60416953 Laporan Akhir Full Version Mario
-
Upload
nawawi-khalimi -
Category
Documents
-
view
484 -
download
14
Transcript of 60416953 Laporan Akhir Full Version Mario
1
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Banyaknya tuntutan perusahaan yang menginginkan lulusan sarjana siap pakai
menuntut para mahasiswa untuk mencari pengalaman tentang dunia kerja sebelum lulus. Hal
ini menjadi titik tolak bagi program studi Teknik Mesin Universitas Indonesia untuk
mengadakan mata kuliah Kerja Praktek yang merupakan salah satu syarat wajib kelulusan.
Keadaan lapangan menunjukkan bahwa kemampuan intelejensi yang bagus disertai
pengalaman dan keterampilan yang cukup akan menghasilkan lulusan yang berkualitas.
Mahasiswa juga diharapkan mengikuti akan perkembangann teknologi yang semakin pesat
dalam dunia industri.
1.2 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek
Melalui Kerja Praktek yang diadakan ini mahasiswa diharapkan dapat
mengaplikasikan ilmu pengetahuan serta mempelajari situasi pekerjaan kelak. Yang menjadi
masalah adalah adanya kesenjangan antara dunia pendidikan dan dunia industri, antara
kualitas yang ditawarkan dengan persyaratan yang dibutuhkan tidak sesuai. Untuk itu perlu
adanya jembatan antara dunia pendidikan dengan dunia industri. Dunia pendidikan lebih
memfokuskan kepada masalah akademis, sedangkan dunia industri lebih memfokuskan pada
pengalaman dan keterampilan kerja.
Salah satu model yang dianggap dapat menjembatani kesenjangan itu adalah program
link and match atau system kerja praktek yang dikenalkan saat ini. Model ini menawarkan
keuntungan pada kedua belah pihak, dimana dunia pendidikan mendapatkan informasi tentang
kondisi yang ada pada dunia kerja, sehingga dunia pendidikan dapat menerapkan system yang
dapat menunjang ke arah dunia kerja dan pendidikan yang dapat dilakukan dengan efektif dan
efisien. Sebaliknya dunia kerja mendapat informasi pemecahan-pemecahan masalah yang
dihadapi perusahaan dan perusahaan tersebut tidak perlu lagi mengeluarkan biaya dan tenaga
ekstra untuk melakukan training. Apabila diadakan training maka waktu training tersebut
tidak membutuhkan waktu yang lama karena tenaga kerja yang akan detraining sudah
mengenal dunia kerja, sehingga lebih mudah mensosialisasikan ilmu yang dimilikinya.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
2
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Adapun tujuan dari pelaksanaan kerja praktek ini adalah :
1. Memperkenalkan kondisi dan situasi dunia kerja kepada mahasiswa sehingga
mahasiswa memiliki pengalaman dan dapat beradaptasi dengan cepat.
2. Mahasiswa dapat melihat sendiri aplikasi dari ilmu pengetahuan dan dapat
mengaplikasikan ilmu yang diperoleh.
3. Menjembatani keinginan antara dunia pendidikan dan dunia industri sehingga
dapat tercipta sumber daya manusia yang berkualitas lebih baik.
4. Mengetahui berbagai permasalahan yang terjadi dalam perusahaan yang
berkaitan dengan ilmu keteknikan sehingga dapat dijadikan topik dalam
membuat tugas akhir
5. Memenuhi mata kuliah kerja praktek di Teknik Mesin Universitas Indonesia.
1.3 Ruang Lingkup Pembahasan
British Petroleum merupakan perusahaan minyak dan gas bumi yang berkantor pusat
di London,Inggris. British Petroleum telah beroperasi di Indonesia lebih dari 35 tahun, dan
kini menjadi salah satu investor terbesar di Indonesia, dengan investasi kumulatif lebih
dari USD 5 Milyar.Pada Maret 2005 British Petroleum Indonesia mengakuisisi asset LNG
Tanguh yang ada di Papua.Pada laporan ini penulis menitikberatkan pada
1.4 Metodologi Penulisan
Dalam pelaksanaan kerja praktek ini metode yang digunakan adalah:
1. Orientasi lapangan
Pengenalan profil dan produksi Pertamina UP-VI Balongan diperoleh dari
penjelasan pembimbing kerja praktek, pengawas, operator, staff, dan teknisi di
UP-VI Balongan, dalam hal ini penulis diorientasikan pada unit ARHDM.
2. Pengumpulan dasar teori
Dasar teori dengan jalan studi literature dari buku-buku yang berhubungan
dengan tema. Di samping itu penjelasan dari pembimbing kerja praktek
mengenai dasar teori yang berkaitan dengan kasus yang dianalisa.
3. Diskusi
Diskusi dilakukan dengan pembimbing, teman kerja praktek untuk
memperoleh pengetahuan tentang analisa yang dilakukan.
4. Analisis permasalahan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
3
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Analisis dilakukan dengan arahan pembimbing sehingga analisis dapat diambil
kesimpulan dan saran perbaikan yang sesuai dengan disiplin ilmu teknik
mesin.
1.5 Sistematika Pembahasan
Laporan ini dibahas dan disusun secara berurutan untuk memberikan gambaran umum
tentang PT. Pertamina Unit Pengolahan VI Balongan serta analisa efisiensi dan pemeliharaan
Pompa tipe sentrifugal 13-P-101 A. Adapun sistematika pembahasan yang digunakan adalah:
I. BAB I PENDAHULUAN
Berisi latar belakang penulisan laporan, maksud dan tujuan penulisan, ruang
lingkup pembahasan, metode penelitian, dan sistematika pembahasan.
II. BAB II GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA UP-VI BALONGAN
Memberikan penjelasan secara umum tentang profil perusahaan.
III. BAB III PROSES PRODUKSI
Memberikan penjelasan penjelasan mengenai proses pengolahan minyak pada
masing-masing unit.
IV. BAB IV UTILITY
Memberikan penjelasan mengenai sarana penunjang yang terdapat di wilayah
Pertamina RU-VI Balongan.
V. BAB V LANDASAN TEORI POMPA DAN MAINTENANCE
Bab ini berisi tentang dasar-dasar teori mengenai pompa dan maintenance.
VI. BAB VI PERAWATAN POMPA 13-P-101 A
Bab ini berisi tentang proses perawatan, spesifikasi, dan proses over haul
pompa.
VII. BAB VII PENUTUP
Bab ini berisi tentang kesimpulan dan saran dari pelaksanaan kerja praktek
beserta pembuatan laporannya.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
4
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB II
GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA (PERSERO)
RU-VI BALONGAN
2.1 SEJARAH SINGKAT PERTAMINA
Usaha pengeboran minyak di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink
pada tahun 1871 di Cibodas dekat Majalengka (Jawa Barat). Namun usaha tersebut
mengalami kegagalan. Kemudian dilanjutkan oleh Aeilko Jan Zijkler yang melakukan
pengeboran di Telaga Tiga, Sumatera Utara pada tanggal 15 Juni 1885 dan berhasil
menemukan sumber minyak yang pertama di Indonesia.
Sejak itu berturut-turut ditemukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur)
tahun 1887, Ledok, Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901. Pamusian, Tarakan tahun
1905 dan di Talang Akar Pendopo (Sumatera Selatan) tahun 1921. Penemuan-penemuan
dari penghasil minyak lain mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti
Royal Deutche Company, Sheel, Caltex, Stanvac dan maskapai-maskapai lainnya untuk
turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia.
Setelah Kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan
perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957 atas perintah Mayjend
Dr. Ibnu Soetowo, PT TMSU diubah menjadi PT PERMINA. Kemudian dengan PP. No.
198/1961, PT PERMINA dilebur menjadi PN PERMINA. Pada tanggal 20 Agustus 1968
berdasarkan PP. No. 27/1968 PN PERMINA diubah menjadi PN PERTAMINA. Sebagai
landasan kerja baru lahirlah UU. No. 8/1971 pada tanggal 15 September 1971. Sejak saat
itulah PN PERTAMINA diubah menjadi PERTAMINA, yang merupakan satu-satunya
perusahaan minyak nasional yang berwenang mengolah semua bentuk kegiatan di bidang
Industri dan Perminyakan di Indonesia dengan tiga tugas utama :
1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan BBM (Bahan Bakar Minyak)
2. Sebagai sumber devisa negara
3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan
Ketika PERTAMINA membeli kilang minyak SEI Gerong dari PT STANVAC
tahun 1970, pada saat itu tumbuh tekad untuk melaksanakan kemandirian bangsa
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
5
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
dibidang energi dengan mengoperasikan kilang minyak sendiri untuk memenuhi
kebutuhan dalam negeri. Seiring dengan perubahan yang terjadi di dalam tubuh
PERTAMINA maka pada tanggal 17 September 2003 kembali berubah menjadi PT.
PERTAMINA (Persero). Hingga sekarang PERTAMINA telah mempunyai tujuh buah
kilang, yaitu :
Tabel 2.1 Nama Kilang PERTAMINA dan Kapasitasnya
Nama Kilang KapasitasUP-I PANGKALAN BRANDAN 5.000 BPSDUP-II DUMAI DAN SUNGAI
PAKNING
170.000 BPSD
UP-III PLAJU DAN SUNGAI GERONG 133.700 BPSDUP-IV CILACAP 300.000 BPSDUP-V BALIKPAPAN 253.000 BPSDUP-VI BALONGAN 125.000 BPSDUP-VII KASIM-SORONG 10.000 BPSDTotal 996.700 BPSD
Keterangan : BPSD = Barrel Per Stream Day Sumber : PERTAMINA, 2004
Sasaran utama pengadaan dan penyaluran BBM dalam menunjang
pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup dengan
kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan, terjamin, dan
ekonomis. Pemenuhan kebutuhan BBM merupakan tugas yang cukup berat karena
peningkatan kapasitas pengolahan minyak yang dimiliki PERTAMINA tidak berjalan
seiring dengan lonjakan konsumsi BBM yang dibutuhkan masyarakat. Kendala yang
dihadapi dalam meningkatkan kapasitas pengolahan minyak dalam negeri adalah
konsumsi minyak yang meningkat sangat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini sebagai
dampak pesatnya kegiatan pembangunan. Di samping itu, kilang-kilang minyak yang
dioperasikan menggunakan teknologi yang cukup tertinggal dan tidak efisien. Oleh
karena itu, dalam pembangunan kilang-kilang baru dan memperluas kilang-kilang lama
diterapkan teknologi baru yang berwawasan lingkungan. Dalam mengoperasikan kilang-
kilang dalam negeri, tiga kebijakan utama selalu mendasari langkah PERTAMINA, yaitu
kepastian dalam pengadaan, pertimbangan ekomomi, pengadaan, dan keluwesan
pengadaan.
2.2 LOGO PERTAMINA
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
6
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Pemikiran perubahan logo sudah dimulai sejak 1976 setelah terjadi krisis
PERTAMINA pada saat itu. Pemikiran tersebut dilanjutkan pada tahun-tahun berikutnya
dan diperkuat melalui Tim Restrukturisasi PERTAMINA tahun 2000 (Tim Citra)
termasuk kajian yang mendalam dan komprehensif sampai pada pembuatan TOR dan
perhitungan biaya. Akan tetapi, program tersebut tidak sempat terlaksana karena adanya
perubahan kebijakan/pergantian Direksi. Wacana perubahan logo berlangsung sampai
dengan terbentuknya PT. PERTAMINA (Persero) pada tahun 2003. Adapun
pertimbangan penggantian logo yaitu untuk dapat membangun semangat/spirit baru,
mendorong perubahan Corporate Culture bagi seluruh pekerja, mendapatkan image yang
lebih baik diantara perusahaan minyak dan gas global serta mendorong daya saing
perusahaan dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi, antara lain :
a. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi Perseroan.
b. Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi persaingan pasca PSO serta
semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru di bidang Hulu dan Hilir.
Gambar 2.1 Logo PERTAMINA (Persero)
Elemen logo merupakan representasi huruf P yang secara keseluruhan
merupakan representasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang
bergerak maju dan progresif. Warna-warni yang berani menunjukkan langkah besar yang
diambil PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan
dinamis. Warna-warna tersebut yaitu :
a. Biru : mencerminkan handal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab.
b. Hijau : mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan.
c. Merah : keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai
macam keadaan.
2.3 SEJARAH PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI-BALONGAN
Dalam kaitannya dengan upaya mengamankan kebijakan nasional di bidang
energi, keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar, tidak saja bagi PT.
PERTAMINA (Persero) tetapi juga bagi bangsa dan negara. Di satu pihak hal ini dapat
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
7
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
meningkatkan kapasitas pengolahan di dalam negeri yang masih sangat dibutuhkan, di
lain pihak hal ini juga dapat mengatasi kendala sulitnya mengekspor beberapa jenis
minyakdi dalam negeri dengan mengolahnya di kilang minyak di dalam negeri.
Keberadaan kilang Balongan ini juga merupakan langkah proaktif PT.
PERTAMINA (Persero) untuk dapat memenuhi kebutuhan dalam negeri yang semakin
hari semakin bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi
kelayakan yang telah dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran
antara lain :
a. Pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya.
b. Peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor.
c. Memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri.
d. Pengembangan daerah.
Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang
dinamakan Proyek EXOR (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai
lokasi Proyek EXOR I didasari atas berbagai hal, yaitu :
a. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat.
b. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu : Depot UPMS III, Terminal DOH-JBB
(Jawa Bagian barat), Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy
Mooring (SBM).
c. Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JBB (Jawa Bagian Barat) dan BP.
d. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa.
e. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif.
f. Tersedianya sarana infrastruktur.
Start Up kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dilaksanakan pada
bulan Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995.
2.4 TATA LETAK PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
8
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI didirikan di Balongan, yang
merupakan salah satu daerah kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk
penyiapan lahan kilang, yang semula sawah tadah hujan, diperlukan pengurukan dengan
pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah. Pulau ini berjarak ±70 km arah bujur
timur dari pantai Balongan. Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu empat
bulan. Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan
dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang.
Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak
224 buah sumur berhasil digali dan yang berhasil diproduksi adalah sumur Jatibarang,
Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan lepas pantai.
Sedangkan produksi minyak buminya sebesar 239,65 MMSCFD disalurkan ke PT.
Krakatau Steel, PT. Pupuk Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong, dan Palimanan.
Depot UPPDN III sendiri baru dibangun pada tahun 1980 untuk mensuplai kebutuhan
bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya.
Area kilang terdiri dari :
a. Sarana kilang : 250 Ha daerah konstruksi kilang
200 Ha daerah penyangga
b. Sarana perumahan : 200 Ha
Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan
adanya faktor pendukung, antara lain :
a. Bahan baku
Sumber bahan baku yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI
Balongan adalah :
1. Minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed)
2. Minyak mentah Minas, Dumai (awalnya 20%, saat ini 50% feed)
3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard
Cubic Feet per Day (MMSCFD).
b. Air
Sumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang
lebih 65 km dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
9
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
pipanisasi dengan pipa berukuran 24 inci dan kecepatan operasi normal 1.100 m3
serta kecepatan maksimum 1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler,
heat exchanger (sebagai pendingin) air minum, dan kebutuhan perumahan. Dalam
pemanfaatan air, kilang Balongan ini mengolah kembali air buangan dengan
sistem wasted water treatment, dimana air keluaran di-recycle ke sistem ini.
Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3,
fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan.
c. Transportasi
Lokasi kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan berdekatan
dengan jalan raya dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar
sehingga memperlancar distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta
dan Jawa Barat. Marine facilities adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk
keperluan bongkar muat crude oil dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area
putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk
pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan
LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.
d. Tenaga Kerja
Tenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
terdiri dari dua golongan yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses
pendirian kilang Balongan yang berupa tenaga kerja local non-skill sehingga
meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua,
dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA
(Persero) yang telah berpengalaman dari berbagai kilang di Indonesia.
2.5 IDEOLOGI PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN
Visi, moto, dan logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan telah
dirumuskan dan disahkan melalui Surat Keputusan General Manajer No. Kpts-
092/E6000/99-SO, tanggal 30 November 1999.
1. Visi
Menjadi Kilang Unggulan
a. Kilang, mengolah bahan baku minyak bumi menjadi produk BBM dan non-BBM.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
10
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
b. Unggulan, masuk dalam nominasi kelompok kilang terbaik dunia, unggul dalam
segala aspek bisnis misalnya : lebih aman, andal, efisien, professional, maju,
berdaya saing tinggi, bermutu internasional, berwawasan lingkungan dan mampu
menghasilkan laba sebesar-besarnya.
2. Misi
a. Mengolah minyak bumi, untuk memroduksi BBM dan non-BBM secara tepat
dalam jumlah, mutu, waktu, dan berorientsasi pada laba serta berdaya saing tinggi
untuk memenuhi kebutuhan pasar.
b. Mengoperasikan kilang, yang berteknologi maju dan terpadu secara aman, handal,
efisien serta berwawasan lingkungan.
c. Mengelola aset PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan secara professional
yang didukung oleh sistem manajemen yang tangguh berdasarkan semangat
kebersamaan, keterbukaan, dan prinsip saling menguntungkan.
Penjelasan dari misi :
a. Minyak bumi : Crude Oil
b. Tepat jumlah : jumlah yang optimal
c. Tepat mutu : mutu produk yang memenuhi standar
d. Tepat waktu : penyerahan produk pada waktu yang diinginkan
e. Berorientasi laba : dititikberatkan pada pencarian laba disamping misi
sosial
f. Berdaya saing tinggi : mutu dan harga kompetitif
g. Pasar : domestik dan internasional
h. Teknologi maju : selalu menyempurnakan teknologi proses dan peralatan
i. Terpadu : terintegrasi penuh antara kilang dan pipa penyalur
BBM
j. Aman : bagi pekerja, peralatan, masyarakat, dan lingkungan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
11
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
k. Andal : mampu beroperasi sescara kontinu dalam waktu
tertentu
l. Efisien : produktivitas tinggi
m. Berwawasan lingkungan : memenuhi peraturan perundangan yang berlaku
tentang lingkungan hidup
n. Aset : peralatan, pekerja, dana
o. Profesional : SDM yang berprestasi, proaktif, dan inovatif
p. Manajemen tangguh : berani mengambil resiko, kompak, dan visioner
q. Semangat kebersamaan : kerja sama yang sinergi
r. Keterbukaan : bersih dan transparan
s. Saling menguntungkan : bagi pekerja dan mitra bisnis
3. Motto
Meraih keunggulan komparatif dan kompetitif
1. Meraih, menunjukkan upaya maksimum yang penuh dengan ketekunan dan
keyakinan serta profesionalisme yang penuh dengan ketekunan dan keyakinan
serta profesionalisme untuk visi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan.
2. Keunggulan komparatif, keunggulan dasar yang dimiliki PT. PERTAMINA
(Persero) RU VI Balongan dibandingkan dengan kilang sejenis, yaitu lokasi yang
strategis karena dekat dengan pasar BBM dan non-BBM.
3. Keunggulan kempetitif, keunggulan daya saing terhadap kilang sejenis dalam hal
efisiensi, mutu, produk, dan harga.
4. Logo
Logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan merupakan hasil lomba dan
desain original oleh sdr. H. M. Thamrin, SA. Nomor Pekerja 284742, Pekerja Bagian
Fasilitas Engineering PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.
Penjelasan dan arti logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yaitu :
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
12
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
1. Lingkaran : fokus ke bisnis inti dan sinergi.
2. Ganbar : konstruksi regenerator dan reaktor di unit RCC (Residue Catalic
Cracker) yang menjadi cirri khas dalam proses pengolahan minyak di PT.
PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.
3. Warna :
a. Hijau, menunjukkan warna asli regenerator yang berarti selalu menjaga
kelestarian lingkungan hidup.
b. Putih, menunjukkan warna asli reaktor yang berarti bersih, professional,
proaktif, inovatif, dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan
kebenaran.
c. Biru, warna logo Pertamina yang berarti loyal kepada visi Pertamina.
d. Biru, warna logo Pertamina yang berarti keagungan visi PT. PERTAMINA
(Persero) RU-VI Balongan.
5. Strategi
Dalam mendukung pencapaian visi dan misi telah dirumuskan Sembilan strategi
utama PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, yaitu :
1. Keunggulan biaya (Cost Leadership) secara keseluruhan dilakukan dengan upaya
meningkatkan kehandalan, keamanan, efisiensi, dan produktivitas serta optimasi
operasi kilang, untuk menurunkan biaya produksi BBM, non-BBM, dan
Petrokimia pada kualitas tetap. Dengan demikian produk akan mempunyai daya
saing tinggi dan mampu menguasai pasar.
2. Perluasan pasar atau produk (Market-Product Development) dengan melakukan
penetrasi pasar, pengembangan pasar, pengembangan produk, dan divertifikasi,
sehubungan masih tersedianya peluang pasar BBM, non-BBM, dan Petrokimia (di
luar DKI Jakarta dan Jawa Barat). Untuk biaya survei dan riset pasar mutlak harus
dilakukan agar menghasilkan produk yang berorientasi pasar, bernilai tinggi,
bermutu tepat, berdaya saing tinggi.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
13
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3. Meningkatkan produk bernilai tinggi (Maximize High Value Product), terutama
Propylene dan LPG maupun produk lain, dalam rangka peningkatan laba PT.
PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. Untuk itu pemilihan mode operasi yang
sesuai serta jenis minyak yang diolah, mutlak diperlukan.
4. Pengintegrasian kilang (Refinery Back-Forward Integration), dengan pemasok
bahan baku (Crude Supplier) dan industry hilir. Hal tersebut dilakukan dengan
memodifikasi dan ekspansi, profitisasi, aliansi, akuisisi, komersiansi dan divertasi.
5. Penerapan sistem manajemen mutu (Quality Management System) secara intensif
dan mencakup seluruh kegiatan operasional, yaitu : operasi kilang, lingkungan,
sumber daya manusia, financial, dan lain-lain.
6. Pengelolaan organisasi secara efektif (Effective Organization) dan modern, dengan
menerapkan sistem pengendalian dan pengawasan perusahaan (good corporate
governance) yang didukung sistem pelaporan kinerja yang berstandar nasional dan
internasioanl.
7. Pemberdayaan dan pengembanan pekerja (Employee Empowerment and
Development) yag professional dan berbasis kompetensi, mempunyai motivasi
kuat, persaingan dan lingkungan kerja yang sehat, dengan imbalan yang menarik
secara berkesinambungan dan konsisten serta membentuk budaya kerja yang
sinergis.
8. Menampilkan citra perusahaan (Company Image) yang baik kepada pihak yang
berkepentingan (stakeholder) seperti pekerja, pemerintah, masyarakat sekitarnya.
9. Pembangunan hubungan dan kemitraan dengan pihak luar (Good Human
Relationship) yang baik berdasarkan prinsip kemanusiaan, kebersamaan,
keterbukaan, kesederhanaan dan prinsip saling menguntungkan.
2.6 KILANG PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN
Kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan mempunyai kapasitas
125.000 BPSD dengan bahan baku yang terdiri dari minyak mentah Duri 80%, minyak
mentah Minas 20% dan gas alam dari Jatibarang sebagai bahan baku H2 plant sebanyak
18 MMSCFD. Pengolahan bahan baku tersebut menghasilkan produk sebagai berikut :
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
14
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Tabel 2.2 Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
Jenis Produk Kapasitas Satuan
A
BBM :
Motor Gasoline
Kerosene
Automotive Diesel Oil
Industrial Diesel Oil
Decant Oil & Fuel Oil
58,000
11,900
27,000
16,000
9,300
BPSD
BPSD
BPSD
BPSD
BPSD
B
Non BBM :
LPG
Propylene
Ref. Fuel Gas
Sulfur
565
545
125
28,500
Ton
Ton
Ton
TonSumber : PERTAMINA, 2004
2.7 PROYEK DAN KONSTRUKSI PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI
BALONGAN
Proyek kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan semula
dinamakan EXOR-I, kemudian setelah beroperasi namanya menjadi kilang BBM PT.
PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. Teknologi proses yang dipilih ditujukan untuk
memproduksi premium, kerosene, dan solar sebanyak 72% sedangkan sisanya berupa
propylene, LPG, IDF, fuel oil, dan decant oil. Bahan pembantu proses yang berupa bahan
kimia dan katalis sebagian besar masih diimpor.
Kegiatan Engineering Procurement and Construction (EPC) dilakukan oleh
konsorsium, yang terdiri dari JGC, Foster Welter, dan diatur dalam EPC Agreement.
Sebagai product offtaker (pembeli) adalah British Petroleum (BP). Jangka waktu
pelaksanaan adalah 51 bulan, yaitu sejak EPC Agreement ditandatangani pada tanggal 1
September 1990 dan berakhir pada bulan November 1994. Lisensi proses pengolahan dari
unit-unit kilang dapat dilihat pada table berikut :
Tabel 2.3 Unit-unit dan Sarana di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
No Unit ProsesKode
Unit
Kapasitas
(BPSD)Lisensor Kontraktor Proses
1 CDU 11 125,000 FW FW I2 ARHDM 12 & 58,000 Chevron JGC II
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
15
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
133 GO HTU 14 32,000 UOP JGC I4 RCC 15 83,000 UOP FW I
5
Unsaturated
Gas
Concentratio
n
16 - UOP FW I
6
LPG
Treatment
Unit
17 22,500MERICH
EMFW I
7
Gasoline
Treatment
Unit
18 47,000MERICH
EMFW I
8Propylene
Recovery19 7,000 UOP FW I
9 Catalytic 20 13,000 UOP FW I10 LCO 21 12,000 UOP JGC II
11Hidrogen
Plant22
76
MMSCFDFW FW II
12Amine
treater Plant23 - JGC JGC I
13Sour Water
Stripper24 - JGC JGC I
14Sulphur
Plant25 27 MT/Day JGC JGC I
Sumber : PERTAMINA, 2004
2.8 BAHAN BAKU PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-VI BALONGAN
1. Bahan Baku Utama
Minyak mentah yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
adalah minyak Minas dan Duri dengan perbandingan Duri : Minas = 50% : 50%.
Spesifikasi umpan minyak mentah yang masuk ke CDU dapat dilihat pada tabel berikut
:
Minyak Mentah Minas DuriAPI 35,2 21,1Densitas (gr/ml) @150C 0,8485 0,927
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
16
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Viskositas (cSt) :
@300C
@400C
@500C
-
23,6
11,6
591
274,4
-Sulphur (%-Weight) 0,08 7,4Carbon (%-Weight)
Titik Tuang (0C)
2,8
3,6
7,4
24Asphalt (%-Weight) 0,5 0,4Vanadium (ppm wt) < 1 1Nickel (ppm wt) 8 32Total Asam (mg KOH) < 0,05 1,19Salt (lb/1000 bbl) 11 5Water (%-volume) 0,6 0,3
Sumber ; PERTAMINA, 2004
2. Bahan Baku Pendukung
Di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, selain bahan baku utama
digunakan juga bahan baku pendukung berupa bahan kimia, katalis, dan resin yang
dipergunakan pada masing-masing unit beserta aplikasi dan fungsinya.
U
n
it
Jenis Aplikasi Fungsi
1
1
Cairan
Amonia
Overhead 11-C-
105
Menetralisir
HCL
Anti
Foulan
t
Suction Feed
Pump (11-P-101
A/B) dan Unit
Desalter
Mencegah
terjadinya
fouling pada
HECorrosi
ve
Inhibit
or
Overhead 11-V-
101
Mencegah
korosi
Demuls
ifier
Suction Feed
Pump dan Unit
Desalter
Memisahkan
emulsi
Wetting
Agent
Preparasi larutan
pada 11-V-114
Membantu
mempercepat
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
17
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
pemisahan
Kalgen15-B-101, 15-E-
104 A/B
Mengatasi
kesadahan
Kurilex
Injeksi pada air
dari cooling water
untuk 16-E-103
A/B, E-104 A/B,
E-105 A/B, E-111
A/B
Pencegah
korosi
1
5
,
1
6
,
1
7
,
1
8
,
1
9
,
2
0
Katalis 18-A-202, 206
Oksidasi
Sodium
mercaptide
Kaustik
11-V-101, 102,
103, 106 dan 18-
V-102, 18-V-104
Mengikat H2S
Anti
Oksida
n
Aliran produk 18-
V-102, 18-V-104Anti oksidan
2
3
,
2
4
DIPA
Preparasi larutan
dilakukan pada
23-V-102
Mengikat H2S
Anti
Foam
Injeksi pada
kolom RCC (24-
C-201) dan kolom
NH3 stripper (24-
C-102) dan aliran
Mencegah
foaming
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
18
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
masuk 23-V-102
Soda24-V-302, 24-V-
303 dan 24-Z-301
Menetralisir
kaustikSumber : PERTAMINA, 2004
Tabel 2.5 Jenis Bahan Kimia PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
UnitJenis
katalis/ResinAplikasi Fungsi
12,13 ICR131KAQ
12/13-
R.101/10
2/103
Mengurangi
kandungan
logam
14,21Sulphur
absorber
22-R-102
A/BAdsorbsi H2S
15
Katalis UOP
15-R-
101/102/
103/104
Memecah
rantai
hidrokarbon
panjang
Molsieve Pru
ODG-442
19-V-
104 A/B
Adsorbsi
moisture dari
LPG campuran
C3
19
E-315 Katalis
Propylene
Metal Treater
19-V-
111
Menghilangkan
kandungan
metal20 Alcoa
Selecsorb COS
1/8”
11-V-
112 A/B
Menghilangkan
COS dari
propylene
Katalis SHP H-
14171
19-R-101
A/B
Menjenuhkan
senyawa
diolefin
menjadi
monoolefin
Rock Salt14/21-V-
101
Adsorbsi
moisture dari
LPGHydrogenerato 22-R-101 Hidrogenasi
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
19
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
r
untuk melepas
kandungan
sulfur
22
High
temperature
Shift Conventer
type C12-4
22-R-103Mengubah CO
menjadi CO2
Hydrogen
Reformer
Catalyst
22-F-101
Mengubah gas
alam menjadi
H2
23 Karbon Aktif 22-S-102
Menyerap
komponen
yang
mengakibatkan
foaming
25
Amine Filter23-S-
101/103
Menyaring
partikel > 10
micron di Lean
Claus Catalyst
25-R-
101/102/
103
Mereaksikan
gas alam
55 Resin Anion
ASB-1p & Resi
Kation C-249
22-V-
105 A/B
Mereaksikan
kation dan
anionLynde
Adsorbent tipe
LA22LAC-612,
C-200F
22-V-
109 A-M
Menyerap
pengotor H2
(CO, CO2, N2,
HC)
Karbon Aktif
55-A-
101 A/B-
S1
Menyaring
bahan-bahan
organicStrong Acid
Resin Kation
Kation
pada 55-
A-101
A/B-V1,
Menghilangkan
kation/anion
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
20
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
anion
pada 55-
A-101
A/B-V2
Activated
Alumina 1/8”,
¼”, ceramic
ball Molsieve
Siliporite
58-D-
101 A/B-
R1-R2
59-A-
101 A/B-
A1
Adsorbsi
moisture dari
LPG Adsorbsi
moisture, CO2
Sumber : PERTAMINA, 2004
Tabel 2.6 Jenis Katalis dan Resin PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
2.9 STRUKTUR ORGANISASI
PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan mempunyai struktur organisasi
yang menerangkan hubungan kerja antar bagian yang satu dengan yang lainnya dan juga
mengatur hak dan kewajiban masing-masing bagian. Tujuan dibuatnya struktur organisasi
adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan
tugas sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan organisasi yang telah
ditetapkan. Berikut merupakan penjelasan singkat mengenai beberapa bidang dan bagian
yang ada di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan :
1. Bidang Engineering
a. Bagian Fasilitas Engineering
Bidang engineering dipimpin oleh bagian yang bertanggung jawab terhadap
penggunaan fasilitas dalam proses operasi kilang, baik dari segi pengadaan,
pengaturan berbagai peralatan dan menetapkan order kerja ke Office Engineering
terhadap penyusunan spesifikasi mekanis, listrik, dan sebagainya.
b. Bagian Proses Engineering
Tugas dari bagian proses engineering yaitu :
1. Memonitor operasi kilang
2. Memonitor perubahan-perubahan kondisi operasi
3. Menetapkan bahan-bahan kimia yang dipakai
4. Mengesahkan modifikasi
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
21
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
5. Bertanggung jawab terhadap perubahan-perubahan yang terjadi
c. Bagian Proyek Engineering
2. Bidang Inspeksi
Bagian ini berada di bawah bidang reliabilitas yang dipimpin oleh kepala bagian
yang membawahi 3 orang Pengawas Utama (PUT), yaitu :
a. PUT Inspeksi Plant yang membawahi inspeksi plant dan kilang.
b. PUT Inspeksi Offsite Utilities yang membawahi inspeksi offsite dan utilities
c. Inspeksi NDT (Non Destructive Test/korosi)
Tugas umum dari bagian Inspeksi adalah memberikan saran dari hasil pemeriksa
terhadap fasilitas produksi jika ada penyimpangan-penyimpangan yang tidak sesuai
dengan standar. Inspeksi dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu :
a. Inspeksi pada saat pekerjaan berjalan (on stream).
b. Inspeksi pada saat pekerjaan berhenti (equipment shutdown)
3. Bagian Unit Produksi
Bidang ini membawahi 6 bagian, yaitu :
a. Bagian SS produksi.
b. Bagian DHC (Distiling Hydrotreating Complex)
Bagian ini mengelola dan mengawasi area ARHDM dan GO LCO H2.
c. Bagian RCC
Bagian ini mengelola dan mengawasi area CDU (Crude Destillation Unit) dan
RCC (Residue Catalytic Cracking).
d. Bagian Laboratorium
Bagian ini dipimpin oleh kepala Laboratorium yang membawahi Pengawas
Utama (PUT) pengamatan yang juga memipin dua pengawas (PWS), yaitu :
a. Pengawas jaga pengamatan
b. Pengawas harian pengamatan
Masing-masing pengawas memimpin 2 orang pemuka (PWK).
e. Bagian Instalasi Tangki dan Perkapalan
Tugas :
a. Menyediakan raw material crude
b. Menerima dan menyimpan produk
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
22
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
c. Mendistribusikan produk
d. Mengelola buangan minyak
Fasilitas-fasilitas yang terdapat pada bagian ini adalah :
1. Tangki yang digunakan untuk menyimpan produk-produk, baik minyak
mentah maupun produk jadi. Jadi jumlah tangki yang dimiliki yaitu 50 unit
yang terdiri dari 3 jenis :
a. Coone-roof tank digunakan untuk menyimpan minyak-minyak berat
seperti solar dan minyak residu.
b. Floating-roof tank digunakan untuk menyimpan minyak-minyak ringan
seperti mogasdan kerosin.
c. Spherical tank untuk menyimpan gas.
Kapasitas tangki berbeda-beda. Kapasitas paling besar 67.000 m3 dan
terkecil 2.500 m3.
2. Sistem perpipaan
3. Fasilitas loading/unloading
4. Truk tangki dan kapal untuk mengeluarkan produk
f. Bagian Utilities
Bagian ini berfungsi menunjang operasi kilang dalam penyediaan :
a. Penyediaan uap air yang terdiri dari :
1. Uap tekanan tinggi
2. Uap tekanan menengah
3. Uap tekanan rendah
b. Penyediaan tenaga listrik
c. Penyediaan bahan bakar
d. Instrument dan plant air
e. Penyediaan air (service water, fire water, dan cooling water)
4. Bidang Jasa Pemeliharaan Kilang
Bidang jasa pemeliharaan kilang memilki beberapa bagian yaitu :
a. Bagian Perencanaan
Bagian ini dipimpin oleh seorang Kepala Perencanaan yang memiliki empat
seksi, yaitu :
1. Seksi Perencanaan Rutin Anggaran
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
23
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
2. Seksi Perencanaan Program
3. Seksi Perencanaan Material
4. Seksi Administrasi
b. Bagian Bengkel
Bagian ini dipimpin oleh seorang kepala bengkel yang membawahi satu orang
Pengawas Utama (PUT) mekanik dan PUT alat-alat dan las konstruksi.
c. Bagian Pemeliharaan I
Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan peralatan di unit RCC
dan CDU. Dikepalai seorang kepala bagian yang membawahi tiga Pengawas
Utama yaitu PUT CDU, PUT RCC, PUT Inst. dan Listrik.
d. Bagian Pemeliharaan II
Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan parelatan di unit proses
ARHDM dan GO LCO H2.
e. Bagian Pemeliharaan III
Bagian ini bertanggung jawab terhadap pemeliharaan peralatan di Utillities,
Offsite, Kilang LPG Mundu dan Water Intake Facility (WIF) Salamdarma.
f. Bagian Eng. Pem-JPK
Bagian ini bertanggung jawab terhadap Quality Control pada saat pelaksanaan
pemeliharaan peralatan kilang. Kepala Bagian Eng. Pem-JPK membawahi
beberapa Pengawas Utama, yaitu Rotating Equipment, Stationary, Listrik dan
Insturment, dan Material.
g. Bagian Pengadaan-JPK
Bagian ini bertanggung jawab dalam pengadaan, penerimaan dan penyimpanan
material.
2.10 LINDUNGAN LINGKUNGAN, KESEHATAN, DAN KESELAMATAN KERJA
PERTAMINA telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memprioritaskan
aspek Kesehatan Kerja (KK) dan Lindung Lingkungan (LL) dalam semua kegiatan
minyak dan gas bumi untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PT.
PERTAMINA (Persero) UP-VI Balongan mendukung dan ikut berpartisipasi dalam
program pencegahan keraguan baik terhadap kesehatan karyawan, harta benda
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
24
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
perusahaan, terganggunya kegiatan operasi serta keamanan masyarakat yang diakibatkan
oleh kegiatan perusahaan.
Pelaksanaan tugas dari LKKK ini berlandaskan :
a. UU No. 1/1970
Mengenai keselamatan kerja karyawan yang dikeluarkan oleh Depnaker.
b. UU No. 2/1951
Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja yang dikeluarkan oleh Depnaker.
c. PP No. 11/1979
Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja.
d. UU no. 4/1982
Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup yang
dikeluarkan oleh Kementrian Lingkungan Hidup (KLH).
e. PP No. 29/1986
Mengenai AMDAL yang dikeluarkan oleh KLH.
Kegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL PT. PERTAMINA (Persero)
UP-VI Balongan untuk mendukung program di atas terdiri atas 5 kegiatan :
1. Seksi Keselamatan Kerja mempunyai tugas, antara lain :
a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang.
b. Bertanggung jawab terhadap alat-alat keselamatan kerja.
c. Bertindak sebagai instruktur safety.
d. Membuat rencana pencegahan.
2. Seksi Pelatihan mempunyai tugas, antara lain :
a. Membuat rencana kerja pencegahan kebakaran.
b. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar
lebih menyadari tentang keselamatan kerja.
c. Membuat dan menyebarkan bulletin KK dan LL pada karyawan agar wawasan
karyawan tentang KK dan LL meningkat.
3. Seksi Penanggulangan Kebakaran mempunyai tugas, antara lain :
a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik.
b. Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan.
c. Mengadakan pemeriksaan kehandalan alat-alat firing.
4. Seksi Lindungan Lingkungan mempunyai tugas, antara lain :
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
25
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
a. Memrogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan
Lingkungan.
b. Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping.
5. Seksi Rekayasa mempunyai tugas, antara lain :
a. meninjau ulang gambar-gambar dan dokumen proyek.
b. Melakukan evaluasi-evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK
Adapun seksi-seksi tersebut di atas bertujuan untuk mencegah kecelakaan,
kebakaran maupun pencemaran lingkungan dari segi engineering.
Penerapan Lingkungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LKKK) dilaksanakan
dengan membuat program dengan pedoman A-850/E-6900/99-30 yang meliputi :
1. Bendera Kecelakaaan
1. Warna kuning (1 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan, yaitu tidak
menimbulkan hari hilang (first aid accident).
2. Abu-abu muda (2 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari
kerja.
3. Hitam dengan sirip putih (1 bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal yaitu
menyebabkan kematian.
2. Bendera Kebakaran
1. (1 minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah US$ 10,000.
2. Merah strip hitam (1 bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian melebihi
US$ 10,000.
3. Bendera Pencemaran
1. Biru (1 minggu dikibarkan), untuk pencemaran dimana tidak terjadi klaim penduduk.
2. Hitam (1 bulan dikibarkan), untuk pencemaran dimana terjadi klaim penduduk.
4. Papan Informasi Kejadian
Papan yang berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan
terjadinya kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya
adalah :
1. Di depan fire station
2. Lokasi Kejadian
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
26
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3. Ada di lemari bendera on call.
Jam Kerja
Berdasarkan jam kerja, karyawan dapat dibedakan atas karyawan shift dan
karyawan reguler.
1. Jam Kerja Shift
Jam kerja shift dilakukan secara bergilir berlaku bagi karyawan yang terlibat langsung
dalam kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja shift diatur sebagai
berikut :
Day shift : 08.00 – 16.00 WIB
Swing shift : 16.00 – 24.00 WIB
Night shift : 24.00 – 08.00 WIB
Karyawan shift terbagi atas 4 kelompok yaitu A, B, C, dan D dimana jadwal kerja dari
masing-masing kelompok adalah bekerja selama 2 hari berturut-turut pada shift yang
sama dan setelah itu bergeser ke jam shift berikutnya untuk 2 hari selanjutnya. Selama
6 hari bekerja berturut-turut, setiap kelompok akan mendapat libur selama 2 hari.
2. Jam Kerja Regular
Jam kerja regular ini berlaku bagi karyawan yang tidak terlibat langsung dalam
kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja ini berlaku bagi karyawan
tingkat staf ke atas. Jadwal kerja jam regular adalah sebagai berikut :
Senin – Kamis : 07.00 – 16.00 WIB
Istirahat : 12.00 – 13.00 WIB
Jumat : 07.00 – 15.30 WIB
Istirahat : 11.30 – 13.30 WIB
Sabtu dan Minggu : libur
Sistem Penggajian
Sistem penggajian di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yang
merupakan tanggung jawab bagian administrasi keuangan dibayar untuk 8 jam kerja
setiap hari. Selain itu, juga diatur tentang lembur, cuti, uang dinas, bonus, kontrak
jasa, dan peringatan karyawan (warning slip). Sistem penggajian dibedakan atas :
1. Karyawan tetap, ikatan kerja, dan honorer
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
27
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Gaji diberikan setiap akhir bulan berupa gaji pokok ditambah dengan tunjangan-
tunjangan yang ada. Besarnya gaji pokok tersebut selain ditentukan oleh golongan dan
jabatan juga berdasarkan tanggung jawab pekerjaan masing-masing.
Adapun susunan gaji adalah sebagai berikut :
a. Tunjangan (gaji) pokok
b. Tunjangan jabatan struktural
c. Tunjangan jabatan fungsional
d. Uang lembur
e. Biaya transportasi
2. Tenaga harian lepas
Gaji yang diberikan setiap hari Sabtu yang jumlahnya tergantung dari jumlah
karyawan yang bekerja pada masing-masing hari. Di samping gaji rutin, karyawan
akan mendapatkan bonus keuntungan yang jumlahnya tergantung dari laju produksi.
Bagi karyawan yang lembur juga diberikan upah tambahan dengan perhitungan
sebagai berikut :
a. Lembur hari biasa
Untuk satu jam pertama besarnya satu setengah kali upah per kerja, untuk dua jam
berikutnya dua kali upah per jam.
b. Lembur hari Minggu/libur
Untuk setiap jam besarnya dua kali upah per jam.
2.11 Penanganan Limbah
PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menghasilkan berbagai macam
limbah, yang terdiri dari :
a.Limbah Cair
b. Limbah Gas
c. Limbah Padat
A. Pengolahan Limbah Cair
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
28
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Limbah industri yang dihasilkan industri minyak bumi umumnya mengandung
logam-logam berat maupun senyawa yang berbahaya. Selain lobam berat, limbah ,
atau air buangan indusri, minyak bumi juga mengandung senyawa-senyawa
hidrokarbon yang sangat rawan terhadap bahaya kebakaran.
Dalam setiap kegiatan industri, air buangan yang keluar dari kawasan industri
minyak bumi harus diolah terlebih dahulu dalam unit pengolahan limbah, sehingga
air buangan yang telah diproses dapat memenuhi spesifikasi dan persyaratan yang
telah ditentukan oleh pemerintah. Untuk mencapai tujuan tersebut, makan dibangun
unit Sewage and Effluent water treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI
Balongan ini.
Secara garis besar effluent water treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU-
VI Balongan dibagi menjadi dua, yaitu treatment oily water dan treatment air
buangan proses. Treatment oily water dilakukan di rangkaian separator sedangkan
treatment air buangan proses dilakukan menggunakan lumpur aktif (activated
sludge) yang merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik.
Desain awal dari unit WWT (Waste Water Treatment) adalah untuk mengolah
air buangan yang terbagi menjadi dua sistem pengolahan, yaitu :
1.Dissolved Air Floatation (DAF), untuk menisahkan kandungan padatan dan minyak
dari air yang berasal dari air buangan (oily water) ex process area dan tank area. Pada
proses ini yang diolah umumnya mempunyai kandungan minyak dan solid yang tinggi
tetapi mempunyai kandungan COD dan BOD yang rendah.
2.Activated Sludge Unit (ASU), untuk mengolah secara kimia, fisika dan biologi air
buangan dari unit proses terutama : Treated Water ex Unit Sour Water Stripper (Unit
24) dan desalter effluent water ex Unit Crude Distillation (Unit 11). Air yang diolah
umumnya mempunyai kandungan ammonia, COD, BOD dan fenol sedangkan
kandungan minyak dan solid berasal dari desalter effluent water.
B. Pengolahan Limbah Gas
Limbah gas dari kilang ini diolah di sulfur recovery unit dan sisanya dibakar di
incinerator (untuk gas berupa H2S dan CO) maupun flare (gas hidrokarbon).
C. Pengolahan Limbah Padat
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
29
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri minyak yang
tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas karena akan mencemari lingkungan.
Pada sludge selain mengandung lumpur, pasir, dan air juga masih mengandung
hidrokarbon fraksi berat yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses. Sludge ini
juga tidak dapat dibuang ke lingkungan sebab tidak terurai secara alamiah dalam
waktu singkat. Pemusnahan hidrokarbon perlu dilakukan untuk menghindari
pencemaran lingkungan. Dalam upaya tersebut, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI
Balongan melakukannya dengan membakar sludge dalam suatu ruang pembakar
(incinerator) pada temperature tertentu. Lumpur/pasir yang tidak terbakar dapat
digunakan untuk landfill atau dibuang di suatu area, sehingga pencemaran
lingkungan dapat dihindari.
2.12 SARANA DAN PRASARANA
PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menyediakan sarana dan
prasarana bagi karyawan dan keluarganya. Sarana dan prasarana tersebut antara lain :
a. Perumahan
Perumahan dinas dibangun di sekitar pabrik dengan tipe rumah, yaitu :
1.Tipe B : untuk tim managemen
2.Tipe C : untuk jabatan kepala bagian
3.Tipe D : untuk staf
4.Tipe E : untuk karyawan bidang produksi
Di samping itu, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan juga memberikan
pinjaman uang bagi karyawan untuk kepemilikan rumah BTN di lokasi Kompleks
Sibayak Permai.
b. Sekolah
Untuk saat ini, PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan baru membangun
sarana pendidikan Taman Kanak-kanak. Tujuan dibangunnya Taman Kanak-kanak
ini adalah agar anak-anak karyawan dapat membaur dan bersosialisasi dengan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
30
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
penduduk di sekitar lokasi pabrik agar tercipta kebersamaan dan menghindari
adanya kecemburuan social.
c. Transportasi
Sarana transoprtasi telah tersedia untuk mengantar karyawan yang pulang dari
kerja shift dan disediakan pula transportasi untuk antar-jemput anak-anak keluarga
PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ke sekolah.
d. Sarana Ibadah
Masdjid Jati dibangun di tengah Wisma Djati dan di lokasi perumahan juga telah
dibangun sarana ibadah berupa masjid dan gereja.
e. Balai Kesehatan
Balai kesehatan dibangun di dua tempat, yaitu di lokasi pabrik serta rumah sakit
di lokasi perumahan. Fasilitas ini dapat digunakan oleh karyawan dan keluarga
karyawan secara bersama-sama.
f. Kantin
Disediakan kantin di lingkungan pabrik bagi karyawan-karyawan reguler.
Sedangkan bagi karyawan shift disediakan dapur di gedung kontrol dan untuk
karyawan yang mendapat tugas malam disediakan makanan ekstra oleh perusahaan.
g. Sarana Olahraga dan Rekreasi
Sarana olahraga juga disediakan bagi karyawan dan keluarga dimana sarana
tersebut terletak di dalam lingkungan perumahan karyawan, seperti :
1. Lapangan tenis
2. Lapangan voli
3. Lapangan bulutangkis
4. Kolam renang
5. Lapangan basket
6. Ruang serba guna
h. Asuransi
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
31
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Setiap karyawan dijamin oleh Asuransi Tenaga Kerja (ASTEK) dan asuransi
jiwa raya.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
32
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB III
PROSES PRODUKSI
3.1. Distillation and Treating Unit (DTU)
DTU terdiri dari Distillation and Treating Unit (Unit 11), Amine Treatment Unit (Unit
23), Sour Water Stripper (Unit24), Sulfur Plant (Unit 25), dan Caustic Soda (Unit 64). DTU
merupakan unit pertama dalam rangkaian proses pengolahan crude oil menjadi
produkproduknya dan juga terdapat beberapa unit treating yang mengolah aliran gas dan air
untuk menurunkan kandungan sulfur dan ammonia.
3.1.1. Unit 11 : Crude Distillation Unit
CDU dibangun untuk mengolah campuran minyak Indonesia sebesar 125000 MBSD
(828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah ini terdiri dari 50 % crude oil Duri dan 50 %
crude oil Minas. Unit yang dibangun oleh proyek EXOR-1 Pertamina ini terdiri dari 2 seksi
sebagai berikut.
3.1.1.1. Seksi Crude Distillation
Seksi ini dirancang untuk mendistilasi campuran crude oil yang menghasilkan
destilat overhead terkondensasi, gas oil, dan residu. Inlet CDU yang berupa campuran
minyak mentah dari Duri dan Minas dipompakan menggunakan P-101 A/B menuju V-
101 A dan V-101 B dan telah melewati 5 buah Heat Exchanger (HE) yang tersusun
seri (E-101 sampai E-105) dimana crude dipanaskan hingga mencapai Temperatur
147oC menggunakan waste heat dari produk-produk yang dihasilkan fraksionator.
Pada V-101 A dan V-101 B crude dicuci dari garam-garam yang dapat merusak
katalis dan reaksi dalam reaktor. Washer yang digunakan adalah campuran dari
Service Water (SW) dan Stripped Sour Water (SSW). Campuran minyak dan
air akan membentuk emulsi sehingga dibutuhkan senyawa kimia tambahan sebagai
demulsifier. Unit washer ini terdiri dari dua vessel, yaitu V-101 A dan V-101 B.
Fresh water sebagai washer terlebih dahulu masuk ke V-101 B karena minyak
dalam vessel tersebut memiliki kandungan garam yang lebih sedikit karena sudah
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
33
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
dicuci dalam V-101 A dengan washer yang berasal dari V-101 B, sehinnga diharapkan
fresh water yang belum jenuh dapat mengikat sisa-sisa garam secara lebih efektif.
Crude oil yang telah bersih dari garam mengalami preheating melalui lima buah HE,
sehinnga Temperaturnya mencapai 280oC sebelum memasuki furnace. Proses ini
diperlukan untuk mencegah terjadinya crack pada furnace akibat temperatur yang
terlalu tinggi dan dapat mengurangi jumlah fuel yang digunakan dalam furnace. Crude
yang keluar dari furnace akan mencapai Temperatur 364oC, lalu masuk ke dalam main
fractinator pada tray 31.
3.1.1.2. Seksi Overhead Fraksinasi dan Stabilizer
Seksi ini dirancang untuk destilasi lanjutan kondensat overhead menjadi
produk LPG, Naphta, dan kerosene. Unit ini juga dirancang untuk mengolah
campuran wild naphta dari gas oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini
dapat beroperasi dengan baik pada kapasitas antara 50% - 100 % kapasitas desain
dengan faktor On Stream 0,91. Produk-produk yang dihasilkan dari CDU adalah
naphta, kerosene, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO), dan Atmospheric
Residu.
3.1.2. Unit 23 : Amine Treatment Unit
Unit ini berfungsi untuk mengolah sour gas serta untuk menghilangkan kandungan
H2S yang terikat dalam sour gas. Proses yang dipakai adalah SHELL ADIP dengan larutan
DIPA (Diisopropanolamine) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan DIPA yang digunakan
adalah 2 kgmol/m3 . Unit ini terdiri dari tiga bagian utama, yaitu :
1. Off Gas Absorber
Berfungsi mengolah off gas dari CDU, ARHDM, GO HTU. Hasilnya digunakan
untuk fuel gas system dan umpan gas Hydrogen Plant. Kapasitasnya 18522 Nm3/jam.
2. Residue Catalitic Cracking (RCC)
Unsurated Gas untuk mengolah sour gas dari unit RCC dan hasilnya ke fuel gas
system. Kapasitasnya 39252 Nm3/jam.
3. Amine Regenerator yang berfungsi untuk meregenerasi larutan amine yang telah
digunakan kedua absorber di atas, dengan kapasitas 100 % gas yang keluar dari
kedua
menara penyerap.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
34
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Spesifikasi produknya adalah kandungan H2S yang keluar dari masing-masing
menara maksimal 50 ppm volume.
3.1.3. Unit 24 : Sour Water Stripper Unit (SWS)
Unit SWS secara garis besar dibagi menjadi dua seksi, yaitu seksi SWS dan Spent
Caustic Treating.
3.1.3.1. Seksi Sour Water Stripper (SWS)
Seksi SWS terdiri dari dua train yang perbedaannya didasarkan atas feed
berupa air buangan proses yang diolah. Kemampuan pengolahannya dirancang untuk
train no.1 sebesar 67 m3/jam dan train no.2 sebesar 65,8 m3/jam.
1. Train no.1
Digunakan untuk memproses air buangan yang berasal dari CDU, ARHDM, dan
LCO HTU.
2. Train no.2
Digunakan untuk memproses air buangan yang berasal dari RCC Complex. Fungsi
kedua train di atas adalah menghilangkan H2S dan NH3 yang terdapat pada sisa air
hasil proses. Selanjutnya air yang telah diolah tersebut dsalurkan ke Effluent
Treatment Facility atau diolah kembali ke CDU dan ARHDM. Sedangkan gas yang
mempunyai kandungan H2S yang cukup tinggi (sour gas) digunakan sebagai feed
di sulfur Plant.
3.1.3.2. Seksi Spent Caustic Treating.
Seksi ini mempunyai kapasitas 17,7 m3 / hari. Seksi Spent Caustic berasal dari
beberapa unit operasi, selanjutnya seluruh spent caustic dinetralkan dengan asam
sulfat H2SO4 dan disalurkan ke effluent facility. Ditinjau dari sumbernya, Spent
Caustic yang diproses dibedakan menjadi dua jenis, yaitu :
a. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non rutin (intermittent) yang berasal
dari unit-unit :
- LPG Treater Unit (LPGTR)
- Gasoline Treater Unit (GTR)
- Propylene Recovery Unit (PRU)
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
35
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
- Catalytic condensation Unit (Cat.Cond)
b. Spent Caustic merupakan regenerasi dari unit-unit :
- Gas Oil Hydrotreater
- Light Cycle Oil Hydrotreater
3.1.4. Unit 25 : Sulfur Plant
Sulfur plant adalah suatu unit untuk mengambil unsur sulfur dari off gas unit amine
treatment dan H2S stripper train no.1 Unit SWS. Unit ini terdiri dari unit Claus yang
berfungsi menghasilkan cairan sulfur dan fasilitas pemuatan atau gudang sulfur padat. Pada
unit ini terdapat fasilitas pembayaran untuk mengolah gas sisa dari unit claus, yang juga
membakar gas-gas yang banyak mengandung NH3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini
dirancang untuk menghasilkan sulfur dengan kapasitas 30 ton/hari.
3.2. Atmospheric Residue Hydrodemetallization (Unit ARHDM 12/13)
Unit ARHDM merupakan unit yang mengolah Atmospheric Residue (AR) dari CDU
menjadi produk yang disiapkan sebagai umpan untuk RCC. Unit ARHDM beroperasi dengan
kapasitas 58000 BPSD (384 m3/jam). Selain mengolah residu, unit ini juga berfungsi
mengurangi kandungan logam Nikel (Ni), Vanadium (V), dan karbon (C) yang dibawa oleh
residu dari unit CDU. Unit ARHDM terdiri dari dua modul kembar, yaitu modul 12 dan
modul 13 yang mempunyai susunan unit yang sama dan terdiri dari tiga buah reaktor. Kedua
modul bertemu dalam aliran input fraksionator. Bahan baku yang digunakan adalah
Atmospheric Residue (AR).
3.2.1. Seksi feed (umpan)
Yaitu pemanasan awal dan penyaringan kotoran pada feed menggunakan filter
sebelum dialirkan ke feed surge drum. Feed AR yang digunakan didapat langsung dari
Bottom CDU dengan Temperatur 145oC (Hot AR) atau AR yang berasal daritangki 42-T-104
A/B dengan Temperatur 50oC (cold AR). Setelah kedua feed digabung dan dipanaskan, feed
melewati HE hingga mencapai temperatur 273o C dan kemudian menuju filter yang
membersihkan crude dari solid containment yang dapat menyebabkan deposit pada
permukaan katalis di reaktor pertama untuk mengurangi beban reaktor. Pada seksi ini terdapat
tiga buah filter yang bekerja secara otomatis berdasarkan tekanan, terdiri dari dua buah filter
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
36
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
berukuran 25 mikron, dan satu buah temporary filter yang merupakan modifikasi dari desain
dengan ukuran pori yang lebih besar sehingga flow rate menjadi lebih besar dan filtrasi
menjadi tidak sempurna. Temporary filter ini tidak digunakan pada kondisi normal karena
dapat mempercepat kenaikan perbedaan tekanan pada reaktor. Feed yang sudah difiltrasi
dialirkan menuju Filtered Feed Surged Drum 12-V-501 yang berfungsi sebagai penampung
awal feed yang akan dipompakan ke dalam furnace. Kemudian feed dipanaskan kembali di
furnace sebelum dialirkan secara parallel ke modul 12 dan 13. Furnace bekerja berdasarkan
Catalyst Average Temperature (CAT) yang ditentukan melalui kinerja katalis yang
diharapkan, yaitu persentase dari Micro Carbon Residue (MCR) dalam minyak.
3.2.2. Seksi Reaksi
Pada seksi ini, masing-masing modul terdiri atas tiga reaktor yang tersusun secara seri
dengan spesifikasi yang sama. Karena reaksi Hydrotreating adalah eksotermis, maka
temperatur campuran oil/gas akan naik pada saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan
temperatur dan untuk mengendalikan kecepatan reaksi maka diinjeksikan cold quench recycle
gas. Effluent reaktor kemudian dialirkan ke seksi pendinginan dan pemisahan produk.
3.2.3. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk
Pendinginan pertama dilakukan di HE dimana sebagian panasnya diambil oleh
combine feed reactor, selanjutnya reactor effluent feed mengalir ke Hot High Pressure
Separator (HHPS). Fungsi HPPS ini adalah untuk mengambil residue oil dari effluent reactor
sebelum didinginkan, karena residu yang mengandung endapan alumunium akan menyumbat
exchanger pada effluents vapor cooling train. Dengan temperatur 37 oC maka residu sudah
memiliki cukup sumber untuk mamisahkan naphta, kerosene, dan produk gas oil pada
Atmospheric Fractionator.
Aliran liquid panas dari HHPS mengalir menuju Hot Flow Pressure Separator,
dimana uap yang terpisah dari Hot Liquid dalam HHPS ini banyak mengandung H2, NH3,
CH4, gas ringan hidrokarbon, dan cairan hidrokarbon lainnya. Uap tersebut selanjutnya
didinginkan di Heat Reactor, dimana panas dari HE ini akan ditransfer ke Combine Feed
Reactor. Setelah itu aliran campuran uap akan dialirkan ke Effluent Air Cooler masuk ke Cold
High Pressure Separator (CHPS). Recycle gas yang kaya hidrogen serta terpisah dari minyak
dan air, masuk ke recycle gas compressor dan sebagian ke Unit Hydrogen Membrane
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
37
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Separator untuk dimurnikan. Minyak dan air tidak seluruhnya terpisahkan dalam CHPS,
maka minyak dan air dari CHPS tidak seluruhnya dialirkan ke Cold Low Pressure Separator
(CLPS).
Air yang terkumpul di CLPS bottom drum dialirkan ke SWS, sedangkan minyaknya
dipanaskan terlebih dahulu dengan HE kemudian dialirkan ke Atmospheric Fractionator.
Liquid dari bottom HHPS kemudian di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS).
Uap yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan
produk HLPS modul 13 dialirkan ke fraksionator. Flash gas dari modul 12 dan 13
didinginkan melalui exchanger dan air cooler sebelum di-flash Cold Low Pressure Drum
(CLPFD). Flash Gas dari CLPFD yang kaya akan H2 kemudian dialirkan ke make-up gas
compressor untuk dikompresi dan dikembalikan ke unit ARHDM. Liquid ringan di-flash
kembali bersama liquid dari CHPS ke CLPS.
3.2.4. Seksi Recycle Gas
Aliran gas yang kaya H2 dari CHPS terbagi dua, sebagian dikembalikan ke reactor
dengan Recycle Gas Compressor dan sebagian aliran (Bleed Stream) ke Membrane
Separation Unit.
3.2.5. Seksi Fraksionasi
Seksi ini memisahkan produk ARHDM menjadi naphta, kerosene, diesel, dan
Hydrodemetallized Atmospheric Residue (DMAR). Diperoleh dengan Atmospheric
Fractionator dibantu dua buah stripper. Sebelum dikirim keluar, naphta dimurnikan di
naphta stabilizer dan kerosene dimurnikan dalam clay treater. Atmospheric Fractionator
terdiri dari dua seksi, yaitu seksi atap (top) yang memiliki 32 tray dengan diameter 3,2 meter
dan seksi bawah (bottom) yang memiliki 15 tray dengan diameter 3,66 meter. Jarak antara
kedua tray pada kedua seksi dalam kolom adalah 610 mm. produk Heavy oil dari HLPS
masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold feed dari CLPS masuk ke fraksionator pada tray 28
(tray di atas flash zone. Di seksi lanjut (superheated steam) di seksi konveksi pada furnace.
Produk dari Atmospheric Fractionator adalah :
- Unstabillized Naphta
- Sour Gas
- Gas Oil
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
38
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
- Kerosene
- DMAR sebagai RCC feed
Overhead vapor dari fraksionator sebagian terkondensasi dalam Fractionator
Overhead Air Cooler. Vapor dan liquid ini dialirkan ke overhead accumulator. Vapor dan air
cooler dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor. Kompresor ini memiliki dua stage,
dimana outlet kompresor stage 1 didinginkan pada interstage cooler dan kondensat cairan
dipisahkan dalam interstage KO drum, kemudian vapor dikompresikan pada stage kedua
kompresor tersebut. Unstabilized Naphta dari Overhead Accumulator dicampur dengan aliran
vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua fase ini selanjutnya didinginkan dengan cooler.
Unstabilized Naphta, sour water, dan net off gas dipisahkan dalam Sour Gas Separator. Off
Gas dialirkan ke fuel gas treating, sedangkan Unstabilized Naphta dipanaskan sebelum
treating di Naphta Stabilizer kemudian didinginkan lalu dikirim ke tangki. Feed untuk Gas
Oil Stripper diambil dari tray 24 dan direfluks ke tray 22. Produk gas oil dapat dikirim
langsung ke Gas Oil Hydrotreating Unit, lalu ke tangki produk. Kerosene dialirkan dari down
comer pada tray ke-10 fraksionator. Kemudian dipanaskan kembali dengan Bottom
Fractionator Stripper Vapor pada kerosene side cut stripper untuk dikembalikan ke
fraksionator melalui tray ke-9, selanjutnya diproses dalam clay treater untuk memperbaiki
kestabilan warna sebelum dikirim ke tangki penimbunan. Bottom Fractionator yang
menghasilkan DMAR dipompa dan dibagi menjadi dua aliran, yaitu :
1. Aliran terbanyak digunakan untuk memanasi feed dingin fraksionator dan
selanjutnya memanasi AR yang akan masuk ke Feed Filter.
2. Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan Kerosene Stripper Reboiler.
• Hidrogen dan Desulfurisasi
Tujuan dari proses ini adalah untuk menghilangkan kadar sulfur yang ada dalam feed
gas agar memiliki kandungan sulfur seperti yang diijinkan untuk memasuki Reformer,
karena sulfur merupakan racun bagi katalis di Reformer.
• Steam Reforming
Bertujuan memproses atau merubah gas hidrokarbon yang direaksikan dengan steam
menjadi gas hydrogen
• Pemurnian Hidrogen
Pemurnian hidrogen dicapai melalui dua tahap, yaitu :
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
39
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
- High Temperature Shift Converter (HTSC) yang bertujuan mengubah CO menjadi
CO2 dengan reaksi:
CO + CO2 CO2 + H2
• Pressure Swing Adsorption (PSA)
Setelah melalui reaksi di HTSC, feed didinginkan dan kondensat dalam feed gas
dipisahkan di Raw Gas KO Drum sebelum masuk ke unit PSA. Unit ini didesain untuk
memurnikan gas hidrogen secara continue. Aliran yang keluar dari unit PSA ini terdiri
dari Hidrogen murni pada tekanan tinggi dan Tail Gas yang mengandung impurities
pada tekanan rendah. Kedua aliran di atas bergabung dan dapat langsung dialirkan ke
unit RCC atau didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran
bottom fractionators pada down stream digunakan sebagai back wash pada feed filter
kemudian bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki.
3.3. Unit RCC Kompleks (Residue Catalytic Cracking Complex)
RCC kompleks merupakan gabungan dari beberapa unit di kilang RU-VI Balongan
yang berfungsi mengolah residue minyak (reduced cycle) menjadi produk-produk minyak
bumi yang bernilai tinggi seperti Gasoline, Light Cycle Oil (LCO), Decant Oil, LPG,
Propylene, dan Polygasoline. Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut
(secondary process) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu dengan cara
cracking dengan memakai katalis. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant Unit
yang akan mengolah produk puncak Main Column Unit RCC menjadi Stabilized Gasoline,
Non Condensable Lean Gas, dan LPG. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah Overhead
Vapour Main Column, Light Cycle Oil, Decant Oil.
RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari unit
ARHDM dengan kapasitas 29500 BPSD (35,5 % volume) dan Untreated Atmospheric
Residue yang berasal dari unit CDU dengan desain kapasitas 53000 BPSD (64,5 % volume).
Kapasitas yang terpasang adalah 83000 BPSD. Berikut adalah uraian proses yang terjadi pada
unit RCC ini. Di unit RCC ini terdapat reaktor, regenerator, column fractionators, catalyst
cooler, main blower, dan CO boiler. Feed hydrocarbon ke unit dipanaskan dengan aliran
produk dan di-crack dengan pemanas yang dibawa oleh Regenerated Catalyst di dalam sistem
Reaktor. Reaksi cracking ini terjadi di dalam riser reaktor. Katalis setelah bereaksi dengan
feed dipisahkan dari hidrokarbon untuk memperkecil terjadinya cracking sekunder dan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
40
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
kemudian dikirim ke regenerator untuk diregenerasi dan coke yang terdeposit pada katalis
dapat aktif kembali untuk mengolah hidrokarbon berikutnya.
Vapor Hydrocarbon keluar dari top riser rector ke main column pada seksi fraksinasi.
Spent katalis mengalir dari reactor stripper ke dalam upper regenerator, dimana coke yang
terbentuk dibakar dengan udara. Karbon dalam bentuk coke ini menempel pada katalis
sebagai hasil samping cracking. Adanya coke pada katalis mengakibatkan berkurangnya
aktifitas katalis. Dengan memberikan pamanasan dengan temperatur tinggi dan dengan udara
yang cukup, coke tersebut dalam upper regenerator diatur agar coke menjadi CO (Partial
Combustion) agar panas yang dihasilkan tidak terlalu tinggi.
Fuel gas yang mengandung CO keluar dari upper regenerator melalui cyclone dimana
partikel katalis ikut terambil. Steam tekanan tinggi diproduksi dalam CO boiler dari hasil
pembakaran CO menjadi CO2. Adanya catalyst cooler mengambil kelebihan panas dari
Boiler Feed Water (BFW) regenerator dan diubah menjadi steam. Kelebihan udara dalam
Lower Regenerator digunakan untuk membakar coke yang tersisa pada katalis dan diarahkan
pembakarannya agar menjadi CO2. Katalis panas kemudian dialirkan dari lower regenerator
ke riser reactor, kemudian disirkulasi kembali dari reaktor ke regenerator. Aliran katalis
dalam sistem Reaktor-Regenerator adalah jantung dari unit RCC. Hidrokarbon hasil reaksi
cracking dialirkan dari reaktor ke column fractionator untuk dipisahkan menjadi Overhead
Vapor, Light Cycle Oil (LCO), dan DCO. Overhead vapor kemudian dikirim ke unit 16
(unsaturated gas plant) untuk dipisahkan menjadi Unsaturated LPG, naphta RCC.
3.4. LEU (Light End Unit)
LEU merupakan unit lanjutan setelah RCU (Residue Catalytic Unit) yang berfungsi
untuk mengolah produk keluaran RCU menjadi produk-produk akhir yang mempunyai nilai
jual. LEU terdiri dari lima unit dengan tugas maupun produk akhir yang berbeda. Kelima unit
tersebut adalah :
- Unit 16 : Unsaturated Gas Plant
- Unit 17 : LPG Treatment Unit
- Unit 18 : Naphta Treatment Unit
- Unit 19 : Propylene Recovery Unit
- Unit 20 : Catalytic Condensation Unit
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
41
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3.4.1. Unit 16 : Unsaturated Gas Plant
Unit ini berfungsi untuk memisahkan overhead product column RCCU menjadi
stabilized naphta, LPG, dan non condensable lean gas, yang sebagian akan dipakai sebagai
lift gas sebelum diolah di Amine Unit sebagai off gas. Produk yang dihasilkan adalah
Gasoline (RCC Naphta), Untreated LPG, Non Condensable Lean Gas/Off gas. Unsaturated
Gas Plant ini dirancang untuk mengolah 83000 BPSD AR. Unit ini menghasilkan Sweetened
Fuel Gas yang dikirim ke Refinery Fuel Gas System untuk diproses lebih lanjut. Unit ini juga
menghasilkan Untreated LPG yang akan diproses lebih lanjut di LPG Treatment Unit (Unit
17) dan naphta yang akan diproses lebih lanjut di Naphta Treatment Unit (Unit 18).
Proses pada unit ini berlangsung seperti uraian berikut. Overhead product dari RCCU,
yaitu off gas (campuran metana, etana, dan H2S), LPG (campuran propilen dan propana),
serta naphta (campuran butana, butilena, dan C5+) masuk ke dalam vessel 16 V-101,
sementara fraksi berat akan dipompa masuk ke dalam kolom 16 C-101. Fraksi ringan dari 15
V-106 akan masuk ke Wet Gas Column (WGC) dua tingkat, kemudian ke HE sampai
akhirnya masuk ke dalam vessel 16 V-104. Fraksi ringannya akan masuk ke dalam absorber
16 C-101 sementara fraksi beratnya akan dipompa masuk ke dalam stripper 16-C 103 setelah
melalui HE 16 E-108. Dalam stripper tersebut, fraksi ringan yang masih terkandung dalam
fraksi berat yang masuk akan dikembalikan ke dalam vessel 16 V-104, sementara fraksi berat
yang telah di-strip (LPG dan Naphta) akan masuk ke dalam debutanizer 16 C-104. Dalam
debutanizer ini, LPG dan naphta akan dipisahkan untuk selanjutnya diolah secara terpisah di
unit 17 dan unit 18.
Fraksi berat dari vessel 15 V-106 akan bergabung dengan fraksi ringan dari vessel 16
V-104 dalam absorber 16 C-101 untuk dipisahkan fraksi beratnya. Absorber yang digunakan
adalah naphta dari debutanizer. Karena proses absorbsi akan terjadi dengan baik pada
Temperatur yang rendah, maka naphta yang berfungsi sebagai absorbent akan didinginkan
terlebih dahulu oleh chilled water dengan menggunakan Freon. Fraksi ringan dari absorber
tersebut dialirkan ke absorber 16 C-102 agar lebih banyak fraksi berat yang terambil.
Absorbent yang digunakan adalah LCO. Di dalam absorber ini terdapat foul ring yang
berfungsi untuk meningkatkan luas permukaan kontak antara fraksi yang akan di-absorb
dengan absorbent. Fraksi ringan keluarannya akan masuk ke dalam unit amina dan ada juga
yang menjadi off gas. Fraksi berat dari absorber akan masuk ke dalam vessel 16 V-104
menuju stripper.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
42
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3.4.2. Unit 17 : LPG Treatment Unit
Unit ini berfungsi untuk memurnikan LPG produk Unsaturated Gas Plant dengan cara
mengambil senyawa merkaptan dan sulfur organik lainnya lalu mengubahnya menjadi
senyawa disulfida. Produk yang dihasilkan adalah Treated Mixed LPG yang selanjutnya
dikirim ke Propylene Recovery Unit (Unit 19). LPG Treatment Unit dirancang untuk megolah
feed dari produk atas Debutanizer pada Unsaturated Gas Plant sebanyak 22500 BPSD.
Berikut adalah uraian prosesnya :
1. Sistem Ekstraksi H2S
Unsaturated LPG melewati strainer 17 S-101 untuk menghilangkan partikel-partikel
padatan yang berukuran lebih besar dari 150 mikron. Lalu masuk H2S Fiber Film
Contractor dimana akan terjadi kontak dengan Caustic (NaOH). Fiber Film
Contractor ini berbentuk serabut yang kuat yang terbentuk dari logam yang tujuannya
adalah untuk memperluas permukaan kontak antara untreated LPG dengan NaOH.
Reaksi yang terjadi adalah :
NaOH + H2S Na2S + H2O
NaOH yang digunakan adalah 14% wt dan baru akan dibuang jika telah menjadi 7%
wt karena sudah tidak dapat diregenerasi. Pemisahan antara fasa LPG dengan larutan
Caustic akan terjadi di separator, dimana NaOH yang telah terpakai akan dibuang.
Sementara itu, LPG yang telah dihilangkan H2S nya dialirkan ke sistem ekstraksi
Merkaptan.
2. Sistem Ekstraksi Merkaptan
LPG yang berasal dari sistem ekstraksi H2S selanjutnya masuk ke dalam sistem
ekstraksi merkaptan yang terdiri dari dua tingkat. Contractor yang digunakan adalah
Fiber Film dengan senyawa pengikat merkaptan berupa caustic (NaOH). Reaksi yang
terjadi adalah :
NaOH + RSSH Na2SR + H2O
NaOH yang digunakan dapat diregenerasi dengan oksigen dan katalis di vessel 17 V-
105 dan reaksinya adalah :
Na2SR + O2 + H2O DSO + NaOH
DSO yang terbentuk dari reaksi di atas berbentuk seperti minyak dan larut dalam
naphta sehingga untuk memisahkan DSO dengan NaOH dapat digunakan Fiber Film
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
43
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Contractor dengan absorbent berupa naphta. NaOH yang telah bersih dari DSO
kemudian dapat di-recycle.
3. Sistem Aquafining
LPG yang telah bebas dari merkaptan kemudian dicuci dengan air untuk
manghilangkan sejumlah kecil entrainment caustic. LPG tersebut masuk ke bagian
puncak contractor dimana terjadi kontak dengan serat-serat logam yang dibasahi oleh
sirkulasi air. LPG dan larutan air yang disirkulasikan mengalir secara counter current
dan melalui Shoud Contactor dimana caustic yang terikat akan diambil. LPG yang
telah tercuci kemudian diproses lebih lanjut di Propylene Recovery Unit.
3.4.3. Unit 18 : Naphta Treatment Unit
Unit ini dirancang untuk mengekstraksi H2S dan mengoksidasi merkaptan sulfur
dalam untreated naphta. Untuk menghasilkan produk dengan spesifikasi antara lain Doctor
Test Negative, kandungan sulfur sebesar kurang dari 15 ppm wt dan kandungan Na+ (sebagai
sodium) maksimum adalah 0,1% wt. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah Treated
Naphta.
Unit ini dirancang untuk memproses 47500 BPSD untrated RCC naphta yang
dihasilkan oleh unit 16 (Unsaturated Gas Plant) dengan maksimum kandungan 5 ppm-wt
H2S dan 90 ppm-wt merkaptan. Unit ini dirancang dapat beroperasi pada penurunan kapasitas
hinnga 50 %.
Proses yang terjadi pada unit ini adalah sebagai berikut :
1. Oksidasi dan Ekstraksi
Untreated RCC naphta masuk ke dalam sistem caustic treating melewati salah satu set
basket strainer parallel 18-S-101 A/B untuk menghilangkan padatan yang terikut dan
berukuran lebih dari 150 mikron. Udara untuk oksidasi diinjeksikan di Upstream Fiber
Film Contractor 18-A-201/204 melewati Air Sparger 18-M-101/102. Udara proses
disaring dengan Air Filter 18-S-102 A/B,104 A/B untk menghilangkan padatan yang
berukuran kurang dari 5 mikron. RCC naphta melewati tahapan ekstraksi merkaptan di
puncak 18-A-201/204 kemudian kontak dengan bahan-bahan film yang terbasahi oleh
caustic tersirkulasi yang berasal dari pompa recycle caustic 18-P-102 A/B. Aliran sirkulasi
kurang lebih 20 % volume aliran untreated RCC naphta. Reaksi yang terjadi adalah :
2RSH + 2NaOH 2NaSR + 2H2O
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
44
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Pemisahan fase RCC naphta dan caustic di fasa Separator 18-V-101/102.
Hidrokarbon dan larutan caustic masuk ke bawah melalui 18-A-201/204, dimana terjadi
ekstraksi H2S dan oksidasi merkaptan. Reaksi yang terjadi adalah :
2NaSR + ½ H2O RSSR + 2NaOH
2RSH + ½ O2 RSSR + H2O
2NaOH + H2S Na2S + 2H2O
2Na2S+ 2O2 + H2O Na2S2O3 + 2NaOH
Aliran caustic jatuh ke bawah dan melekat pada fiber kemudian mengalir ke fase yang
encer di 18-V-101/102 untuk kemudian terkumpul menjadi satu dari larutan caustic yang
disimpan. Aliran RCC naphta berlawanan arah dengan caustic di antara ruang fiber dan
pelepasan di atas contractor. Di 18-V-101/102, aliran RCC naphta melewati coalescer pad
18-A-202/205 untuk menghilangkan lebih banyak partikelpartikel caustic dan selanjutnya
mengalir keluar separator di bagian ujung. Gabungan aliran parallel ini menjadi satu aliran
treated naphta setelah bergabung dengan spent solvent dari sistem regenerator. 18-A-201/204
dan 18-V-101/102 beroperasi pada tekanan 4,9 kg / cm3. G dan temperatur 38oC . Sekitar 0,5
% aliran treated naphta dari 18-V-101/102 digunakan sebagai fresh solvent unit 17. Spent
solvent unit 17 kembali ke RCC naphta setelah back pressure control valve menuju tangki
naphta. Merkaptan dan sedikit H2S yang terkandung di RCC naphta diekstraksi oleh caustic
soda 6,6% wt. Ekstraksi dan proses oksidasi yang terjadi menghasilkan kelebihan air yang
dapat menurunkan konsentrasi NaOH.
2. Penggantian Caustic
Fresh Caustic 6,6% wt diganti bila kandungannya menurun menjadi 3,3% wt.
penggantian kaustik tidak mengganggu kegiatan operasi unit. Spent caustic dibuang melalui
line spent caustic sebelum suction dari pompa 18-P-102 A/B, 104 A/B dan terkumpul di
penampungan spent caustic. Larutan fresh caustic 6,6 % wt dipompa dari header distribusi
secara manual melewati 18-S-103/105 (Aqueus Basket Strainer) menuju 18-P-102 A/B dan
104 A/B hingga level operasi normal tercukupi. Basket Strainer 18-S-103/105 menghilangkan
partikel-partikel yang berukuran > 150 mikron.
Oksidasi senyawa sulfur merkaptida diperoleh dari ekstraksi merkaptan oleh larutan
caustic dimana diperlukan di dalam oksidasi katalis. Konsentrasi katalis teroksidasi dalam
sirkulasi caustic pertama kali 200 ppm-wt, selanjutnya katalis diinjeksikan per hari sebanyak
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
45
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
0,5 kg/20000 bbls untuk mengganti yang hilang dan yang tidak aktif dengan menggunakan
pipa katalis 18-A-203/206
3. Sistem Aquafining
Sistem ini berfungsi untuk pencucian entrainment dalam produk RCC LPG dengan air
secara kontinyu. Air juga mungkin diperlukan di phase separator jika RCC naphta menjadi
kuning dan larutan caustic menjadi kekurangan air. Air disimpan di Water Break Tank (18-V-
104). Jika perlu, air dipompa dengan pengaturan manual memakai pompa 18-P-101 (Water
Addition Pump) ke 18-V-101/102 melalui pipa suction 18-P-102 A/B dan 104 A/B. Pompa
juga dapat dipakai untuk melayani sistem H2S extraction dan solvent wash di unit 17.
Aquafining system di unit RCC LPG Treatment juga dilayani oleh 18-V-104, dipompa dengan
17-P-105 A/B (Water Metering Pump). Inhibitor digunakan dalam membantu proses
“sweetening” naphta, memperlambat pembentukan gum, dan meninggalkan senyawa alkil
dari senyawa anti knocking dalam naphta. Injeksi bahan kimia ini disimpan di tangki inhibitor
18-V-103 dimana dapat menyimpan kurang lebih 0,5 m3. Setiap pengisian ulang tangki perlu
waktu dua hari sekali. Inhibitor diinjeksikan di tempat-tempat sekitar upstream dan
downstream dari setiap train treater dengan 18-P-105 A/B dan C (InhibitorInjection Metering
Pump).
3.4.4. Unit 19 : Propylene Recovery Unit
Unit ini berfungsi untuk memisahkan Mixed Butane dan memproses LPG C3 dan C4
dari unit 16 untuk mendapatkan produk propylene dengan kemurnian tinggi (minimum 99,6
%) yang dapat dipakai sebagai bahan baku pada Propylene Unit. Produk yang dihasilkan pada
proses ini terdiri dari :
· Propylene dengan kapasitas terpasang 7150 BPSD
· Campuran Butana
· Propana
Proses yang digunakan adalah Selective Hydrogeneration Process (SHP) dengan
reaktor Hules. Uraian proses secara keseluruhan diawali dari feed yang berasal dari LPG
Treatment yang merupakan campuran propana, propylene, dan campuran C4 dipompakan ke
C3/C4 splitter, 19-C-101. Campuran C4 yang diperoleh dari splitter dimasukkan ke dalam
tangki penyimpanan dan ada yang dikirim ke unit 20. Sementara campuran propana dan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
46
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
propilen masuk ke dalam C3/C4 Splitter Receiver, dimana sebagian campuran C3 direfluks ke
C3/C4 Splitter dan sebagian lagi dikirim ke Solvent Settler. Di Solvent Settler, campuran C3
dihilangkan dari kandungan sulfurnya dengan menggunakan caustic MEA. Air di Water Boot
dikirimkan ke Water Degassing Drum dan selanjutnya ke unit Sour Water Stripper (Unit 24).
Dari Solvent Settler, campuran C3 dikirim ke Wash Water Column untuk diraksikan dengan
larutan fosfat dengan arah berlawanan (Counter Current). Produk top kolom ini dipisahkan
dari airnya pada Sand Filter, sedangkan produk bottom sebagian di-recycle dan sebagian lagi
ditampung di Water Degassing Drum untuk kemudian dikirim ke unit 24. Campuran C3 dari
Sand Filter dikeringkan di C3 Feed Driers karena spesifikasinya adalah 25 ppm. Keluaran
Feed Driers diperiksa kandungan airnya untuk keperluan regenerasi dryer. Campuran C3
kemudian dipisahkan pada C3 Splitter, uap propilen terbentuk di bagian overhead dan
propana pada bagian bottom.
Propana selanjutnya dikirim ke tangki penampungan dan sebagian propilen direfluks
serta sebagian dikompresikan untuk memanaskan propana di C3 Splitter Flash Drum.
Propilen yang terbentuk dipisahkan kandungan COS nya pada COS removal dan dipisahkan
dari logam di Metal Treater. Dari Metal Treater, propilen dimasukkan ke reaktor SHP untuk
mengubah kandungan diena dan asetilen yang ada menjadi Mono Olefin guna memenuhi
persyaratan produksi. Propilen yang keluar reaktor kemudian didinginkan dan dikirim ke
tangki penampungan dengan dilengkapi analisa kandungan propana.
3.4.5. Unit 20 : Catalytic Condensation.
Unit ini berfungsi untuk mengolah campuran butana dari Propylene Recovery Unit
(Unit 19) menjadi gasoline dengan angka oktan yang tinggi. Produk yang dihasilkan adalah
Polygasoline dan Butana. Unit ini dirancang untuk menghasilkan produk dengan berat
molekul yang tinggi menggunakan katalis Solid Phosphorus Acid. Kapasitas yang dimiliki
adalah 13000 BPSD dengan tiga reaktor yang paralel. UOP Catalytic Condensation
merupakan salah satu unit yang dirancang untuk memproses Unsaturated Mixed Butane dari
unit-unit LEU. Uraian proses yang terjadi secara keseluruhan diawali dengan feed campuran
Butana dari unit 19 (terdiri dari butilena, butane, dan propilena) masuk ke Wash Water
Column untuk dicuci dengan larutan fosfat secara counter current. Campuran butana bersama
aliran rectifier dipompakan ke reaktor sehingga terjadi reaksi polimerisasi menjadi rantai
panjang C8 sampai C10. Karena polimerisasi merupakan reaksi eksotermis yang melepas
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
47
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
panas, sehingga temperatur reaktor akan terus bertambah. Untuk menjaga agar jangan sampai
terbentuk coke, temperatur bed katalis dijaga agar lebih kecil dari 20oC.
Setelah dari reaktor, rantai hidrokarbon tersebut masuk ke Flash Rectifier dimana
sebagian dikembalikan ke reaktor dan sebagian lagi ke stabilizer. Dari sini, produk bottom
berupa polygasoline didinginkan dan dikirim ke tangki penampungan, sedangkan produk
overhead yang berupa butana dicuci dengan caustic dan dikeringkan sebelum masuk ke
tangki penampungan.
3.5. HTU (Hydro Treating Unit)
3.5.1. Hydrogen Plant (Unit 22)
Unit 22 ini merupakan unit di RU-VI yang dirancang untuk memproduksi hydrogen
dengan kemurnian 99% sebanyak 76 MMSFSD dengan feed dan kapasitas sesuai desain.
Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan Natural Gas. Fungsi utama dari
unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities yang terkandung dalam
minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities
tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari Hydrogen Plant. Kandungan impurities yang
dikandung oleh minyak mentah relatif tinggi, antara lain adalah nitrogen, senyawa sulfur
organik, dan senyawa-senyawa logam.
Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan di
ARHDM Unit, LCO Hydrotreater Unit, dan di Gas Oil Hydrotreater Unit. Proses dasar
Hydrogen Plant mencakup Hidrogenasi & Desulfurisasi, Stream Reforming, dan Pemurnian
Hidrogen.
3.5.2. Gas Oil Hydrotreater
Unit ini mengolah Gas Oil yang tidak stabil dan korosif (mengandung sulfur dan
nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen menjadi gas oil yang memenuhi ketentuan
pasar dengan kapasitas 32000 BPSD (212 m3/jam). Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude
Distillation Unit (CDU) dan Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit (ARHDM).
Make up hydrogen akan dipasok dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh
Steam Methane Reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA) unit. Katalis hydrotreating
yang digunakan mengandung oksida
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
48
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
nikel/molybdenum di dalam base alumina yang berbentuk bulat atau extrudate. GO HTU ini
terdiri dari dua seksi, yaitu :
1. Seksi reaktor.
Untuk proses reaksi dengan katalis dan hidrogen.
2. Seksi fraksionasi.
Untuk memisahkan gas oil hasil reaksi dari produk lain, seperti off gas, wild
naphta, dan hydrotreated gas oil.
3.5.3. Light Cycle Hydrotreating Unit (Unit 21)
LCO HTU merupakan unit yang mengolah Light Cycle Oil dari RCC unit, dimana
masih mengandung banyak senyawa organik seperti sulfur dan nitrogen. Unit ini akan
menghilangkan sulfur dan nitrogen dari feed tanpa perubahan boiling range yang berarti agar
produk yang dihasilkan memenuhi syarat dan spesifikasi pemasaran. Kapasitas unit LCO
HTU ini adalah 15000 BPSD (99,4 m3/jam)dengan menggunakan katalis UOP S-19 M.
Aliran proses pada unit 21 ini adalah sebagai berikut :
1. Seksi Feed
Feed seksi ini adalah Light Cycle Oil dari unit RCC dan storage tank. LCO dari
RCCU melalui feed filter untuk menghilangkan partikel padat yang berukuran lebih dari 25
mikron, kemudian masuk ke feed surge drum 21-V-101 dan LCO dari tangki langsung masuk
ke feed surge drum 21-V-101. Air yang terdapat di LCO dari tangki akan terpisah di bottom
feed surge drum dan yang tidak ikut terpisah akan tertahan oleh wire mesh blanket agar
masuk ke suction feed pompa, setelah itu air dialirkan ke Sour Water Header. LCO bersama-
sama dengan recycle gas hydrogen masuk ke Combine Feed Exchanger 21-E-101 A/B.
2. Seksi Reaktor
Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reactor di dalam
Combined Feed Exchanger 21-E-101 A/B, kemudian campuran LCO dan hydrogen
bergabung dan langsung ke charge heater 21-F-101 dan dipanaskan sampai temperatur reaksi.
Feed kemudian masuk ke bagian atas reaktor 21-R-101 dan didistribusikan secara merata di
atas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapor/liquid tray. Karena adanya reaksi
eksotermis yang terjadi dalam reaktor, maka temperatur feed yang keluar reaktor akan lebih
tinggi dari feed yang masuk reaktor. Sebelum keluar, air diinjeksikan Ke effluent reactor
untuk melarutkan garam amonium yang terbentuk dari penggabungan H2S dan NH3 di dalam
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
49
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
reaktor, karena amonium dapat meracuni katalis bila terakumulasi cukup banyak di recycle
gas.
3. Seksi Kompresor
Seksi ini terdiri dari dua bagian, yaitu Make-Up Compressor dan Recycle Gas
Compressor. Tekanan di reaktor dikontrol oleh hidrogen yang diimpor dari H2 plant dengan
dinaikkan tekanannya menggunakan Make-Up Compressor 2 Stage dan H2 dimasukkan ke
Discharge Recycle Gas Compressor. Aliran Make-Up gas hydrogen masuk ke seksi reaktor
untuk mempertahankan tekanan di High Pressure Separator. Make-Up gas H2 dan recycle
gas bersama-sama menuju ke Combined Feed Exchanger 21-E-101 A/B dan sebagai quench
Reaktor 21-R-101 di antara dua bed katalis.
4. Seksi ini berfungsi memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain seperti off gas, wild
naphta, dan hydrotreated light cycle oil. Effluent LCO yang keluar reactor kemudian masuk
ke dalam separator melalui distributor inlet dimana hidrokarbon cair, air, dan gas terlepas
serta akan terpisah dengan sendirinya. Hidrokarbon yang terkumpul dalam separator,
selanjutnya dipisahkan dengan fraksionasi, produk hydrotreated LCO masuk ke Coalescer
untuk memisahkannya dari air dan dikeringkan ke dalam bejana yang berisikan garam
sebelum dikirim ke tangki penyimpanan. Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit
LCO HTU ini meliputi :
- Feed Stock LCO diperoleh dari RCC kompleks.
-Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/molybdenum (S-12) dan
cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam base alumina dan dibuat berbentuk bulat
atau extrude.
- Make-up hidrogen akan disuplai dari hydrogen plant unit. Produk LCO HTU berupa
:
- LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki untuk siap
dipasarkan.
- Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus
diolah lagi.
- Off gas dikirim ke Refinery Fuel Gas System.
- Wild Naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
50
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB IV
SARANA PENUNJANG (UTILITY)
4.1. Penyediaan Air
4.1.1. Water Intake Facility (Unit 53)
Water Intake Facility berlokasi di desa Alam Darma, Kecamatan Compreng,
Kabupaten Subang, 65 km dari Refinery EXOR-1 Balongan, dengan elevasi 19,5 m. Air
sungai diambil dari buangan Proyek Jatiluhur pada saluran utama sebelah timur (eastern main
canal). Apabila kanal dalam perbaikan, maka air sungai diambil dari Sungai Cipunegara dan
Sungai Tarum Timur. Adapun kondisi operasinya pada tabel 4.1
Tabel 4.1 Kondisi Operasi Pengambilan Air dari Sungai Cipunegara
Water Intake Facility Salam Darma (Unit 53) berfungsi untuk permunian air (treating
water) dengan kapasitas 1.000 ton/jam. Saat ini rata-rata kebutuhan air untuk Balongan
kurang lebih 900 ton/jam sehingga Salam Darma tidak perlu selalu berproduksi dengan
kapasitas 100%.
Kebutuhan listrik untuk Salam Darma saat ini disuplai oleh tiga unit generator (53-G-
301 A/B) dengan kapasitas 53-G-301 A/B adalah 578 kW dan 53-G-301 C adalah 360 kW.
Namun pada kondisi operasi normal cukup satu unit yang beroperasi karena pada load 100%
hanya membutuhkan listrik sebesar kurang lebih 300 kW.
4.1.1.1. Raw Water System
Raw Water ditransfer dari raw water intake facility (Salam Darma) melalui
pipa dan ditampung di tangki raw water yang kapasitasnya 60 jam kebutuhan kilang.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
51
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Raw water system memiliki dua buah tangki penampung dengan kapasitas 66.000
ton/tangki. Raw water ini digunakan juga sebagai service water yang pemakainya
adalah untuk:
1. Make up untuk Fire Water
2. Make up untuk Cooling Water
3. Make up untuk Demineralized Water
4. Make up untuk Potable Water
5. House Station
6. Pendingin untuk pompa di offsite
Service Water sebelum masuk ke potable water tank, disterilkan terlebih
dahulu dengan gas chlorine yang selanjutnya dipompakan ke pemakai. Air yang sudah
disterilkan dinamakan Demineralized Water (DW). Potable Water adalah air yang
disediakan untuk keperluan para karyawan PERTAMINA RU-VI Balongan.
4.1.1.2. Demineralized Water Unit (Unit 53)
Unit ini berfungsi untuk menjernihkan air yang diambil dari sumber air dengan
cara menghilangkan atau meminimalkan impurities (suspended solids, cations,
anions) yang dapat mengganggu operasi boiler dan peralatan lainnya. Sumber air
tersebut dapat diambil dari surface water (air sungai dan air laut) dan ground water
(mata air dan air sumur).
Unit dimineralisasi bertujuan untuk memenuhi kebutuhan air yang sesuai
dengan persyaratan-persyaratan Boiler Feed Water (BFW). Demin Plant terdiri dari
dua train dengan kapasitas 230 m3/jam train (4.300 ton/cycle per train) yang dipasang
outdoors, tanpa atap dan berlokasi di area yang tidak berbahaya.
Demint Plant juga memiliki dua buah tangki atau Demint Water Tank (55-T-
101 A/B) dengan kapasitas 1.400 ton/tangki. Demint Water yang dihasilkan dari unit
ini didistribusikan ke Deaerator (Boiler) dan WHB Hydrogen Plant (NNF).
Konsumsi demint water menurut desain adalah 192,4 ton/jam. Akan tetapi
dalam actual operasinya kebutuhan demint water bervariasi antara 220 – 270 ton/jam,
sehingga untuk memenuhi kebutuhan, Demint Plant perlu menjalankan 2 train.
Masalah akan timbul jika salah satu train mengalami masalah (kebocoran resin,
kerusakan peralatan mekanik, listrik, instrument, dan lain-lain). Pola operasi :
a. Demineralized plant beroperasi secara kontinyu.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
52
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
b. Masing-masing train akan beroperasi normal dengan dipindah secara
bergantian diantara keduanya selama satu train sedang dalam perbaikan atau
sedang regenerasi secara bergantian.
c. Air buangan regenerasi yang mengandung asam dan basa serta air pembilas
dari masing-masing resin dibuang melalui bak penetral (untuk dinetralisasi).
d. Backwash water dari activated carbon filter akan dialirkan ke clean drain.
e. Selama normal operasi, operator akan tinggal di Utility Control Room, sebentar
di lokasi, dan mengadakan inspeksi ke lokasi secara periodik.
4.1.1.3. Cooling Water System (Unit 56)
Unit ini berfungsi untuk mensuplai air pendingin ke unit-unit proses, facilities,
utilities, ancillaries, dan fasilitas offsite. Cooling water yang dihasilkan didistribusikan
ke Process Unit sebanyak 17.000 – 19.000 ton/jam dan utilities sebanyak 11.000 –
14.000 ton/jam. Make up Cooling Water sebesar 400 – 500 ton/jam.
Bagian-bagiannya adalah :
• Menara pendingin (Cooling Water Tower)
• Pompa air pendingin (Cooling Water Pump)
Dalam normal operasi, sesuai dengan Cooling Water Pump yang running adalah lima
unit dan satu unit auto standby dengan kapasitas masing-masing 7.000 m3/jam pada
tekanan 4,5 kg/cm3g, side stream filter, kapasitas 220 m3/jam, side filter / startup
coolong water pump, kapasitas 660 m3/jam.
Uraian Proses :
Menara pendingin (Cooling Water Tower) dirancang untuk mendinginkan air
dari temperature 45,5 0C menjadi 33 0C dengan wet ball temperature 21,9 0C dengan
tipe open circulating system (counter flow). Menara terdiri dari 10 cell dan 10 draft
fan beserta masing-masing motornya dan dua buah header supply utama untuk
pendistribusian ke onsite dan utility area.
Fasilitas pengolahan air digabung dengan menara pendingin yang dilengkapi
untuk injeksi gas chlorine, corrosion inhibitor, dan dispersant. Untuk menjaga mutu
air, sebagian air diolah oleh side stream filter. Pada bagian header supply ke utility
area, dilengkapi dengan on line conductivity analyzer untuk memonitor mutu air dari
air pendingin.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
53
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Dari pengalaman selama ini, hampir setiap hari straining cooling water pumps
harus dibersihkan karena banyak serangga yang masuk ke basin cooling water system.
Masalah akan timbul apabila tidak ada pompa yang standby (rusak, program
maintenance) dan dalam waktu bersamaan ada pompa yang perlu dilakukan cleaning
strainer.
4.1.1.4. Fire Water System
Fire Water Tank : 1 tangki (66-T-101)
Kapasitas : 11.000 ton
Jumlah pompa : - 4 pompa (66-P-101 A/B/C/D)
- 1 Jockey Pump (66-P-102)
Jockey pump didesain befungsi untuk mempertahankan tekanan system namun
jika tekanan system (fire hydrant) turun mencapai 5 kg/cm3, salah satu pompa 66-P-
101 A/B/C/D akan start secara otomatis.
4.2. Penyediaan Uap
4.2.1. Boiler (Unit 52)
Boiler dirancang untuk memasok kebutuhan steam pada proses yang terdiri dari
Stream Drum, Down Comers, Water Wall Tube, Superheater, dan Bank Tube. Boiler tersebut
dirancang khusus untuk perpindahan panas. Selain itu, juga dirancang agar pengoperasian
dan perawatannya lebih mudah dilakukan.
Jumlah : 5 unit boiler (52-B-101 A/B/C/D)
Fungsi : Penghasil HP steam (43 kg/cm2, 280 0C)
Kapasitas : 115 ton/jam per unit
Fuel firing : Fuel Oil dan Fuel Gas
Peralatan-peralatan penunjang pada boiler antara lain safety valve, FDF dan dua unit
penggerak steam turbine, economizer, instrumentasi, dan local boiler control (LCP),
analyzer, water level gauge, valve dan sebagainya.
Saat ini dalam operasi normal, kebutuhan HP steam adalah 250 – 300 ton/jam. Jika dilihat
dari kebutuhan tersebut sebenarnya cukup hanya dengan tiga boiler yang beroperasi. Namun
selama ini tetap dioperasikan lima unit boiler atau empat unit boiler dengan satu unit
boiler hot standby. Hal ini dimaksudkan untuk mengantisipasi (back up) kebutuhan HP steam
jika ada unit penghasil HP steam yang bermasalah.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
54
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
4.3. Penyediaan Tenaga Listrik (Unit 51)
Kilang minyak PERTAMINA EXOR-1 Balongan dirancang dengan kapasitas
pengolahan sebesar 125.000 BPSD. Untuk memenuhi kebutuhan listriknya, disediakan /
diperoleh dari PLTU yang terdiri dari empat unit Steam Turbine Generator (STG)
masingmasing dengan kapasitas 27.500 kVA / 22.000 kW sehingga total kapasitas terpasang
sebesar 5 x 22.000 kW = 110.000 kW.
4.3.1. Steam Turbine Generator
Jumlah : 5 unit (STG A/B/C/D/E)
Fungsi : Penghasil energi listrik
Kapasitas : 22 MW per unit STG
Penggerak : Steam (HPS) Turbine
Tipe : Extraction (MP Steam)
Konsumsi energi listrik menurut desain adalah 53,4 MW. Namun saat ini konsumsi
pada top load hanya 49,5 MW. Hal ini dikarenakan listrik untuk infrastructure (perumahan)
baru 0,6 MW vs 3 MW (prediksi). Dilihat dari konsumsi listrik dan desainnya (dengan
pertimbangan efisiensi), sebenarnya STG hanya cukup beroperasi tiga unit. Namun ada
beberapa pertimbangan sehingga STG sebaiknya beroperasi empat unit, yaitu :
Untuk kehandalan operasi secara keseluruhan dimana jika STG hanya beroperasi tiga
unit, maka apabila salah satu STG trip, dua unit STG lainnya tidak bisa meng-cover muatan
yang ada sehingga load shedding akan bekerja dan akhirnya sebagian unit akan trip.
Kebutuhan MP steam yang ada pada saat ini lebih tinggi daripada desain (164 ton vs
111,5 ton desain). Jika STG hanya beroperasi dengan tiga unit maka load ekstraksi dan load
letdown (HPS ke MPS) mendekati maksimum terutama pada saat RCC start up yang
membutuhkan ekstra MP steam sehingga fleksibilitas suplai MP steam sangat terbatas.
4.3.2. Emergency Diesel Generator (EDC)
Jumlah : 1 unit (51-G-102)
Fungsi : - Initial start up
- Auto start jika terjadi total power failure
Kapasitas : 3,6 MW
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
55
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Untuk lebih menjamin fungsi EDG bekerja dengan baik, maka setiap hari Senin
dilakukan auto start dan tes operasi tanpa beban maupun dengan beban kurang lebih selama
30 menit.
4.4. Penyediaan Udara Tekan
4.4.1. Instrumentasi Air dan Service Air System (Unit 58)
Jumlah Air Compressor : 4 unit (2 turbin + 2 motor)
Kapasitas per Compressor : 3.500 Nm3/jam
Jumlah Air Dryer : 2 unit
Kapasitas per Dryer : 4.820 Nm3/jam
Pada awal operasinya, air compressor hanya beroperasi dua unit (sesuai desain).
Namun sejak awal tahun 1995, air compressor selalu beroperasi dengan tiga unit dan satu unit
standby. Masalah akan timbul jika ada compressor yang tidak stand by (rusak, program
maintenance) dan pada saat yang bersamaan ada compressor yang trip, apakah aircompressor
di RCC atau air compressor di RCC trip atau ada peningkatan pemakaian instrument air /
service air.
4.4.2. Nitrogen Plant (Unit 59)
Jumlah : 2 unit (2 train)
Kapasitas / train : Max. Liquid : 100 Nm3/jam (Liq.) + 420 Nm3/jam (Gas)
Maks. Gas : 700 Nm3/jam (Gas)
Jumlah storage : 2 buah
Kapasitas / storage : 41,5 m3
Masing-masing train dilengkapi dengan 1 tangki produksi dan 1 unit penguap N2 cair.
Konsumsi gas N2 sesuai desain adalah 250 Nm3/jam. Namun dalam actual operasinya
konsumsi gas N2 bervariasi antara 600 – 2.000 Nm3/jam sehingga kedua train Nitrogen Plant
harus beroperasi secara kontinyu. Dari pengalaman sebelumnya, kebutuhan gas N2 yang
tinggi adalah pada saat unit-unit proses start up (referensi pada waktu initial start up,
dibutuhkan suplai N2 liquid 32 x 6 ton).
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
56
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
4.5. Fasilitas Offsite
Fasilitas offsite berfungsi untuk mengadakan dan menyediakan feed untuk tiap unit
proses serta menampung hasil produksi dari unit-unit proses tersebut, baik intermediate
product maupun finished product. Unit peralatan pada fasilitas offsite PERTAMINA RU-VI
ini terbagi dalam beberapa unit yang masing-masing mempunyai fungsi yang saling berkaitan.
4.5.1. Fasilitas Marine (Unit 41)
Merupakan fasilitas penyandaran kapal tanker guna mendatangkan crude oil sebagai
feed dan penyaluran hasil produksi dari unit-unit proses di PERTAMINA RU-VI yang
berbentuk minyak hitam.
Unit ini meliputi :
a. Fasilitas Unloading Crude Oil
b. Fasilitas Loading Gasoline
c. Fasilitas Loading Gas Oil
PERTAMINA RU-VI memiliki empat buah dermaga Single Buoy Mooring (SBM)
yang digunakan untuk loading hasil produksi yang berbeda pada setiap SBM dan salah
satunya digunakan khusus untuk pembongkaran crude oil yang didatangkan sebagai feed unit
proses di PERTAMINA RU-VI Balongan.
• SBM 150000 Dead Weight Ton (DWT)
Milik PERTAMINA UEP III yang digunakan untuk loading crude oil hasil produksi
PERTAMINA UEP III (2 kali sebulan) dan untuk membongkar crude oil sebagai feed CDU
di PERTAMINA UP-VI (6 kali sebulan).
• SBM 35000 DWT
Fasilitas milik PERTAMINA UPPDN III yang digunakan untuk pembongkaran produk
gasoline, kerosene, dan gas oil ke tangki penimbunan UPPDN III untuk mengapalkan
kelebihan produk gasoline serta memenuhi kebutuhan Depot Balongan dan Plumpang.
• SBM 17500 DWT
Baru dibangun oleh PERTAMINA RU-VI Balongan dan akan digunakan untuk pengapalan
produk minyak hitam, antara lain IDF dan Fuel Oil / Decant Oil.
• CBM 6500 DWT
Conventional Buoy Mooring milik PERTAMINA UPPDN III sebagai tempat penyandaran
kapal tanker yang membongkar IDF ke tangki penimbunan PERTAMINA UPPDN III. Juga
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
57
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
direncanakan akan dimanfaatkan untuk pengapalan gas oil dan kerosene hasil produksi dari
PERTAMINA RU-VI selama fasilitas pipanisasi belum siap digunakan.
4.5.2. Fasilitas Tangki (Unit 42)
Yaitu sarana tangki penampung bahan beserta kelengkapannya (blending, metering,
injeksi bahan kimia, pompa, dan perpipaan) dan batas areanya masih di dalam kilang. Tank
farm yang berfungsi sebagai penampang umpan, produk, dan fasilitas blending semuanya
dihubungkan dengan rumah pompa sebagai fasilitas penyalur umpan maupun produk melalui
system perpipaan. Unit ini dilengkapi beberapa sarana tangki, yaitu :
1. Fasilitas Tangki Penampung
Tangki penampungan bahan baku (dalam hal ini crude dan feed) untuk unit proses
selain DTU berupa enam buah tangki, yaitu masing-masing empat buah tangki untuk Duri
Crude (42-T-101 A/B/C/D) dan dua buah tangki untuk Minas Crude (42-T-101 A/B).
Sedangkan yang lainnya adalah tangki intermediate (umumnya mempunyai kode 42-T-2XX)
yang berfungsi sebagai tangki penampung produk setengah jadi ex-unit proses dimana bahan
tersebut merupakan komponen untuk mendapatkan produk jadi. Tangki penampung terdiri
dari beberapa jenis, antara lain :
a. Floading Roof Tank yang berfungsi untuk menampung crude ringan seperti Duri,
Minas crude dan untuk menampung hasil produksi seperti premium dan kerosene.
b. Cone Roof Tank yang berfungsi untuk menyimpan black product, seperti residue dan
DCO.
c. Sphrical Tank yang berfungsi menyimpan LPG.
2. Fasilitas Pencampuran (Blending Facility)
Fungsi sarana ini adalah untuk mencampur beberapa komponen (umumnya berupa
intermediate) menjadi produk jadi yang mempunyai spesifikasi sesuai dengan peraturan yang
berlaku atau sesuai permintaan pasar. Komponen blending untuk masing-masing produk
antara lain :
a. Gasoline (premium) merupakan hasil blending dari butane, DTU dan AHU, naphta,
RCC Naphta, dan Polygasoline.
b. DCO merupakan hasil blending dari Raw Decant Oil, Atmospheric Residue,
Untreated LCO, Kerosene, dan Gas Oil.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
58
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
c. Industrial Diesel Oil (IDO) merupakan hasil blending dari HT Gas Oil, Kerosene, dan
HT LCO.
d. LPG merupakan hasil blending dari blending propane, butane, mixed LPG ex Unit 20.
3. Fasilitas Pengukuran (Metering System)
Fasilitas ini digunakan untuk melakukan perhitungan volume bahan yang akan masuk
atau keluar kilang Balongan dengan bantuan analisa density dan specific gravity. Hasil
perhitungan volume tersebut akan dikonversi menjadi perhitungan neraca massa. Fasilitas
tersebut terdiri dari :
a. Black Oil Metering digunakan untuk perhitungan volume Black Oil, yaitu DCO dan
IDF.
b. Kerosene dan Gas Oil Metering digunakan untuk perhitungan volume gasoline.
c. Propylene Metering System digunakan untuk perhitungan volume propylene.
d. Crude Oil Metering System digunakan untuk perhitungan volume crude oil yang
ditransfer dari kapal menuju tangki penampung.
4. Fasilitas Injeksi Bahan Kimia
a. Red Dye dan Yellow Dye
Red Dye yang ditambahkan berfungsi untuk member warna pada produk premix ON
94, sedangkan Yellow Dye ditambahkan untuk memberikan warna kuning pada produk
gasoline premium ON 88. Saat ini yellow dye tidak pernah ditambahkan karena sudah sesuai
dengan spesifikasi yang disyaratkan sedangakn red dye masih ditambahkan untuk pewarna
produk premix 94 seminimal mungkin asalkan warna merah sudah memenuhi spesifikasi.
b. Odorant
Ditambahkan dalam produk LPG untuk member bau khas agar jika terjadi kebocoran
LPG dapat dideteksi dengan cepat. Kadar odorant dalam LPG yang diijinkan adalah 50
ml/US gallon.
4.5.3. Pipeline (Unit 43)
Merupakan unit perpipaan yang berfungsi untuk penyaluran hasil produksi dari
unitunit proses yang ada di PERTAMINA RU-VI menuju semua jalur perpipaan SBM
maupun penyaluran ke PERTAMINA UPPDN III baik yang ke Depot Balongan maupun yang
melalui fasilitas pipanisasi Jawa untuk Depot Plumpang.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
59
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
4.6. Unit Penunjang (ANCILLARIES COMMON)
4.6.1. Fuel System
Terdapat dua unit bahan bakar, yaitu :
a. Sistem Bahan Bakar Gas (Fuel Gas System)
b. Sistem Bahan Bakar Minyak (Fuel Oil System)
1. Fuel Gas System
Sistem bahan bakar gas (fuel gas system) dirancang untuk mengumpulkan berbagai
sumber gas bakar dan mendistribusikannya ke kilang sebagai bahan bakar dan bahan baku
Hydrogen Plant. Sumber Fuel Gas :
a. Refinery off gas
b. LPG, Propylene dari ITP (NNF)
c. Natural Gas dari UEP III (NNF)
Penggunaan gas bakar di kilang RU-VI adalah untuk keperluan-keperluan sebagai berikut :
a. Gas umpan di Hydrogen Plant
b. Gas bakar di unit dan fasilitas proses
Pada saat unit-unit prose dari start up, dibutuhkan fuel gas (natural gas) dari UEP III relative
tinggi (38 MMSCFD vs 16.5 MMSCFD kontrak kebutuhan harian RU-VI). Untuk itu
dibutuhkan komunikasi yang baik antara RU-VI dengan UEP III karena menyangkut
kebutuhan natural gas ke konsumen gas dalam jaringan distribusi natural gas se-Jawa Barat.
2. Fuel Oil System
Sistem bahan bakar minyak (fuel oil system) dirancang untuk mengumpulkan
bermacam-macam sumber fuel oil dan didistribusikan ke semua user di dalam refinery.
Jumlah tangki : 2 buah (62-T-201 A/B)
Kapasitas per tangki : 3.000 m3
Fuel Oil Pump : 3 unit (62-P-301 A/B/C)
(2 turbin + 1 motor)
Dilihat dari kebutuhan fuel oil, yaitu sebanyak 20 m3/jam, sebenarnya fuel oil pump
yang mempunyai kapasitas 54,7 m3/jam cukup hanya satu yang beroperasi. Namun untuk
mempertahankan kehandalan suplai fuel oil, dioperasikan dua buah pompa sedangkan satu
pompa auto standby. Masalah yang sering timbul pada fuel oil pump ini adalah mechanical
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
60
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
seal sering bocor apabila fuel yang dipompakan adalah jenis decant oil. Sumber-sumber fuel
oil :
a. Decant Oil dari RCC
b. Atmospheric Residue dari CDU
c. Gas Oil untuk start up refinery
Konsumen fuel oil :
a. Crude Charge Heater di CDU
b. Dedicated Superheater di RCC
c. Boiler di Utility Facility
Prioritas fuel oil :
Decant oil akan digunakan sebagai fuel oil pada normal operasi pada saat shut down ARHDM
Unit, Atmospheric Residue juga digunakan sebagai fuel oil.
4.6.2. Caustic Soda (Unit 64)
Sistem caustic soda merupakan salah satu unit di PERTAMINA RU-VI Balongan
yang terdiri dari pelarut soda, penyimpan, pencair dan penyuplai. Sistem ini dirancang untuk
larutan caustic soda 20 0Be dan 10 0Be dalam system tersebut. Konsumsi dan pemakaian
caustic soda :
1. Pemakaian caustic soda 20 0Be, pada umumnya digunakan di unit sour water stripper
(Unit 24), LPG Treatment (Unit 17), Hydrogen Plant (Unit 22), dan Dimineralized
Plant (Unit 55). Untuk pemakain pada unit-unit ini caustic soda ditampung di tangki
64-T-102 dengan kapasitas 5,5 kg/hari.
2. Pemakaian caustic soda 10 0Be, digunakan di Gasoline Treatment (Unit 18) dan
Catalytic Condensation Unit (Unit 20). Untuk pemakaian pada unit-unit ini caustic
soda ditampung di tangki 64-T-101 dengan kapasitas 20 kg/hari.
3. Pemakaian khusus caustic soda pada unit 14, 12, dan 23 hanya sekali dalam satu
tahun. Kebutuhan ini dipertimbangkan untuk system desain.
4.7. Pengolahan Limbah
Dalam operasinya, kilang RU-VI menghasilkan limbah sebagai buangan yang tidak
digunakan. Limbah yang dihasilkan tersebut tidak boleh langsung dibuang ke lingkungan
sekitarnya karena akan menyebabkan pencemaran lingkungan. PERTAMINA RU-VI
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
61
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Balongan juga memperhatikan faktor lindungan lingkungan selain faktor keselamatan dan
kesehatan kerja. Oleh karena itu kilang ini melakukan kegiatan pengolahan limbah sehingga
air buangan maupun gas yang keluar dari kawasan industry tersebut telah memenuhi standar
yang telah ditentukan oleh pemerintah. Pelaksanaan penanganan limbah ini berdasarkan pada:
a. UU No. 4/1982
Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup yang dikeluarkan oleh
Kementrian Lingkungan Hidup (KLH).
b. PP No. 29/1986
Mengenai ketentuan AMDAL yang dikeluarkan oleh KLH.
Dalam RU-VI sendiri terdapat Seksi Lindungan Lingkungan yang bertugas :
a. Memprogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan.
b. Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping.
Penerapan SML ISO 14001
Kegiatan Lindungan Lingkungan sebelum menerapkan SML ISO 14001 adalah
mengikuti ketentuan AMDAL, RKL, dan RPL RU-VI, antara lain :
a. Melakukan pemantauan-pemantaun udara emisi pada stak CDU, RCC, Hydrogen
Plant, Boiler, Sulphur Plant, ARHDM, HTU, Incenerator (unit 63) dengan periode
dua kali setahuan pada musim hujan dan kemarau.
b. Udara ambient sekitar tangki kilang RU-VI dengan radius 2.000 meter, yaitu Desa
Majakerta, Desa Balongan, Desa Sakaurip, Desa Tegal Sembrada, Desa Limbangan
dengan periode dua kali setahun pada musim hujan dan kemarau.
c. Air buangan, keluaran dari unit pengolahan limbah.
d. Kualitas air laut radius 200 meter dengan periode satu bulan sekali.
e. Sumur monitor di dalam kilang pada periode awal, pertengahan dan akhir musim
hujan.
f. Limbah padat, pengukuran kandungan logam pada pertengahan dan akhir musim
hujan.
g. Pengolahan limbah padat B3 yang dikirim pada PT. PPLI Bogor
h. Melakukan audit lingkungan
i. Pengelolaan Good House Keeping
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
62
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Sistem Manajemen Lingkungan (SML) merupakan manajemen yang tidak statis,
melainkan suatu manajemen yang dinamis sehingga perlu dilakukan adaptasi apabila terjadi
perubahan di perusahaan yang mencakup sumber daya, proses, dan kegiatan perusahaan.
Diperlukan juga penyesuain di luar perusahaan seperti perubahan perundang-undangan dan
system peralatan yang disebabkan oleh perkembangan teknologi. Tujuan dan sasaran dalam
penerapan SML adalah :
1. Memperoleh kepercayaan dan kepuasan pelanggan yang lebih baik.
2. Menjaga hubungan dengan masyarakat yang lebih baik.
3. Mengurangi pengurangan biaya di setiap kegiatan.
4. Memelihara kepatuhan terhadap peraturan perundang-undangan lingkungan yang
berkaitan dengan kegiatan RU-VI.
Kilang RU-VI telah memperoleh pengakuan atas sertifikat SML yang telah diterapkan dan
sesuai dengan standar ISO 14001. Limbah dari RU-VI terdiri dari :
1. Limbah cair.
2. Limbah gas.
3. Limbah padat.
4.7.1. Pengolahan Limbah Cair
Limbah industri yang dihasilkan oleh industri minyak bumi umumnya mengandung
logam-logam berat maupun senyawa yang berbahaya. Di samping logam berat, limbah atau
air buangan dari industri, minyak bumi juga mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon
yang sangat rawan terhadap bahaya kebakaran.
Dalam setiap kegiatan industri, air buangan yang keluar dari kawasan industri tersebut
harus diolah terlebih dahulu dalam Unit Pengolahan Limbah sehingga air buangan yang telah
diproses dapat memenuhi spesifikasi dan persyaratan yang telah ditentukan oleh pemerintah.
Untuk mencapai tujuan tersebut maka dibagun sewage dan Effluent Water Treatment
Unit di PERTAMINA RU-VI ini.
Fungsi : Sewage dan Effluent Treatment Unit dirancang untuk system waste water treatment
yang bertujuan untuk memproses buangan seluruh kegiatan dari unit proses dan area
pertangkian dalam batas-batas effluent yang ditetapkan untuk air bersih.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
63
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Kapasitas : 600 m3/jam dimana kecepatan effluent didesain untuk penyesuaian kapasitas 180
mm/hari curah hujan di area proses dan utility.
Sistem ini terdiri dari seksi penampung effluent water dan unit effluent treatment.
Proses dalam unit adalah :
1. Proses fisik, dimana diusahakan agar minyak maupun buangan proses dipisahkan
secara fisik. Minyak yang terkandung di dalam buangan air setelah melalui proses ini
diperbolehkan kurang lebih 30 ppm.
2. Proses kimia, dengan menggunakan bahan penolong seperti koagulan, flokulant,
penetrasi, pengoksidasi, dan sebagainya yang dimaksudkan untuk menetralkan zat
kimia berbahaya di dalam air limbah. Pada proses ini senyawa yang tidak diinginkan
diikat menjadi padat dalam bentuk endapan lumpur yang selanjutnya dikeringkan.
3. Proses mikrobiologi, merupakan proses akhir dan berlangsung lama dan hanya
mengolah senyawa yang sangat sedikit mengandung senyawa logam berbahaya karena
pada dasarnya proses ini adalah mengolah bahan organic yang berasal dari zat hidup.
Semua air buangan yang biodegradable dapat diolah secara biologi. Tujuan
pengolahan secara biologi terhadap air limbah adalah untuk menggumpalkan dan
memisahkan zat padat koloidal yang tidak mengendap serta untuk menstabilkan
senyawa-senyawa organic. Sebagai pengolahan sekunder, pengolahan secara biologi
dipandang sebagai pengolahan yang paling murah dan efisien. Dalam beberapa
dasawarsa telah berkembang beberapa metode pengolahan limbah secara biologi
dengan segala modifikasinya. Artinya, ini dimaksudkan untuk mengolah buangan air
proses yang mempunyai kadar BOD 810 mg/l dan COD 1,15 mg/l menjadi treated
water yang mempunyai kadar BOD 100 mg/l dan COD 150 mg/l dengan
menggunakan lumpur aktif (activated sludge) yang merupakan campuran koloni dari
mikroba aerobic.
Konsep yang digunakan dalam proses pengolahan limbah secara biologi adalah
eksploitasi kemampuan mikroba dalam mendegradasi senyawa-senyawa polutan dalam air
limbah. Pada proses degradasi, senyawa-senyawa tersebut akan berubah menjadi
senyawasenyawa lain yang lebih sederhana dan tidak berbahaya bagi lingkungan. Hasil
perubahan tersebut sangat bergantung pada kondisi lingkungan pada saat berlangsungnya
proses pengolahan limbah. Oleh karena itu eksploitasi kemampuan mikroba untuk mengubah
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
64
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
senyawa pollutant biasanya dilakukan dengan cara mengoptimumkan kondisi lingkungan
untuk pertumbuhan mikroba sehingga tercapai efisiensi yang maksimum.
Secara garis besar effluent water treatment di PERTAMINA RU-VI ini dibagi menjadi
dua, yaitu Oily Water Treatment dan Waste Water Treatment (Unit 63) adalah untuk
mengolah air buangan yang terbagi menjadi dua system pengolahan, yaitu :
1. Dissolve Air Floatation (DAF)
Untuk memisahkan kandungan solid dan minyak dari air yang berasal dari air buangan
(oily water) ex process area dan tank area. Air yang diolah umumnya mempunyai kandungan
minyak dan solid yang tinggi tetapi mempunyai kandungan COD dan BOD yang rendah.
Spesifikasi desain air yang keluar dari DAF Unit adalah mempunyai kandungan minyak
maksimum 50 ppm dan solid maksimum.
2. Activated Sludge Unit (ASU)
Untuk mengolah secara kimia, fisika, dan biologi air buangan dari unit proses
terutama treated water ex Unit Sour Water Stripper (Unit 24) dan Desalter Effluent Water ex
Crude Distillation Unit (Unit 11). Air yang diolah umumnya mempunyai kandungan
Ammonia, COD, BOD, dan phenol, sedangkan kandungan minyak dan solid berasal dari
Desalter Effluent Water. Unit penjernihan air buangan terdiri dari :
a. Air Floatation Section
b. Activated Sludge Section
c. Dehidrator dan Incenerator Section
a. Air Floatation Section
Air hujan yang bercampur minyak dari unit proses dipisahkan oleh CPI Separator dan air
ballast dipisahkan di API Separator, mengalir ke seksi ini secara gravity. Campuran dari
separator mengalir ke bak DAF Feed Pump dan dipompakan ke bak floatation, sebagian
campuran dipompakan ke bejana bertekanan (pressurized vessel). Dalam pressurized vessel,
udara dari air plant atau DAF Compressor dilarutkan dalam Pressurized Wash Water. Bila
Pressurized Wash Water dihembuskan ke pipa inlet bak floatation pada tekanan atmosfer,
udara yang terlarut akan terbesar dalam bentuk gelembung sehingga minyak yang tersuspensi
dalam wash water terangkat ke permukaan air. Minyak yang mengapung diambil dengan
skimmer dan dialirkan ke bak Floatation Oil. Minyak di dalam bak Floatation Oil
dipompakan ke dalam tangki recovery oil. Air bersih dari bak floatation mengalir ke bak
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
65
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Impounding Basin. Air umumnya mengendap atau mengapung, tergantung pada perbedaan
specific gravity (s.g) minyak dan air. Minyak yang mempunyai s.g yang sama dengan air akan
tersuspensi dalam air dan tidak akan mengapung atau mengendap. Pada waktu tertentu
minyak tidak dapat dipisahkan dari air sehingga diberikan zat pengapung pada minyak untuk
mengangkat minyak dengan cepat. Prinsipnya adalah senyawa tersebut menurunkan tegangan
permukaan dari minyak tersebut. Unit ini didesain untuk mengapungkan minyak yang
tersuspensi. Bila udara dilarutkan dalam air dengan tekanan dan dilepaskan pada tekanan
atmosfer maka kecepatan kelarutan udara berkurang. Hal ini disebabkan oleh penurunan
tekanan yang mengakibatkan udara yang berlebihan dilepas ke atmosfer. Pembentukan foam
pada saat inicenderung menempel pada minyak dalam air sehingga membuat minyak
mengapung ke permukaan sebagai buih. Pada system ini buih dikumpulkan oleh skimmer, air
yang terpisah keluar dari bagian tengah tangki melalui pipa air.
b. Activated Sludge Section
Aliran proses penjernihan air dengan CPI Separator secara gravity dan aliran sanitary dengan
pompa dialirkan ke Activated Sludge Section. Air proses CPI dan Filtered Dehidrator
dicampurkan dalam bak proses effluent dan campuran air ini dipompakan ke pit aeration pada
operasi normal dan pada emergency ke pit clarifier melalui rapid mixing pit dan flokulation
pit. Apabila kualitas air tersebut ternyata off spec, air tersebut dikembalikan ke bak effluent
sedikit demi sedikit untuk dibersihkan dengan normal proses. Ferri Chlorida (FeCl3) dan
caustic soda (NaOH) diinjeksikan ke bak flokulation. Air yang tersuspensi, minyak dan sulfit
yang terdapat dalam air kotor dihilangkan dalam unit ini. Lumpur yang mengendap dalam bak
clarifier dipompakan ke bak thickener. Pemisahan permukaan dari bak clarifier adalah secara
overflow ke bak aeration. Air kotor dari sanitary mengalir secara langsung ke bak sanitary.
Ke dalam bak aerasi ditambahkan nutrient dan dilengkapi dengan aerator untuk mendapatkan
lingkungan yang aerob. Treatment secara biologi ini mengurangi dan menghilangkan
senyawa-senyawa organic (COD dan BOD). Setelah perawatan secara biologi, air kotor
bersama lumpur dikirim kembali ke bak, sebagian lumpur dikirim ke bak thickener.
Pemisahan permukaan air dari bak sedimentasi mengalir dari atas Impounding Basin.
c. Dehidrator dan Incenerator Section
Padatan berupa lumpur yang terkumpul dari Air Floatation Section dan Activated Sludge
ditampung dalam sebuah bak penampung, selanjutnya lumpur tersebut dipisahkan airnya
dengan bantuan bahan kimia dan alat mekanis berupa centrifuge (alat yang bekerja dengan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
66
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
memisahkan padatan dan cairan dengan memutarnya dengan kecepatan tinggi). Cairan hasil
pemisahan centrifuge dialirkan melalui bak terbuka menuju PEP di seksi ASU sedangkan
padatannya disebut cake dan ditampung pada sebuah tempat yang bernama Hopper (cake
hopper). Proses selanjutnya adalah membakar cake dalam sebuah alat pembakar atau
incinerator menjadi gas dan abu pada temperature tinggi (T=8000C). Kapasitas desain
dehydrator mengolah lumpur (sludge) adalah 5,5 m3/jam dan kapasitas pembakaran
incinerator adalah 417 kg solid/jam.
4.7.2. Pengolahan Limbah Gas
Limbah gas yang dihasilkan dari kilang RU-VI Balongan agar tidak berbahaya dan
merusak lingkungan dibakar dalam flare dan selanjutnya dibuang ke udara.
4.7.3. Pengolahan Limbah Padat
Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industry minyak yang tidak
dapat dibuang begitu saja ke alam bebas karena akan mencemari lingkungan. Selain
mengandung lumpur/pasir dan air, sludge juga masih mengandung hidrokarbon fraksi berat
yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses maupun bila dibuang ke lingkungan tidak bisa
terurai secara alamiah dalam waktu singkat. Untuk mengatasi hal tersebut, perlu dilakukan
pemusnahan hidrokarbon untuk menghindari pencemaran lingkungan. Dalam usaha tersebut,
di PERTAMINA RU-VI Balongan, sludge dibakar dalam suatu ruang pembakar (incenerator)
pada temperature tertentu sehingga lumpur/pasir yang tidak terbakar dapat digunakan untuk
landfill atau dibuang ke suatu area tanpa mencemari lingkungan.
4.8. Laboratorium
4.8.1. Program Kerja Laboratorium
Laboratorium berperan penting di kilang, karena pada bagian inilah data-data tentang
raw material dan produk akan diperoleh. Dengan data-data yang telah diberikan maka proses
produksi akan selalu dapat dikontrol dan dijaga standar mutunya, yakni sesuai dengan
spesifikasi yang diharapkan. Bagian laboratorium berada di bawah bidang unit produksi dan
mempunyai tugas pokok sebagai berikut :
a. Sebagai control kualitas bahan baku, apakah sudah memenuhi persyaratan sehingga
memberikan hasil yang diharapkan.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
67
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
b. Sebagai control kualitas produk, apakah sudah sesuai dengan standar yang ditetapkan.
c. Mengadakan penelitian dan pengembangan jenis crude oil lain selain crude oil dari
Duri dan Minas yang memungkinkan untuk diolah di PERTAMINA UP-VI Balongan.
Pemeriksaan di laboratorium meliputi :
1. Crude Oil terutama Crude Oil dari Duri dan Minas.
2. Aliran produk yang dihasilkan dari AHU, RCC, CDU, Hydrogen Plant, dan unit-unit lain.
3. Utilitas : air, fuel gas, chemical agent, dan katalis yang digunakan.
4. Intermediate dan finished product.
Di dalam pelaksanaan tugas, bagian laboratorium dibagi menjadi tiga, yaitu :
1. Seksi Teknologi (TEKNO)
Seksi TEKNO ini mempunyai tugas antara lain :
a. Mengadakan blending terhadap fuel oil yang dihasilkan agar dapat menghasilkan
oktan 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 Oil dari Duri dan Minas yang dipakai sebagai raw
material.
d. Mengandung kelancaran operasional semua unit proses, ITP, dan utilitas termasuk
pencobaan katalis, analisa katalis yang digunakan dalam reactor, termasuk materi
kimia yang digunakan di kilang RU-VI Balongan.
e. Melakukan analisis bahan baku, stream/finished product, serta chemical material
dengan menggunakan metode tes.
2. Seksi Analitika dan Gas
Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat kimia dari bahan baku,
intermediate product, dan finished product, serta bahan kimia yang digunakan, dan juga
analisis gas stream, maupun dari tangki. Adapun tugas yang dilakukan, antara lain :
a. Mengadakan analisis sample dan analisis contoh air secara instrument dan kimiawi
agar didapatkan hasil yang akurat.
b. Mengadakan analisis sample serta analisis secara instrument dan kimiawi terhadap
contoh minyak sesuai dengan metode tes.
c. Mengadakan analisis gas masuk dan gas buang dari masing-masing alat (jika
diperlukan).
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
68
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
d. Mengadakan analisis sample gas dari kilang dan utilitas serta produk gas yang terjadi
berupa LPG, propylene.
e. Mengadakan analisis sample non rutin shift sample stream gas, LPG, propylene, fuel
gas, serta hydrogen.
f. Melaksanakan sample dan analisis secara sample non rutin dari kilang dan offsite.
3. Seksi Pengamatan
Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan baku, intermediate
product, dan finished product. Sifat-sifat yang diamati adalah :
a. Distilasi
b. Specific Gravity
c. Reid Vapor Pressure
d. Flash and Smoke Point
e. Contradson Carbon Residue
f. Kinematic Viscosity
g. Cooper Strip and Silver Strip
h. Kandungan air
4. Alat-Alat Laboratorium
a. Analitika
- Spectrophotometer
- Polychromator
- Infra Red Spectrophotometer
- Spectrofluorophotometer
b. Gas Chromatography
5. Prosedur Analitika
4.8.2. Analitika
Bahan yang dianalisis setiap hari (routine shift sample) adalah analisis air dan minyak.
Adapun prosedur analisis yang digunakan, antara lain :
a. Atomic Absorbtion Spectrophotometric (AAS) yang digunakan untuk menganalisi
logam-logam yang mungkin ada di dalam air. Alat berupa Spectrophotometer yang
dilengkapi dengan detector dan hasil dari analisis akan dilihat dalam layar monitor
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
69
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
computer. Prinsip kerja alat ini berdasarkan pada besarnya daya serap gelombang
electromagnetic dari sample yang dihasilkan, yaitu sampai dengan 860 A.
b. Polychromator untuk menganalisis semua metal yang ada dalam sampel air maupun
zat organic.
c. Infra Red Spectrophotometer (IRS) untuk menganalisis kandungan minyak dalam
sampel air, juga analisis aromatic minyak berat.
d. Spectrofluorophotometer untuk menganalisis kandungan minyak dalam water slope
yang dihasilkan.
4.8.3. Gas Chromatography
Salah satu alat yang digunakan dalam analisis gas adalah gas chromatography yang
khusus untuk menganalisis gas CO dan CO2 dengan range 0,01 – 0,05 ppm. Gas
chromatography ini menggunakan system multikolom yang dilengkapi dengan beberapa
valve dan solenoid valve yang digerakkan secara otomatis oleh program relay. Detektor yang
digunakan adalah Flame Ionisation Detector, sedangkan prosedur analisis lain yang
digunakan dalam laboratorium, antara lain :
a. Titrasi
b. Distilasi
c. Chromatography
d. UOP Standard
e. ASTM Standard
f. Volumetri
g. Viscosimeter
h. Potensiometer
i. Microcolorimeter
j. Gravimetri
k. Flash Point Tester
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
70
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB V
DASAR TEORI
5.1 Pompa
5.1.1 Pengertian Umum Pompa
Pompa adalah suatu peralatan mekanik yang digunakan untuk mengangkat fluida dari
suatu tempat yang datarannya rendah ke tempat yang datarannya tinggi dengan penekanan
atau pembangkitan beda tekanan. Prinsip kerja pompa adalah mengubah kerja poros menjadi
kerja mekanik fluida (energy kinetic menjadi energy tekanan), sehingga tekanan rendah pada
sisi hisap (suction) pompa dan tekanan yang tinggi pada sisi keluar (discharge). Agar bisa
bekerja pompa membutuhkan atau mengambil daya dari mesin penggerak pompa. Di dalam
roda jalan fluida mendapatkan percepatan sedemikian rupa sehingga fluida tersebut
mempunyai kecepatan mengalir keluar dari sudu-sudu roda jalan. Kecepatan fluida ini
selanjutnya akan berkurang dan berubah menjadi tinggi kenaikan (H) di sudu-sudu pengarah
atau rumah spiral pompa.
Penggunaan pompa sangat luas berdasarkan kebutuhan tinggi kenaikan dan kapasitas
yang berbeda-beda. Kadang pemakai harus memesan pompa khusus terlebih dahulu sesuai
dengan spesifikasi kapasitas, tinggi head yang diinginkan, serta jenis fluida yang dipompa.
5.1.2 Klasifikasi Pompa
1. Menurut Prinsip Perubahan Bentuk Energi yang Terjadi pada Fluida
• Pompa Perpindahan Positif
Pompa perpindahan positif dikenal dengan caranya beroperasi: cairan diambil
dari salah satu ujung dan pada ujung lainnya dialirakan secara positif untuk setiap
putarannya. Pompa perpindahan positif digunakan secara luas untuk pemompaan
selain air, biasanya fluida kental. Pompa perpindahan positif selanjutnya digolongkan
berdasarkan cara perpindahannya:
- Pompa Reciprocating jika perpindahan dilakukan oleh maju mundurna jarum
piston. Pompa reciprocating hanya digunakan untuk pemompaan cairan kental dan
sumur minyak.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
71
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
- Pompa Rotary jika perpindahan dilakukan oleh gaya putaran sebuah gear, cam
atau baling-baling dalam sebuah ruangan bersekat pada casing yang tetap. Pompa
rotary selanjutnya digolongkan sebagai gear dalam, gear luar, labe, dan baling-
baling dorong, dll. Pompa-pompa tersebut digunakan untuk layanan khusus
dengan kondisi khusus yang ada di lokasi industri.
Pada seluruh pompa jenis perpindahan positif, sejumlah cairan yang sudah ditetapkan
dipompa setelah setiap putarannya, sehingga jika pipa pengantarnya tersumbat,
tekanan akan naik ke nilai yang sangat tinggi dimana hal ini dapat merusak pompa.
• Pompa Perpindahan non Positif
Adalah pompa dengan ruangan kerja yang tidak berubah-ubah saat pompa
bekerja. Energy yang diberikan kepada fluida adalah energy kecepatan, sehingga
fluida yang berpindah karena adanya perubahan kecepatan yang kemudian diubah lagi
menjadi energy dinamis di dalam rumah itu sendiri.
Pompa yang termasuk jenis ini adalah pompa sentrifugal dan pompa aksial.
2. Menurut Jenis Impeler
• Pompa Sentrifugal
Pompa ini mempunyai konstruksi sedemikian rupa sehingga aliran fluida yang
keluar dari impeller akan melalui sebuah bidang tegak lurus poros pompa. Impeller
dipasang pada satu ujung poros dan pada ujung yang lain dipasang kopling untuk
meneruskan daya dari penggerak. Poros ditumpu oleh dua buah bantalan (bearing),
sebuah paking atau perapat dipasang pada bagian rumah yang ditembus oleh poros
untuk mencegah air bocor keluar atau udara masuk ke dalam pompa.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
72
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Gbr 4.1 pompa sentrifugal dan bagian-bagiannya
• Pompa Aliran Campur
Pada pompa aliran campur secara diagramatik aliran yang meninggalkan
impeller akan bergerak becampur pada arah aksial dan radial. Salah satu ujung poros
dimana impeller dipasang, ditumpu oleh bantalan dalam. Pada ujung yang lain
dipasang kopling dengan sebuah bantalan luar di dekatnya. Bantalan luar terdiri dari
sebuah bantalan aksial dan sebuah bantalan radial, yang pada umumnya berupa
bantalan gelinding. Untuk bantalan dalam dipakai jenis bantalan luncur yang dilumasi
gemuk.
• Pompa Aliran Aksial
Pada pompa aliran aksial, aliran zat cair yang meninggalkan impeller akan
bergerak sepanjang permukaan silinder ke luar. Konstruksi pompa ini mirip dengan
pompa aliran campur, kecuali bentuk impeller dan diffuser keluarnya.
Gbr 4.2 aliran pada pompa aksial
3. Menurut Bentuk Rumah
• Pompa Volut
Sebuah pompa sentrifugal dimana zat cair dari impeller secara langsung
dibawa ke rumah volut.
• Pompa Difuser
Pompa ini adalah sebuah pompa sentrifugal yang dilengkapi dengan sudu
diffuser di sekeliling luar impelernya. Konstruksi bagian-bagian lain pompa ini adalah
sama dengan pompa volut. Karena sudu-sudu diffuser, disamping memperbaiki
efisiensi pompa juga menambah kokoh rumah. Maka konstruksi ini sering dipakai
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
73
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
pada pompa besar dengan head tinggi. Pompa ini juga sering dipakai sebagai pompa
bertingkat banyak karena aliran dari satu tingkat ke tingkat berikutnya dapat dilakukan
tanpa menggunakan rumah volut.
• Pompa Aliran Jenis Volut
Pompa mempunyai impeller jenis aliran campur dan sebuah rumah volut,
disini tidak dipergunakan sudu-sudu diffuser melainkan dipakai saluran yang lebar
untuk mengalirkan zat cair. Dengan demikian pompa tidak mudah tersumbat oleh
benda asing yang terhisap, sehingga pompa ini sesuai untuk air limbah. Adapun
impeller yang dipergunakan disini adalah jenis setengah terbuka, yaitu tidak
mempunyai tutup depan. Seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini.
4. Menurut Jumlah Tingkat
• Pompa Satu Tingkat
Pompa ini hanya mempunyai satu impeller saja. Head total yang ditimbulkan
hanya berasal dari satu impeller tetapi rendah.
• Pompa Bertingkat Banyak
Pompa ini menggunakan beberapa impeller yang dipasang secara berderet
(seri) pada satu poros. Zat cair yang keluar dari impeller pertama dimasukkan ke
impeller berikutnya dan seterusnya hingga impeller yang terakhir. Head total pompa
ini merupakan jumlahan dari head yang ditimbulkan oleh masing-masing impeller
sehingga relative tinggi.
5. Menurut Letak Poros
• Pompa Jenis Mendatar
Pompa ini mempunyai poros dengan posisi mendatar.
• Pompa Jenis Poros Tegak
Pompa ini mempunyai poros dengan posisi tegak, pompa aliran campur dan
pompa aksial sering dibuat dengan poros tegak. Rumah pompa semacam ini digantung
pada lantai oleh pipa kolom yang menyalurkan zat cair dari pipa ke atas. Poros pompa
yang menggerakkan impeller dipasang sepanjang sumbu pipa kolom dan dihubungkan
dengan motor penggerak pada lantai. Poros ini dipegang dibeberapa tempat sepanjang
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
74
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
pipa kolom oleh bantalan (yang sering terbuat dari karet), poros dapat diselubungi oleh
pipa selubung yang berfungsi juga sebagai penyalur air pelumas.
6. Menurut Belahan Rumah
• Pompa Jenis Belahan Mendatar
Pompa jenis ini mempunyai rumah yang dapat dibelah menjadi dua bagian
yaitu bagian bawah dan bagian atas oleh bidang mendatar yang melalui sumbu poros.
Jadi bagian yang berputar dapat diangkat setelah rumah atas dibuka.
• Pompa Jenis Belahan Radial
Rumah pompa jenis ini terbagi oleh sebuah bidang yang tegak lurus poros.
Pompa ini mempunyai konstruksi yang relative sederhana serta menguntungkan
sebagai bejana bertekanan karena bidang belahan tidak mudah bocor.
7. Menurut Sisi Masuk Impeler
• Pompa Isapan Tunggal
Pada pompa ini fluida masuk dan sisi impeller konstruksinya sangat sederhana
sehingga banyak dipakai. Namun tekanan yang bekerja pada masing-masing sisi
impeller tidak sama sehingga akan timbul gaya aksial ke arah sisi isap.
• Pompa Isapan Ganda
Pompa ini memasukkan fluida dari kedua sisi impeller, disini poros yang
menggerakkan impeller dipasang menembus kedua sisi rumah dan impeller, dan
ditumpu oleh bantalan di luar rumah karena itu poros menjadi lebih panjang.
8. Pompa Jenis Tumpuan Sumbu
Pompa jenis ini mempunyai kaki yang diperpanjang sampai setinggi sumbu poros
untuk menumpu rumah. Maksudnya adalah apabila terjadi pemuaian pada rumah karena
kenaikan temperature, tinggi sumbu poros tidak berubah. Dengan demikian sumbu poros
pompa akan tetap segaris dengan sumbu poros motor penggerak.
9. Pompa Jenis Khusus
Pompa jenis ini diantaranya adalah:
• Pompa dengan motor benam
• Pompa motor berselebung
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
75
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
• Pompa proses
• Pompa pasir
• Pompa bebas sumbatan
5.1.3 Bagian-Bagian Utama Pompa
• Impeller
Impeller biasanya terbuat dari besi cord an bronz. Untuk fluida khusus, impeller ini
dapat dibuat dari baja tahan karat, timah hitam, kaca, atau bahan-bahan lain yang
sesuai dengan keperluan. Macam-macam impeller antara lain sebagai berikut:
1. Impeller terbuka
Impeller terbuka adalah impeller yang mempunyai baling-baling yang
dipasang pada pusat poros dengan dinding yang relative lebih kecil.
2. Impeller tertutup
Impeller tertutup adalah impeller yang mempunyai selubung atau dinding pada
kedua sisinya untuk menutup aliran fluida.
Gbr 4.3 impeler pompa
• Rumah Pompa
Rumah pompa terbuat dari besi tuang. Rumah pompa sentrifugal berupa rumah
terbelah, impeler, atau diagonal. Rumah pompa merupakan tempat dimana komponen-
komponen pompa lainnya terpasang. Rumah pompa ini berfungsi untuk memberikan
arah aliran dari impeller dan mengubah kecepatan menjadi tekanan.
• Poros (Shaft)
Poros berfungsi untuk menghubungkan atau meneruskan putaran dari motor
penggerak ke 51mpeller dan juga sebagai dudukan impeller.
• Bantalan (Bearing)
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
76
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Berfungsi untuk meredam atau menahan beban dari shaft dan bagian-bagian yang
berputar dengan bantuan minyak pelumas.
• Perapat (mechanical seal)
Berfungsi untuk mencegah kebocoran antara poros dan casing yang akan
mengakibatkan pengurangan tekanan pada pompa.
5.1.4 Prinsip Kerja Pompa Sentrifugal
Pompa sentrifugal merupakan salah satu peralatan yang paling sederhana dalam
berbagai proses pabrik. Gambar 4.4 memperlihatkan bagaimana pompa jenis ini beroperasi:
• Cairan dipaksa menuju ke sebuah impeller oleh tekanan atmosfer, atau dalam hal jet
pump oleh tekanan buatan.
• Baling-baling impeller meneruskan energy kinetic ke cairan, sehingga menyebabkan
cairan berputar. Cairan meninggalkan impeller pada kecepatan tinggi.
• Impeller dikelilingi oleh volute casing atau dalam hal turbin digunakan cincin diffuser
stasioner. Volute atau cincin diffuser stasioner mengubah energy kinetic menjadi
energy tekanan.
Gbr 4.4 aliran fluida pada pompa sentrifugal
5.1.5 Kavitasi
Kavitasi adalah gejala menguapnya zat cair yang sedang mengalir, karena tekanannya
berkuran sampai dibawah tekanan uap jenuhnya. Misalnya, air pada tekanan 1 atmosfer akan
mendidih dan menjadi uap jenuh pada temperatur 100 oC. Tetapi jika tekanan direndahkan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
77
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
maka air akan mendidih pada temperature yang lebih rendah. Jika tekanannya cukup rendah
maka temperatur kamarpun akan mendidih.
Apabila zat cair mendidih, maka akan timbul gelembung-gelembung uap zat cair. Hal
ini dapat terjadi pada zat cair yang sedang mengalir di dalam pompa maupun di dalam pipa.
Tempat-tempatnya yang bertekanan rendah atau yang berkecepatan tinggi di dalam aliran,
sangat rawan terhadap terjadinya kavitasi. Pada pompa misalnya yang mudah mengalami
kavitasi akan timbul bila tekanan isap terlalu rendah.
Jika pompa mengalami kavitasi, maka akan timbul suara berisik dan getaran. Selain
itu performasi pompa akan menurun secara tiba-tiba, sehingga pompa tidak dapat bekerja
dengna baik. Jika pompa dijalankan terus menerus dalam jangka lama, maka permukaan
dinding saluran di sekitar aliran yang berkavitasi akan mengalami kerusakan. Permukaan
dinding akan termakan sehingga menjadi berlubang-lubang. Peristiwa ini disebut erosi
kavitasi sebagai akibat dari tumbukan gelembung-gelembung uap yang pecah pada dinding
secara terus menerus.
Hal-hal yang harus diperhatikan untuk menghindari kavitasi, yaitu:
1. Ketinggian letak pompa terhadap permukaan zat cair yang dihisap harus dibuat
serendah mungkin agar diambil pipa yang berdiameter satu nomor lebih besar
untuk mengurangi agar head isap statis menjadi rendah pula.
2. Pipa isap harus dibuat sependek mungkin. Jika terpaksa dipakai pipa isap
panjang, sebaiknya diambil pipa yang berdiameter satu nomor lebih besar
untuk mengurangi kerugian gesek.
3. Sama sekali tidak dibenarkan untuk memperkecil laju aliran dengan
menghambat aliran di sisi isap.
4. Jika pompa mempunyai head total yang berlebihan, maka pompa akan bekerja
dengan kapasitas aliran yang berlebihan pula, sehingga kemungkinan terjadi
kavitasi menjadi lebih besar. Karena itu head total pompa harus ditentukan
sedemikian hingga sesuai dengan yang diperlukan pada kondisi operasi yang
sesungguhnya.
5. Bila head total pompa sangat berfluktuasi makan pada keadaan head terendah
harus diadakan pengamanan penuh terhadap terjadinya kavitasi. Namun dalam
beberapa hal terjadi sedikit kavitasi yang tidak mempengaruhi performasi
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
78
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
sering tidak dapat dihindari sebagai akibat dari pertimbangan ekonomis. Dalam
hal ini perlu dipilih bahan impeller yang tahan erosi.
5.1.6 Rumus-Rumus Pompa Sentrifugal
• Hukum kekekalan Energi/Persamaan Bernoulli
Pada suatu aliran di dalam pipa diambil suatu selisih ketinggian z, yang merupakan
jarak tinggi fluida di atas dan tinggi fluida di bawah. Maka menurut Bernoulli besar energy
aliran tersebut adalah:
Dimana,
W = Energi aliran (Nm)
m = massa fluida (kg)
g = percepatan gravitasi (m/s2)
z = perbedaan ketinggian (m)
p = perbedaan tekanan (N/m2)
ρ = massa jenis fluida (kg/m3)
v = kecepatan aliran fluida (m/s)
Persamaan di atas dibagi dengan massa (m) dan percepatan gravitasi (g), maka akan
didapatkan persamaan Bernoulli:
Dimana H adalah head/ketinggian/energy angkat.
• Head
Head adalah tinggi energy angkat atau dapat dinyatakan sebagai satuan energy pompa
per satuan berat fluida, sehingga berdasarkan persamaan Bernoulli di atas didapatkan
persamaan:
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
79
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Dimana:
H = Head (m)
P discharge = Tekanan sisi buang (N/m2)
P suction = Tekanan sisi isap (N/m2)
ρ = massa jenis fluida (kg/m3)
g = percepatan gravitasi (m/s2)
• Daya Pompa
Daya pompa adalah daya yang harus disediakan oleh mesin penggerak pompa
(motor/turbin) untuk memindahkan fluida.
Daya dapat ditulis dengan persamaan:
Dimana,
T = Besarnya torsi (Nm)
N = putaran poros (rpm)
P = daya pada poros (W)
• Daya Fluida (Pv)
Daya fluida adalah daya pompa yang bisa digunakan dan dipindahkan ke fluida.
Dimana,
Pv = daya fluida (kW)
Q = kapasitas yang dihasilkan pompa (m3/s)
H = Head total (m)
ρ = massa jenis fluida (kg/m3)
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
80
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
g = percepatan gravitasi (m/s2)
• Efisiensi Pompa (ηp)
Efisiensi adalah perbandingan antara daya fluida dengan daya pompa.
5.2 Maintenance
5.2.1 Pengertian dan Tujuan Maintenance
Falsafah pemeliharaan adalah suatu wawasan dalam pengurusan kegiatan-kegiatan
pemeliharaan diberbagai industri pada umumnya termasuk industri migas ataupun petrokimia.
Pemeliharaan adalah kombinasi dari berbagai tindakan yang dilakukan untuk menjaga
suatu barang, dalam rangka mempertahankan atau memperbaiki suatu peralatan sampai suatu
kondisi yang bisa diterima.
Tujuan utama dari pelaksanaan kegiatan maintenance adalah:
1. Tingkat jumlah jam pengoperasian unit / peralatan yang maksimal.
2. Untuk menjamin ketersediaan optimum peralatan yang dipasang untuk produksi / jasa
dan mendapatkan laba investasi (return of investment) maksimum yang mungkin.
3. Untuk manjamin kesiapan operasionalnya diseluruh peralatan yang diperlukan dalam
keadaan darurat setiap waktu misalnya unit cadangan, unit pemadaman kebakaran dan
seterusnya.
4. Untuk menjamin keseluruhan keselamatan pekerja yang menggunakan sarana tersebut.
5.2.2 Strategi Pemeliharaan
Untuk mendapatkan hasil yang optimal dari pemeliharaan setiap equipment
memerlukan strategi pemeliharaan untuk peralatan-peralatan tersebut, agar peralatan tersebut
berfungsi dengan baik, efisien, dan ekonomis sesuai dengan spesifikasi yang telah ditetapkan.
1. Breakdown Maintenance
Yaitu cara pemeliharaan yang dilakukan apabila peralatan tersebut rusak atau tidak
berfungsi, kemudian baru diperbaiki. Metode ini disebut juga sebagai “Failure Based
Maintence” atau perawatan berdasarkan kerusakan. Metode ini kurang cocok untuk mesin-
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
81
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
mesin yang memiliki tingkat kritis yang tinggi dan hanya sesuai untuk mesin dan peralatan
sederhana.
Ciri-ciri kegiatannya:
• Sedikit perencanaan
• Pekerjaan dilakukan secara mendadak
• Menghasilkan atau berakibat down-time yang berlebihan
• Pada saat pelaksanaan perbaikin, penggunaan man-power menjadi tidak efisien
• Merupakan perkerjaan yang berskala besar
2. Preventive Maintenance
Yaitu strategi perawatan yang didasarkan atas kondisi aktual mesin itu sendiri. Jika
hasil pemantauan menunjukkan gejala kerusakan, maka tindakan perbaikan dapat segera
dilakukan untuk mencegah kerusakan yang lebih parah.
Macam preventive maintenance:
• Schedule Maintenance (Perawatan Terjadwal)
Perawatan terjadwal merupakan strategi perawatan dengan tujuan mencegah
terjadinya kerusakan lebih lanjut yang dilakukan secara periodic dalam rentan waktu
tertentu. Strategi perawatan ini disebut juga sebagai perawatan berdasarkan waktu atau
time based maintenance.
Strategi perawatan ini cukup baik dan dapat mencegah berhentinya mesin yang
tidak direncanakan. Rentang waktu ditentukan berdasarkan pengalaman atau
rekomendasi dari pabrik pembuat mesin yang bersangkutan.
Kekurangan dari perawatan terjadwal adalah:
1. Tanpa data-data operasi yang lengkap dan memadai, rentang waktu
yang akurat tidak dapat ditentukan
2. Rentang waktu perawatan akan berubah terhadap pola pembebanan
mesin
3. Karena rekomendasi dari pabrik pembuat tidak berbasis pada beban
actual, maka rentang waktu perawatannya menjadi tidak akurat.
• Predictive Maintenance (Perawatan Prediktif)
Strategi perawatan ini didasarkan atas intensif dan kontinuitas monitoring
terhadap peforma dan kondisi mesin. Hasil-hasil pemantauan dan berbagai parameter
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
82
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
secara rutin akan digunakan untuk menggambarkan pola kencenderungannya. Berbasis
pada pola kecenderungan tersebut maka dapat ditentukan saat terbaik untuk
melakukan perawatan pelaksaan perbaikan.
Perawatan prediktif disebut juga sebagai perawatan berdasarkan kondisi atau
condition based maintenance, juga disebut pematauan kondisi mesin atau machinery
condition monitoring.
Pematauan kondisi mesin dapat diartikan dengan menentukan kondisi mesin
dengan cara memeriksa mesin secara rutin. Dengan cara pemeriksaan secara rutin,
kondisi mesin dapat diketahui sehingga kehandalan mesin dan keselamatan kerja
terjamin.
Dilihat dari biaya perawatan, tingkat kesulitan, dan waktu berhentinya mesin,
perawatan secara prediktif meruakan strategi perawatan yang paling menguntungkan.
3. Corrective Maintenance
Yaitu cara pemeliharaan yang dilaksanakan dengan mempelajari kerusakan suatu
mesin / perawatan untuk menentukan sebab dan upaya supaya tidak terulang kembali.
Dalam corrective maintenance telah tercakup kegiatan analisis kerusakan maupun
kegiatan inovasi serta improvisasi, perancangan, pembuatan, pemasangan, pengujian, dan
pengoperasian peralatan atau bagian perawatan yang dikaji.
Penerapan corrective maintenance yang baik perlu adanya dokumen yang memuat
tentang teknik menemukan penyebab kerusakan, teknik repair, petunjuk mengambil
keputusan jika ada beberapa kemungkinan perbaikin.
5.2.3 Klasifikasi Peralatan
Penggolongan peralatan berdasarkan tingkat kekritisan adalah sebagai berikut:
1. Vital Machinery
Adalah peralatan-peralatan yang dipergunakan untuk proses utama terhadap proses
produksi dan keselamatan petugas. Bila peralatan tersebut rusak, akan mengakibatkan proses
shut down, pengurangan produksi, mempunyai biaya penggantian yang tinggi, atau
keselamatan kilang / karyawan tidak terjamin. Oleh karena itu, peralatan-peralatan jenis ini
memerlukan frekuensi monitoring yang tinggi secara periodik.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
83
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
2. Essential Machinery
Adalah peralatan-peralatan yang dipergunakan dalam proses produksi dan bersifat
essential terhadap proses produksi. Bila peralatan tersebut rusak, akan mengakibatkan
pengurangan produksi dan mempunyai biaya penggantian yang tinggi. Peralatan-peralatan
jenis ini juga memerlukan frekuensi monitoring yang tinggi secara periodic.
3. Support Machinery
Adalah peralatan yang dipergunakan dalan suatu proses dan memerlukan periodik
monitoring secara rutin. Apabila peralatan ini rusak, tidak akan berpengaruh terhadap proses
produksi dan keselamatan dalam jangka waktu tertentu.
4. Operating Machinery
Adalah semua peralatan yang tidak termasuk dalam tiga kategori di atas dan tidak
memerlukan periodic monitoring secara rutin. Bila perawatan ini rusak, tidak akan
berpengaruh terhadap proses produksi dan keselamatan.
5.2.4 Sasaran Pemeliharaan
Sasaran dari pemeliharaan adalah memelihara dan memastikan bahwa semua peralatan
yang menunjang semua operasi kilang dama keadaan yang baik, memuaskan dan aman,
sehingga kemampuannya berada dalam kondisi yang maksimum dengan biaya pemeliharaan
yang optimum dan dapat mencapai umur service yang maksimum.
5.2.5 Program Pemeliharaan PERTAMINA UP-VI Balongan
Program pemeliharaan di PERTAMINA UP-VI Balongan meliputi pemeliharaan
jangka pendek dan jangka panjang.
• Program pemeliharaan jangka pendek (2 tahun)
1. Pemeriksaan suku cadang
2. Persetujuan pelayanan teknis untuk rotating equipment
3. Mengorganisasikan pemeliharaan
4. Pemeliharaan peralatan
5. Training untuk petugas pemeliharaan peralatan
• Program pemeliharaan jangka panjang (5 tahun)
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
84
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
1. Pemeliharaan yang terpusat dan handal
2. Pengembangan bengkel
3. Pengembangan standar pemeliharaan
• Objek pemeliharaan
1. Memaksimalkan kemampuan dan kehandalan
2. Meminimalkan biaya produksi
3. Mengoptimalkan biaya pemeliharaan
5.2.6 Monitoring Kondisi
Monitoring kondisi merupakan kumpulan kegiatan monitoring terhadap parameter
tertentu dari rotating equipment untuk menunjang pelaksanaan predictive maintenance.
Monitoring kondisi bertujuan:
1. Memastikan bahwa suatu rotating equipment dioperasikan dalam batas-batas desain.
2. Untuk mengetahui secara dini adanya perubahan dari kondisi rotating equipment.
3. Untuk mendapatkan gambaran dari kondisi rotating equipment guna menentukan
frekuensi pemeliharaan dan over haul.
4. Untuk mengetahui secara dini kemungkinan terjadinya suatu kerusakan yang dapat
menimbulkan kerusakan berat pada alat.
Metode Pemantauan Kondisi Pompa
Secara garis besar ada beberapa metode dalam pemantauan kondisi pompa, antara
lain:
• Pemantauan Visual
Pemantauan visual diartikan sebagai menaksir atau menentukan kondisi
peralatan dengan menggunakan kemampuan panca indera, meliputi rasa, bau,
pandang, dengar, dan sentuh. Telah berkembangnya peralatan pemantau, pematauan
visual dapat dilengkapi dengan mikroskop, boroscope, fiberscope, fotografi,
termografi, dan lain-lain, sehingga dapat mendeteksi kondisi mesin dengan lebih tepat.
• Pemantauan Minyak Pelumas
Minyak pelumas disamping sebagai pendingin, pencegah gesekan, pemisah
elemen mesin, perapat, pencegah korosi, peredam getaran, juga berfungsi sebagai
pembawa kontaminan atau kotoran yang terdapat di dalam mesin. Kotoran tersebut
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
85
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
dapat berasal dari luar maupun dari dalam pompa itu sendiri yang disebabkan oleh
geram akibat gesekan elemen mesin. Kotoran atau kontaminan yang berasal dari luar
adalah kotoran yang masuk melalui filter, bahan bakar, minyak pelumas, dan pada saat
perawatan dan perbaikan.
Ada beberapa teknik pemantauan minyak pelumas yang dapat dilakukan:
1. Tes kekentalan (viscosity test)
2. Tes perhitungan partikel (particle counting test)
3. Tes kuantifair partikel (particle kuantifair test)
4. Tes butiran keausan (wear debris test)
5. Tes bilangan keasaman (TBN test)
6. Tes ferografi (ferrography test)
7. Tes gelembung (bubble test)
• Pemantauan Kinerja
Pemantauan kinerja merupakan teknik monitoring dengan cara mengukur
parameter kinerja pompa tersebut, antara lain temperatur, tekanan, debit, putaran,
torsi, dan tenaga. Pemantauan ini dapat dilakukan pada mesin yang sedang beroperasi.
Untuk mengetahui kondisinya, hasil-hasil pemantauan dibandingkan dengan
parameter-parameter kinerja yang telah distandarkan. Jika hasil pemantauan lebih
kecil dari standar, maka diperlukan analisis dan pemeriksaan untuk mengetahui
kesalahan-kesalahan yang terjadi.
• Pemantauan Geometris
Pemantauan geometris merupakan teknik pemantauan yang bertujuan untuk
mengetahui penyimpangan geometris yang terjadi pada peralatan. Secara operasional,
pemantauan geometris meliputi pengukuran ketinggian (leveling) dan pengukuran
pengaturan posisi (alignment)
Pada mesin perkakas, pemantauan geometris meliputi antara lain leveling,
kerataan, kesejajaran, ketegaklurusan, run out, konsentrisitas, dan sebagainya.
Pemantauan geometris pada instalasi pompa sentrifugal antara lain kerataan kopling,
konsentrisitas poros penggerak dan poros pompa, dan ketegaklurusan pompa. Pada
motor pembakaran dalam yang diperlukan pemantauan geometris antara lain pada
poros engkol, pipa engkol, dan run out pada roda penerus dan konsentrisitas roda
penerus.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
86
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
• Pemantauan Getaran (vibrasi)
Pemantauan getaran yaitu memeriksa dan mengukur parameter getaran secara
rutin dan terus menerus. Getaran dapat terjadi karena adanya kerusakan pada poros,
bantalan, roda gigi, kurang kencangnya sambungan, kurang lancarnya pelumasan,
kurang tepatnya pemasangan transimisi dan juga disebabkan karena
ketidakseimbangan elemen mesin yang berputar.
Kerusakan-kerusakan seperti ini akan menimbulkan getaran yang cukup besar.
Dengan monitoring getaran yang terjadi, kerusakan mesin dapat dideteksi secara dini
dan akhirnya kerusakan yang jauh dapat dicegah.
• Metode Analisis
Untuk menentukan kondisi mesin berdasarkan hasil-hasil pengukuran dari
metode analisis sebagai berikut:
Analisis Kecenderungan
1. Untuk menentukan kondisi mesin berdasarkan analisis kecenderungan,
digunakan cara perbandingan antara parameter hasil pemantauan secara rutin
yang telah tercatat dan dianalisa.
2. Analisis Komperatif
3. Dalam analisis kooperatif kondisi mesin ditentukan dengan cara
membandingkan hasil pemantauan atau hasil pengukutan dengan standar
getaran yang diizinkan. Standar mesin ini dibuat berdasarkan percobaan atau
data-data pengalaman.
Analisis Deskriptif
Pada analisis deskriptif dalam menentukan kondisi mesin didasarkan atas
deskripsi hasil pengukuran dan pemantauan, baik yang berupa gambar, grafik, maupun
dari tabel.
Pemantauan Data Pemantauan Kondisi
• Base data
Base data atau data dasar merupakan data yang harus diambil pada saat
running test setelah selesai suatu over haul ataupun pemasangan unit baru. Box data
tersebut akan merupakan referensi dari monitoring kondisi peralatan pada masa yang
akan datang. Pengambilan base data ini hanya untuk peralatan dengan kategori Vital
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
87
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
dan Essential. Lingkup data yang harus diambil harus mencakup aspek menarik dan
aspek termodinamik / hidrolik.
• Transient data
Pengambilan transient data hanya dilakukan untuk peralatan kategori vital.
Transient data yang diambil pada saat melakukan commissioning untuk peralatan
yang baru dipasang atau setelah di over haul meruapakan suatu base data.
Pengambilan transient data secara regular hanya dilakukan untuk rotating
equipment dengan kategori vital. Apabila diperlukan untuk menunjang suatu analisa
kerusakan, maka transient data dapat diambil untuk peralatan dengan kategori vital
dan essential.
• Steady State Data
Pengambilan steady state dilakukan secara regular dengan interval tertentu,
terutama untuk rotating equipment dengan kategori vital dan essential. Steady state
data ini diambil pada saat commissioning dan running test.
5.2.7 Over Haul
Tujuan pelaksanaan over haul adalah sebagai berikut:
1. Memperbaiki kerusakan pada komponen mesin yang dapat terjadi pada saat mesin
tersebut dioperasikan.
2. Untuk mendapatkan data sebagai dasar dalam memperkirakan umur service.
3. Melakukan analisis akhir dari mesin
4. Memperbaiki efisiensi mesin dengan jalan mengganti bagian-bagian yang sudah aus
atau membersihkan komponen yang mengalami kerusakan.
5. Mendeteksi setiap kemungkinan adanya kerusakan tingkat pertama dan memperbaiki
hal tersebut.
Berdasarkan ruang lingkup pekerjaan yang ada, maka over haul dikelompokkan
sebagai berikut:
1. Minor Over Haul
Lingkup pekerjaan dari minor over haul adalah melakukan inspeksi secara acak
terhadap komponen-komponen tertentu tanpa membuka rumah suatu alat. Sebagai contoh
antara lain:
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
88
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
• Cek alignment
• Inspeksi bantalan
• Pemeriksaan sistem proteksi dan keselamatan kerja
• Pemeriksaan dan kalibrasi instrumen, bila dianggap perlu
• Pemeriksaan sistem control dan governor
2. Intermediate Over Haul
Intermediate over haul dilakukan pada saat planned shut down dari mesin. Tambahan
pekerjaan yang berbeda dengan minor over haul adalah:
• Cek dan reset displacement axial
• Cek run out radial
• Pengambilan data-data dan test yang diperlukan guna menunjang pelaksanaan mayor
over haul yang akan datang.
3. Mayor Over Haul
Pemeriksaan secara menyeluruh terhadap komponen-komponen utama dan komponen
bantu dari rotating equipment dilakukan pada saat mayor over haul. Dalam hal ini
dimaksudkan untuk mencapai “complete assessment” terhadap kondisi rotating equipment
tersebut.
4. Modular Over Haul
Mayor dan intermediate over haul dapat dilakukan secara modular, artinya bahwa
semua lingkup pekerjaan yang tercakup dalam over haul tersebut dapat dilaksanakan pada
waktu dan kesempatan yang berbeda.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
89
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB VI
PERAWATAN POMPA 13-P-101 A/B
Pemeliharaan dapat didefinisikan sebagai suatu aktifitas yang diperlukan untuk
menjaga atau mempertahankan kualitas suatu fasilitas / alat agar tetap dapat berfungsi dengan
baik.
Fasilitas yang dimaksud ialah mesin-mesin produksi serta fasilitas lain yang
memerlukan pemeliharaan, seperti generator, pompa, turbin, kompresor, dan utility lainnya.
Pompa sebagai salah satu mesin yang memainkan peranan penting dalam operasi
kilang PERTAMINA, karena itu perlu dioperasikan dan dipelihara sesuai dengan standarnya
atau berdasarkan petunjuk pemeliharaan dari pabrik pembuat.
Tujuan utama dari pemeliharaan ini adalah mendapatkan kinerja pompa yang
maksimum handal dan berdaya guna tinggi, dengan biaya operasi dan pemeliharaan yang
rendah dan dalam batas-batas aturan safety perusahaan.
6.1 Data Teknis Pompa 13-P-101 A
Pompa yang akan dibahas disini adalah pompa sentrifugal dengan tipe 13-P-101 A,
dimana pompa ini berfungsi untuk memompa residu dari unit CDU ke reaktor di unit 13,
yakni ARHDM. Pompa 13-P-101 A merupakan dua buah pompa sentrifugal yang identik.
Identik disini artinya adalah memiliki spesifikasi dan fungsi yang sama. Sedangkan penulis
akan menganalisis satu pompa saja. Dalam operasinya harus ada pompa yang berperan
sebagai spare atau cadangan untuk mengantisipasi jika sewaktu-waktu pompa yang sedang
bekerja tersebut rusak.
Arti penomoran 13-P-101 A:
• 13 menunjukkan unit tempat pompa tersebut dipasang, dimana unit 13 ini bekerja
pada unit ARHDM
• P menunjukkan peralatan jenis tersebut adalah pompa
• 101 menunjukkan nomor urut peralatan
• A/B menunjukkan bahwa peralatan tersebut terdiri dari dua unit, yaitu unit A dan B
yang bekerja saling bergantian jika salah satunya mengalami kerusakan.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
90
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
Secara garis besar Pompa 13-P-101 A memiliki data teknis dan spesifikasi sebagai
berikut:
Data Pompa 13-P-101 A
Ukuran/Tipe : 6 IJ 10
Serial No : B 55354-01
Tag. No : 13-P-101
Manufacture : Pasific-Dresser Pump
Servis : Reaktor Feed Pump
Fluida : Atmospheric Residu
Bearing radial : Sleeve
Bearing Thrust : KTB
Kapasitas normal : 231 m3/jam
Kapasitas rata-rata : 254 m3/jam
Suction pressure : 40 kg/cm2
Discharge pressure : 198 kg/cm2
Efisiensi : 76%
Motor : 4350 rpm
Spesifikasi secara lengkap dapat dilihat pada lampiran Pump Data Sheet.
6.2 Bagian-Bagian Pompa 13-P-101
Bagian-bagian penting dari pompa 13-P-101 A adalah:
1. Casing (rumah pompa)
Casing merupakan rumah dari pompa yang terbuat dari special steel
(ASTM743-CA6NM) untuk menghindari terjadinya korosi. Casing berfungsi untuk
memberikan arah aliran dari impeller dan mengubah kecepatan menjadi tekanan, serta
menjadi tempat kedudukan impeller.
2. Impeller
Impeller berfungsi untuk memberikan percepatan pada fluida akibat gaya
sentrifugal yang ditimbulkan oleh putaran impeller. Bahan impeller untuk pompa ini
adalah special steel (SCS1T2). Tipe impeller close serta double suction.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
91
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3. Shaft (poros pompa)
Shaft berfungsi untuk menghubungkan atau meneruskan putaran dari
penggerak ke impeller dan juga sebagai dudukan impeller. Shaftnya terbuat dari bahan
special steel (SUS420J2).
4. Bearing
Bearing berfungsi untuk meredam atau menahan beban dari shaft dan bagian-
bagian berputar dengan bantuan minyak pelumas.
5. Mechanical Seal
Mechanical seal berfungsi untuk mencegah kebocoran antara poros dan casing
yang akan mengakibatkan pengurangan tekanan pada pompa.
6. Coupling
Coupling berfungsi untuk meneruskan putaran poros motor penggerak dengan
poros pompa.
6.3 Maintenance
Walaupun pompa sentrifugal beroperasi dalam jangka waktu yang lama tanpa
maintenance, operator harus siap siaga terhadap kondisi yang dapat merusak kinerja pompa.
Berdasar pada factor seperti jam operasi, lingkungan, umur pompa, inspeksi periodik dan
servis dibutuhkan untuk mempertahankan dan mencatat kuantitas lube oil yang dibutuhkan,
waktu inspeksi dan servis, serta kondisi yang diobservasi saat inspeksi.
Kondisi yang harus disiapsiagakan adalah:
1. Penurunan kapasitas, penurunan tekanan discharge relative terhadap tekanan suction,
atau peningkatan konsumsi power untuk operasi pompa.
2. Getaran dan kebisingan operasi
3. Perubahan tekanan balancing drum line
4. Penurunan tekanan lube oil pada filter outlet
5. Peningkatan suhu lube oil pada oil cooler outlet, radial bearing outlet, atau thrust
bearing outlet
6. Peningkatan kebocoran seal
7. Melonggarnya baut-baut
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
92
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
8. Level fluida pada reservoir Pacloc menurun
Inspeksi periodik harus berada dalam keadaan eksternal, yaitu pompa tidak boleh
terbuka sekecil apapun supaya tidak ada penurunan kapasitas, penuruan tekanan discharge,
dan timbul permasalahan mechanical.
• Penggantian seal periodik
Untuk menghindari perawatan yang tidak terencena pada mechanical seal,
part-part harus diganti ketika jam operasi total mereka mencapai batas maksimum jam
operasi yang direkomendasikan oleh manufaktur seal tersebut.
• Ketebalan bearing housing gasket
Ketebalan bearing housing gasket merupakan sesuatu yang critical. Ini harus
berkisar 0,014-0,016 in (0,36-0,41 mm).
• Rekomendeasi penggantian lube oil
Manufaktur pompa 13-P-101 A merekomendasikan agar lube oil pada pompa
harus diinspeksi secara periodik dan penggantian ketika:
a. Warna oli menggelap, terindikasi terkontaminasi dari kotoran dan zat
kimia asing
b. Oli menjadi seperti susu atau mengelmusi
c. Ditemukan partikel-partikel asing di oil
6.3.1 Stopping
Pada umunya terdapat 2 jenis keadaan saat meberhentikan pompa, yaitu cold
shutdown dan hot shutdown.
• Cold Shutdown
Untuk melindungi part-part dalam pompa dari kekeringan dan keausan maka
perlu dilakukan langkah-langkah:
1. Tutup discharge valve
2. Matikan sumber listrik (motor)
3. Matikan pompa lube oil
4. Tutup katup fluida dingin
5. Tutup semua vent valves
6. Buka semua saluran pipa dan pastikan semua fluida dingin keluar
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
93
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
7. Biarkan semua katup pipa pada laju minimum
8. Biarkan katup suction terbuka
9. Biarkan semua katub pada sistem Pacloc terbuka, kecuali system drain valve,
biarkan dalam keadaan tertutup
• Hot Shutdown
Ketika temperatur dari aliran di bawah 150F (66 oC) dan pompa kedua dalam
keadaan hot standby, pompa yang hot standby harus disiapkan sekali tiap 2 minggu
selama 1 sampai 2 jam untuk pengetesan operasi. Untuk meyakinkan bahwa pompa
dapat langsung bekerja tanpa penundaan akibat warm up, harus dilakukan:
1. Lihat apakah valves dengan keadaan laju aliran minimum dalam keadaan
terbuka dan katub discharge tetutup
2. Cut Power
3. Lihat apakah katup suction masih terbuka
4. Setelah putaran berhenti, buka kembali katup discharge dan lihat apakah katub
tersebut tertutup rapat dengan cara mengamati reverse rotation
5. Biarkan katup tersebut dalam keadaan:
a. Katup dengan fluida dingin terbuka
b. Katup dengan vent line terbuka
c. Katup pembuangan tertutup
6. Biarkan katup dalam aliran minimum
7. Pertahankan oil flow pada lube oil pump
8. Pastikan katup aliran yang ingin dipanasi dalam keadaan terbuka
6.3.2 Pelaksanaan Pemeliharaan Pompa 13-P-101 A
Untuk mencapai efisiensi dan efektifitas dalam kegiatan di unit ARHDM maka
diperlukan pemeliharaan peralatan yang meliputi stationery equipment dan rotating
equipment di unit tersebut termasuk juga pompa 13-P-101 A.
Tujuan utama dari pemeliharaan peralatan antara lain:
• Untuk mempertahankan kondisi operasi pompa agar berfungsi dan bekerja secara
optimal sesuai dengan karakteristik performance-nya.
• Sebagai tindakan sedini mungkin terhadap kemungkinan-kemungkinan gangguan
operasi pompa.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
94
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
1. Pemeliharaan Harian
Pemeliharaan yang berupa kegiatan pemeriksaan terhadap parameter-parameter
kondisi operasi pompa yang dilakukan rutin setiap hari, misalnya: pengecekan lube oil,
temperatur, kebocoran, dan noise.
2. Pemeliharaan Berkala
Pemeliharaan berkala adalah pemeliharaan yang dilakukan secara periodic atau dalam
jangka waktu tertentu, yaitu:
a. Pemeliharaan mingguan
Pemeliharaan yang dilakukan tiap satu minggu, yaitu:
• Pengecekan vibrasi
b. Pemeliharaan bulanan
Pemeliharaan yang dilakukan tiap bulan, yaitu:
• Pengecekan temperatur bantalan atau bearing
• Pengecekan sistem pelumasan
c. Pemeliharaan tiga bulanan
Pemeliharaan yang dilakuan tiap tiga bulan, yaitu:
• Penggantian minyak pelumas
• Penggantian grease (gemuk)
d. Pemeliharaan enam bulanan
Pemeliharaan yang dilakukan tiap enam bulan, yaitu:
• Pengecekan packing
• Pengecekan shaft sleave
• Pengecekan alignment pompa dengan penggeraknya
e. Pemeliharaan tahunan
Pemeliharaan yang dilakukan tiap satu tahun, yaitu:
• Pengecekan keausan yang tejadi
• Pengecekan clearance wearing ring
• Pengecekan casing dan stuffing box
• Pengecekan poros dan impeller
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
95
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
• Penggantian mechanical seal
• Penggantian bearing
6.4 Trouble Shooting Pompa 13-P-101 A
Tabel 6.1 trouble shooting pompa 13-P-101 A
No Penyebab Tindakan1 Kapasitas dan tekanan
Disharge pompa kurang atau tidak ada
sama sekali
• Suction pressure atau putaran pompa
terlalu rendah
• Putaran pompa terbalik
• Adanya udara atau vapor di dalam
liquid
• Impeller tertutup sebagian oleh
kotoran-kotoran
• Suction line banyak mengandung
kotoran
• Buka penuh suction valve dan check
power supply
• Periksa arah putaran pompa
• Periksa suction line dari kebocoran dan
vent pompa
• Periksa dan bersihkan kotoran tersebut
• Periksa strainer pompa dan bersihkab
2 Pompa tidak mau menghisap disaatn start
• Liquid supply tidak cukup
• Adanya udara pada suction line
• Impeller atau suction line tertutup
kotoran
• Buka penuh suction valve dan periksa
liquid level
• Periksa suction line dari kebocoran
• Periksa dan bersihkan
3 Penggerak pompa (motor) overload
• Pengikatan packing atau spring tension
mechanical seal terlalu kuat
• Bearing atau rotating element lainnya
rusak
• Specific gravity atau viskositas fluida
terlalu tinggi
• Adanya gesekan abnormal antara
rotating elemen dengan stationery
• Kurangi pengangkatan packing atau
spring tension mechanical seal
• Periksa dan ganti bagian-bagian yang
rusak
• Periksa apakah spesifikasi liquid tersebut
sesuai dengan desain pompa
• Periksa penyebab dai gesekan tersebut
(shaft run out, shaft level, alignment, dll)
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
96
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
element
• Low voltage atau elektrikal trouble
lainnya
• Periksa apakah sudah sesuai dengan
manual4 Vibrasi pompa
• Adanya udara atau gas di dalam liquid
• Mis-alignment
• Bearing rusak
• Rotating element unbalance
• Baut-baut pengikat pondasi kurang kuat
• Vent. Pompa dan periksa kebocoran pada
suction line
• Realignment kembali
• Periksa dan ganti baru
• Periksa dengan balancing machine
• Periksa dan ikat kembali5 Bearing panas dan cepat rusak
• Oil level tidak tepat
• Spesifikasi pelumas salah
• Pelumas tercampur air dan lain-lain
• Temperatur pelumas terlalu tinggi
• Oil ring tidak berfungsi
• Axial thrust terlalu besar
• Stel kembali oil level
• Ganti pelumas yang sesuai dengan
rekomendasi manufakturnya
• Ganti pelumas dan periksa penyebabnya
• Periksa/pasang cooling sistem pada
bearing housing
• Periksa kondisi dari oil ring dan check
apakah oil ring dapat bergerak bebas
• Periksa clearance dari wearing ring atau
balancing device
6.5 Over Haul Pompa 13-P-101 A
Over haul adalah kegiatan pemeliharaan dengan melakukan pengecekan-pengecekan
menyeluruh dan melakukan perbaikan serta penggantian komponen-komponen pompa dengan
melakukan pembongkaran, sehingga jika dioperasikan kembali, pompa tersebut
performancenya dapat mendekati dengan performance desainnya.
Dalam melakukan pembongkaran sebaiknya harus mengetahui konstruksi pompa dan
lain-lain dengan mempelajari gambar pompa dan gambar petunjuk lain yang berhubungan
dengan pompa tersebut.
Berikut ini langkah-langkah over haul dan pemasangan kembali.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
97
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
6.5.1 Persiapan Pembongkaran
1. Tutup semua saluran baik isap maupun tekan
2. Kosongkan pompa dari fluidanya
3. Matikan power source ke penggerak
4. Buka pelindung kopling dan lepaskan kopling
5. Lepaskan penggeraknya
6. Buka baut pengikat pada saluran isap dan tekan
7. Buka baut pondasi
8. Turunkan pompa dari pondasi ke tempat yang aman
6.5.2 Pembongkaran Pompa
1. Lepas semua mur pada casing cover
2. Tarik keluar casing cover dan rumah bantalan berikut komponen-komponen yang
berputar yang merupakan satu kesatuan
3. Lepaskan wearing casing dan wearing impeller
4. Lepaskan lock washer impeller
5. Lepaskan washer impeller
6. Lepaskan impeller
7. Buka baut-baut mechanical seal
8. Lepaskan mechanical seal
9. Lepaskan fliger outboard dan end cover outboard
10. Lepaskan fliger inboard dan end cover inboard
11.Tarik shaft pompa dari casing cover
12. Lepaskan oil ring dan oil thrower
13. Lepaskan bantalan radial dan bantalan aksial
6.5.3 Pemeriksaan Komponen Pompa
Setelah pembongkaran selesai, maka dilakukan pembersihan semua komponen lalu
dilanjutkan dengan pengecekan komponen. Pengecekan dapat dilakukan dengan cara antara
lain:
1. Pengecekan visual
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
98
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
2. Pengecekan dengan menggunakan cairan penetrasi
3. Pengecekan dengan cara pengukuran dimensi
Komponen-komponen yang diperiksa antara lain:
Tabel 6.2 Komponen Pompa 13-P-101 A yang diperiksa
No Komponen Pemeriksaan Tindakan1 Impeller dan
Diffuser
• Memeriksa kondisi impeller
dan diffuser apakah terjadi
korosi, erosi, keretakan,
goresan
• Memeriksa kondisi impeller
dan diffuser bore dan
keyway
• Jika bisa diperbaiki dengan
cara pengelasan
• Jika tidak dapat diperbaiki,
ganti dengan yang baru
• Lakukan balancing setelah
selesai
2 Wearing ring • Memeriksa dari erosi dan
korosi
• Mengukur clearancenya
• Jika clearance sudah
melebihi max. maka
wearing harus diganti3 Casing dan
Stuffing box
• Memeriksa apakah terjadi
korosi, erosi, keretakan, atau
goresan
• Memeriksa kondisi gasket
dan “O” ring
• Bagian-bagian yang aus
dapat diperbaiki dengan
cara pengelasan
4 Poros dan key
(spi)
• Memeriksa kondisi key
pada beberapa bagian
(impeller, shaft, sleeve, dan
bearing)
• Melakukan run out pada
poros
• Memeriksa kondisi keyway
dari distorsi
• Jika poros bengkok atau
terdistorsi, maka ganti
dengan yang baru
5 Shaft sleeve • Memeriksa apakah terjadi
keausan pada permukaan
• Ganti jika keausan dapat
terlihat jelas secara visual6 Mechanical
Seal
• Memeriksa apakah terdapat
goresan dan keretakan pada
bagian-bagian yang
• Gunakan lagi atau ganti
dengan yang baru
• Ganti “O” ring, “V” ring,
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
99
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
bergesekan
• Memeriksa kondisi “O”
ring, “V” ring dan gasket
dan gasket
7 Bearing • Memeriksa retainer dan
balls dari kerusakan
• Memeriksa apakah terjadi
play dan suara-suara yang
tidak normal saat diputar
dengan tangan
• Ganti yang sesuai dengan
kondisi aslinya
8 Bearing
housing
• Memeriksa penampung oli
dan water jacket
• Memeriksa kondisi dudukan
bearing
• Bersihkan dan bilas
penampung oli dengan
baik
• Bersihkan kerak dan
endapan dalam air9 Run out dari
rotating parts
• Melakukan run out pada
poros dan impeller wearing
ring
• Jika melebihi batas yang
diijinkan, maka perbaiki
atau ganti dengan yang
baru
6.6 Perakitan Pompa
Untuk melakukan perakitan pompa cukup dengan membalik langkah-langkah
pembongkaran pompa, dengan memperhatikan dan mempelajari gambar konstruksi pompa
dengan cermat
Pompa kemudian diuji coba dengan cara memutar poros pompa. Apabila poros dapat
berputar dengan lancer dan baik maka pompa siap dipasang pada penggeraknya.
6.6.1 Pemasangan Pompa ke Penggerak
Untuk melakukan kelurusan antara poros pompa dan poros penggerak, maka pada saat
pemasangan pompa ke penggerak harus dilakukan alignment. Langkah-langkah dalam
melakukan alignment:
• Lakukan pre-alignment
1. Mengecek soft foot penggerak
2. Mengecek kelenturan dan stang dial indicator
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
100
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
3. Mengecek pondasi penggerak
4. Mengukur jarak kopling
5. Menghitung thermal growth
6. Mengusahakan jumlah shim awal tidak terlalu banyak
7. Memasang dial indikator, bagian magnetic base half coupling penggerak dan
jarum sensor dial indicator pada half coupling pompa
8. Membaca penunjuk jarum indikator dengan memutar poros sesuai dengan arah
putaran dengan tahapan 90 o, 180 o, 270 o, dan 360o
9. Dari pembacaan tersebut, dapat kita simpulkan jumlah shim kaki depan dan
belakang dari penggerak perlu ditambah atau dikurangi dan juga bisa
disimpulkan apakah letak penggerak kurang geser ke kanan atau ke kiri
10. Lakukan langkah di atas hingga seluruh penunjukan dial indicator berada pada
toleransi alignment, yaitu 0,05 mm
11. Setelah alignment sudah tepat dan benar, pasang coupling spacer
12. Setelah semuanya selesai, maka pompa dapat dijalankan
6.7 Studi Kasus Over Haul pompa 13-P-101
Tabel 6.3 Hasil Laporan Inspeksi
No Hasil Inspeksi Gambar Rekomendasi Perbaikan1 Impeller 1st stage – 10th
stage
Terkikis dan out of
tolerance pada OD
impeller ring dan OD
impeller hub area
Ganti impeller ring
dengan yang baru dan
perbaiki impeller hub
dengan welding
2 Suction spacer
Erosi pada daerah yang
terindikasi
Perbaiki pada area yang
mengalami kerusakan
dengan welding3 Intermedate Cover
(diffuser 2-9)
Erosi pada daerah yang
terindikasi.
Scoring pada ID case wear
Perbaiki pada area yang
mengalami kerusakan
dengan welding.
Ganti case wear ring
dan case hub dengan
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
101
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
ring dan out of tolerance
pada ID case wear ring dan
ID case hub ring
yang baru.
4 Discharge spacer
Scoring dan out of
tolerance pada case wear
ring dan case hub ring
Ganti dengan yang baru
5 Pump Shaft
Out of tolerance dan
goresan pada daeran yang
terindikasi
Ganti dengan yang baru
6 Balance Drum
Out of tolerance pada OD
balance drum
Ganti dengan yang baru
7 Impeller Key
Tergores
Ganti dengan yang baru
8 Balance Key
Rusak pada daerah yang
terindikasi
Ganti dengan yang baru
6.7.1 Analisa Kerusakan
Dari data hasil over haul pompa 13-P-101 A dapat dianalisis:
1. Kerusakan yang paling banyak terjadi adalah akibat dari gesekan yang berlebihan.
2. Kerusakan yang terjadi sama pada setiap bagian (cth: kerusakan pada impeller atau
diffuser).
3. Korosi (erosi) atau terkikisnya sebuah area pada part pompa disebakan akibat gesekan
antara part pompa (logam) dengan fluida yang mengalir yaitu residu dari unit CDU.
4. Gesekan yang terjadi cukup besar karena pada residu terkandung juga bahan-bahan
logam atau material sepert nikel, sulfur, dll.
5. Sesuai data yang didapat bahwa korosi ditemukan saat pompa sudah bekerja selama 3
tahun, yakni saat proses over haul dilakukan.
6. Melihat tingkat korosi yang terjadi dan rekomendasi perbaikannya, penulis mengambil
sebuah hipotesis bahwa korosi sudah dapat terdeteksi ketika pompa sudah beroperasi
selama 1 tahun.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
102
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
6.7.2 Rekomendasi
Penulis terhadap pengaruh gesekan antara fluida terhadap logam pada part pompa, yaitu:
1. Pemilihan material logam yang lebih kuat dan tahan korosi terhadap fluida khusus
seperti residu. PT PERTAMINA UP-VI Balongan bisa merekomendasikan kepada
manufaktur pompa.
2. Karena terdapat 2 unit pompa, yaitu 13-P-101 A/B, penggunaannya dapat digilir setiap
1 minggu hingga 1 bulan sekali.
3. Penggunaan daya penggerak pompa (motor) harus stabil, agar fluida yang diisap laju
alirannya selalu konstan. Karena jika berfluktuasi akan mengakibat korosi yang lebih
cepat.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
103
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
BAB VII
PENUTUP
7.1 Kesimpulan
Proses produksi yang berlangsung selama 24 jam tanpa henti di PERTAMINA UP-VI
Balongan diperlukan equipment-equipment yang terjaga kehandalannya. Oleh karena itu, guna
menunjang kelangsungan produksi dan keselamatan kerja diperlukan suatu sistem perawatan /
pemeliharaan yang baik.
Dalam usaha peningkatan standar pemeliharaan dan keefektifan pemeliharaan, maka
dilakukan pemeliharaan secara terencana. Pemeliharaan terencana dilakukan untuk mencegah
menurunnya fungsi fasilitas produksi, dalam hal ini pompa 13-P-101 A dilakukan
pemeliharaan terencana (Preventive Maintenance). Kegiatannya meliputi pemeriksaan vibrasi,
temperatur, tekanan, keadaan lube oil, serta noise.
Beberapa hal yang kami temukan selama kerja praktek mengenai perawatan dan
pemeliharaan pompa 13-P-101 A, dapat kami simpulkan bahwa:
1. Perawatan yang terencana yang baik mutlak diperlukan dalam menjaga kondisi
operasi suatu alat / mesin.
2. Salah satu cara yang digunakan untuk mendeteksi kerusakan guna menghindari
kerusakan yang lebih fatal ialah dengan menggunakan vibrasi monitoring.
3. Kerusakan komponen pompa yang sering terjadi ialah wearing ring, bearing, dan
mechanical seal
7.2 Saran
Dari hasil observasi penulis selama melakukan kerja praktek, penulis memberi saran
agar:
1. Diperlukan peningkatan kuantitas literatur pada setiap unit kerja untuk menunjang
proses perawatan
2. Diperlukan suatu sistem kerja yang lebih baik, hal ini dapat diwujudkan dalam
peningkatan kualitas peralatan, standar kerja, dan sumber daya manusia
3. Penggunaan spare part yang sesuai dengan literature yang diberikan pabrik pembuat
mesin diharapkan dapat mengoptimalkan jam operasi mesin
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
104
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
4. Alignment yang presisi diharapkan dapat mengurangi gaya radial sehingga beban yang
diterima bearing tidak terlalu besar serta diharapkan gesekan yang dialami wearing
ring dapat tereliminasi.
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia
105
Laporan Kerja PraktekPT British Petroleum Indonesia
DAFTAR PUSTAKA
Atma, Panca Alloy. “Analisis Performance pada Pompa 12-P-101 A”. Laporan Kerja Praktek.
Universitas Diponegoro.2009
Budiawan, Adhie, dkk. “Sistem Pemeliharaan Pompa 12-P-505 B”. Laporan Kerja Praktek.
Politeknik Negeri Bandung.2004
Data perawatan dan perbaikan, pemeliharaan I PERTAMINA UP-VI Balongan.
Data-data dari hasil pengamatan selama kerja praktek berlangsung.
Manual book. “12/13-P-101 A/B Pump”
Pump Spesification Sheet. “12/13-P-101 A/B Pump”
Trilestari, Lenny. “Analisa Penurunan Kinerja Pompa Diaphragm 22-P-106 A”. Laporan
Kerja Praktek. Universitas Pendidikan Indonesia.2009
Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia