................................................................ 79 Gambar 7.13 Lube Oil Storage ......................................................................... 80 Gambar 7.14 Motor .......................................................................................... 81



xvii



DAFTAR LAMPIRAN



1. Fotokopi Surat Penerimaan Kerja Praktek. 2. Fotokopi Absensi Selama Kerja Praktek.



xviii



DAFTAR TABEL Halaman Tabel 4.1 Sejarah Perkembangan PT Pertamina (Persero)................................ 16 Tabel 4.2 Produk Unit DTU .............................................................................. 38 Tabel 5.1 Spesifikasi Impurities pada Feed dan Output AHU ......................... 44 Tabel 5.2 Produk AHU ...................................................................................... 50 Tabel 7.1 Pump Data Sheet ............................................................................... 85



xix



DAFTAR GRAFIK Halaman Grafik 7.1 Kinerja Pompa ................................................................................. 84



xx



BAB I PENDAHULUAN



1.1 Latar Belakang Kerja praktek merupakan salah satu mata kuliah wajib sebagai syarat untuk



menyelesaikan



studi pada



Program Studi D-3



Teknik



Kimia



AKAMIGAS. Mata kuliah kerja praktek ini dimaksudkan untuk memberi kesempatan kepada mahasiswa agar dapat melihat dan merasakan secara langsung suasana lingkungan proses produksi. Selain itu, kerja praktek juga dimaksudkan didapatkan



untuk selama



memperkaya kuliah



ilmu



reguler.



keteknik-kimiaan



Dengan



kerja praktek,



yang



telah



Mahasiswa



diharapkan dapat mengenal proses-proses di dalam industri secara langsung, sehingga pada akhirnya ketika terjun sebagai engineer, mahasiswa telah terbiasa dengan proses-proses yang ada di dalam industri. Adapun pelaksanaan Kerja Praktek (KP) tersebut dilakukan pada perusahaan yang bergerak pada bidang usaha yang sesuai atau relevan dengan bidang ilmu yang dipelajari. Adapun perusahaan tempat kami melakukan Kerja Praktek adalah PT. Pertamina RU VI Balongan, yang berlokasi di Jalan Raya Balongan Km.09. Industri Migas merupakan industri yang sangat berperan penting di masyarakat, terutama bagi para pengguna kendaraan bermotor. PT Pertamina RU VI Balongan merupakan perusahaan milik Negara (BUMN) yang bergerak di bidang pengolahan minyak bumi menjadi bahan bakar. Di



1



Indonesia ada 7 Refinery Unit, namun pada RU I tepatnnya di Pangkalan Brandan, Medan ditutup karena alat pengolahannya tidak memadai. Oleh karena itu, di Inonesia ada 6 Refinery Unit aktif diantaranya adalah RU pada Dumai, Plaju, Balongan, Cilacap, Balikpapan, dan Sorong. PT.



Pertamina



RU



VI



Balongan



merupakan



perusahaan



yang



berpengaruh terhadap masyarakat karena menyediakan bahan bakar untuk kota-kota besar, diantaranya adalah Jakarta, Bandung, Bekasi, Bogor dan sebagainya. PT. Pertamina RU VI Balongan merupakan perusahaan yang cukup terkenal di luar Indonesia karena memiliki suatu unit yang merupakan unit yang terbesar se-Asia Tenggara, yaitu Unit RCC (Residue Catalytic Cracking). Unit RCC merupakan unit yang bertugas untuk mengolah residu yang diberikan oleh Unit CDU secara langsung ataupun yang harus melalui unit ARHDM. Umpan yang masuk ke RCC itu harus sesuai dengan spesifikasi yang telah ditetapkan oleh Unit RCC.



Umpan tersebut tidak boleh



mengandung senyawa metal seperti nickel,vanadium, Fe dan Na serta sulfur organic dan Nitrogen, senyawa MCR (Micro Carbon Residue) karena dapat mengurangi performa katalis yang berada pada RCC. Oleh sebab itu sebelum masuk ke Unit RCC, atmospheric residue yang berasal dari Unit CDU tersebut harus melalui proses demetalization atau pengurangan kandungan metal yang prosesnya berada di dalam Unit ARHDM sampai kandungan metal dan MCR sesuai dengan standar spesifikasi yang sudah dibuat unit RCC. Umpan yang sudah sesuai standar RCC dinamakan DMAR.



2



Dari uraian



di atas



penulis



tertarik



pada proses pengolahan



atmospheric residue pada Unit ARHDM. Oleh karena itu penulis ingin melakukan Kerja Praktek di PT. Pertamina RU VI Balongan untuk mengupas proses pengolahan atmospheric residue pada Unit ARHDM. Selain itu pelaksanaan Kerja Praktek ini sebagai apresiasi yang nyata dalam mendalami ilmu Teknik Kimia, sehingga terdapat suatu kesinambungan antara teori dan praktek sebagai wujud nyata dari kemampuan yang telah penulis dapat dalam perkuliahan.



1.2 Tema Kerja Praktek Tema yang akan diambil dalam kerja praktek ini adalah tentang ”PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE”.



1.3 Tujuan Kerja Praktek Adapun tujuan yang dicapai sehubungan dengan pelaksanaan kerja praktek ini adalah sebagai berikut : 1.3.1



Tujuan Umum 1.



Mengetahui



gambaran



mengenai



proses



produksi



di



perusahaan atau di institusi tempat kerja praktek berlangsung. 2.



Menerapkan



ilmu



pengetahuan



yang



diperoleh



selama



menjalani perkuliahan. 3.



Untuk meningkatkan keahlian, dan daya kreatifitas mahasiswa.



3



4.



Melatih kemampuan dan kepekaan mahasiswa untuk mencari solusi dari masalah yang dihadapi di dalam dunia industri atau dunia kerja.



1.3.2



Tujuan Khusus 1.



Mengetahui dan memahami proses kerja peralatan yang digunakan dalam proses pengolahan atmospheric residue pada unit ARHDM.



2.



Mengetahui dan memahami proses pengolahan atmospheric residue pada unit ARHDM.



3.



Mengetahui dan memahami permasalahan produksi yang ada di unit ARHDM.



4.



Mengetahui dan memahami bahan kimia yang menunjang proses produksi.



1.4 Manfaat 1.4.1 Manfaat Bagi Perusahaan 1.



Perusahaan praktek



dapat



memanfaatkan



dalam membantu



tenaga



menyelesaikan



mahasiswa



kerja



tugas-tugas pada



proses produksi. 2.



Perusahaan mendapatkan alternatif calon karyawan untuk unit yang ditekuni oleh mahasiswa kerja praktek.



4



3.



Menciptakan



kerjasama



yang



saling



menguntungkan



dan



bermanfaat antara perusahaan tempat kerja praktek dengan jurusan Teknik Kimia Akamigas Balongan. 1.4.2 Manfaat Bagi Akamigas Balongan 1.



Terbinanya suatu jaringan kerjasama dengan institusi tempat praktek kerja dalam upaya meningkatkan hubungan baik antara substansi akademik



dengan kegiatan



manajemen maupun



operasional institusi tempat kerja praktek. 2.



Meningkatkan



kapasitas



dan



kualitas



pendidikan



dengan



melibatkan tenaga terampil dalam kegiatan kerja praktek. 1.4.3 Manfaat Bagi Mahasiswa 1.



Dapat mengenal secara dekat dan langsung proses produksi yang ada di lapangan.



2.



Dapat mengaplikasikan keilmuan mengenai teknik kimia yang diperoleh dibangku kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya,



khususnya



mengenai



peralatan



dan



proses



pengolahan atmospheric residue. 3.



Dapat memberikan kontribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa kerja praktek



5



BAB II TINJAUAN TEORI



2.1 Pengertian Umum Crude Oil Minyak Bumi (bahasa Inggris: petroleum, bahasa latin petrus=karang dan oleum=minyak) dijuluki juga sebagai emas hitam, adalah cairan kental, berwarna coklat gelap, atau kehijauan yang mudah terbakar, yang berada di lapisan atas dari beberapa area di kerak bumi. Minyak bumi terdiri dari campuran kompleks dari berbagai hidrokarbon, sebagian besar seri alkana, tetapi bervariasi dalam penampilan, komposisi, dan kemurniannya. Minyak bumi diambil dari sumur



minyak di pertambangan-pertambangan



minyak.



Lokasi sumur-sumur minyak ini didapatkan setelah melalui proses studi geologi, analisis sedimen, karakter dan struktur sumber, dan berbagai macam studi lainnya. Setelah itu, minyak bumi akan diproses di tempat pengilangan minyak dan dipisah - pisahkan hasilnya berdasarkan titik didihnya sehingga menghasilkan berbagai macam bahan bakar, mulai dari bensin dan minyak tanah sampai aspal dan membuat plastik dan



berbagai



reagen



obat-obatan.



kimia



Minyak



yang bumi



dibutuhkan



untuk



digunakan



untuk



memproduksi berbagai macam barang dan material yang dibutuhkan manusia.



6



2.2 Fraksi-fraksi Crude Oil dan Kegunaannya Fraksi-fraksi Crude Oil Fraksi Crude Oil dipisahkan bersdasarkan titik didihnya, diantaranya sebagai berikut: 1. Gas Rentang rantai karbon : C 1 sampai C5 Trayek didih : 0 sampai 50°C 2. Gasolin (Bensin) Rentang rantai karbon : C 6 sampai C11 Trayek didih : 50 sampai 85°C 3. Kerosin (Minyak Tanah) Rentang rantai karbon : C 12 sampai C20 Trayek didih : 85 sampai 105°C 4. Solar Rentang rantai karbon : C 21 sampai C30 Trayek didih : 105 sampai 135°C 5. Minyak Berat Rentang rantai karbon dari C 31 sampai C40 Trayek didih dari 130 sampai 300°C 6. Residu Rentang rantai karbon diatas C 40 Trayek didih diatas 300°C



7



Kegunaan Fraksi-Fraksi Minyak Bumi 1. Gas Kegunaan: Gas tabung, BBG, umpan proses petrokomia. 2. Gasolin (Bensin) Kegunaan : Bahan bakar motor, bahan bakar penerbangan bermesin piston, umpan proses petrokomia 3. Kerosin (Minyak Tanah) Kegunaan: Bahan bakar motor, bahan bakar penerbangan bermesin jet, bahan bakar rumah tangga, bahan bakar industri, umpan proses petrokimia 4. Solar Kegunaan: Bahan bakar motor, bahan bakar industry 5. Minyak Berat Kegunaan: Minyak pelumas, lilin, umpan proses petrokimia 6. Residu Kegunaan: Bahan bakar boiler (mesin pembangkit uap panas), aspal, bahan pelapis anti bocor.



2.3 Atmospheric Residue Saat pertama kali minyak bumi masuk ke dalam menara distilasi, minyak bumi akan dipanaskan dalam suhu diatas 300o C. Residu tidak menguap dan digunakan sebagai bahan baku aspal, bahan pelapis antibocor, dan bahan bakar boiler (mesin pembangkit uap panas). Bagian minyak bumi



8



yang menguap akan naik ke atas dan kembali diolah menjadi fraksi minyak bumi lainnya.Aspal digunakan untuk melapisi permukaan jalan. Kandungan utama aspal adalah senyawa karbon jenuh dan tak jenuh, alifatik, dan aromatik yang mempunyai atom karbon sampai 150 per molekul. Unsurunsur selain hidrogen dan karbon yang juga menyusun aspal adalah nitrogen, oksigen, belerang, dan beberapa unsur lain. Secara kuantitatif, biasanya 80% massa aspal adalah karbon, 10% hidrogen, 6% belerang, dan sisanya oksigen dan nitrogen, serta sejumlah renik besi, nikel, dan vanadium.



Gambar 2.1 Atmospheric Residue



9



2.4 Atmospheric Residue Hydro De Metalizing ARHDM unit mengolah Atmospheric residue (AR) dari CDU yang mengandung metal (Ni, V,Fe), Na serta karbon (MCR) dalam jumlah yang tinggi, menjadi DMAR yang mengandung metal (Ni, V,Fe), Na dan karbon (MCR) dalam jumlah yang lebih kecil. Prosesnya dengan menggunakan katalis dan hidrogen pada temperatur dan tekanan tinggi. Produk yang dihasilkan dari ARHDM adalah: 1. Sour Gas. 2. Unstabilized Naphta. 3. Kerosene. 4. Gas Oil. 5. DMAR sebagai RCC Feed.



Uraian Proses: 1. Seksi Feed Yaitu



pemanasan



awal dan penyaringan kotoran feed sebelum



dialirkan ke feed surge drum. Feed Atmospheric Residue (AR) dapat langsung dari CDU (Hot AR) Setelah



kedua feed bergabung



dan



dipanaskan, feed kemudian



masuk ke feed filter, dimana padatan atau solid yang dapat menyebabkan deposit pada terakumulasi



top katalis pada reaktor pertama akan disaring dan di



elemen



filter. Feed yang



10



sudah



difiltrasi



dialirkan



ke Filtered



Feed



Surge



Drum.



Kemudian feed dipanaskan



kembali



ke furnace sebelum dialirkan. 2. Seksi Reaksi Masing-masing modul terdiri atas tiga reaktor yang disusun secara seri dengan spesifikasi yang sama. Karena reaksi Hydrotreating adalah eksotermis, maka temperatur campuran oil/gas akan naik pada saat bereaksi. Unruk mengatur kenaikkan temperatur dan untuk mengontrol kecepatan reaksi maka diinjeksikan Cold Quench Recycle Gas. Effluent reaktor kemudian dialirkan ke seksi pendinginan dan pemisahan. 3. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Reaktor. Pendinginan panasnya



diambil



pertama oleh



dilakukan



combine



di Exchanger dimana



feed



reaktor,



sebagian



selanjutnya effluent



feed reaktor mengalir ke Hot High Pressure Separator (HPSS). Fungsi dari HPSS adalah untuk mengambil residu oil dari effluent reaktorsebelum didinginkan, karena residu yang mengandung endapan alumunium dapat menyumbat exchanger di effluents vapor cooling train. Dengan



temperatur



memisahkan



37o C



residu



naphta, kerosene dan



sudah produk



mempunyai sumber untuk gas



oil



pada atmospheric



fraksionator. Aliran liquid panas dari HPSS mengalir ke Hot Flow Pressure Separator, dimana uap yang terpisah dari liquid panas dalam HPSS ini banyak



mengandung



dan liquid hidrokarbon



H2 , lainnya.



NH3 , Uap



11



CH4



gas



tersebut



ringan



selanjutnya



hidrokarbon didinginkan



di Heat Reaktor, dimana panas dari HE ini akan ditransfer di Combine Feed reaktor. Setelah itu aliran campuran uap 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 keHydrogen Membrane Separator unit untuk dimurnikan. Karena kemungkinan sejumlah minyak dan air tidak seluruhnya terpisahkan dalam CHPS maka minyak dan air tidak seluruhnya dari CHPS dialirkan ke CLPS. Air yang terkumpul di bottom drum CLPS dialirkan



ke Sour



dipanaskan



Water



dahulu



Stripper (SWS),



dengan



Heat



sedangkan



minyaknya



Exchanger sebelum



dialirkan



ke Atmospheric Fraksionator. Liquid dari bottom HPSS diflashkan di dalam Hot Low Pressure Separator



(HLPS).



Uap



yang



mengandung



H2 dipisahkan



untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan produk HLPS modul 13 dialirkan ke Fraksionator. Flash gas dari HLPS modul 12 dan 13 didinginkan



melalui exchanger dan air



cooler sebelum



diflashkan Cold



low Pressure Drum (CLPFD), Flash gas dari CLPFD yang kaya akan H2 dialirkan



ke make



up gas compressor untuk



dikembalikan



ke



ARHDM. Liquid ringan



unit



dengan liquid dari CHPS ke CLPS.



12



dikompresi diflashkan



dan



bersama



4. Seksi Recycle Gas Aliran gas yang kaya hidrogen dari CHPS terbagi dua, sebagian dikembalikan ke reaktor dengan Recycle Gas Compressor dan sebagian aliran (Bleed Stream) ke Membrane Separation Unit. 5. Seksi Fraksinasi Produk ARHDM dipisahkan menjadi Naphta, Kerosene, Diesel, dan Hydrodemalized Atmospheric Residue. Diperoleh dari Atmospheric Fraksionator dibantu dua buah stripper. Sebelum dikirim ke luar, naphta dimurnikan di Naphta Stabilizer dan Kerosene dalam Clay Treater. Atmospheric Fraksionator terdiri dari dua seksi, yaitu seksi atap (top), seksi bawah (bottom). Produk Heavy Oil dari HLPS masuk ke fraksionator Cold Feed dari CLPS masuk ke fraksionator. Di seksi Bottom Fraksionator diinjeksikan



stripping



steam yang



telah



dipanaskan



lanjut (Superheated Steam) di seksi konveksi pada furnace.



13



lebih



BAB III METODOLOGI KERJA PRAKTEK



Metode pelaksanaan yang dilakukan selama Kerja Praktek, meliputi : 3.1 Orientasi Lapangan Dimana data yang diperoleh dari lapangan secara langsung mengenai PROSES PENGOLAHAN ATMOSPHERIC RESIDUE DI UNIT ARHDM. Berdasarkan penelitian itulah penyusun mendapatkan data – data yang akan menjadi sumber data dalam pembuatan laporan. 3.2 Metode Wawancara Data - data diperoleh dari konsultasi langsung dengan pembimbing lapangan maupun dengan operator – operator yang ada di lapangan. 3.3 Studi Literatur Merupakan data yang diperoleh dari buku – buku sebagai bahan tambahan dalam penyusunan proposal yang berkaitan dengan tema yang diambil.



14



BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN



4.1



Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) Minyak bumi masih menjadi komoditas utama di Indonesia sampai saat ini, baik sebagai sumber energi maupun sebagai bahan dasar produk turunan untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat. Proses pengolahan minyak bumi menjadi produk dengan nilai ekonomi tinggi merupakan tujuan utama dari perusahaanperusahaan yang bergerak dalam bidang eksplorasi sampai dengan industri petrokimia hilir. Pengelolaan sumber daya ini diatur oleh negara untuk kemakmuran rakyat seperti yang tertuang dalam UUD 1945 pasal 33 ayat 3. Hal ini ditujukan untuk menghindari praktek monopoli dan mis-eksploitasi kekayaan alam yang berujung pada kesengsaraan rakyat. 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 Aeilo Jan Zykler yang melakukan pengeboran di Telaga Tiga (Sumatera Utara) dan pada tanggal 15 Juni 1885 berhasil ditemukan sumber minyak komersial 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. Penemuanpenemuan dari penghasil minyak yang lain mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutsche Company, Shell, Stanvac, Caltex dan



15



maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia. Terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia pasca kemerdekaan Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Soetowo, PT EMTSU diubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (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 dan PN PERTAMINA dijadikan satu perusahaan yang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PN PERTAMINA). Sebagai landasan kerja baru, lahirlah UU No. 8/1971 pada tanggal 15 September 1971. Sejak itu, nama PN PERTAMINA diubah menjadi PT. PERTAMINA, dan dengan PP No. 31/2003 PT. PERTAMINA menjadi (Persero), yang merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengelola



semua



bentuk



kegiatan



di bidang



industri perminyakan



Indonesia.Berikut ini adalah kronologis sejarah berdirinya PT Pertamina: Tabel 4.1 Sejarah Perkembangan PT Pertamina (Persero) 1945



: Berdirinya Perusahaan Tambang Minyak Negara Republik Indonesia (PTMNRI) di Tarakan, yang merupakan perusahaan minyak nasional pertama di Indonesia.



April 1954



: PT PTMNRI → Tambang Minyak Sumatera Utara (TMSU)



16



di



10 Desember



: TMSU berubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional



1957



(PT PERMINA)



1 Januari 1959



: NVNIAM berubah menjadi PT Pertambangan Minyak Indonesia (PT PERMINDO)



Februari 1961



: PT PERMINDO berubah menjadi Perusahaan Negara Pertambangan Minyak (PN PERTAMIN) yang berfungsi sebagai satu-satunya distributor minyak di Indonesia.



1 Juli 1961



: PT PERMINA dijadikan PN PERMINA (PP No. 198/1961)



20 Agustus



: Peleburan PN PERMINA dan PN PERTAMIN menjadi



1968



Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN PERTAMINA) sesuai PP No. 27/1968



15 September



: PN PERTAMINA berubah menjadi PT. PERTAMINA



1971



berdasarkan UU No. 8/1971



17 September



: PT. PERTAMINA menjadi PT. PERTAMINA (Persero)



2003



sesuai PP No. 31/2003



Sebagai salah satu elemen penting dalam usaha pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia,PT. Pertamina (Persero) menghadapi tantangan yang semakin berat karena lonjakan kebutuhan BBM harus diiringi dengan peningkatan 17



pengolahan minyak bumi agar suplai BBM tetap stabil. Dalam pembangunan nasional, PT. Pertamina (Persero) memiliki tiga peranan penting, yaitu: 1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan akan kebutuhan BBM. 2. Sebagai sumber devisa negara. 3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan. PT. Pertamina (Persero) membangun unit pengolahan minyak di berbagai wilayah di Indonesia, untuk mencapai sasaran dan menghadapi tantangan terutama di dalam negeri



4.2



Visi, Misi, Slogan dan Logo PT. PERTAMINA (Persero) Dalam peranannya sebagai elemen penting dalam pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia, PT Pertamina (Persero) mempunyai visi dan misi, yaitu : VISI Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia MISI Menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru danterbarukan secara terintegerasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat. Pertamina juga memiliki slogan yaitu “Selalu Hadir Melayani”. Slogan ini diharapkan dapat mendorong seluruh jajaran pekerja untuk memiliki sikap enterpreneurship dan customer oriented yang terkait dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi perusahaan.



18



Pemikiran perubahan logo sudah dimulai sejak 1976 setelah terjadi krisis Pertamina. 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 atau pergantian dewan direksi. Wacana perubahan logo tetap berlangsung sampai dengan terbentuknya PT. PERTAMINA (PERSERO) pada tahun 2003. Adapun pergantian logo yaitu agar membangun semangat baru, mendukung coorporate culture bagi semua pekerja, mendapatkan image yang lebih baik diantara global oilandgas companies serta mendorong daya saing dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi, antara lain : 1.



Perubahan peranan dan status hukum perusahaan menjadi perseroan.



2.



Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi banyak terbentuknya entitas bisnis baru di bidang hulu dan hilir.



Gambar 4.1 Logo Baru PT PERTAMINA (Persero)



Logo Pertamina yang baru memiliki makna sebagai berikut: 1.



Elemen logo huruf P yang menyerupai bentuk panah, menunjukkan PERTAMINA sebagai perusahaan yang bergerak maju dan progresif.



19



2.



Warna-warna yang berani menunjukan Alir besar yang diambil PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana : 



Biru berarti andal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab.







Hijau berarti sumber energi yang berwawasan lingkungan.







Merah berarti keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam kesulitan.



4.3



PT. PERTAMINARU VI Balongan Kilang Balongan dibangun dengan system project financing dimana biaya invetasi pembangunannya dibayar dari revenue kilang Balongan sendiri dan dari keuntungan Pertamina lainnya. Dengan demikian maka tidak ada dana atau equity dari pemerintah yang dimasukkan sebagai penyertaan modal sebagaimana waktu membangun kilang-kilang lainnya sebelum tahun 1990. Oleh karena itu kilang Balongan disebut kilang milik PERTAMINA. Kilang Balongan adalah merupakan kilang yang dirancang untuk mengolah minyak mentah jenis Duri (80%). Pada tahun 1990-an, crude Duri mempunyai harga jual yang relatif rendah karena kualitasnya yang kurang baik. Sebagai bahan baku kilang, kualitas yang rendah dari crude duri dapat terlihat diantaranya dari kandungan residu yang sangat tinggi mencapai 78%, kandungan logam berat dan karbon serta nitrogen yang juga tinggi. Teknologi kilang yang dimiliki di dalam negeri sebelum adanya kilang Balongan tidak mampu mengolah secara efektif dalam jumlah besar, sementara itu produksi minyak dari lapangan Duri meningkat cukup besar. Saat ini, feed yang digunakan



20



pada kilang Balongan merupakan campuran crude Duri dan Minasdengan perbandingan Duri 80 : 20 Minas. Dasar pemikiran didirikannya kilang RU VI Balongan untuk memenuhi kebutuhan BBM yaitu: 1.



Pemecahan permasalahan minyak mentah (Crude) Duri.



2.



Antisipasi kebutuhan produk BBM nasional maupun regional.



3.



Peluang menghasilkan produk dengan nilai tambah tinggi. Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang



dinamakan proyek EXOR I (Export Oriented Refinery I) dan dirikan pada tahun 1991. Pada perkembangan selanjutnya, pengoperasian kilang tersebut diubah namanya Pertamina Refinery Unit VI Balongan. Start Up kilang PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan dilaksanakan pada bulan Oktober 1994 dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. Peresmian ini sempat tertunda dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) karena unit Residue Catalytic Cracking (RCC) mengalami kerusakan. Unit RCC ini merupakan unit komersil di kilang PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan, yang mengubah residu (sekitar 62 % dari total feed) menjadi minyak ringan yang memiliki nilai jual yang lebih tinggi. Residu yang dihasilkan sangat besar sehingga sangat tidak menguntungkan bila residu tersebut tidak dimanfaatkan. Kapasitas unit ini yang sekitar 83.000 BPSD merupakan yang terbesar se-Asia Tenggara Dengan adanya kilang minyak Balongan, kapasitas produksi kilang minyak domestik menjadi 1.074.300 BPSD. Produksi kilang minyak Balongan berjumlah kurang lebih 34 % dari bahan bakar minyak yang



21



dipasarkan di Jakarta dan sekitarnya. Di bawah ini merupakan logo PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan :



Gambar 4.2 Logo PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan



Logo PT Pertamina (Persero) RU VI memiliki makna sebagai berikut: 1.



Lingkaran



: fokus ke bisnis inti dan sinergi



2.



Gambar



: konstruksi regenerator dan reaktor di unit RCC yang menjadi



ciri khas dari PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan 3.



Warna



:



a. Hijau



: berarti selalu menjaga kelestarian lingkungan hidup.



b. Putih



: berarti bersih, profesional, proaktif, inovatif dan dinamis dalam



setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran. c. Biru



: berarti loyal kepada visi PT Pertamina (Persero).



d. Kuning : berarti keagungan PT Pertamina (Persero) RU VI.



22



Pemilihan Balongan sebagai lokasi proyek EXOR I didasarkan pada kondisi-kondisi berikut : 1.



Lokasinya relatif dekat dengan konsumen bahan bakar minyak terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat.



2.



Telah tersedianya sarana penunjang, yaitu Depot Unit Produksi Pemasaran Dalam Negeri (UPPDN) III, terminal daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat di Balongan, Convensional Buoy Mooring (CBM) dan Single Bouy Mooy (SMB).



3.



Dekat dengan sumber gas alam di daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat dan British Petroleum (sekarang Beyond Petroleum, BP).



4.



Selaras dengan proyek pemipaan bahan bakar minyak di Jawa.



5.



Tersedianya lahan yang dibutuhkan, yaitu bekas sawah yang kurang produktif.



6.



Tersedianya sarana infrastruktur.



4.3.1



Tata Letak PT. PERTAMINA RU VI Balongan Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU VI didirikan di kecamatan Balongan, kabupaten Indramayu, Jawa Barat (40 km arah barat laut Cirebon). Untuk penyiapan lahan kilang, yang semula sawah tadah hujan, diperlukan pengurukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah yang 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. Di antara sumur-sumur



23



tersebut, sumur yang berhasil memproduksi 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. Tata letak pabrik disusun sedemikian rupa hingga memudahkan jalannya proses produksi serta turut mempertimbangkanaspek keamanan dan lingkungan. Untuk mempermudah jalannya proses produksi, unit-unit dalam kilang disusun sedemikian rupa sehingga unit yang saling berhubungan jaraknya



berdekatan.



Dengan demikian pipa



yang



digunakan dapat sependek mungkin dan energi yang dibutuhkan untuk mendistribusikan aliran dapat diminimalisir serta temperatur yang akan stabil. Keamanan area perkantoran terletak cukup jauh dari unit-unit yang memiliki resiko bocor atau meledak, seperti RCC, ARHDM, dll. Unit-unit yang berisiko diletakkan di tengah-tengah kilang. Unit terdekat dengan area perkantoran adalah unit utilitas dan tangki-tangki yang berisi air sehingga relatif aman. Area kilang terdiri dari :  Sarana kilang



: 250 ha daerah konstruksi kilang : 200 ha daerah penyangga



24



 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 : Minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed). Minyak mentah Minas, Dumai (awalnya 20%, saat ini 50% feed). 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 pemipaan 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 exchangers (sebagai pendingin),dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang Balongan ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted water treatment, di mana air keluaran direcycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan.



c.



Transportasi



25



Lokasi kilang 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 lokal non-skill sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, yang dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA (Persero) yang telah berpengalaman dari berbagai kilang minyak di Indonesia.



4.3.2



Sistem Kontrol Pada PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan mempunyai sistem kontrol yang sebagian besar menggunakan kontrol automatik dan manual. Sebagian besar kontrol terpusat pada DCS (Distributed Control System) yaitu RCC complex, DTU complex, DHC complex, dan H2 Plant.



26



Kontrol yang digunakan adalah pneumatik karena yang diproses adalah bahan yang mudah terbakar dan kemudian diubah menjadi signal elektrik (Digital) agar dapat terbaca di-DCS.



4.3.3



Struktur Organisasi Perusahaan 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 masingmasing 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. Maka biasanya struktur organisasi dibuat sesuai dengan tujuan dari organisasi itu sendiri.



27



Gambar 4.3Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan



28



4.4



Sistem Utilitas Sistem utilitas mempunyai tujuan untuk menunjang operasi unit-unit proses dengan menyediakan kebutuhan listrik, steam, air pendingin, gas N 2 , fuel gas system, dan sebagainya. Sistem utilitas ini terdiri dari beberapa unit, yaitu: 1.



Pembangkit Listrik dan Sistem Distribusi (Unit 51)



2.



Pembangkit Steam (Unit 52)



3.



Water Intake Facility (WIF) dan Fasilitas Penjenuhan Air (Water Treatment Plant) Salam Darma (Unit 53)



4.



Raw Water dan Potable Water System (Unit 54)



5.



Demineralize Water Unit (Unit 55)



6.



Cooling Tower System (Unit 56)



7.



Sistem Udara dan Instrumen (Unit 58)



8.



Nitrogen Plant (Unit 59) Bahan baku unit utilitas pada PERTAMINA RU VI adalah air dan udara



yang kemudian diolah untuk berbagai keperluan.



4.5



Pengolahan Limbah Limbah industri minyak bumi umumnya mengandung logam-logam berat, senyawa sulfur dan amin, senyawa kimia berbahaya, serta senyawa-senyawa hidrokarbon yang mudah terbakar. Hal ini menuntut adanya Refinery Unit limbah agar limbah yang dibuang dapat memenuhi spesifikasi dan persyaratan yang telah ditetapkan pemerintah.



PT.



PERTAMINA



(Persero)



RU



VI Balongan



menghasilkan berbagai macam limbah, yang terdiri dari limbah cair, limbah gas,



29



dan limbah padat. Dari ketiga macam limbah tersebut, limbah cair merupakan limbah yang paling potensial untuk menyebabkan pencemaran lingkungan. Limbah yang paling banyak dihasilkan adalah senyawa sulfur karena minyak mentah yang digunakan berkadar sulfur tinggi. PERTAMINA RU VI memiliki unit pemroses yang bertahap untuk pengolahan H 2 S. Kandungan H2 S yang terdapat dalam off gas akan diolah di unit Amine Treatment. Kandungan H2 S dan amoniak yang terkandung dalam air sisa proses diolah lagi di seksi Sour Water Stripper. Tahap ini terdiri dari 2 seksi yaitu seksi Sour Water Stripper (SWS) dan seksi Spent Caustic Treating. Seksi Sour Water Stripper inilah yang akan menghasilkan gas H2 S. Kemudian kandungan sulfur dari off gas Amine Treatment Unit dan unit SWS akandibuang memalui flare.Treated off gas dari Amine Treatment digunakan sebagai bahan bakar di Fuel Gas System dan sebagai bahan bakuHydrogen Plant (steam reforming). Sedangkan treated waterakan diolah kembali di Effluent Treatment Facility (ETF) sebelum dibuang ke lingkungan. Sebagian treated water digunakan kembali di CDU dan ARHDM.



4.5.1 Pengolahan Limbah Cair / Waste Water Treatment (Unit 63) Tujuan utama



pengolahan limbah cair



adalah mengurangi



kandungan BOD, partikel tercampur, serta membunuh mikroorganisme patogen.



Selain



itu,



pengolahan



limbah



juga



berfungsi



untuk



menghilangkan bahan nutrisi, komponen beracun, serta bahan tidak terdegradasi agar konsentrasinya menjadi lebih rendah. Untuk mencapai tujuan tersebut, maka dibangun unit Sewage dan Effluent Water Treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan ini. Setelah diambil kadar sulfurnya di SWS, pengolahan limbah cair dilanjutkan ke unit Sewage dan



30



Effluent Water Treatment. Unit ini dirancang untuk memproses buangan seluruh kegiatan proses dan area pertangkian dalam batas-batas effluent yang ditetapkan air bersih. Kapasitas unit ini 600 m3 /jam dimana kecepatan effluent didesain untuk penyesuaian kapasitas 180 mm/hari curah hujan di area proses dan utilitas.



4.5.2 Pengolahan Limbah Gas Limbah gas dari kilang yang masih mengandung sulfur diambil oleh Amine Treatment kemudian diolah di Sulfur Recovery Unit dan sisanya dibakar di incinerator (untuk gas berupa H2 S dan CO) maupun flare (gas hidrokarbon).



4.5.3 Pengolahan Limbah Padat Limbah padat dari industri minyak adalah katalis sisa dan sludge. Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri minyak yang tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas, karena akan mencemari lingkungan. Sludge dihasilkan dari hasil pengolahan limbah cair di ETF. 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 di buang 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 temperatur tertentu. Lumpur/pasir



31



yang tidak terbakar dapat digunakan untuk landfill atau dibuang di suatu area, sehingga pencemaran lingkungan dapat dihindari.



4.6



Laboratorium Program Kerja Laboratorium Bagian Laboratorium memegang peranan penting di kilang, karena pada bagian ini data-data tentang raw material dan produk akan diperoleh. Dengan datadata yang telah diberikan, maka proses produksi akan selalu dapat dikontrol dan dijaga standar mutunya sesuai dengan spesifikasi yang diharapkan. Bagian Laboratorium berada di bawah bidang Unit Produksi. Bagian ini memiliki beberapa tugas pokok, yaitu: a. Mengadakan penelitian dan pengembangan jenis crude minyak lain, selain crude dari minyak Duri dan Minas yang memungkinkan dapat diolah di PERTAMINA RU VI Balongan. b. Sebagai kontrol kualitas bahan baku, apakah memenuhi persyaratan sehingga memberikan hasil yang diharapkan. c. Sebagai pengontrol kualitas produk, apakah sesuai dengan standar yang ditetapkan. d. Mengadakan analisa terhadap jenis limbah yang dihasilkan selama operasi proses kilang pada PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan. Pemeriksaan di Laboratorium meliputi:



a. Crude oil, terutama crude Duri dan Minas. b. Stream produk yang dihasilkan dari unit AHU, RCC, CDU, Hydrogen Plant dan unit-unit lain.



32



c. Utilitas: air, fuel gas, chemical agent dan katalis yang digunakan. d. Intermediate dan finishproduct. Di dalam pelaksanaan tugas, Bagian Laboratorium dibagi menjadi tiga seksi, yaitu: 



Seksi Teknologi (TEKNO) Seksi Tekno ini mempunyai tugas antara lain: a. Mengadakan blending terhadap fuel oil yang dihasilkan, agar dapat menghasilkan octan number yang besar dengan proses blending yang singkat tanpa penambahan zat kimia lain, seperti TEL, MTBE, atau ETBE. b. Mengadakan penelitian terhadap lindungan lingkungan (pembersihan air buangan). c. Mengadakan evaluasi crude Minas dan Duri sebagai raw material. d. Mendukung kelancaran operasional semua unit proses, ITP, dan utilitas termasuk percobaan katalis, analisa katalis yang digunakan dalam reaktor dan material kimia yang digunakan di kilang RU VI. e. Melakukan analisa bahan baku, stream/finish produk serta chemical dengan menggunakan metode pemeriksaan sampel.







Seksi Analitika dan Gas (ADG) Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat kimia dari bahan baku, intermediate produk dan finish produk serta bahan kimia yang digunakan, juga analisis gas stream maupun dari tanki. Tugas yang dilakukan antara lain:



33



a. Mengadakan analisa sampling dan analisa contoh air serta chemical secara instrument dan kimiawi, agar didapatkan hasil akurat. b. Mengadakan analisa sampling dan analisa secara instrument dan kimiawi terhadap contoh minyak sesuai dengan metode pemeriksaan sampel. c. Mengadakan analisa gas masuk dan gas buang dari masing-masing alat (jika diperlukan). d. Mengadakan analisa sampel gas dari kilang dan utilitas serta produk gas yang berupa LPG, propylene. e. Mengadakan analisa sampling non rutin shift sample stream gas, LPG, propylene, fuel gas, serta hidrogen.







Seksi Pengamatan Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan baku, intermediate produk dan finish produk. Sifat-sifat yang diamati adalah: a.



Distilasi



b.



Spesific Gravity



c.



Reid Vapour Pressure/RVP (analisa tekanan uap untuk ignition gasoline)



d.



Flash and Smoke Point (analisa pembakaran tidak sempurna/jelaga)



e.



Conradson Carbon Residue (CCR)



f.



KinematicViscosity



g.



Cooper Strip and Silver Strip (analisa kandungan sulfur) dan kandungan air



34



4.7



Unit-unit di RU VI Balongan Proses pengolahan crude oil di kilang RU VI dibagi menjadi beberapa unit kompleks untuk menghasilkan produk gasolin (premium,pertamax dan pertamax plus), LPG, propylene, kerosene, solar (premium DEX), Industrial Diesel Oil (IDF), Decant Oil, dan sebagainya. Proses utama yang digunakan PT PERTAMINA RU VI BALONGAN dalam mengolah crude oil sebagai berikut :



1.



Hydro Skimming Complex (HSC) Proses yang terjadi terjadi pada Hydro Skimming Complex unit ini adalah proses distilasi dan treating dari limbah yang dihasilkan dari crude oil dan treating proses naphta. Unit HSC merupakan Refineri Unit awal dari keseluruhan proses di PT. PERTAMINA RU VI Balongan. Unit HSC terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphta Processing Unit (NPU). a.



Distillation Treating Unit (DTU) Unit ini dibangun untuk mengolah crude oil dengan cara distilasi serta melakukan treating terhadap gas dan air buangan dari unit-unit pemrosesan lainnya. Unit ini merupakan primary processing dan dibangun untuk mengolah campuran minyak Indonesia dengan kapasitas 125.000 BPSD. Pada proses ini, mayoritas digunakan crude oil dari minas (light crude oil) dan Duri (heavy crude oil) dengan perbandingan tendon rasio (perbandingan antara kapasitas maksimal : minimal)



35



tertentu, dimana nilai batas minimal Duri : Minas adalah 50:50; dan nilai batas maksimal Duri : Minas adalah80:20. Saat ini crude oil yang digunakan berasal dari Duri, LSWR ex Dumai, Minas, JMCO, Mudi dan Banyu Urip. Adapun mayoritas sumber crude oil dipilih dari Duri dan Minas karena cadangannya yang melimpah pada tahun 1990-an, serta secara ekonomis harga crude oil dari Duri paling murah sedangkan hara crude oil dari Minas paling mahal. Oleh karena itu, kombinasi dari keduanya akan digabungkan untuk mendapatkan feed yang dapat disesuaikan dengan spesifikasi produk yang diinginkan. Pada proses ini digunakan proses distilasi atmosferik dimana minyak mentah (multi component) akan dipisahkan berdasarkan titik didihnya. Adapun produk yang dihasilkan dari proses ini berupa off gas, naphta, kerosene, untreated gas oil dan AR (Atmospheric Residue). Tabel 4.2 Produk Unit DTU



Produk



Laju Aliran (ton/jam)



Fuel Gas



0,30



LPG



0,83



Naphta



26,46



Kerosene



60,96



36



b.



LGO



91,42



HGO



43,16



AR (Atmopheric Residue)



542,62



Naphta Processing Unit ( NPU ) NPU merupakan merupakan proyek PERTAMINA RU VI Balongan yang dikenal dengan Kilang Langit Biru Balongan (KLBB). Unit ini bertujuan untuk mengolah dan meningkatkan bilangan oktan dari naphta dengan caramengurangi impurities yang dapat menurunkan nilai oktan, menghasilkan aromatik dari naphta dan parafin, serta penataan ulang dari struktur molekul hidrokarbon (isomerisasi). Feed dari proses unit ini berupa naphta atau Low Octane Mogas Component (LOMC) yang memiliki angka oktan sebesar 68-80 dan sesudah diolah menjadi 9298. Sebelumnya metode yang dilakukan untuk meningkatkan bilangan oktan adalah dengan penambahan TEL (Ttra Etil Lead) dan MTBE (Methyl Tertier Butyl Eter). Namun saat ini penggunaan TEL dan MTBE telah dilarang karena timbal dapat menyebabkan pencemaran udara dan berbahaya bagi kesehatan karena timbal dapat masuk dan mengendap didalam tubuh sehingga menghambat pembentukan sel darah merah. Oleh karena itu NPU dibuat dan dioperasikan agar dapat meningkatkan angka oktan tanpa harus mencemari udara.



37



2.



Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) Pada unit Distillation and Hydrotreating Complex, produk intermediate minyak bumi, yang berupa Atmospheric Residue (AR) akan mengalami proses treating lebih lanjut. Tujuan proses treating adalah mengurangi kandungan impurities dari minyak bumi seperti senyawa nitrogen, sulfur, Na,kandungan logam (Nikel, Vanadium, Fe) dan kandunga MCR (Micro Carbon Residue). Unit DHC terdiri dari Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). DHC merupakan suatu kompleks unit yang bertugas untuk melakukan treating atau menyingkirkan pengotor-pengotor yang terdapat diprodukproduk hasil keluaran dari Crude Distillation Unit (CDU). Pengolahan pada unit-unit disini dilakukan dengan bantuan hidrogen, sehingga terdapat juga unit yang memproduksi kebutuhan hidrogen pada unit-unit pemrosesan. DHC sendiri menaungi dua buah kompleks unit dibawahnya, yaitu :



a.



Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit(AHU/ARHDM) AHU merupakan unit yang bertujuan untuk mengurangicarbon residue, metal (hydrodemetallization), sulphur (hydrodesulphurization), dannitrogen (hydronitrogenation) dari produk keluaran CDU yang berupa atmospheric residue (AR). Proses berlangsung di unit AHU ini



38



meggunakan bantuan hidrogen dan katalis. Produk yang telah diolah di AHU akan dijadikan feed kedalam Residue Catalytic Cracker Unit (RCU). b.



Hydotreating Unit (HTU) HTU merupakan unit yang bertugas untuk mengolah produk keluaran CDU selain atmospheric residue. Pada HTU sendiri terdapat tiga buah unit,yaitu : 



Gas Oil Hydrotreating Unit (GO-HTU)-Unit 14 GO HTU merupakan unit yang bertugas untuk mengolah produk keluaran CDU, berupa gas oil. Pada unit ini,gas oil akan dibersihkan dari pengotornya, lalu akan digunakan sebagai salah satu komponen blending untuk produk akhir unit pengolahan RU VI Balongan.







Light Cycle Oil Hydrotreating Unit (LCO - HTU) Unit 21 LCO HTU merupakan unit yang bertugas untuk mengolah produk keluaran CDU berupa kerosene. Pada unit ini, kerosene akan dibersihkan dari pengotornya,lalu akan ditampung didalam tangki penampungan.







Hydrogen Plant - Unit 22 Hydrogen plant merupakan unit yang berfungsi untuk menghasilkan hidrogen dengan kemurnian 99.9% untuk keperluan unit-unit pemrosesan di unit pengolahan RU VI Balongan.



39



3.



Residue Catalytic Cracking Complex (RCCC) Residue Catalytic Cracking Complex (RCCC) merupakan secondary process dari pengolahan minyak bumi,dimanaresidu minyak bumi dipecah kembali menjadi produk-produk yang memiliki nilai ekonomis. Crude Duri dan Minas yang diolah di kilang RU VI memiliki residu kurang lebih 60-65%. Unit RCC terdiri dari dua unit yaitu unit Residue Calaytic Cracker (RCC) dan Light End Unit (LEU). RCC merupakan salah satu unit yang mengolah residu menjadi minyak ringan yang memiliki nilai jual yang lebih tinggi dengan menggunakan katalis. Feed RCC berasal dari unit AHU dan CDU. Sedangkan produk minyak yang dihasilkan berupa LPG, Gasoline, Light Cycle Oil, Propylene, Polygasoline dan decant oil. a.



Residue Catalytic Cracking Unit (RCU) Unit ini merupakan secondary processing dengan kapasitas 83.000 BPSD yang berfungsi untuk mengolah produk keluaran dari ARHDM berupa demetallization atmospheric residue (DMAR) sebanyak 35,5% dan produk keluaran CDU berupa atmopheric residue (AR) sebanyak 64,5% sehingga didapatkan produk yang bernilai lebih tinggi seperti decant oil, light cycle oil dan overhead vapor main column. RCU merupakan unit yang berfungsi untuk meningkatkan nilah tambah dari residu dengan menggunakan katalis.RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari AHU dan Atmospheric Residue yang berasal dari CDU.



40



b.



Light End Unit (LEU) Unit ini berguna untuk melakukan treatment lebih lanjut terhadap produk-produk yang telah terbentuk. LEU mengolah naphta menjadi produk minyak ringan, seperti LPG dan proylene serta poligasoline.



Gambar 4.4 Process Flow Diagram RU VI Balongan



41



BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN



5.1 Fungsi Utama AHU Unit ARHDM atau AHU dirancang untuk melakukan treatment atmospheric residue (AR) guna menurunkan kandungan metal (Ni & V) dan carbon residu (MCR) yang terdapat di dalamnya sehingga diperoleh produk demetallized



atmospheric residue (DMAR) yang memenuhi spesifikasi



sebagai umpan unit RCC. Tingginya kandungan metal dalam DMAR dapat meracuni catalyst



RCC,



sedangkan



tingginya kandungan MCR akan



meningkatkan beban panas regenerator unit RCC. Unit ARHDM atau AHU terdiri dari 2 train reaktor yang masing – masing dioperasikan secara terpisah dengan satu train fraksinator yang dioperasikan untuk kedua train reaktor yang ada. Kapasitas masing – masing train reaktor unit ARHDM adalah 29 MBSD dan total kapasitas 58 MBSD atau 384 m3 /jam (360 T/jam). Tabel 5.1 Spesifikasi Impurities pada Feed dan Output AHU Feed (output



DMAR (output



CDU)



AHU)



Nikel



Max 39 ppm



Max 18 ppm



Vanadium



Max 2 ppm



Max 2 ppm



Ferrum



Max 13 ppm



-



Natrium



Max 1 ppm



-



Sulfur



Max 2200 ppm



Max 200 ppm



MCR (Micro Carbon Residue)



Max 9.1% wt



Max 3.5% wt



Pengotor (impurities)



Metal content



42



5.2 Proses Pada AHU Unit AHU terdiri lima seksi yaitu seksi feed, seksi reaksi, seksi pendinginan dan seksi pendinginan produk reaktor, seksi recycle gas dan seksi fraksionasi. 5.2.1 Seksi Feed Feed unit AHU berupa AR (Atmospheric Residue) yang diperoleh langsung dari residu keluaran CDU (Hot AR) dan dari tangki (Cold AR), dicampur dan dipanaskan terlebih dahulu sebelum masuk ke unit berikutnya. Selanjutnya, feed yang telah dipanaskan dialirkan melalui filter untuk menyaring padatan (pasir/silika), dengan ukuran saringan 25 mikron. Padatan (solid) dapat menyebabkan deposit pada top katalis direaktor pertama. Padatan yang berukuran lebih besar dari 25 mikron akan tertahan dan terakumulasi pada elemen filter. Apabila pressure drop filter sudah tinggi (P>1.6 atm), maka harus dilakukan back washing agar kotoran pada filter dapat dibersihkan. Back washing dilakukan dengan mengalirkan sebagian DMAR melalui filter dengan arah berlawanan terhadap feed. Feed yang telah disaring dialirkan kedalam filtered feed surge drum terlebih dahulu untuk menghindari loss suction head pompa yang dapat menimbulkan kavitasi. Jika tekanan kurang dari NPSH (Net Positive Suction Head) maka diinjeksikan LPJ. Kemudian feed dipompakan menuju furnace sebelum dialirkan secara paralel ke train 12 dan 13. Untuk awal penyalaan (ignition) furnace digunakan pilot selanjutnya digunakan fuel gas.



43



5.2.2 Seksi Reaksi Feed yang berasal dari furnace terbagi menjadi dua aliran dan masuk kedalam rekator pada modul 12 atau 13. Masing-masing modul mempunyai tiga reaktor (fixed bed reactor) dengan spesifikasi yang sama dan disusun paralel. Didalam ketiga reaktor terjadi reaksi hydrotreating yang bersifat eksotermis. Penginjeksian H2 berguna untuk pengurangan MCR, pengambilan metal dan berfungsi sebagai pengatur suhu apabila temperatur reaktor 2 dan 3 terlalu tinggi. Untuk mengatur temperatur dan kecepatan reaksi (menghindari terjadinya run away reaction), sebelum masuk ke reaktor ke 2 dan ke 3 diinjeksikan cold quench recycle gas yang berasal dari cold high pressure separator (chps). Effluent yang berasal dari reaktor ketiga dialirkan ke seksi pemisahan produk reaktor. 5.2.3 Seksi Pemisahan Produk Reaktor Effluent reaktor ketiga didinginkan pertama kali pada feed exchanger dengan memanfaatkan temperatur combined feed reactor sebagai fluida pendingin, sebelum masuk kedalam Hot High Pressure Separator (HHPS). Cairan panas keluar dari HHPS dialirkan ke Hot Low



Pressure



Separator



(HLPS),



sedangkan uap



panas yang



mengandung H2 , NH3 ,H2 S dan gas hidrokarbon dialirkan menuju Cold High Pressure Separator (CHPS) setelah didinginkan dengan beberapa HE dan fin fan. Selain itu untuk mencegah terjadinya kebuntuan dan korosi, diinjeksikan kondensat dan larutan polisulfida ke pipa masuk fin



44



fan. Air yang keluar dari CHPS dikirim ke SWS sedangkan minyak yang telah berhasil dipisahkan dialirkan ke Cold Low Pressure Separator (CLPS). CLPS mempunyai fungsi yang sama dengan CHPS. Air ada bagian bawah drum dialirkan ke SWS, sour gas (keluaran atas) dialirkan ke fuel gas treating dan minyaknya dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501) setelah dipanaskan terlebih dahulu dibeberapa HE. Sementara itu cairan panas yang keluar dari HHPS dialirkan menuju HLPS. Pada HLPS, fraksi uap yang masih ikut pada fraksi cair akan dipisahkan kembali. Fraksi uap akan dialirkan ke CLPS sedangkan fraksi cairnya akan dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501). 5.2.4 Seksi Recycle gas Fraksi gas yang berasal dari CHPS (modul 12 dan 13) yang kaya akan hidrogen, sebagian akan masuk kedalam Recycle Gas Compressor (13-K-101) dan Hydrogen Recovery Unit (12-A-501). Hydrogen Recovery Unit (HRU) merupakan membran yang berfungsi untuk memurnikan hidrogen agar dapat dipakai kembali direaktor dan sebagai media quenching pada reaktor. Sebelum masuk ke HRU, aliran gas dimasukkan kedalam scrubber untuk mengurangi kandungan ammonia sehingga batas maksimum 30 ppm. Prinsip dari scrubber ini adalah pencucian gas memakai air sehingga gas bebas dari ammonia, sedangkan air akan melarutkan ammonia tersebut.



45



5.2.5 Seksi Fraksinasi Fraksi minyak (heavy oil) yang berasal dari HLPS dan CLPS difraksinasi didalam kolom atmospheric fractionator yang dibantu dengan superheated steam. Aliran minyak dari HLPS berupa Hot Heavy Oil dimasukkan kedalam tray 33, sedangkan minyak dari CLPS berupa Cold Heavy Oil dimasukkan kedalam masuk pada tray 28. Overhead vapor berupa steam dan hidrokarbon akan dikondensasi oleh overhead air cooler (finfan) (12-E-505), kemudian dialirkan ke overhead



accumulator(12-V-505).



accumulator



dinaikkan



Vapor berasal dari overhead



tekananya dengan menggunakan off



gas



compressor (12-K-502 A/B) pada kompresor stage pertama dan outletnya didinginkan menjadi kondensat pada interstage cooler sebelum masuk ke dalam Interstage KO drum (12-V-506 A/B). Vapor yang berasal dari Interstage KO drum dikompresi pada kompresor stage kedua. Liquid yang berasal dari overhead accumulator berupa unstabillized naphtha dicampur dengan aliran vapor yang telah dikompresi pada kompresor stage kedua. Campuran aliran ini kemudian didinginkan dengan cooler (12-E-507) sebelum memasuki Sour Gas Separator (12-V-507). Di dalam SGS, terjadi pemisahan antara unstabillized naphtha, sour water, dan off gas. Unstabillized naphtha dipanaskan oleh produk



stabillized



naphtha,



kemudian dialirkan



menuju Naphtha Stabillizer (12-C-505) dan dipisahkan dari off gas. Off gas dialirkan menuju fuel gas treating, sedangkan stabillized naphtha



46



didinginkan terlebih dahulu di cooler (12-E-520) sebelum dikirim ke tangki penampungan. Side stream product dari fraksionator beruapa kerosene di ambil dari down stream tray 10 kemudian dimasukkan kedalam kerosene sidecut stripper (12-C-503) dan dipanaskan menggunakan reboiler. Kemudian dikirim ke tangki penyimpanan sebagai campuran blending gas oil. Produk gas oil diambil pada tray 25 masuk ke dalam gas oil stripping (12-C-502) dan di-stripping oleh superheated steam. Sebagian produk akan dikembalikan pada tray 22, sedangkan sebagian lainnya didinginkan pada fin fan cooler (12-E-513) dan kemudian dialirkan menuju unit GO-HTU (unit 14) dan sebagian lainnya dikirim ke tangki penampungan. Produk bottom fractionator berupa DMAR sebesar 86% dipompa dan dibagi menjadi dua aliran. Aliran terbanyak digunakan untuk memanaskan feed fractinator dan memanaskan AR yang akan masuk



ke



Feed



Filter.



Aliran



yang



sedikit



digunakan



untuk



memanaskan kerosene stripper reboiler. Kedua aliran ini kemudian dimixed, selanjutnya sebagian besar DMAR dikirim ke unit RCC dan sisanya dikirim ke tangki penampungan sebesar 10%.



47



Tabel 5.2 Produk AHU Produk



Kapasitas (BPSD)



C1 – C4



170500 (Nm3 /jam)



Naphta



900



Kerosene



2550



Gas Oil



5900



DMAR



50.300



48



Gambar 5.1 Process Flow Diagram AHU



49



5.3 Alat-alat Pada AHU 1. Furnace ( Dapur Pembakaran ) Dalam industri pengolahan minyak bumi maupun industri kimia lainnya sering kali dibutuhkan peralatan untuk memanaskan fluida yang disebut Furnace. Dimana panas yang dihasilkan dari pembakaran fuel akan dipindahkan kepada fluida yang mengalir dalam tube-tube yang ada dalam furnace. Furnace didesain dari struktur bangunan yang berdinding plate baja yang bagian dalamnya dilapisi oleh material tahan api. Panas yang digunakan dalam furnace berasal dari panas pembakaran secara langsung dan juga radiasi-radiasi panas yang dipantulkan kembali ke tube-tube yang ada didalam furnace sehingga akan mengurangi kehilangan panas. Furnace didesain untuk dapat menggunakan fuel gas. Ruang utama di furnace disebut fire box (Combution Chumber) yang merupakan tempat terjadinya pembakaran fuel agar dapur memberikan panas se-optimal mungkin kepada fluida yang mengalir ke dalam tube, maka perlu diusahakan agar pembakaran yang terjadi bisa berlangsung dengan sempurna. Panas yang dihasilkan dari furnace adalah 500 o C yang dibuang melalui stack.



50



Gambar 5.2 Furnace 2. Kompresor Kompresor digunakan untuk mengkompresi gas dari tekanan rendah



hinggga



kebutuhan



tekanan



lawanan



tertentu



yang



lebih



tinggi sesuai dengan



dari kompresi yaitu ekspansi.



Ekspansi adalah



menurunkan tekanan dengan memperbesar volume dari gas tersebut. Kompresor dipakai untu mengalirkan fuida (gas) dengan tekanan tertentu sesuai dengan kebutuhan operasi. Kompresor pada AHU khususnya untuk make up H2 cara kerjanya meliki 3 stage, diantaranya: 



Stage 1 : 20 - 50 kg/cm2







Stage 2 : 50 - 100 kg/cm2







Stage 3 : 100 - 190 kg/cm2



51



Gambar 5.3 Kompresor 3.



Vessel Vessel adalah suatu alat yang merupakan alat proses dengan bahan berupa fluida (cair, gas) . Vessel memiliki 2 klasifikasi diantaranya sebagai berikut:  Storage Vessel (Tangki Penyimpanan)  Processing Vessel (Tangki Process) Fungsi vessel berdasarkan klasifikasinya adalah penampungan, pemisahan fase, dan ruang untuk mempertemukan dua atau lebih bahan. Tergantung dari keperluan proses, vessel dapat bertekanan atmosferik atau bahkan vakum.



Contoh Processing Vessel adalah separator



sedangkan contoh storage vessel adalah tangki penyimpanan crude oil atau gas.



52



Gambar 5.4 Vessel



4.



Pompa Feed Pompa adalah suatu alat yang digunakan untuk memindahkan fluida dari suatu tempat ke tempat yang lain dengan cara menaikkan tekanan pada fluida tersebut agar sanggup mencapai tempat yang dituju. Pompa feed jenisnya yaitu pompa sentrifugal multistage (10 stage) .Pompa feed digunakan untuk menaikkan tekanan feed dari 4 kg/cm2 menjadi 198 kg/cm2 untuk memasuki reaktor.



53



Gambar 5.5 Pompa Feed 5.



Feed Filter Feed Filter merupakan salah satu peralatan di unit AHU. Fungsi feed filter yaitu memisahkan partikel-partikel padat dengan ukuran tertentu yang terdapat dalam umpan reaktor.



Partikel-partikel tersebut



dapat berupa silika, alumina maupun yang berasal dari tangki. Hal ini berguna untuk mencegah penyumbatan pada bed katalis reaktor.



54



Gambar 5.6 Feed Filter 6.



Reaktor Reaktor adalah suatu alat proses tempat dimana terjadinya suatu reaksi berlangsung. Dimana pada unit AHU terdiri dari 3 reaktor pada tiap unit. Reaktor ini berfungsi untuk mengurangi kandungan sulfur, metal (vanadium, nikel dan Fe), Na dan MCR (Micro Carbon Residue). Sedangkan



di unit GO-HTU reaktor berfungsi untuk



kandungan sulfur, Nitrogen dan oksigen.



mengurangi



Reaktor 1 lebih kecil dari



reaktor lainnya karena di reaktor 1 diletakkan katalis metal paling banyak sehingga proses treating lebih banyak di reaktor 1.



55



Gambar 5.7 Reaktor



7.



Coloumn Kolom berbentuk sama dengan vessel. Perbedaannya yaitu kolom memiliki tray-tray sedangkan vessel tidak. Kolom berfungsi untuk memisahkan produk berdasarkkan titik didihnya. Contoh kolom di AHU adalah kolom fraksinator yang berfungsi memisahkan DMAR dari Naptha, Kerosin, Gas Oil dan kolom stripper yang berfungsi memisahkan hidrokarbon berat dan hidrokarbon ringan. Kolom stripper diletakkan di sebelah dari kolom fraksinator sehingga setelah pemisahan berdasarkan titik didihnya bahan langsung masuk ke kolom stripper.



56



Gambar 5.8 Kolom Fraksinator dan Kolom Stripper



8.



Heat Exchanger Heat Exchanger adalah alat penukar panas yang cara kerjanya yaitu memanfaatkan panas dari satu fluida untuk memanaskan fluida yang lainnya begitu pula ketika mendinginkan suatu fluida. HE memiliki 2 bagian shell dan tube. Fluida yang memiliki panas yang tinggi dimasukkin ke dalam tube, sedangkan fluida yang memiliki panas lebih rendah dimasukkan ke dalam shell.



57



Gambar 5.9 Heat Exchanger



5.4 Bahan-bahan Kimia Yang Digunakan Pada Unit AHU Unit AHU membutuhkan bahan kimia untuk menunjang prosesnya . Biasanya bahan kimia yang digunakan pada umumnya merupakan corrotion inhibitor. Bahan kimia tersebut adalah: 1. Kurilex L-log Bahan kimia Kurilex L-log ini merupakan corrotion inhibitor. Bahan ini digunakan untuk Temperate Cooling Water (TCW). 2. Sodium Polysulfide Solution Bahan



kimia



ini



lebih



dikenal



dengan



nama



polysulfide.



Polysulfide mempunyai rumus molekul Na2 Sx. Polysulfide merupakan bahan kimia berbentuk cairan kuning kecokelatan dengan bau mirip sulfide, memiliki titik didih 104



o



C. Bahan ini merupakan bahan kimia



produksi Chevron yang memiliki sifat larut dalam air dan tidak larut dalam hidrokarbon. Befungsi untuk melapisi pipa agar tidak terjadi fouling pada fluida dan juga untuk mencegah korosi.



58



3. Dimethyl Disulfide Dimethyl



disulfide



atau



disingkat



DMDS



merupakan



cairan



berwarna kuning pucat dengan bau seperti telur busuk. DMDS memiliki rumus molekul H3 C – S2 – CH3 . DMDS memiliki sifat larut dalam alkohol ringan eter, aliphatic hydrocarbon. Memiliki titik didih 109,6 o C dan flash point 16 o C. Berfungsi untuk mengaktifkan katalis yang baru. 4. Unicor LHS Bahan kimia ini merupakan corrotion inhibitor yang berbentuk cairan berwarna kuning sawo berbau seperti hidrokarbon. Unicor LHS merupakan produksi UOP. Memiliki flash point 140 o F. Unicor LHS sangat cocok untuk Unit RCC tetapi tidak cocok untuk Unit AHU karena kinerjanya kurang bagus sehingga diganti dengan bahan kimia Nalco yang kinerjanya lebih bagus.



59



BAB VI KENDALA SELAMA PROSES PADA AHU



Setiap unit di RU VI Balongan pasti pernah mengalami masalah tertentu yang dapat menghambat berlangsungnya proses. Masalah bisa terjadi karena kesalahan operator, kesalahan settingan pada alat, kesalahan spesifikasi pada bahan, ataupun ada zat-zat tertentu yang dapat menyebabkan masalah. Masalah tersebut dapat diselesaikan semuanya, namun masalah yang terjadi pada alat proses hanya bisa ditanggulangi secara sementara saja. Apabila perbaikan/penggantian alat hanya dapat dilakukan saat Change Out Catalyst (COC) atau saat Turn Around (TA). Inilah beberapa masalah yang pernah terjadi pada unit AHU di RU VI Balongan: 1. Kualitas Feed Feed yang masuk ke unit AHU mengandung water yang mengandung banyak solid yang disebabkan karena upset di CDU. Penyebab feed banyak kotoran adalah:  Feed yang masuk dari CDU mengandung banyak kotoran Cara menanggulanginya:  Kapasitas diturunkan  Apabila level surge drum turun, sirkulasi DMAR



60



2. Kebocoran Pipa Kebocoran pipa sangat mengganggu jalannya fluida karena fungsi pipa adalah sebagai alat perpindahan pada fluida. Penyebab kebocoran pipa:  Korosi pada pipa Cara menanggulangi sementara:  Diberi cover berbentuk plat setengah lingkaran yang bermateri sama dengan pipa kemudian di las 3. Pembakaran Fuel Gas Tidak Sempurna Pada Furnace Pada furnace nyala api yang baik adalah api yang berwarna biru dan apinya mengarah ke atas. Biasanya nyala api yang tidak bagus itu apinya berarna merah dan apinya mengarahnya tidak lurus ke atas. Penyebabnya:  Terdapat kotoran pada burner berupa kerak sisa pembakaran Cara menanggulanginya: 



Membersihkan burner dari kotoran yang ada



4. Pompa Trip Pompa trip itu macam-macam masalahnya misalkan karena bocor seal, poros bengkok, casing bocor, bearing rusak, maupun vibrasi tinggi. Penyebabnya:  Kurangnya lube oil pada bearing  Vibrasi tinggi bisa karena kendala alignment shaft pada pompa



61



Cara menanggulanginya  Menambahkan lube oil pada bearing  Memperbaiki alignment shaft 5. Korosi Korosi merupakan masalah yang paling fatal apabila terjadi pada proses, karena akan mengganggu berlangsungnya proses dan dapat merusak alat – alat proses. Korosi merupakan kerusakan/degradasi logam yang disebabkan karena adanya reaksi redoks. Lebih simpelnya ada air, oksigen, dan zat pengoksidasi akan terjadi korosi. Korosi yang biasa terjadi pada AHU adalah korosi erosi. Korosi erosi adalah korosi yang disebabkan karena adanya aliran fluida secara terus menerus. Pernyebab korosi:  Adanya zat pengoksidasi seperti sulfur, ammonia, sianida, dll Cara penanggulangannya:  Memberikan corrotion inhibitor Cara pencegahannya:  Mengkontrol kandungan total iron di sour water  Memonitor ketebalan pipa 6. Fouling (Kerak) Fouling biasa terjadi pada pipa dan akan menyebabkan kerusakan pada pipa.



62



Penyebabnya:  Suhu fluida terlalu rendah  Kurangnya dosis polysulfide Cara menanggulangi: 



Menambahkan dosis polysulfide



63



BAB VII TUGAS KHUSUS



Pada saat melaksanakan kerja praktek di PT. Pertamina RU VI Balongan saya diberi tugas khusus oleh pembimbing saya. Saya disuruh mengupas tuntas mengenai Multistage Centrifugal Pump. 7.1 Pengertian Pompa Secara Umum Pompa adalah suatu alat yang digunakan untuk memindahkan suatu cairan dari suatu tempat ke tempat lain dengan cara menaikkan tekanan cairan tersebut.



Kenaikan tekanan cairan tersebut digunakan untuk mengatasi



hambatan-hambatan pengaliran.



Hambatan-hambatan pengaliran itu dapat



berupa perbedaan tekanan, perbedaan ketinggian atau hambatan gesek. Klasifikasi pompa secara umum dapat diklasifikasikan menjadi 2 bagian yaitu pompa kerja positif (positive displacement pump) dan pompa kerja dinamis (non positive displacement pump). Salah



satu



jenis



pompa kerja dinamis adalah pompa sentrifugal yang prinsip kerjanya m engubah energi kinetik (kecepatan) cairan menjadi energi potensial (dinamis) melalui suatu impeller yang berputar dalam casing. Pada Pembangkit Listrik Tenaga Labuhan Angin,



Uap sebagian besar pompa



(PLTU) yang



digunakan ialah pompa



bertipe sentrifugal. Gaya sentrifugal ialah sebuah gaya yang timbul akibat



64



adanya gerakan sebuah benda atau partikel melalui lintasan lengkung (melingkar). 7.2 Pompa Sentrifugal Multistage Pompa sentrifugal merupakan pompa kerja dinamis yang paling banyak digunakan karena mempunyai bentuk yang sederhana dan harga yang relatif murah. Keuntungan pompa sentrifugal dibandingkan jenis pompa perpindahan positif adalah gerakan impeler yang kontinyu menyebabkan aliran tunak dan tidak berpulsa ,keandalan operasi tinggi disebabkan gerakan elemen yang sederhana dan tidak adanya katup-katup,kemampuan untuk beroperasi pada putaran tinggi, yang dapat dikopel dengan motor listrik, motor bakar atau turbin uap ukuran kecil sehingga hanya membutuhkan ruang yang kecil, lebih ringan dan biaya instalasi ringan,harga murah dan biaya perawatan murah. Klasifikasi Pompa Sentrifugal a. Kapasitas : Kapasitas rendah



: < 20 m3 / jam



Kapasitas menengah



: 20-60 m3 / jam



Kapasitas tinggi



: > 60 m3 / jam



b. Tekanan Discharge : Tekanan Rendah



: < 5 Kg / cm2



Tekanan menengah



: 5 - 50 Kg / cm2



Tekanan tinggi



: > 50 Kg / cm2



c. Jumlah / Susunan Impeller dan Tingkat :



65



Single stage



: Terdiri dari satu impeller dan satu casing.



Multi stage



: Terdiri dari beberapa impeller yang tersusun seri dalam satu casing.



Multi Impeller



: Terdiri dari beberapa impeller yang tersusun paralel dalam satu casing.



Multi Impeller – Multi stage : Kombinasi multi impeller dan multi stage. d. Posisi Poros : Poros tegak Poros mendatar e. Jumlah Suction : Single Suction Double Suction f.



Arah aliran keluar impeller : Radial flow Axial flow Mixed fllow



Fungsi Pompa Sentrifugal Multistage Pompe dapat digunakan pada : 



Cooling Tower







Chiller







High Rise Building







Perkebunan







Marine



66







Oil and Gas







Steel







Automotive







Crude Palm Oil Plantation







Mining



Gambar 7.1 Pompa Sentrifugal Multistage AHU



7.3 Cara Kerja Pompa 7.3.1 Cara Kerja Pompa Sentrifugal Dalam bentuknya yang sederhana, pompa sentrifugal terdiri dari dari sebuah impeller yang berputar dalam rumah pompa. Rumah pompa mempunyai dua saluran yaitu saluran isap dan saluran kempa. Terhadap arah putaran biasanya sudu-sudu impeller dibengkokkan ke belakang.



67



Sebelum pompa dijalankan rumah pompa dan saluran isap harus terisi zat cair, untuk menjaga agar zat cair tidak mengalir dari saluran isap dan rumah pompa kembali ke sumber biasanya dibagian bawah saluran isap dipasang katup kaki. Bila impeller berputar dengan cepat, maka sudu-sudu impeller memberikan gerak berputar kepada zat cair yang berada di dalam rumah pompa. Gaya sentrifugal yang terjadi mendorong zat cair ke bagian keliling sebuah luar kipas dan terkempakan keluar. Karena itu pada lubang saluran masuk ke dalam kipas di dalam rumah pompa timbul ruang kosong sehingga tekanannya turun (hampa udara).



Oleh sebab



itu cairan dapat terdorong masuk ke dalam rumah pompa atau terjadi kerja isap. Pada keliling sebelah luar impeller, zat cair mengalir dalam rumah pompa dengan tekanan dan kecepatan tertentu. Zat cair mengalir sedemikian rupa dalam aliran yang tidak terputus-putus dari saluran isap melalui pompa ke saluran kempa.



Gambar 7.2 Skema Prinsip Kerja dan Arah Aliran dalam Pompa Sentrifugal



68



7.3.2 Cara Kerja Pompa Sentrifugal Multistage Pompa jenis ini dipilih bila diperlukan head pemompaan yang tinggi dimana single stage pump tidak ekonomis. Pompa ini mampu beroperasi sampai head 3000 psia dan kapasitas pemompaan sampai 3000 gallon per menit. Dalam pompa terdapat beberapa buah impeller yang dipasang secara seri dalam satu poros. Total head yang ditimbulkan oleh pompa jenis ini sama dengan jumlah head yang dihasilkan masing-masing impeller. Tetapi kapasitasnya sama dengan kapasitas yang melalui satu buah impeller.



Gambar 7.3 Dua Arah Aliran dalam Pompa Multistage



69



7.4 Bagian-bagian Pompa Sentrifugal Multistage 7.4.1



Bagian dalam Pompa



Gambar 7.4 Bagian-bagian Pompa Sentrifugal Multistage



Shaft: berfungsi untuk meneruskan momen puntir dari penggerak selama beroperasi dan tempat kedudukan impeller dan bagian - bagian berputar. Casing: Merupakan bagian paling luar dari pompa yang berfungsi sebagai pelindung elemen yang berputar, tempat kedudukan diffusor (guide



vane),



inlet



dan



outlet



nozzel serta tempat memberikan arah aliran dari impeller dan mengkonversikan energi kecepatan cairan menjadi energi dinamis (single stage). Impeller: Impeller berfungsi untuk mengubah energi mekanis dari pompa menjadi energi kecepatan pada cairan yang dipompakan secara kontinyu, sehingga cairan pada sisi isap secara terus menerus akan



70



masuk mengisi kekosongan akibat perpindahan dari cairan yang masuk sebelumnya. Bearing: Bearing (bantalan) berfungsi untuk menumpu dan menahan beban dari poros agar dapat berputar, baik berupa beban radial maupun beban axial. Bearing juga memungkinkan poros untuk dapat berputar dengan lancar dan tetap pada tempatnya, sehingga kerugian gesek menjadi kecil. Suction Nozzle: Saluran masuknya fluida ke dalam pompa Discharge Nozzle: Saluran keluarnya fluida dari pompa Seal: suatu bagian dalam sebuah konstruksi alat/mesin yang berfungsi untuk sebagai penghalang keluar/masuknya cairan, baik itu fluida proses maupun pelumas 7.4.2



Balancing Drum Balancing drum adalah silinder yang dipasang pada rotor pompa, pada umumnya di sisi ujung discharge. Celah kecil dalam satuan mm dipertahankan secara aksial antara casing atau piston yang merupakan bagian stasioner yang melekat dengan casing pompa. Satu sisi dari balancing drum, tekanan = tekanan discharge sementara sisi lain dari balancing drum, tekanan = tekanan suction (sedikit lebih besar dari tekanan suction yang dikelola oleh garis penyeimbang yang dihubungkan ke saluran suction pompa. Oleh karena itu, karena perbedaan tekanan balancing drum memiliki gaya



71



dorong yang berlawanan dengan gaya dorong yang diciptakan oleh fluida.



Gambar 7.5 Balancing Drum



7.4.3



Seal Oil System Sealing system adalah sistem penyekat. Pemilihan yang tepat pada sebuah seal sangat penting bagi keberhasilan pemakaian pompa. Untuk mendapatkan kehandalan pompa yang terbaik, pilihan penyekat harus tepat antara jenis seal dan lingkungan yang dipakai.



Gambar 7.6 Mechanical Seal



72



Dasar-dasar Penyekat (Seal) Ada dua jenis seal: statis dan dinamis. Seal statis dipakai jika tidak ada gerakan yang



terjadi



pada pertemuan antara kedua permukaan yang akan disekat. Gasket dan O-ring merupakan contoh yang umum dari seal statis. Seal



Dinamis digunakan



dimana



ada



permukaan



bergerak relatif terhadap satu sama lain. Seal dinamis digunakan pada poros yang berputar dan menghantarkan



yang



misalnya power



melalui dinding sebuah tangki (Gambar 7.7), melalui casing dari pompa (Gambar 7.8), atau melalui rumah peralatan berputar lainnya seperti filter atau layar.



Gambar 7.7 Sealing Area pada Pompa



73



Gambar 7.8 Seal System pada Pompa Umumnya



7.4.4



Lube Oil System Prinsip kerja dari sistem pelumas diatur oleh FG Lube Oil (FG : function group) yang mengatur operasi Main Lube Oil Pump, Emergency Lube oil pump, dan Lube Oil Pavour Extraxtor Fan yang bertujuan menyediakan tekanan dan temperatur minyak yang tetap untuk bantalan (bearing) gas turbin dan generator. Fungsi dari pelumas adalah: 



Pelumasan,



untuk



mengurangi gesekan antara poros dengan



bantalan 



Pendinginan, untuk mendinginkan panas yang ditimbulkan akibat dari gesekan







Sisi isap(suction) dari jacking pump







Supply sistem power oil (hydraulic sistem)



74



Gambar 7.9 Lube Oil System pada AHU



Pada Lube Oil System terdapat beberapa bagian yang menunjang kerjanya diantaranya adalah: a. Main Oil Pump Main oil pump dengan type pompa sentrifugal. Dipasang berdiri pada tangki oli. Dimana pada sisi suction dipasang penyaring (strainer) untuk melindungi single stage impeller. Pompa dilengkapi dengan valve non return yang mencegah oli mengalir kembali kearah suction.



75



Gambar 7.10 Main Oil Pump b. Lube Oil Cooler. Cooler didesain sebagai sebuah plat penukar panas yang dipasang pada tengah aliran berlawanan. Plat tersebut membagi antara aliran oli (panas) dan aliran air(dingin). Kadang terdapat dua cooler pada sebuah unit, dimana saat yang satu beroperasi maka satu unit dapat di standby kan. Cooler adalah termasuk system air pendingin tertutup yang diisi dengan air dan glikol.



Gambar 7.11 Lube Oil Cooler



76



c. Lube Oil Filter Untuk memastikan bearing bebas dari masalah, lube oil harus memenuhi kriteria dan spesifikasi yang ditentukan dalam manual operational of gas turbine. Oleh karena itu oli harus mampu memindahkan partikel di bawah 6 um. Filter bertipe duplex, dimana masing-masing sisi mampu beroperasi dalam aliran penuh. Penggantian kedua sisi dibuat tanpa menyela pasokan oli ke sistem. Perbedaan tekanan (differential pressure) pada filter dikontrol oleh differential pressure switch, dapat mengindikasikan apakah filter dalam kondisi kotor atau bersih.



Gambar 7.12 Lube Oil Filter d. Lube Oil Storage Lube Oil Storage merupakan tempat penyimpanan pelumas yang akan diberikan ke bearing pompa. Bentuk dari lube oil storage 77



adalah kotak seperti tempat penyimpanan pada umunya. Biasanya diletakkan dibawah main oil pump agar pompa mudah untuk menyedot lube oilnya tersebut. Fungsi dari lube oil storage adalah:  Untuk mengkontrol apakah lube oil ada  Untuk penyedia umpan pelumas untuk main oil pump



Gambar 7.13 Lube Oil Storage 7.4.5



Motor Motor ini memiliki fungsi yang sangat penting, karena bila tidak ada motor pompa tidak akan bekerja. Prinsip kerja motor ini adalah memanfaatkan energi listrik untuk menggerakan rotor yang ada di pompa, setelah rotor tersebut bergerak barulah impeller pada pompa bergerak saat inilah pompa sudah mulai bekerja. Energi listrik yang



78



dibutuhkan sangat besar untuk menghidupkan motor tersebut dan arus yang dibutuhkan adalah 400 ampere. Pada motor terdapat ventilasi yang berfungsi untuk sirkulasi udara motor tersebut.



Gambar 7.14 Motor



7.5 Kerusakan Yang Terjadi Pada Pompa Usaha



maksimal/proaktif dalam memelihara



pompa harus tetap



dilakukan, namun peristiwa kerusakan tentu akan terjadi, namun dengan



79



langkah



proaktif kerusakan dapat diprediksi agar dapat direncanakan



perbaikan kapan dan tidak terjadi kerusakan yang lebih fatal. Tipikal sebab tersebut adalah: a. Bocor seal/gland packing b. Kapasitas menurun c. Poros bengkok atau macet d. Bearing rusak e. Casing Bocor f. Vibrasi tinggi Getaran mesin (Mechanical Vibration) diartikan sebagai gerakan bolak-balik dari komponen mekanik dari suatu mesin sebagai reaksi dari adanya gaya dalam(gaya yang dihasilkan oleh mesin tersebut) maupun gaya luar (gaya yang berasal dari luar atau sekitar mesin). Kasus yang dominan dalam getaran mesin adalah yang disebabkan oleh gaya eksitasi getaran yang berasal dari mesin tersebut, yang menyangkut diantaranya:  Kondisi yang tak seimbang (unbalance) baik yang statik maupun dinamik pada mesin tersebut.  Cacat yang terjadi pada elemen-elemen rotasi (bearing rusak, impeller macet, dll).  Ketidaksempurnaan bagian/fungsi mesin tersebut. Mesin yang ideal tidak



akan bergetar karena energi yang



diterimanya digunakan sepenuhnya untuk fungsi mesin itu sendiri. Dalam praktek mesin yang dirancang dengan baik, getarannya relatif rendah



80



namun untuk jangka pemakaian yang lama akan terjadi kenaikan level getaran karena hal berikut:  Keausan pada elemen mesin.  Proses pemantapan pondasi(base plate)sedemikian rupa sehingga terjadi deformasi dan mengakibatkan misalignment pada poros.  Perubahan perilaku dinamik pada mesin sehingga terjadi perubahan frekuensi pribadi. Analisis ciri mekanik memungkinkan pemanfaatan sinyal getaran untuk



mengetahui kondisi mesin



tersebut



tanpa



membongkar



atau



menghentikan suatu mesin, sehingga dapat dimanfaatkan untuk analisis lebih lanjut dalam perbaikan pada kerusakan yang terjadi. Dengan melakukan pengamatan analisis getaran secara berkala, maka sesuatu yang tidak normal pada suatu mesin dapat dideteksi sebelum kerusakan yang lebih besar terjadi.



7.6 Kondisi Operasional Pompa Sentrifugal Multistage Pada AHU Kondisi Operasional Pompa Sentrifugal Multistage Pada AHU diantaranya sebagai berikut: (1) Bukaan Spill Back 0% (2) Flow Suction 100 – 180 T/Jam (3) Temperatur Suction = Temperatur Discharge = 240 – 250 o C (4) Pressure Suction 3-5 kg/cm2 (5) Pressure Discharge 195-205 kg/cm2



81



(6) 6 Temperatur Winding Indikator rata-rata 120 – 145 o C, temperatur ini berfungsi untuk mengetahui temperatur daerah motor (7) Membutuhkan



400



ampere



untuk



mengoperasikan



motor



sebagai



penggerak pomp (8) Untuk memonitori vibrasi yang harus di kontrol adalah Thrust End Disp, Thrust



End



Vib,



Radial End



82



Vib,



dan ∆P



Balancing Drum



Grafik 7.1 Kinerja Pompa



83



Tabel 7.1 Pump Data Sheet



BAB VIII PENUTUP



84



BAB VIII PENUTUP



8.1 Kesimpulan Kesimpulan yang dapat diambil setelah melakukan kerja praktek di pabrik PT. Pertamina RU VI Balongan antara lain: 1.



PT. Pertamina RU VI Balongan adalah perusahaan yang mengolah minyak bumi menjadi produk antara maupun produk akhir.



2.



Unit ARHDM/AHU adalah unit yang bertugas mengurangi kandungan metal (Ni, V, Fe), Na dan micro carbon residue (MCR) pada AR dan menyiapkan umpan DMAR ke Unit RCC.



3.



AHU memiliki 2 unit yaitu unit 12 dan 13 yang keduanya memiliki kapasitas 58 MBSD atau 384 m3 /jam.



4.



Kandungan metal yang ada di DMAR untuk RCC maksimal 20ppm (nikel 18ppm dan vanadium 2 ppm).



5.



Kandungan MCR yang diperbolehkan maksimal 3.5 % wt.



6.



Kandungan metal yang melebihi spesifikasi dapat meracuni katalis, sedangkan



kandungan



MCR



yang



melebihi



spesifikasi



dapat



meningkatkan panas pada regenerator Unit RCC. 7.



Proses yang terjadi pada AHU dibagi menjadi 5 yaitu Seksi Feed, Seksi Reaksi, Seksi Separasi, Seksi Fraksinasi, dan Seksi Recycle Gas.



85



8.



Alat-alat yang digunakan pada AHU adalah Feed Filter, Heat Exchanger, Reaktor, Furnace, Kompresor, Pompa Feed, Vessel (Separator) dan Kolom (Fraksinator).



9.



Bahan kimia yang diinjeksikan pada AHU adalah Polysulfide, Kurilex Llog, Dimethyl Disulfide, Nalco.



10. Masalah yang pernah terjadi pada AHU adalah kebocoran pipa, pembakaran fuel gas tidak sempurna, fouling, korosi, dan pompa trip. 11. Produk utama dari AHU adalah DMAR, produk sampingnya yaitu Off Gas, Naphta, Kerosene, dan Gas Oil.



8.2 Saran Berdasarkan hal – hal yang telah kami peroleh selama melaksanakan praktek kerja di PT Pertamina RU VI Balongan maka kami dapat memberikan saran sebagai berikut : 1. Perlu adanya perawatan yang efektif pada peralatan sehingga efisiensi produksi dapat ditingkatkan.



86



DAFTAR PUSTAKA



PERTAMINA. 1992. Pedoman Operasi Kilang dan Pertamina UP VI Balongan. Balongan: PERTAMINA. Irianto, I Njoman Subakti. 2010. Buku Pegangan Pekerja ARHDM. Balongan : PERTAMINA. http://fariedrj.blogspot.com/2013/01/definisi-dan-karakteristik-pompa.html http://rezafaturachman.wordpress.com/2012/07/12/centrifugal-multistage-pumpjet-pompe/ http://indahkireilestari.files.wordpress.com/2011/04/pompa1.doc http://www.scribd.com/doc/32235908/Prinsip-Kerja-Pompa-Sentrifugal http://mechanic-mechanicalengineering.blogspot.com/2011/03/pompa-pump.html http://soemarno.org/2009/01/08/perbaikan-pompa-centrifugal/ http://engineering-power-plant.blogspot.com/2010/11/boiler-feedwater-pumpbalancing-line.html http://awan05.blogspot.com/2009/12/analisa-vibrasi.html http://yogilaksono.blogspot.com/2009/07/lube-oil-system-gt-13e2.html



87