core.ac.uk · I D engan ini mener angkan : JAKA VARTAN KRISNANTA Kabantrahe, 13 A,gustus 1996...

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT V

BALIKPAPAN – KALIMANTAN TIMUR

Disusun oleh:

Jaka Varian Krisnanta

NPM : 140608059

PROGRAM STUDI TEKNIK INDUSTRI

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI

UNIVERSITAS ATMAJAYA YOGYAKARTA

2018

Scanned by CamScanner

I

D engan ini mener angkan :

JAKA VARTAN KRISNANTA

Kabantrahe, 13 A,gustus 1996

140608059

Teknik Industri

Universitas Atma J aya Yogyakafta

Sefffi.fiPRAKTEK KERJA LAPANGAN

NoMoR ,8fr /Kr4o3t./2a18 * $8

Nama Mahasiswa

Tempat / Tangal Lahir

Nomor Induk Mahasiswa

Jurusan

Asal Universitas

Telah menyeles aikan Praktek Kerjal,apangan di

PT Pertamina (Persero ) Refinery Unit V Bahl<yapan

Bagjan 1 fungsi Process Engineering - Engineerihg,,&Development RU V

Periode 18 Desember 201.7 sl d 18 Pebru afi 2078

Sertifikat ini menerangkan nilai Mahasiswa untuk jenis pekerjaan seperti tersebut

pada halaman dibalik ini

Ballkpapan, Pebruari 2O7B

Refinery Unit V BallkpapanHuman Resources

Business Pa

REFINERY U,{IT VBALIXPAPTN

t-effi

PERTAftlINAL

,,

DAFTAR NIIj,I

NO. PENITAIAN PENGETAHUAN BOBOT NILAIBOBOTNILAI

KETERANGAN

1. ?emahaman Materi / Proses 6Aa/o 90 54.0A: 86 - 100 Sangat Baik

B: 70 - 85 Baik

C: 56 - 69 CukupD: < 56 Kurang

Z Tugas Khusns 4Aolo 90 36.0

TOTAT 90.o A

NO. PTNILAIAN SIKAP. NILAI KETERANGAN

1 Disiplin / T anggung J awab 87 A

2 Inisiatif 90 A

J Hubungan Kerja 90 A

Keterangan :

A

B

C

D

86 * 10070"8556-69<56

Sangat Baik

Baik

CuLrrp

Kurang

Demikian Penilaian ini dibuat sebagai nilai Akhir Kerja Praktek Mahasiswa.

Diisi oleh:Pembimbing Kerk Praktek

f,affael Beyno Baditya

Mengetahui:Isad Af fuass EttgineerW

Djatrniko Dar-mo Sapn&

Scanned by CamScanner

v

DAFTAR ISI

Halaman Judul................................................................................................ i

Halaman Pengesahan .................................................................................... ii

Surat Keterangan Pelaksanaan Kerja Praktek ................................................ iii

Kata Pengantar ............................................................................................... iv

Daftar Isi ......................................................................................................... v

Daftar Tabel .................................................................................................... vii

Daftar Gambar ................................................................................................ xi

Daftar Grafik ................................................................................................... xii

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang ......................................................................................... 1

1.2 Tujuan ...................................................................................................... 1

1.3 Tempat dan Pelaksanaan Kerja Praktek ................................................... 2

BAB 2 TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

2.1 Sejarah Singkat Perusahaan .................................................................... 4

2.2 Struktur Organisasi ................................................................................... 13

2.3 Manajemen Perusahaan ........................................................................... 24

BAB 3 TINJAUAN SISTEM PERUSAHAAN

3.1 Proses Bisnis ............................................................................................ 31

3.2 Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan ................................................. 32

3.3 Proses Produksi........................................................................................ 46

3.4 Fasilitas Produksi ...................................................................................... 48

vi

BAB 4 TINJAUAN PEKERJAAN MAHASISWA

4.1 Lingkup Pekerjaan .................................................................................... 54

4.2 Pendahuluan ............................................................................................ 55

4.3 Metodologi Pelaksanaan ........................................................................... 70

4.4 Hasil Pekerjaan ........................................................................................ 71

BAB 5 PENUTUP ........................................................................................... 164

Daftar Pustaka ................................................................................................ 165

vii

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Jadwal Kerja Praktek ...................................................................... 2

Tabel 2.1 Kapasitas RU PT.Pertamina (Persero) ............................................ 8

Tabel 2.2 Perkembangan Kilang Minyak RU-V ............................................... 9

Tabel 2.3 Kapasitas Produksi PT.Pertamina (Persero) ................................... 12

Tabel 3.1 Spesifikasi Produk LPG Jenis Propana .......................................... 35

Tabel 3.2 Spesifikasi Produk LPG Jenis Butana ............................................ 35

Tabel 3.3 Spesifikasi Produk Produk LPG Mixed ........................................... 36

Tabel 3.4 Spesifikasi Produk Premium .......................................................... 37

Tabel 3.5 Spesifikasi Produk Pertamax 92 ..................................................... 38

Tabel 3.6 Spesifikasi Produk Kerosin ............................................................ 39

Tabel 3.7 Spesifikasi Produk Avtur ................................................................. 39

Tabel 3.8 Spesifikasi Produk ADO .................................................................. 40

Tabel 3.9 Spesifikasi Produk IDO ................................................................... 41

Tabel 3.10 Spesifikasi Produk Hard Semi Refined (HSR) ............................... 41

Tabel 3.11 Spesifikasi Produk Yellow Batik Wax (YBW) ................................. 42

Tabel 3.12 Spesifikasi Produk Low Sulfur Wax Residue (LSWR) ................... 42

Tabel 3.13 Spesifikasi Produk Light Naphtha (Konsumsi BP .......................... 43

Tabel 3.14 Spesifikasi Produk Light Naphtha (Konsumsi Sietco) .................... 43

Tabel 3.15 Spesifikasi Produk Medium Naphtha (konsumsi BP) ..................... 44

Tabel 3.16 Spesifikasi Produk Marine Gas Oil (MGO 5) ................................. 44

Tabel 3.17 Spesifikasi Produk Low Aromatic White Spirit (LAWS-05) ............. 45

Tabel 3.18 Spesifikasi Produk Smooth Fluids 05 ............................................ 46

Tabel 3.19 Spesifikasi Produk IFO untuk BP ................................................. 46

Tabel 4.1 Rata-Rata Crude Domestik ............................................................. 69

Tabel 4.2 Rata – Rata Crude Impor ................................................................ 69

viii

Tabel 4.3 Rata – Rata Intermedia ................................................................... 70

Tabel 4.4 Total Price Intake tahun 2017 ......................................................... 70

Tabel 4.5 Rata - Rata Produk BBM ................................................................. 73

Tabel 4.6 Rata - Rata Produk BBK ................................................................. 73

Tabel 4.7 Rata – Rata Produk NBBM ............................................................. 74

Tabel 4.8 Rata – Rata Produk Lainnya ........................................................... 74

Tabel 4.9 Rata – Rata Refinery Gas ............................................................... 75

Tabel 4.10 Total Price Produk Tahun 2017 ..................................................... 76

Tabel 4.11 Trend Linier Intake and Product .................................................... 80

Tabel 4.12 Harga Trend Linier Intake and Product ......................................... 81

Tabel 4.13 Double Exponential Smoothing Intake and Product ..................... 82

Tabel 4.14 Harga Double Exponential Smoothing Intake and Product ............ 83

Tabel 4.15 ARIMA Intake and Product ............................................................ 85

Tabel 4.16 Harga ARIMA Intake and Product ................................................. 86

Tabel 4.17 Analisis MAD ................................................................................ 87

Tabel 4.18 Hasil Peramalan Total Intake tahun 2018...................................... 88

Tabel 4.19 Hasil Peramalan Total Produk tahun 2018 .................................... 89

Tabel 4.20 Hasil koef perpindahan panas ....................................................... 90

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan ...................... 11

Gambar 2.2 Peta Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan .............. 11

Gambar 2.3 Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU V ................... 15

Gambar 2.4 Sejarah Logo Pertamina ............................................................ 25

Gambar 2.5 Halaman Utama Website PT.Pertamina (Persero) RU V ............ 27

Gambar 2.6 Tampilan Halaman Website Online Owner Estimasi (O2E) ......... 28

Gambar 2.7 Alur Distribusian PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan ...... 30

Gambar 3.1 Proses Bisnis Ru V Balikpapan ................................................... 31

Gambar 3.2 Proses Bisnis Aliran Produk ........................................................ 33

Gambar 4.1 Pola Data dalam Forecasting ..................................................... 58

Gambar 4.2 Contoh Plot Data Stasioner ........................................................ 60

Gambar 4.3 Skema ARIMA ............................................................................ 66

Gambar 4.4 Data STS Intake Januari ............................................................. 68

Gambar 4.5 Data STS Produk Januari ........................................................... 72

Gambar 4.6 Time Series Plot of Total Price Intake ......................................... 78

Gambar 4.7 Time Series Plot of Total Price Product ....................................... 78

Gambar 4.8 Shell and Tube Exchanger .......................................................... 93

1

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Program Studi Teknik Industri, Fakultas Teknologi Industri, Universitas Atma Jaya

Yogyakarta (PSTI UAJY) mewajibkan semua mahasiswanya untuk melaksanakan

kerja praktek sesuai dengan Kurikulum di PSTI UAJY. PSTI UAJY memandang

kerja praktek sebagai wahana atau sarana bagi mahasiswa untuk mengenali

suasana di industri serta menumbuhkan, meningkatkan, dan mengembangkan

etos kerja profesional sebagai calon sarjana Teknik Industri.

Kerja praktek dapat dikatakan sebagai ajang simulasi profesi mahasiswa Teknik

Industri. Paradigma yang harus ditanamkan adalah bahwa selama kerja praktek

mahasiswa bekerja di perusahaan yang dipilihnya. Bekerja, dalam hal ini

mencakup kegiatan perencanaan, perancangan, perbaikan, penerapan dan

pemecahanan masalah. Oleh karena itu, dalam kerja praktek kegiatan yang

dilakukan oleh mahasiswa adalah:

1. Mengenali ruang lingkup perusahaan

2. Mengikuti proses kerja di perusahaan secara kontinu

3. Melakukan dan mengerjakan tugas yang diberikan oleh atasan, supervisor

atau pembimbing lapangan

4. Mengamati perilaku sistem

5. Menyusun laporan dalam bentuk tertulis

6. Melaksanakan ujian kerja praktek

1.2. Tujuan

Hal-hal yang ingin dicapai melalui pelaksanaan Kerja praktek ini adalah:

1. Melatih kedisiplinan.

2. Melatih kemampuan berinteraksi dengan bawahan, rekan kerja, dan atasan

dalam perusahaan.

3. Melatih kemampuan untuk beradaptasi dengan lingkungan kerja.

4. Mengamati secara langsung aktivitas perusahaan dalam berproduksi dan

menjalankan bisnis.

5. Melengkapi teori yang diperoleh di perkuliahan dengan praktek yang ada di

perusahaan.

6. Menambah wawasan mengenai sistem produksi dan sistem bisnis.

2

1.3. Tempat dan Waktu Pelaksanaan Kerja Praktek

Kerja praktek dilaksanakan terhitung mulai tanggal 18 Desember 2017 sampai

dengan 18 Februari 2018 di PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit V, Jalan Yos

Sudarso, Mekar Sari, Balikpapan Tengah, Prapatan, Kota Balikpapan,

Kalimantan Timur - Indonesia. Dalam hal ini saya ditempatkan pada Departemen

Process Engineering (PE) yang bertempat di Kantor Besar PT. Pertamina

(Persero) Refinery Unit V. Jadwal kerja praktek selama penempatan telah disusun

oleh Pak Yono, selaku bagian administrasi Departemen PE. Adapun Jadwal Kerja

Praktek yang dijadwalkan sebagai berikut :

Tabel 1.1. Jadwal Kerja Praktek Mahasiswa

No. Tanggal Jam Bagian Keterangan

1 18.12.2017 07.00 – 16.00 Process

Engineering

Studi literatur meliputi : HCC,

HSC,D&W, TBL, UTL, LAB, RP&O

dan diskusi dengan pembimbing

mengenai rencana tugas khusus

2

20.12.2017

07.00 – 12.00 Enconn & Loss

Control Orientasi

13.00 – 16.00 Ref. Planning

3

21.12.2017

07.00 – 12.00 Budget &

Perfomance Orientasi

13.00 – 16.00 Supply Chain &

Opt.

4

22.12.2017

07.00 – 12.00 Hydrocracking

Complex Orientasi

13.00 – 16.00 Hydroskimming

Complex

5 27.12.2017

07.00 – 12.00 Dis & Wax Orientasi

13.00 – 16.00 Utilities

6 28.12.2017

07.00 – 12.00 Oil Movement Orientasi

13.00 – 16.00 Laboratory

3

Tabel 1.1. Lanjutan

7 29.08.2017

s/d

12.01.2018

07.00 – 16.00

RPPK / Lapangan

Sesuai Area Tugas

Khusus

Orientasi

8 15.01.2018

s/d

15.02.2018

07.00-16.00 Process

Engineering

Diskusi dengan pembimbing &

menyelesaikan laporan dan tugas

khusus

9 20.02.2018 07.00-16.00 Kembali ke HR Penyerahan Sertifikat

4

BAB 2

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

Bab ini berisikan informasi tentang sejarah singkat perusahaan, struktur

organisasi, dan manajemen perusahaan yang menjadi tinjauan umum PT.

Pertamina (Persero) Refinery Unit V.

2.1. Sejarah PT. Pertamina (Persero) dan PT. Pertamina RU V Balikpapan

Indonesia dikenal sebagai negara yang memiliki beraneka ragam sumber daya

alam, seperti minyak bumi dan gas alam. Minyak bumi dan gas alam telah mulai

dikelola sejak masa penjajah Belanda. Minyak bumi sendiri banyak digunakan

untuk menghasilkan energi (bahan bakar) dan pembangkit tenaga listrik. Bagi

Indonesia, minyak bumi merupakan sumber daya alam yang sangat penting. Hal

ini disebabkan karena disamping untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, juga

diekspor sehingga meningkatkan devisa negara. Kendati telah dieksploitasi

selama hampir dua abad, ternyata masih banyak yang belum diberdayakan.

Tercatat baru sekitar 30 cekungan yang telah dieksploitasi dan umumnya berada

di wilayah barat Indonesia. Diperkirakan masih ada 30 cekungan lagi di wilayah

timur Indonesia yang masih menunggu sentuhan eksplorasi dan eksploitasi di

masa depan.

Pada zaman penjajahan Belanda, sejak tahun 1871, orang-orang Belanda telah

mulai berusaha mendapatkan minyak bumi di Indonesia dengan jalan melakukan

pemboran di daerah-daerah sumber minyak untuk diolah menjadi minyak lampu.

Pada tanggal 15 Juni 1885, seorang pemimpin perkebunan Belanda bernama

Aeilco Janszoon Zylker berhasil melakukan pemboran yang pertama di Telaga

Tunggal dekat Pangkalan Berandan di Sumatera Utara pada kedalaman kira-kira

400 kaki. Sejak penemuan ini, pencarian minyak bumi terus berlanjut, dimana

pada saat yang hampir bersamaan telah ditemukan pula sumber minyak bumi di

Indonesia, seperti di desa Ledok Jawa Tengah, desa Minyak Hitam di daerah

Muara Enim Palembang, dan Riam Kiwa dekat Sangasanga di Kalimantan Timur.

Di Indonesia penemuan minyak bumi mengakibatkan tumbuhnya banyak

perusahaan minyak asing, dimana pada akhir abad XIX tidak kurang dari 18 buah

perusahaan asing secara aktif mengusahakan sumber-sumber minyak di

Indonesia. Karena usaha eksplorasi dan kekuatan finansialnya, maka pada tahun

5

1902 Royal Dutch Company, yaitu perusahaan yang mengambil ahli konsesi

Zylker, dapat menyisihkan perusahaan-perusahaan yang ada pada waktu itu.

Pada tahun 1907, Royal Dutch Company bergabung dengan Shell Transport and

Trading Company, di mana perusahaan yang beroperasi dari kelompok Royal

Dutch dan Shell di Indonesia adalah Bataafshe Petroleum Maatschappij (BPM),

dan ini merupakan satu-satunya perusahaan yang beroperasi di Indonesia sampai

tahun 1911. Pada tahun 1912 Standard Vacum Oil Company (STANVAC), suatu

anak perusahaan Standard Oil (New Jersey) dan Vacum Oil Company mulai

beroperasi di Indonesia. Perusahaan tersebut mengerjakan lapangan- lapangan

minyak di Talang Akar dan Pendopo Sumatera Selatan.

Untuk menghadapi saingan dari Standard Oil ini, maka pada tahun 1930 oleh

pemerintah kolonial Belanda dan B.P.M, dibentuklah suatu campuran yaitu N.V.

Nederlandsche Indische Aardolie Maatschappij (N.I.A.M.) pada tahun 1935,

CALTEX yaitu sebuah anak perusahaan Standard Oil of California and Texas

Company mulai beroperasi di Indonesia, dimana lapangan produksinya terletak di

Minas dan Duri di daerah Daratan Riau. Pada tahun 1935, dibentuk perusahaan

minyak bernama Nederlandsche Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij

(N.N.G.P.M) untuk mengeksploitasi Irian Jaya (sekarang disebut Papua) bagian

barat, dengan sahamnya dengan dari Royal Dutch-Shell, Stanvac, dan Caltex.

Kilang minyak yang ada sebelum perang dunia II ada 6 buah yaitu di Plaju (B.P.B),

Sungai Gerong (STANVAC), Balikpapan (BPM), Cepu (B.P.M), Wonokromo

(BPM) dan Pangkalan Brandan (BPM).

Dengan berakhirnya Perang Dunia II, karena serbuan bala tentara Jepang ke

Indonesia dan politik bumi hangus pemerintah Hindia Belanda, sebagian besar

instalasi-instalasi kilang minyak hancur, terutama kilang minyak Pangkalan

Brandan. Dalam perjuangan kemerdekaan Indonesia tanggal 17 Agustus 1945,

satu-satunya lapangan minyak yang dapat dikuasai oleh pejuang-pejuang

kemerdekaan Indonesia adalah lapangan minyak sekitar Pangkalan Brandan dan

daerah Aceh, bekas milik Shell BPM, yang selanjutnya merupakan perusahaan

minyak Indonesia yang pertama dan diberi nama Perusahaan Tambang Minyak

Negara Republik Indonesia (P.T.M.N.R.I.). Pada tahun 1945 BPM berhasil

meneruskan produksi minyak mentahnya di Tarakan, dan pada tahun 1946 Kilang

Plaju dan Sungai Gerong dikembalikan kepada BPM dan STANVAC untuk

rekonstruksi. Di Jawa Tengah BPM tidak berhasil memperoleh kembali lapangan

6

minyak Kawengan, Ledok, dan kilang minyak Cepu karena telah dikuasai oleh

koperasi buruh minyak yang kemudian menjadi perusahaan negara PERMIGAN.

Karena sesudah selesainya perjuangan fisik di tahun 1950 P.T.M.N.R.I. juga

belum menunjukkan usaha-usaha pembangunannya, maka bulan April 1945

P.T.M.N.R.I. diubah menjadi Tambang Minyak Sumatera Utara (T.M.S.U.).

Tindakan ini ternyata juga belum ada manfaatnya, sehingga pada tangggal 10

Desember 1957 T.M.S.U. diubah menjadi P.T. Perusahaan Pertambangan Minyak

Nasional (P.T. PERMINA). Setelah kira-kira 3,5 tahun, maka pada tanggal 1 Juli

1961 statusnya dirubah menjadi Perusahaan Negara Pertambangan Minyak

Nasional (P.N. PERMINA).

Dengan penyerahan kedaulatan oleh pemerintah kolonial Belanda kepada

Republik Indonesia, maka pada tanggal 1 Januari 1959 P.N. PERMINA. dirubah

menjadi P.T. Pertambangan Minyak Indonesia (P.T. PERMINDO). Untuk itu,

pemerintah Indonesia mengeluarkan UU No.19/1960 tentang perusahaan negara

dan UU No. 44/1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi

(Pertambangan minyak dan gas bumi yang hanya boleh dilakukan oleh Negara).

Atas dasar kedua UU tersebut, maka pada tahun 1961 dibentuk Perusahaan

Negara Sektor Minyak dan Gas Bumi, yaitu :

a. PN PERTAMIN (Perusahaan Pertambangan Minyak)

b. PN PERMINA (Perusahaan Minyak Nasional)

Kedua perusahaan tersebut bertindak selaku kuasa pertambangan yang meliputi

bidang gas dan minyak dengan melakukan kegiatan :

a. Eksplorasi

b. Eksploitasi

c. Pemurnian dan Pengolahan

d. Pengangkutan

Pada tahun 1968 kedua perusahaan tersebut digabung menjadi PN PERTAMINA

(Perusahaan Pertambangan Milik Nasional). Demi kelanjutan dan

perkembangannya, pada tanggal 15 September 1971 pemerintah mengeluarkan

UU No.8/1971 tentang Pertamina sebagai Pengelolaan Tunggal di Bidang Minyak

Dan Gas Bumi di Indonesia, sehingga pada tanggal 1 Januari 1972 PN

PERTAMINA diubah namanya menjadi PERTAMINA.

Pertamina terus tumbuh dan berkembang menjadi salah satu BUMN yang handal.

Berdasarkan UU No.22 Tahun 2001 dan No.31 Tahun 2003, status Pertamina

7

mengalami perubahan dari Lembaga Pemerintahan Non-Departemen (LPND)

menjadi Persero. Dengan adanya perubahan status ini, PT. PERTAMINA

(PERSERO) (Persero) berada di bawah stakeholder-nya, dalam hal ini adalah

pemerintah yang besifat profit oriented.

PT. Pertamina (Persero) didirikan dengan akta Notaris Lenny Janis Ishak, SH No.

20 tanggal 17 September 2003, dan disahkan oleh Menteri Hukum dan HAM

melalui Surat Keputusan No. C-24025 HT.01.01 pada tanggal 9 Oktober 2003.

Pendirian Perusahaan ini dilakukan menurut ketentuan-ketentuan yang tercantum

dalam Undang-Undang No. 1 tahun 1995 tentang Perseroan terbatas, Peraturan

Pemerintah No. 12 tahun 1998 tentang Perusahaan Perseroan (Persero), dan

Peraturan Pemerintah No. 45 tahun 2001 tentang Perubahan atas Peraturan No.

12 tahun 1998 dan peralihanya berdasarkan PP No.31 Tahun 2003 “Tentang

Pengalihan Bentuk Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara

(PERTAMINA) Menjadi Perusahaan Perseroan (PERSERO)”.

Sesuai akta pendirianya, maksud dari perusahaan perseroan adalah untuk

menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi, baik di dalam maupun

di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan

usaha di bidang minyak dan gas bumi tersebut.

Adapun tujuan dari perusahaan perseroan adalah untuk:

a. Mengusahakan keuntungan berdasarkan prinsip pengelolaan perseroan

secara efektif dan efisien.

b. Memberikan kontribusi dalam meningkatkan kegiatan ekonomi untuk

kemakmuran dan kesejahteraan rakyat.

Untuk mencapai maksud dan tujuan tersebut, perseroan melaksanakan kegiatan

usaha sebagai berikut:

a. Menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi beserta hasil olahan

dan turunannya.

b. Menyelenggarakan kegiatan usaha di bidang panas bumi yang ada pada saat

pendirianya, termasuk Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) yang

telah mencapai tahap akhir negosiasi dan berhasil menjadi milik perseroan.

c. Melaksanakan pengusahaan dan pemasaran Liquified Natural Gas (LNG) dan

produk lain yang dihasilkan dari kilang LNG.

d. Menyelenggarakan kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan

usaha sebagaimana dimaksud dalam point a, b, dan c.

8

Sesuai dengan ketentuan dalam Undang-Undang MIGAS baru, Pertamina tidak

lagi menjadi satu-satunya perusahaan yang memonopoli industri MIGAS dimana

kegiatan usaha minyak dan gas bumi diserahkan kepada mekanisme pasar.

Usaha PT. Pertamina meliputi kegiatan hulu dan hilir di Indonesia. Kegiatan hulu

meliputi eksplorasi dan eksploitasi, sedangkan hilir mencakup pengolahan,

pemasaran, dan niaga serta perkapalan. Kegiatan eksplorasi dan produksi minyak

dan gas dilakukan di beberapa wilayah Indonesia dan di luar negeri. Pada tanggal

9 Oktober 2008, PT. Pertamina Unit Pengolahan berubah menjadi PT. Pertamina

Refinery Unit. Sehingga saat ini, PT. Pertamina telah memiliki tujuh kilang

pengolahan beserta dengan kapasitasnya yang ditampilkan pada tabel 2.1 ini.

Tabel 2.1. Kapasitas RU PT. Pertamina (Persero)

Refinery Unit Lokasi Kapasitas

I Pangkalan Brandan (Sumatera Utara) Tidak Aktif

II Dumai (Riau) 170 MBSD

III Plaju (Sumatera Selatan) 107 MBSD

IV Cilacap (Jawa Tengah) 348 MBSD

V Balikpapan (Kalimantan Timur) 260 MBSD

VI Balongan (Jawa Barat) 125 MBSD

VII Sorong (Papua) 10 MBSD

Pendirian kilang minyak Pertamina RU V Balikpapan dilatar belakangi

ditemukannya sumber minyak mentah (crude oil) di daerah Sanga-sanga pada

tahun 1897. Menyusul kemudian ditemukan sumber-sumber minyak lain di

Tarakan (1899), Samboja (1911) dan Bunyu (1922). Kemudian pada tahun 1922

mulai dibangun kilang di Balikpapan yang kemudian disebut sebagai Kilang

Balikpapan I. Setelah mengalami kerusakan berat dalam masa perang Dunia II

(1940-1945) perbaikan dan rehabilitasi mulai dilakukan tahun 1948, kemudian

secara berturut-turut dibangun Crude Distillation Unit V (CDU V), Heavy Vacuum

Unit II (HVU II), Wax Plant, serta unit-unit yang termasuk dalam proyek

pembangunan Kilang Balikpapan II yaitu Hydroskimming Complex (HSC) dan

Hydrocracking Complex (HCC).Secara kronologis, perkembangan Kilang Minyak

Pertamina RU V Balikpapan dapat dilihat pada tabel 2.2.

9

Tabel 2.2. Perkembangan Kilang Minyak PT. Pertamina (Persero) RU - V

Waktu Peristiwa

1897-1922 Penemuan beberapa sumber minyak pada beberapa tempat di

Kalimantan Timur.

1922 CDU II dibangun oleh perusahaan minyak Bataafsche Petroleum

Maatsppij (BMP).

1946 Rehabilitasi CDU II akibat kerusakan saat perang dunia II.

1949 HVU I selesai dibangun oleh PT. Shell Indonesia, dengan desain

oleh Mc. Kee. Kapasitas pengolahan HVU I sebesar 12 MBSD.

1950

Wax Plant dan CDU I berkapasitas produksi masing-masing 110

ton per haridan 25 MBSD selesai dibangun. Pembangunan unit-

unit ini sama dengan HVU I.

1952 CDU II berkapasitas 25 MBSD selesai dibangun oleh PT. Shell

Indonesia, dengan desain oleh Alco.

1954 Modifikasi CDU III sehinggadicapai kapasitas produksi 10 MBSD.

Saat ini CDU III tidak dioperasikan lagi.

1968

Untuk mengkonsolidasi industri perminyakan dan gas,

manajemen, ekplorasi pemasaran, dan distribusi, PN Pertamin

dan PN Permina merger menjadi PN Pertamina.

15/09/1971 PN Pertamina diubah menjadi Pertamina.

1972 Modifikasi Wax Plant sehingga dicapai kapasitas produksi 175 ton

per hari.

04/1981 Kilang Balikpapan II mulai dibangun dengan hak paten desain

proses dari UOP Inc.

11/1983 Peresmian kilang Balikpapan II oleh Presiden RI pada saat itu.

05/12/1997

Proses upgrading kilang Balikpapan I (CDU I, CDU II, dan HVU I

tidak beroperasi lagi) & pembangunan CDU V dan HVU III

diresmikan oleh Presiden RI pada saat itu.

17/09/2003 Perubahan status Pertamina dari BUMN menjadi PT (Perseroan

Terbatas) menurut UU Migas No.22 Tahun 2001.

09/10/2008 PT. Pertamina (Persero) Unit Pengolahan V Balikpapan berubah

menjadi PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit V Balikpapan.

10

2.1.1. Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

Kilang minyak PT. PERTAMINA (Persero) UP V Balikpapan berdiri tahun 1922,

beberapa tahun setelah ditemukan cadangan minyak yang cukup besar di

Kalimantan. Kilang Balikpapan I dan II terletak di kota Balikpapan propinsi

Kalimantan Timur, tepatnya di tepi teluk Balikpapan.

Lokasi kilang Balikpapan yang berdekatan dengan perairan laut mempermudah

transportasi produk dan bahan baku keluar maupun menuju kilang. Selain itu,

sumber air laut sebagai air proses ataupun utilitas dapat dengan mudah diperoleh.

Kilang Pertamina UP V terletak di Teluk Balikpapan dengan luas area 2,5 km2.

Pemilihan Teluk Balikpapan sebagai kawasan kilang dilakukan atas dasar :

1. Tersedianya pasokan minyak mentah yang cukup banyak dari kawasan

sekitarnya.

2. Lokasinya strategis untuk pendistribusian hasil produksi terutama ke kawasan

Indonesia Bagian Timur.

3. Tersedianya area yang cukup luas untuk pendirian kilang.

4. Tersedianya sarana pelabuhan untuk kepentingan distribusi minyak mentah

dan hasil produksi.

Pemilihan lokasi ini tentu saja diikuti dengan banyak pertimbangan- pertimbangan

yang ada. Pada dasarnya lokasi ini disesuaikan dengan lokasi kilang minyak

terdahulu yang dipegang oleh belanda sehingga lokasi yang ada dapat digunakan

sebagai kilang minyak PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan. Di samping itu,

lokasi ini juga strategis dengan didukung perairan teluk yang dapat dilewati kapal

tanker untuk membawa minyak mentah maupun hasil produk dari PT. Pertamina

(Persero) RU V Balikpapan ini. Tersedianya fasilitas-fasilitas kilang peninggalan

Belanda juga dapat memudahkan dalam proses pengembangan kilang

pengolahan minyak di PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan. Adapun lokasi

dari PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan dapat dilihat seperti pada gambar

berikut:

11

Gambar 2.1. Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

Berikut merupakan peta lokasi dari area PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

berdasarkan hasil pemetaan lapangan.

Gambar 2.2. Peta Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

UP.V BALIKPAPAN

12

2.1.2. Produksi PT. Pertamina (Persero)

Dalam menjalankan perusahaannya, PT. Pertamina (Persero) ini melakukan

proses produksi yang mengolah minyak mentah dan gas. Namun yang menjadi

prioritasnya yaitu pengolahan minyak mentah atau yang biasa dikenal dengan

nama crude.

Kapasitas pengolahan minyak mentah di setiap area PT. Pertamina (Persero)

berbeda-beda tergantung jumlah kapasitas mesin produksi dan tempat

penyimpanannya. Untuk kapasitas pengolahannya minyak mentah oleh PT.

Pertamina (Persero) di seluruh Indonesia dapat kita dilihat seperti pada tabel

berikut:

Tabel 2.3. Kapasitas Produksi PT. Pertamina (Persero)

Kilang Provinsi Kapasitas

(BPSD) Prosentase

RU I Pangkalan

Brandan*

Sumatera Utara 5.000 0.5 %

RU II Dumai Riau 170.000 16.3 %

RU III Plaju & Sungai Gerong

Sumatera Selatan 132.500 12.7 %

RU IV Cilacap Jawa Tengah 348.000 33.3 %

RU V Balikpapan Kalimantan Timur 253.500 24.3 %

RU VI Balongan Jawa Barat 125.000 12.0 %

RU VII Kasim Irian Jaya 10.000 1.0 %

Total 1.044.000 100.00 %

*sudah tidak beroperasi sejak Januari 2007

PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan merupakan daerah pengolahan minyak

mentah terbesar kedua setelah PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap, yaitu

sebanyak 253.500 Barrels Per Stream Daya (BPSD) dengan presentase dari

pengolahan keselurahan PT. Pertamina (Persero) yaitu sebesar 24,30 %. Saat ini

kilang Balikpapan mengolah minyak mentah (Crude oil ) yang berasal dari dalam

maupun luar negeri, diantaranya berasal dari Minas, Sepinggan, Badak, Handil,

Bekapai, Arjuna, Attaka, Sangatta, Duri, Kakap, Tepian Timur, Sanga-sanga,

Tanjung, Cinta, Malaysia (Tapis), Australia (Jabiru dan Chalyts), Arabian Light

Crude, Amna, Bach Ho, Badin, Brass River, Borrow Island, Bunga Kekwa, Cooper

13

Basin, Dulang, Harriet, Iranian Light Crude, Marrieb, Maul, Miri, Nan Hai, North

West Sheif, Palanca, Qua Iboe, Sarir, Tapis, Tantawan Varanus Blend, Xi Chiang

dan Zarzaltine. Minyak mentah yang diolah merupakan minyak mentah hasil

blending beberapa jenis minyak mentah dengan spesifikasi sesuai dengan

spesifikasi desain. Hasil produksi kilang Balikpapan berupa produk BBM dan non

BBM, yaitu Premium, Kerosene (Minyak tanah), Avtur, Solar (Minyak diesel), fuel

oil (Minyak bakar), heavy nafta, LPG, LSWR dan lilin (Wax).

2.2. Struktur Organisasi

PT. Pertamina (Persero) merupakan sistem organisasi linier di mana para staff

dibagi atas cabang–cabang berdasarkan regional. Organisasi PT. Pertamina

(Persero) Refinery Unit V Balikpapan berada di bawah wewenang dan tanggung

jawab General Manager RU V (GM RU V), yang bertanggung jawab langsung

kepada Direktur Pengolahan Pertamina. Struktur organisasi di Pertamina RU V

Balikpapan dapat dilihat pada Gambar 2.3.

a. Management

i. General Manager Refinery Unit V

ii. Senior Manager Operation & Manufacturing

iii. Production Manager

iv. Refinery Planning & Optimization Manager

v. Maintenance Planning & Support Manager

vi. Maintenance Execution Manager

vii. Engineering & Development Manager

viii. Reliability Manager

ix. Procurement Manager

x. Health, Safety and Environment Manager

xi. Legal & General Affairs Manager

xii. Human ReSumber Area/Business Partner Manager

xiii. Refinery Finance Off-Site SupportRegion IV

xiv. Information Technology RU V Manager

14

b. Section Head

i. Hydro Skimming Complex Section

Head

ii. Hydro Cracking Complex Section

Head

iii. Distilling & Wax Section Head

iv. Utilities Section Head

v. Oil Movement Section Head

vi. Laboratory Section Head

vii. Refinery Planning section Head

viii. Supply Chain & Optimization

Section Head

ix. Budget & Performance Section

Head

x. Planning & Schedulling Section

Head

xi. Turn Around Section Head

xii. Lead of Stationary and Statutory

Inspection Engineer

xiii. Lead of Electrical & Instrument

Engineer

xiv. Lead of Rotating Equipment

Inspection Engineer

xv. Maintenance Area 1 Section Head

xvi. Maintenance Area 2 Section Head

xvii. Maintenance Area 3 Section Head

xviii. Maintenance Area 4 Section Head

xix. General Maintenance Section

Head

xx. Workshop Section Head

xxi. Lead of Process Engineering

xxii. Project Engineering Section Head

xxiii. Energy Conservation & Loss

Control Section Head

xxiv. Facility Engineering Section

Head

xxv. Quality Management Section

Head

xxvi. Equipment Reliability Section

Head

xxvii. Plant Reliability Section Head

xxviii. Inventory Section Head

xxix. Purchasing Section Head

xxx. Services & Warehousing

Section Head

xxxi. Contract Office Section Head

xxxii. Environmental Section Head

xxxiii. Fire & Insurance Section Head

xxxiv. Safety Section Head

xxxv. Occupational Health Section

Head

xxxvi. Legal Section Head

xxxvii. Public Relation Section Head

xxxviii. Security Section Head

xxxix. HR Development Section

Head

xl. Industrial Relation Section

Head

xli. Organization Development

Section Head

xlii. Head of Medical

xliii. HR Services Section Head

xliv. Finance Business Support Ast.

Man.

xlv. Financial Accounting Ast. Man.

xlvi. Oil Accounting

Gambar 2.3. Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

16

2.2.1. General Manager Refinery Unit V

General Manager bertugas sebagai koordinator seluruh kegiatan pengolahan

Pertamina di Balikpapan, yang dalam tugasnya dibantu oleh beberapa

Manager/Kepala Bidang, yaitu pengelolaan, perencanaan, pengontrol, dan

pengkoordinasi kegiatan bisnis utama (core business), Refinery Supporting, Kilang

BBM dan Non Refinery. Fungsi umum yang bertugas untuk urusan eksternal

perusahaan terhadap instansi pemerintah dan CPS (Contractor Production

Sharing), serta berfungsi terkait lainnya untuk menunjang pelaksanaan kegiatan

operasional perusahaan dengan dukungan teknologi tinggi yang dikendalikan oleh

sumber daya profesional.

2.2.2. Engineering and Development (Eng & Dev) Function

Engineering and Development dipimpin oleh seorang Manager yang memiliki

tugas utama untuk mengevaluasi proses kilang, memberikan saran-saran

peningkatan kinerja operasi kilang secara keseluruhan, serta melakukan

pengembangan proses. Fungsi ini dibagi menjadi beberapa bagian:

a. Process Engineering Section

Bagian ini merencanakan, mengkoordinasikan, mengarahkan dan mengendalikan

penyusunan evaluasi dan rekomendasi pengembangan dari sisi proses untuk

peningkatan produk yield, optimalisasi & efisiensi, peningkatan utilisasi dan

peningkatan orientasi lingkungan dan keselamatan pada Unit Proses BBM, NBM,

Offsite / Utilities dan Fasilitasnya dalam rangka meningkatkan nilai tambah dan

“Financial Margin” Kilang RU V. Adapun pekerjaan Process Engineering adalah

sebagai berikut:

i. Merencanakan, mengkoordinasikan, melaksanakan, dan mengendalikan

penyusunan konsep pengembangan Unit Proses melalui peningkatan product

yield, peningkatan optimalisasi & efisiensi, peningkatan utilisasi dan

peningkatan orientasi lingkungan/keselamatan dengan tujuan meningkatkan

nilai tambah dan meningkatkan “Financial Margin” Kilang.

ii. Mendorong pencapaian Key Performance Indicator (KPI) berupa peningkatan




17

iii. Mengkoordinasikan bersama dengan Kepala Seksi atas Program Plant Test,

Commissioning Test dan Uji Coba Chemical untuk peningkatan efisiensi

Kilang.

iv. Menjamin keahlian dan spesialisasi teknik agar tetap tinggi mampu bersaing di

Tingkat Internasional dengan cara mengkoordinasikan dan mengevaluasi

kegiatan memperoleh acuan kilang sejenis dan biro konsultan dari luar.

v. Mengkoordinasikan dan mengevaluasi program pelatihan, pengembangan

dan mendorong bawahan sehingga dapat mengembangkan potensinya.

vi. Mewakili RU V/Perusahaan dalam pembahasan masalah/penyusunan

kerjasama lingkup Proses Engineering dengan pihak-pihak yang

berkepentingan.

vii. Merencanakan, mengkoordinasikan, melaksanakan, dan mengendalikan

pelaksanaan kegiatan administrasi di Bagian Process Engineering agar tertib

sesuai dengan ketentuan.

Process Engineering dapat dibagi menjadi tiga seksi yang masing-masing dipimpin

oleh seorang group leader, yaitu primary process, secondary process dan process

control serta dibantu oleh senior engineer, yaitu:

i. Senior Engineer UTL offsite

ii. Senior Engineer HCU

iii. Senior Engineer NHT dan Platformer

iv. Engineer Environmental

v. Engineer Safety

b. Project Engineering Function

Project Engineering sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section Head.

Bagian Project Engineering terdiri dari 4 seksi, yaitu:

i. Pengadaan

ii. Ahli Proyek

iii. Pengawas Konstruksi

iv. Pengatur Administrasi Project Engineering

c. Energy Conservation & Loss Control (EC & LC) Section

Energy Conservation & Loss Control dipimpin oleh seorang Section Head yang

diibagi menjadi 2 bagian yaitu conservation of energy dan energy losses. Untuk

energy conservation membawahi beberapa junior engineer yang masing-masing

membawahi 1 unit proses. Bagian energy loss membuat MQAR (Monthly Quality

18

Accounting Report) yang merupakan laporan energi yang ‘hilang’ dari mulai

minyak mentah kemudian diproses hingga menjadi produk, dimana disebut

Refinery Loss (Dalam satuan massa). Adapun pekerjaan Encon & LC adalah

sebagai berikut:

i. Merencanakan, mengkoordinasikan, mengarahkan dan mengendalikan

kegiatan studi/kajian dan perencanaan pengembangan sistem Conservation

Energi dan Hydrocarbon Loss Control di seluruh lingkungan Pertamina RU V

Balikpapan dengan menerapkan prinsip-prinsip teknologi baru yang sesuai.

ii. Mendorong pencapaian Key Performance Indicator (KPI) berupa penekanan

konsumsi energi dan Refinery hydrocarbon loss dengan tujuan tercapainya

Key Performance Indicator RU V dan meningkatkan “Financial Margin” Kilang

RU V.

iii. Mengkoordinasikan pelaksanaan evaluasi terhadap unjuk kerja bahan kimia

dan peralatan substitusi (baru) yang terkait dengan konservasi energi dan

hydrocarbon loss control di Kilang RU V Balikpapan dengan tujuan

meningkatkan efisiensi dan efektivitasnya.

2.2.3. Health, Safety, and Environment (HSE) Function

Health, Safety, and Environment dipimpin oleh seorang Manager yang

membawahi empat bagian, yaitu:

i. Environmental Section

ii. Fire & Insurance Section

iii. Safety Section

iv. Occupational Health Section

2.2.4. Procurement Function

Procurement dipimpin oleh seorang Manager yang membawahi empat bagian:

i. Inventory Section

ii. Purchasing Section

iii. Services & Warehousing Section

iv. Contract Office Section

2.2.5. Reliability Section

Reliability dipimpin oleh seorang Manager yang memimpin, mengelola

pelaksanaan kegiatan untuk merencanakan, melaksanakan, mengkoordinir

pekerjaan, pemeliharaan dan meningkatkan kehandalan operasi kilang.. Fungsi ini

terdiri atas beberapa bagian, yaitu:

19

i. Plant Reliability Section

Mengkoordinasikan pekerjaan pemeliharaan kilang

ii. Equipment Reliability Section

Melakukan pemeriksaan peralatan yang beroperasi di dalam kilang, seperti system

perpipaan, tangki, furnace, heat exchanger, boiler dan reaktor, selain itu

mempersiapkan Turn Around (TA) Kilang.

2.2.6. OPI (Operational Performance Improvement)

Organisasi baru yang dibentuk ini bertujuan untuk menyukseskan program

transformasi Pertamina secara keseluruhan yang meliputi empat main stream

antara lain: Leadership, Technical Aspect, Mindset Capability, dan Management

Infrastructure.

2.2.7. Operation and Manufacturing (O & M) Function

Function ini dikepalai oleh Senior Manager Operation & Manufacturing serta

berhubungan langsung dengan General Manager.

2.2.8. Production Function

Fungsi ini bertanggung jawab untuk mengatur dan mengoperasikan kilang secara

keseluruhan.

a. Hydrocracking Complex (HCC) Section

Hydrocracking Complex sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section

Head. Bagian ini bertanggung jawab terhadap pengoperasian HVU II,

Hydrocracker Unibon, Hydrogen Plant, Flare Gas Recovery Unit, Hydrogen

Recovery System, serta Common Facilities.

b. Hydroskimming Complex (HSC) Section

Hydroskimming Complex sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section

Head. Bagian ini bertanggung jawab terhadap pengoperasian CDU IV, Naphta

Hydrotreater, Platforming Process Unit, LPG Recovery Unit, LPG Treater dan Sour

Water Stripper Unit.

c. Distilling and Wax Plant (Dis & Wax) Section

Distilling and Wax sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section Head.

Bagian ini bertanggung jawab dalam pengoperasian Crude Destilation Unit V

(CDU

20

V) High Vacuum Unit III (HVU III), Dehydration Plant, dan Effluent Water Treatment

Plant (EWTP).

d. Utilities (UTL) Section

Utilities sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section Head. Bagian ini

bertanggung jawab atas kesediaan steam, air dan energi listrik untuk

kelangsungan operasional kilang.

e. Oil Movement (OM) Section

Oil Movement Section sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section

Head. Bagian ini bertugas untuk mengukur banyaknya crude oil yang masuk dari

dua terminal, dan kemudian menyalurkannya ke tempat penyimpanan. Oil

Movement mempunyai dua terminal yaitu terminal Lawe-Lawe (Utara) dan

Balikpapan (Selatan).

f. Laboratory (LAB) Section

Laboratory sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section Head. Bagian

ini bertugas untuk menganalisa minyak mentah yang masuk, melakukan

pemeriksaan secara rutin terhadap kualitas produk yang akan diperoleh.

2.2.9. Turn Around Function

Bagian ini yang berfungsi untuk melakukan dan mengawasi pelaksanaan turn

around sebuah kilang. Bidang ini membawahi 3 bagian yaitu: Turn Around Section,

Equipment Overhaul Section dan Scheduling Material and Service Support

Section.

2.2.10. Refinery Planning and Optimation (RP & O) Function

Refinery Planning and Optimization dipimpin oleh seorang Manager.

Kedudukannya adalah Planner. Kedudukannya fungsi ini merencanakan

pengolahan untuk mencari gross margin sebesar-besarnya (dengan pemilihan

crude yang bernilai tinggi dilihat dari yield, harga maupun jadwal datang). Secara

umum bidang ini bertugas menyiapkan dan menyajikan perspektif keekonomian

kilang Balikpapan, seperti melaporkan data - data statistik mengenai evaluasi

produk, hasil blending crude dan administrasi serta mengembangkan

perencanaan yang ada dapat memaksimalkan pendapatan berdasarkan pasar

dan kondisi kilang yang ada. Alur proses perencanaan dan scheduling ialah

Planning, Scheduling, Process, Settling & Intake, Monitoring progress, serta

21

Evaluation. Planning yaitu memprediksi stock crude dan alokasi crude di kilang.

Scheduling yaitu membuat Master Program, yang berisi tentang kedatangan crude

dan progress loading-unloading di tangki. Process, Settling & Intake yaitu program

bongkar kapal, blending, tracking day to day. Monitoring Progress yaitu memonitor

setiap pagi. Lalu Evaluation yaitu mengevaluasi apakah rencana tersebut sesuai

dengan rencana awal atau tidak, bila tidak ditelusuri alasannya. Refinery Planning

and Optimization Function membawahi 3 bagian, yaitu:

a. Refinery Planning (RP) Section

Refinery Planning sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section Head

yang bertugas membuat rencana pengolahan bulanan dan tahunan serta potensi

pengolahan dan perencanaan crude. Dalam menjalankan tugasnya, ditunjang oleh

perangkat program komputer yaitu Linier Programming. Rencana yang dibuat bisa

2 bulan ke depan dan bahkan 1 tahun ke depan. Tiap bulan diadakan rapat di

kantor pusat di Jakarta, untuk merencanakan rencana bulan selanjutnya untuk 6

kilang yang dimiliki Pertamina. Salah satu bentuk programnya adalah GRTMPS

(Generalized Refinery Transportation Marketing Planning System). Saat dilakukan

perencanaan banyak hal yang menjadi faktor yaitu penghitungan covering days

dan pemilihan crude oil. Covering days adalah waktu (dalam hari) bila terjadi

shutdown sehingga unit proses berhenti bekerja, kapasitas crude oil dapat men-

cover kerugian dikarenakan shutdown tersebut.

b. Supply Chain & Distribution (SC & D) Section

Supply Chain & Distribution sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section

Head yang bertugas mengatur penjadwalan crude yang diolah setiap harinya

kepada bagian produksi, menyampaikan realisasi pengolahannya dan mengatur

penjadwalan blending produk serta rencana penyalurannya. Perencanaan

blending diteruskan ke bagian Oil Movement. Pekerjaan di bagian ini sangatlah

ketat karena day to day, selain itu juga mengatur alur produk di seluruh kawasan

Indonesia sehingga harganya tetap sama walaupun ada biaya transportasi.

c. Budget and Performance Section

Budget and Performance sebagai sebuah bagian dipimpin oleh seorang Section

Head yang bertugas merencanakan Key Performance Index dan realisasi

anggaran Pertamina, mengevaluasi kinerja kilang keseluruhan dalam sebuah

Laporan Kegiatan PT. Pertamina (Persero) RU V, mengevaluasi realisasi

22

pengelolaan dan produksi, dan memonitor realisasi pelaksanaan anggaran PT.

Pertamina (Persero) RU V.

2.2.11. Maintenance Planning and Support Function

Bagian ini dipimpin oleh seorang manager yang membawahi lima bagian, yaitu

Planning and Schedulling Section, Stationary Engineer Section, Electrical &

Instrument Engineer Section, dan Rotating Equipment Engineer Section. Planning

and Schedulling Section bertugas untuk merencanakan dan membuat jadwal

perawatan (maintenance) unit proses di kilang. Stationary Engineer Section

bertugas untuk mengatur jadwal pada unit proses yang statis. Electrical &

Instrument Engineer Section bertugas untuk mengatur jadwal pemeriksaan dan

perawatan pada bagian listrik dan instrument. Rotating Equipment Engineer

Section bertugas untuk mengatur jadwal pemeriksaan dan perawatan pada unit

proses yang dinamis, misalnya kompresor dan pompa.

2.2.12. Maintenance Execution (ME) Function

Fungsi ini bertanggung jawab untuk menyediakan jasa pelayanan dan

pemeliharaan peralatan mekanik, rotating, listrik dan instrumentasi untuk

menunjang kehandalan operasi kilang. Maintenance Execution membawahi 6

bagian yaitu:

a. Maintenance Area 1 Section

Maintenance Area 1 bertanggung jawab atas perawatan kilang Balikpapan I dan

Utilities. Section yang dikepalai oleh section head ini, memiliki basecamp area

bagian utara yaitu masuk melalui gate 5.

b. Maintenance Area 2 Section

Maintenance Area 2 dikepalai oleh seorang section head yang bertanggung jawab

atas perawatan di wilayah unit proses Hydroskimming Complex.

c. Maintenance Area 3 Section

Maintenance Area 3 bertanggung jawab atas performa kerja wilayah unit proses

Hydrocracking Process.

d. Maintenance Area 4 Section

Maintenance Area 4 merupakan maintenance section dengan wilayah terluas yaitu

mencakup wilayah kilang utara dan selatan, serta beberapa unit proses di luar

kilang seperti WTP atau Water Treatment Process di Pancur. Wilayah kerja

23

Maintenance Area 4 lebih banyak pada tangki-tangki penampung minyak dan juga

jetty.

e. General Maintenance Section

Section ini cukup berbeda dari section yang lain. General Maintenance Section

bertanggung jawab atas perawatan wilayah di luar kilang yaitu area perumahan

dinas pekerja Pertamina

f. Workshop Section

Workshop Section dibagi menjadi 3 divisi, yaitu Mechanical, Rigging, dan juga

Electrical-Instrument. Divisi Mechanical dibagi lagi menjadi Rotating Equipment,

Stationery Equipment, Bengkel Bubut, dan Bengkel Las. Sedangkan divisi Rigging

bertanggung jawab atas hal pendukung kerja pada ketinggian seperti scaffolding,

dan Electrical-Instrument bertanggung jawab atas perbaikan seluruh komponen

listrik dan instrumen. Workshop merupakan tempat perlakuan equipment yang

mengalami kerusakan dan membutuhkan tindak lanjut. Perbaikan skala besar

yang tidak dapat dilakukan oleh divisi ini, dibawa ke pihak ketiga untuk dilakukan

perbaikan.

2.2.13. Quality Management Section

Bagian ini berfungsi untuk mengkoordinasikan sistem management mutu

Pertamina, baik dari standard mutu organisasi, mutu produk, dan lingkungan. Juga

mengkoordinasikan dan mengevaluasi penilaian/audit program Pertamina Quality

Award. Bagian ini langsung berhubungan dengan kantor Pertamina pusat yang

berada di Jakarta, sehingga tidak di bawah naungan Engineer & Development

Function lagi.

2.2.14. General Affair Function

Bagian ini langsung berhubungan dengan kantor Pertamina pusat yang berada di

Jakarta. General Affairs dipimpin oleh seorang Manager yang membawahi tiga

bagian, yaitu:

a. Public Relation Section

b. Security Section

2.2.15. Human ReSumbers Area / Business Partner RU V (HRA/BP) Function

Human ReSumber Area/Business Partner dipimpin oleh seorang Manager yang

membawahi 4 bagian, yaitu:

24

a. Human ReSumbers Development

b. Industrial Relation

c. Organization Development Analyst

d. HR Service

2.2.16. Refinery Financial

Fungsi Keuangan membawahi tiga bagian (Asisstant Manager), yaitu:

a. Finance Business Support Ast. Man.

b. Financial Accounting Ast. Man.

c. Oil Accounting Ast. Man.

2.2.17. Information Technology Region V (IT)

Information Technology RU V dipimpin oleh seorang Manager, yang membawahi

2 bagian yaitu bagian Pengembangan dan bagian Operasi. Bagian ini bertugas

dalam mengatur jalur komunikasi sesuai dengan kebutuhan tiap proyek beserta

dengan jumlah man power yang digunakan. Bagian ini juga bertugas dalam

menjaga kebutuhan teknologi yang berkaitan dengan kinerja perusahaan dalam

bidang teknologi informasi.

2.3. Manajemen Perusahaan

Manajemen adalah adalah suatu proses yang berbeda terdiri dari Planning,

organizing, actuating, dan controlling yang dilakukan untuk mencapai tujuan yang

ditentukan dengan menggunakan manusia dan sumber daya lainnya (George R.

Terry, 1997). Manajemen perusahaan sebagai sebuah rangkaian tindakan

tindakan yang dilakukan oleh perusahaan dalam upaya mencapai sasaran yang

ingin dicapaidalam menjalankan suatu rangkaian aktivitas yang dijalankan dengan

sistematis.

2.3.1. Visi dan Misi Perusahaan

Setiap perusahaan pastinya memiliki visi dan misi untuk dijadikan landasan dari

berjalannya perusahaan tersebut sehingga dapat mencapai target maupun tujuan

dari perusahaan yang telah ditentukan. Adapun visi dan misi untuk PT. Pertamina

(Persero) secara keseluruhan adalah sebagai berikut:

Visi : “Menjadi perusahaan energy nasional kelas dunia.”

Misi : “Menjalankan usaha minyak, gas, serta energy baru dan terbarukan

secara terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat.”

25

Di samping visi dan misi utama dari keseluruhan perusahaan PT. Pertamina

(Persero), juga terdapat visi dan misi untuk menjalankan perusahan pada PT.

Pertamina (Persero) RU V Balikpapan. Adapun visi dan misi untuk PT. Pertamina

(Persero) RU V Balikpapan adalah sebagai berikut:

Visi :“Menjadi kilang kebanggan nasional yang mampu bersaing dan

menguntungkan ”

Misi :

a. Mengelola operasional kilang secara aman, handal, efisien dan ramah

lingkungan untuk menyediakan kebutuhan energy yang berkelanjutan.

b. Mengoptimalkan fleksibilitas pengolahan untuk memaksimalkan valuable

produk.

c. Memberikan manfaat kepada stakeholder.

2.3.2. Logo Perusahaan

PT. Pertamina sejak bernama PN. Pertamina telah mengalami beberapa

perubahan logo seperti yang terlihat pada gambar di bawah.

Gambar 2.4 Sejarah Logo Pertamina

Logo PT. Pertamina sendiri memiliki arti sebagai berikut:

a. Elemen logo yang berbentuk huruf “P” yang secara keseluruhan merupakan

presentasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang bergerak

maju dan progresif.

b. Warna yang berani menunjukan langkah besar PERTAMINA dan aspirasi

perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana:

i. MERAH :Melambangkan keuletan, ketegasan, dan keberanian dalam

menghadapi berbagai macam kesulitan.

ii. HIJAU : Melambangkan sumber daya energi yang berwawasan

lingkungan.

iii. BIRU : Melambangkan handal, dapat dipercaya, dan bertanggung jawab.

Tulisan PERTAMINA dengan pilihan huruf yang mencerminkan kejelasan dan

26

transparansi serta keberanian dan kesungguhan dalam bertindak sebagai

wujud posisi PERTAMINA baru.

Dengan adanya perubahan logo PT. Pertamina (Persero) sekaligus meluncurkan

slogan (Band driver) “Always There” yang diterjemahkan menjadi “Selalu Hadir

Melayani”. Dengan slogan tersebut diharapkan perilaku seluruh jajaran pekerja

akan berubah menjadi enterpreneur dan customer oriented, terkait dengan

persaingan yang sedang dan akan dihadapi perusahaan.

2.3.3. Tata Nilai

Dalam mencapai visi dan misinya, Pertamina berkomitmen untuk menerapkan tata

nilai sebagai berikut :

a. Clean (Bersih)

Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi

suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas-asas

tata kelola korporasi yang baik.

b. Competitive (Kompetitif)

Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong

pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai

kinerja.

c. Confident (Percaya Diri)

Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam

reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa.

d. Customer Focused (Fokus Pada Pelanggan)

Beorientasi pada kepentingan pelanggan, dan berkomitmen untuk memberikan

pelayanan terbaik kepada pelanggan.

e. Commercial (Komersial)

Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan

berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.

f. Capable (Berkemampuan)

Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan

penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan

pengembangan.

27

2.3.4. Distribusi dan Pemasaran Produk

a. Strategi Harga

Harga keekonomian” BBM (Harga Beli Pemerintah) adalah harga yang dihitung

berdasarkan formulasi yang dikaitkan dengan MOPS serta ditambahkan dengan

biaya operasi, margin serta pajak. Dengan kata lain Strategi harga mengikuti

MOPS (Mean Oil Platts Singapore) atau dengan kata lain acuan harga minyak

mentah yang akan kita olah mengikuti pedoman harga dari Singapura. Harga

perencanaan masa depan ditentukan oleh tim sebagai acuan rekan-rekan unit

untuk membuat perencanaan. Harga realisasi didapat ketika periode tersebut

sudah lewat, harga actual atau realisasi didapat dari keuangan atau kantor pusat,

harga real bisa jadi evaluasi.

b. Sistem Informasi Manajemen

Sistem Informasi Manajemen yang ada di PT PERTAMINA RU V Balikapapan

menggunakan intranet yaitu sistem online yang hanya bisa diakses di RU V

Balikpapan. Jaringan ini bisa digunakan untuk melihat informasi tentang RU V,

seperti visi dan misi, sejarah perusahaan, mengupload laporan-laporan rencana

kegiatan, dan lain-lain.

Gambar 2.5. Tampilan Halaman Website PT.Pertamina (Persero) RU V

Sistem Informasi Manajemen yang ada di PT PERTAMINA RU V Balikapapan

selain intranet ada juga MySAP, PTP ( Procurement To Pay ), O2E ( Online Owner

28

Estimasi ), dan juga IRES ( Integrated Recommendation System ). Adapun

penjelasannya antara lain :

i. MySAP yaitu software yang dipakai untuk memanagementkan perusahaan.

ii. PTP ( Procurement To Pay ) yaitu system yang berbasis web yang

kegunaannya untuk pembuatan PO ( Purchasing Order ), Penerimaan Servis,

Public Relation dan masih banyak lagi.

iii. O2E ( Online Owner Estimasi ) yaitu sistem yang berbasis web yang sudah

disiapkan oleh Planner dan mendapatkan persetujuan pejabat terkait masih

berpotensi hilang sifat kerahasiannya karena didalam proses administrasi dan

deliverynya masih sangat terbuka untuk terjadi kebocoran informasi. Oleh

karena itu kondisi yang diharapkan system pembuatan rekap OE (hasil dari

proses estimasi) berikut proses approvalnya dibuat secara elektronik disertai

sistem sekuriti yang ketat, sehingga keamanan informasi OE menjadi lebih

terjaga sejak saat pembuatan hingga proses pelelangan (comply tehadap

GCG). Gambar 4 ini adalah contoh gambar halaman web O2E.

Gambar 2.6. Tampilan Halaman Website Online Owner Estimasi (O2E)

29

iv. IRES ( Integrated Recommendation System ) yaitu sistem yang berbasis web

yang kegunaannya untuk membuat rekomendasi. Misalnya data-data

rekomendasi yang dibuat oleh Stat.Eng ada di IRES.

c. Jaringan Distribusi dan Transportasi

Untuk hasil dari pengolahan di PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan ini

disalurkan ke daerah-daerah di Indonesia, khususnya di daerah Indonesia bagian

Tengah dan Timur. Hasil pengolahan dari PT. Pertamina (Persero) RU V

Balikpapan dibagi menjadi dua pembagian secara umum yaitu dari UPMS VI

,Pusat / UPMS lain, serta langsung dari Refinery Unit V Balikpapan. Dan untuk

prosesnya juga terbagi dua, yaitu Operasi Perkapalan serta Pemasaran dan Niaga

Pada Operasi perkapalan bertujuan untuk menyalurkan produk dari PT. Pertamina

(Persero) RU V Balikpapan ke wilayah-wilayah penyimpanan (storage) yang

nantinya akan diproses untuk proses pemasaran dan niaga. Untuk proses

perkapalan dilakukan dari UPMS VI menuju Depot Balikpapan, Banjarmasin,

Samarinda, Kotabaru dan tarakan. Proses perkapalan juga dilakukan dari Pusat /

UPMS lain menuju Pare-pare, Makassar, Bitung, Kupang , Tanjung Wangi,

Manggis (Bali), Wayame (Ambon), Surabaya, Semarang, Jakarta. Dan proses

perkapalan yang langsung dari Refinery Unit V

Balikpapan secara khusus menyalurkan Indutri Diesel Oil (IDO) atau Industri Fuel

Oil (IFO) langsung menuju Makasar, Pomala, Tanjung Wangi dan Wayame untuk

beberapa proses perkapalan ke beberapa daerah-daerah di Indonesia bagian

Tengah Timur, akan dilanjutkan kembali ke operasi Pemasaran dan Niaga. Dari

Kotabaru/Tarakan, hasil produksi akan didistribusikan kembali ke daerah

Pangkalan Bun, Sampit, dan Pulang Pisau. Sedangkan untk daerah Pare-pare,

Makassar, Bitung, Kupang , dan Tanjung Wangi akan diteruskan ke operasi

pemasaran dan niaga ke daerah Kendari, Bau-Bau, Palopo, Pare-Pare, Raha,

Kolaka, Inco Malili, Gorontalo, Ampana, Aprigi, Tahuna, Luwuk, Banggai,

Kolenedale, Toli-Toli, Mountung, dan Poso. Untuk daerah perkapalan di wilayah

Manggis (Bali) akan di lanjutkan dengan Operasi Pemasaran dan Niaga ke daerah

Benoa, AMpenan, Tanjung Wangi, Larantuka, Bima , Waingapu, Badas, Kalabihi,

Dilli(Eksport), Ende, Reo, Maumere, Kupang, dan Atapupu. Dan untuk daerah

perkapalan yang terkahir dari Wayane (Ambon) akan dilanjutkan ke operasi

permasaran dan niaga ke daerah seperti Biak, Ambon, Dono, Namlea, Jayapura.

Berikut merupakan alur pendistribusian RU V yang dapat dilihat pada gambar 2.7.

30

Gambar 2.7. Alur Pendistribusian PT. Pertamina (Persero) RU V Balikpapan

31

BAB 3

TINJAUAN SISTEM PERUSAHAAN

Bab ini berisikan informasi tentang proses bisnis yang dilakukan PT. Pertamina

(Persero) RU V berserta dengan fasilitas yang digunakan dalam melakukan proses

produksi dan produk yang dihasilkan dari pertamina (persero) RU V Balikpapan.

3.1. Proses Bisnis

Proses bisnis di Pertamina RU V secara garis besar termasuk ke dalam kegiatan

eksploitasi, dimana di sini terjadi proses pengolahan raw material berupa minyak

mentah (crude) menjadi produk jadi yaitu Premium, Pertamax, Kerosin, Solar,

Pertadex, Avtur, LPG, IDO/IFO, LSWR V-1250, MGO, Smooth Fluid, LAWS dan

Wax.

Gambar 3.1. Proses Bisnis Produksi Kilang

Pada awalnya, minyak mentah yang berasal dari tempat pengeboran tengah laut

diangkut oleh kapal-kapal tanker untuk disimpan sementara di Terminal Lawe-

Lawe dan Terminal Balikpapan. Minyak tersebut akan di-blending menjadi mixed

32

crude oilyang kemudian disalurkan ke PT PERTAMINA (Persero) RU V Balikpapan

melalui pipa-pipa di bawah laut sepanjang 17 km.

Minyak mentah yang disalurkan ke PT PERTAMINA (Persero) RU V Balikpapan

akan melalui dua proses utama, yaitu primary process di mana mixed crude oil

akan diubah menjadi berbagai macam jenis minyak, mulai dari Liquified Petroleum

Gas (LPG), Light Naphta, Heavy Naphta, Kerosene, Light Gas Oil (LGO), Heavy

Gas Oil (HGO) dan Long Residue (yang merupakan minyak dengan titik didih

tertinggi) yang akan diproses lebih lanjut di secondary process menjadi produk-

produk yang sama dengan primary process ditambah Solar, Premium dan Wax.

Spesifikasi Produk Kilang Balikpapan menghasilkan beberapa macam produk

yang digolongkan ke dalam produk BBM, BBK, HMOC dan non BBM. Produk BBM

meliputi Solar, Premium, Kerosene dan Diesel. Produk non BBM meliputi LPG,

Ready Wax, Fully Refined Wax (FRW). Produk BBK meliputi Avtur dan Pertamax,

sedangkan HMOC meliputi Naphta, LSWR dan RFO.

Terdapat dua jenis proses pada kilang PT PERTAMINA (Persero) RU V

Balikpapan, yaitu:

a. Primary Process

Pada proses ini yang dilakukan adalah pemanasan dan pemisahan minyak

berdasarkan titik didih pada tekanan atmosfer di Crude Distilation Unit IV. Long

Residue yang dihasilkan pada Crude Distilation Unit IV diolah High Vacuum Unit II

(HVU II) dengan menggunakan tekanan vakum untuk menghasilkan High Vacuum

Gas Oil (HVGO) dan Short Residue.

b. Secondary Process

Selanjutnya dilakukan penambahan senyawa hidrogen dari Hydrogen Plant

terhadap HVGO yang keluar dari HVU II pada Hydro Cracker Unit (HCU).

Kemudian akan dilaksanakan pencampuran dengan komposisi yang sudah

distandardisasi berdasarkan persen volume untuk mendapatkan produk yang

diinginkan.

33

Gambar 3.2. Proses Bisnis Aliran Produk

3.2. Bahan Baku dan Produk yang Dihasilkan

Produk yang dihasilkan oleh kilang Pertamina RU V sangat bervariasi. Produk

yang dibuat haruslah memenuhi persyaratan spesifikasi dari Dirjen Migas ataupun

sesuai kontrak dengan konsumen. Produk-produk yang dihasilkan oleh kilang

Balikpapan dapat dibagi menjadi tiga, yaitu:

a. Bahan Bakar Minyak (BBM) : Premium, kerosin dan Solar (Industrial Diesel Oil

/ IDO dan Automotive Diesel Oil/ADO ), dan Industrial Fuel Oil (IFO).

b. Bahan bakar khusus (BBK) : Pertamax, Marine Gas Oil dan Avtur.

c. Non-BBM : LPG, Wax (lilin), naphtha, Low Aromatic White Spirit (LAWS), Low

Sulphur Waxy Residue (LSWR) dan Smooth Fluids 05.

d. Produk lain :Naphta to RU VI, LSFO V-1250, HVGO, dan V-1250 Mixed to RU

IV dan VI

e. Refinery Gas:Refinery fuel gas dan oil

3.2.1. Bahan Baku

PT. Pertamina (Persero) RU-V dirancang untuk mengolah minyak bumi yang

berasal dari Handil dan Bekapai. Namun, karena alasan ekonomi dan

keterbatasan sumber bahan baku, maka ditetapkan beberapa sumber minyak

bumi di luar Kalimantan, yakni:

34

a. Dalam negeri: Widuri, Minas, Badak, Sangatta, Belida, Cinta, Lalang, Kakap,

dan Sumatera Light Crude.

b. Luar negeri: Malaysia (Tapis), Australia (Jabiru, Chalyst, dan CopperBasin),

China (Nanhai dan Xijiang), dan Nigeria (Nigerian Brass, Farcados, Qua-Iboe).

Karena jenis bahan baku beraneka ragam, pertama-tama minyak bumi akan

dicampuruntuk mempertahankan kualitas bahan baku sedekat mungkin dengan

spesifikasi bahan baku yang dapat diolah oleh PT. Pertamina (Persero) RU-V.

Berdasarkan perolehan akhir, minyak bumi dapat digolongkan sebagai berikut:

a. Light crude : menghasilkan banyak LPG, light dan heavy naphta.

b. Medium crude : menghasilkan banyak kerosin dan diesel oil.

c. Heavy crude : menghasilkan banyak long residue.

3.2.2. Bahan Penunjang

Beberapa bahan kimia pendukung utama yang digunakan dalam proses di PT.

Pertamina (Persero) RU-V adalah:

a. Asam sulfat (H2SO4) 98%, digunakan menghilangkan senyawa tak jenuh

dalam proses pembuatan Wax.

b. Active clay, digunakan sebagai penyerap untuk memperbaiki warna dan bau

dalam proses pembuatan Wax.

c. Kapur, banyak digunakan untuk menjaga kestabilan pH dalam proses

pembuatan Wax terutama pada treating.

d. High Octane Mogas Component (HOMC), digunakan sebagai komponen

campuran Premium.

e. Demulsifier, mempercepat pemecahan emulsi minyak-air dalam proses

desalting minyak mentah sebelum didestilasi pada CDU.

f. Inhibitor korosi, digunakan dalam proses-proses yang rentan terhadap fluida

korosif.

g. Amonia, digunakan untuk menjaga kestabilan pH pada berbagai unit proses.

3.2.3. LPG (Liquified Petroleum Gas)

LPG adalah salah satu bahan bakar utama untuk kebutuhan rumah tangga. Syarat

LPG yang dipasarkan di Indonesia adalah kandungan fraksi ringan etana harus

kurang dari 0.2 %- volume. Selain itu, kandungan i-C5, n-C5 dan fraksi yang lebih

berat dalam LPG maksimum 2 %-vol. spesifikasi LPG yang dihasilkan oleh PT.

PERTAMINA (PERSERO) dibagi menjadi dua kategori , yaitu LPG jenis Propana

dan LPG jenis butana. Dengan alasan keselamatan, LPG dicampur dengan etil

35

merkaptan untuk memberi aroma khas sebagai indikator kebocoran. Adapun

spesifikasi LPG menurut dirjen migas yaitu:

Tabel 3.1. Spesifikasi Produk LPG Jenis Propana

Sumber : Bank Data PT. Pertamina RU V 2017

Tabel 3.2. Spesifikasi Produk LPG Jenis Butana

No ANALISA METODA MIN MAX

1 Spesifikasi Gravity at 60/60 0F ASTM D-1657 To Be Reported

2

Komposisi : ASTM D-2163

C4 %vol 97.5 -

C4 + (C4 and havier) %vol - -

C3 + C4 %vol - -

C5 %vol - 2.5


C6 + (C6 and havier) %vol - Nil

3 R.V.P at 1000 F Psi ASTM D-1267 - 70

4 Wetehring Test at 360 F %vol ASTM D-1837 95 -

5 Total Suphur grain/100cuft ASTM D-2784 - 15 +)

6 Copper Corrosion 1 hour/1000F ASTM D-1838 - No.1

7 Ethyl or Buthyl Mercaptan ml/1000AG Added

50

8 Free Water Content VISUAL - -


No ANALISA METODA MIN MAX

1. Spesifikasi Gravity at 60/60 0F ASTM D-1657 To Be Reported

2.

Komposisi : ASTM D-2163

C3 %vol 95 -

C4 + (C4 and havier) %vol - 2.5

C3 + C4 %vol - -

C5 %vol - -


C6 + (C6 and havier) %vol - Nil

3 R.V.P at 1000 F Psi ASTM D-1267 - 210

4 Wetehring Test at 360 F %vol ASTM D 95 -

5 Total Suphur grain/100cuft ASTM D-2784 - 15

6 Copper Corrosion 1 hour/1000F ASTM D-1838 - No.1

7 Ethyl or Buthyl Mercaptan ml/1000AG Added

50

8 Free Water Content VISUAL - -

36

Tabel 3.3. Spesifikasi Produk Produk LPG Mixed

NO ANALISA METODA MIN MAX

1 Research Octane Number RON ASTM D-2699 88.0 -

2 LeadContent gr/L ASTM D-3237/ D-5059

- 0.30

3

Distillation : ASTM D-86

10% Vol.Recovery 0C - 74

50% Vol.Recovery 0C 88 125*)


End Point 0C - 205

Residue % Vol - 2.0

4 R.V.P at 1000F Kpa ASTM D-323 - 62*)

5 Existent Gum mg/100ml ASTM D-381 - 4

6 Induction Period minutes ASTM D-525 240

7 Cu. Strip. Corrosion 3 hrs/500C ASTM D-130 - No 1

8 Doctor Test or No.9 IP-30 - -

9 Mercaptan Sulphur % wt ASTM D-3227 - 0.002

10 Total Sulphur % wt ASTM D-1266 0.20

11 Colour VISUAL Yelllow

12 DyeContent:yellow gr/100 L - - 0.13

13 Odour - Marketable


3.2.4. Bensin / Premium dan Pertamax (Motor Gasoline)

Premium merupakan campuran reformate, light naphta, dan heavy naphta dengan

bilangan oktan 88 dengan kandungan TEL yang rendah. Karena itu, premium

dibuat dengan cara blendingreformate (ON = 92-94), light naphta (ON = 70) dan

heavy naphta (ON = 60). Apabila belum mencapai bilangan oktan 88, ditambahkan

HOMC (Hight Octane Mogas Component) yang memiliki bilangan oktan 95.

Spesifikasi premium disajikan pada Tabel 2.10.

Selain premium, Pertamina RU V juga memproduksi pertamax yang memiliki

bilangan oktan 92 dan Pertamax Plus yang memiliki bilangan oktan 94. pertamax

ini merupakan modifikasi dari Premium dengan menambahkan zat aditif sehingga

nilai oktannya naik

37

Tabel 3.4. Spesifikasi Produk Premium


1 Research Octane Number RON ASTM D-2699 88.0 -


- 0.30

3



50% Vol.Recovery 0C 88 125*)


End Point 0C - 205

Residue % Vol - 2.0

4 R.V.P at 1000F Kpa ASTM D-323 - 62*)






10 Total Sulphur % wt ASTM D-1266 0.20

11 Colour VISUAL Yelllow

12 DyeContent:yellow gr/100 L - - 0.13

13 Odour - Marketable


Tabel 3.5. Spesifikasi Produk Pertamax 92


1 Research Octane Number RON ASTM D-2699 92 -


- 0.013

3



50% Vol.Recovery 0C 77 110

90% Vol.Recovery 0C 180

End Point 0C 205

Residue % Vol 2.0

4 R.V.P at1000F Kpa ASTM D-323 45 60






10

Total Sulphur % wt ASTM D-1266 0.1

Aromatic Content % vol ASTM D-1319 50

Olefin Content % vol ASTM D-1320 30

Oxygenate Content % vol MIXED 11

11 Colour VISUAL Pink


38

3.2.5. Kerosene

Kerosin mempunyai rentang suhu 150-2500C, kerosin tidak bisa terbakar pada

fasa cair. Kerosin hanya bisa dibakar dalam keadaan teruapkan dan bercampur

dengan udara. Kerosin digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga baik

sebagai bahan bakar maupun bahan penerangan, pada proses pembakaranya

kerosin diuapkan dengan panas ataupun dengan tekanan. Panas dapat berasal

dari pembakaran kerosin sendiri. Kerosin juga dapat digunakan untuk membuat

insektisida, herbisida, dan fungisida.

Tabel 3.6. Spesifikasi Produk Kerosene


1 Density 150C Kg/m3 ASTM D-1298 - 835

2 Smoke Point mm ASTM D-1322 15 -

3 Burning Test (Dry Char) mg/kg IP-10 - 40

4


End Point 0C - 310

Recovery at 2000C % vol 18 -

5 Flash Point Abel 0C IP-170 38.0 -

6 Total Sulphur ASTM D- - 0.20

7 Cu. Strip.Corrosion 3 hrs/500C ASTM D-130 - No.1

8 Colour - Marketable


3.2.6. Avtur

Avtur digunakan untuk memenuhi kebutuhan transportasi udara. Avtur digunakan

pada mesin pesawat terbang bermesin turbin. Avtur mempunyai komposisi yang

mirip dengan kerosin. Hanya saja spesifikasinya lebih ketat karena penggunaanya

pada pesawat terbang. Avtur tidak diambil sebagai produk blending, untuk

menjaga kualitas mengacu standar internasonal. Parameter yang harus

diperhatikan dalam penentuan kualitas Avtur adalah titik asap, titik tuang dan

turbiditas. Spesifikasi produk Avtur dapat dilihat table berikut:

39

Tabel 3.7. Spesifikasi Produk Avtur


1 Density at 150C kg/m3 ASTM D- 1298 847750

2 Cu. Strip. Corrosion 3hrs/500C ASTM D- 130 No. 1

3 Flash Point Abel 0C IP-170 38.0 -

4 Frezzing Point 0C IP- 16 - 47.0

5 Aromatic Content % vol ASTM D-1319 - 25.0

6 Doctor Test IP-30 - Negative

7 Mercaptan Sulphur % wt ASTM D-3227 0.003

8 Sulphur Content % wt ASTM D-1266 0.3

9 Existing Gum mg/100 ml ASTM D-381 7

10 Total Acidity mgKOH/g IP-273 0.015

11 Smoke Point Mm ASTM D-1322 25

12 Specific Energy MJ/kg 42.8

13 Viscosity at-200C mm2/sec ASTM D-445 8

14 Thermal stability ASTM D-3241

15 Tube Rating Visual Less than 3

16 Pressure Differensial mmHg 25


3.2.7. Minyak Diesel / Solar

Minyak diesel adalah campuran dari Light Gas Oil (LGO) dan Heavy Gas Oil

(HGO) yang didapat dari produk side stream CDU dengan Light Vaccum Gas Oil

(LVGO) yang didapat dari produk side stream HVU. Minyak Diesel ini terbagi

menjadi 2 yaitu Automotive Diesel Oil (ADO) dan Industrial Diesel Oil (IDO). IDO

digunakan untuk industri terutama yang memiliki mesin diesel. Sedangkan ADO

merupakan bahan bakar kendaraan bermotor bermesin diesel. Spesifikasi IDO

dan ADO disebutkan pada tabel 3.8

.

40

Tabel 3.8. Spesifikasi Produk ADO

Analisis Methods

Spesifikasi Hasil

Min. Max. Terendah Rata-Rata

Tertinggi

Cetane Number or Cetane Index

ASTM D. 613 ASTM D. 4737

48 45

- -

- 47

- 52

- 60

Density at 15 oC kg/m3

ASTM D. 1298

815 870 828.4 842.2 865.4

Kinematic Viscosity at 40oC mm2/sec

ASTM D. 445

2.0 5.0 2.7 3.1 3.9

Sulfur Content % m/m

ASTM D. 2622

- 0.35 0.05 0.07 0.15

90%vol.rec.atoC - 370 339 362 368

Flash Point oC ASTM D. 93

52 - 52 56 78

Pour Point oC ASTM D. 97

- 18 6 10 18

Carbon % m/m ASTM D. 4530

- 0.1 <0.1 <0.1 <0.1

Water Content mg/kg

ASTM D. 6304

- 500 20 111 288

Copper Strip merit

ASTM D. 130

- Class1 Class1 Class1 Class1

Ash Content % m/m

ASTM D. 482

- 0.01 <0.01 <0.01 <0.01

Sediment % m/m

ASTM D. 473

- 0.01 <0.01 <0.01 <0.01

Strong Acid mgKOH/g

ASTM D. 664

- 0 Nil Nil Nil

Total Acid mgKOH/g

ASTM D. 664

- 0.6 0.1 0.2 0.5

Particulate mg/l

ASTM D. 2276

- - - - -

Apparance Visual Bright C & B C& B C & B

Colour ASTM D. 1500

- 3.0 1.0 1.0 2.5


41

Tabel 3.9. Spesifikasi Produk IDO

NO ANALYSIS METHOD MIN. MAX.

1. Specific Gravity at 60/60oF ASTM D -1298 0.840 0.920

2. Strong Acid Number mgKOH/gr ASTM D - 974 - NIL

3. Ash Content % wt ASTM D - 482 - 0.02

4. Colour ASTM ASTM D -1500 6 -

5. Conradson Carbon Residue % wt ASTM D -189 - 1.0

6. Flash Point Pmcc oF ASTM D - 93 150 -

7. Pour Point oF ASTM D -97 - 65

8. Sediment by Exctraction % wt ASTM D -473 - 0.02

9. Total Sulphur % wt ASTM D -1552 - 1.5

10. Viscosity Redwood I/100 oF Seconds IP -70 35 4.5

11. Water Content % vol ASTM D - 95 - 0.25


3.2.8. Petroleum Waxes (Lilin)

Lilin adalah produk dari minyak bumi yang banyak mengandung senyawa

hidrokarbon parafinik. Sifat penting lilin adalah kualitas menyekat, kekuatan tarik,

kelenturan, ketahanan moisture, dan block characteristic.

Lilin digunakan sebagai penerangan pada rumah tangga dan dipakai sebagai

pembungkus makanan. Lilin yang mempunyai rentang titik leleh yang pendek

mempunyai kualitas yang lebih tinggi. Lilin ini digunakan sebagai pelapis buah-

buahan. Lilin diperoleh dari minyak mentah yang sersifat parafinik. Hasil dari

distilasi berupa POD (Parafinic oil distillate) digunakan sebagai bahan baku dari

Wax plant. Produksi jenis lilin di PT. Pertamina pada awalnya memiliki banyak

jenis, yaitu HSR, YBW, HHP, MW, FRW-145, dan FRW-135. Namun karena

adanya kecelakaan (kebakaran) pada tahun 2007, saat ini yang diproduksi hanya

HSR dan YBW. Spesifikasi dapat dilihat pada tabel 3.10.

Tabel 3.10. Spesifikasi Produk Hard Semi Refined (HSR)

NO ANALISA MIN MAX

1 SG To be Reported

2 Melting Point 0C 58.9 60.0 0F 138.0 140.0

3 Oil content % vol - 1.8

4 Colour Lovibon - 1.0


42

Tabel 3.11 Spesifikasi Produk Yellow Batik Wax (YBW)

NO ANALISA MIN MAX

1 SG To be Reported

2 Melting Point 0C 56.1 61.1 0F 133.0 142.0

3 Oil content % vol 2.0 2.8

4 Colour Lovibon - 1.0


3.2.9. Low Sulphur Wax Residue (LSWR)

Residu yang dihasilkan di sini adalah Low Sulphur Wax Residue merupakan salah

satu produk yang diekspor, terutama ke Jepang. Produk ini merupakan campuran

dari 63% short residue, 25-35% ADO, dan 2% kerosin. Adapun spesifikasi LSWR

adalah sebagai berikut:

Tabel 3.12. Spesifikasi Produk Low Sulfur Wax Residue (LSWR)

Analisis Methods

Spesifikasi Hasil

Min Max. Terendah Rata-Rata

Tertinggi

Spesific Gravity at 60/60oF

D. 1298 - 0.950 0.9325 0.9343 0.9360

Ash % m/m D. 482 - 0.10 0.05 0.05 0.05

Conradson residue m/m

D. 189 - 10.0 6.8 6.9 6.9

Flash Point oF D. 93 160 - 174 187 196

Pour oF D.97 - 130 90 91 95

Sulphur Content % m/m

D. 2622 - 0.35 0.22 0.23 0.24

Water Content %vol D.95 - 0.50 0.15 0.19 0.20

Viscosity Redwood at 140oF Sec

D.96 - 1300 1161 1217 1274


3.2.10. Naptha

Naphta yang diproduksi Pertamina RU V Balikpapan selain dijadikan bahan

blending bensin juga digunakan sebagai bahan baku oleh perusahaan lain seperti

British Petroleum dan Sietco. Spesifikasi naphta yang dijual mempunyai spesifikasi

pada tabel 3.13.

43

Tabel 3.13. Spesifikasi Produk Light Naphtha (Konsumsi BP)


1 Spesifikasi Gravity at 60/600F ASTM D-1298 0.68 0.74

2 Paraffins % vol ASTM D-2159 65 -

3 Olefins % vol ASTM D-1319 - 1.0

4 Total Sulphur ppm wt ASTM D-4045 - 300

5 Colour Saybolt ASTM D-156 +22 -

6


IBP 0C 25 -

End Point 0C - 204

Residu % vol - 2.0

7 R.V.P at 1000F psi ASTM D-323 - 13.0

8 Lead Content ppb IP-224 - 100

9 Existent Gum mg/100 ml ASTM D-381 - 4.0

10 Arsenic Content ppb UOP-296 - -

11 Total Chlorine ppm wt UOP-395 - -

12 Mercury


Tabel 3.14. Spesifikasi Produk Light Naphtha (Konsumsi Sietco)







6


IBP 0C 25 -

End Point 0C - 204

Residu % vol - 1.5

7 R.V.P at 1000F psi ASTM D-323 - 13.0



10 Arsenic Content ppb UOP-296 - 20

11 Total Chlorine ppm wt UOP-395 - 1


44

Tabel 3.15. Spesifikasi Produk Medium Naphtha (konsumsi BP)







6


IBP 0C 25 -

End Point 0C - 204

Residu % vol - 2.0

7 R.V.P at 1000F psi ASTM D-323 - 13.0



10 Arsenic Content ppb UOP-296 - -

11 Total Chlorine ppm wt UOP-395 - -

12 Mercury


3.2.11. Marine Gas Oil (MG O) 5

Marine gas oil dihasilkan dari fraksi Light Gas Oil CDU V. MGO ini digunakan

sebagai bahan bakar kapal laut terutama diekspor ke Negara-negara bermusim

dingin, karena sifat bahan bakar ini mempunyai pour point yang rendah (max. -

60C).

Tabel 3.16. Spesifikasi Produk Marine Gas Oil (MGO 5)

NO ANALISA METODA UNIT Spec.

1 Density at 150C ASTM D 1298 Kg/m3 865 max

2 Viscosity Kin at 400C ASTM D 445 ast 1.5-4.5

3 Water Content ASTM D 1744 Ppm 500 ppm

4 CCR on 10% vol.Res ASTM D 189 97

%wt 0.1 Max

5 Sulfur Content ASTM D 2622 %wt 0.35 Max

6 Ash Content ASTM D 482 % wt %v/v

0.01 Max 0.35 Max

7 Flash Point PMcc ASTM D 93 0C 60 min

8 Pour Point ASTM D 0C -6 Max

9 Cetane Index ASTM D 4737 - 37 Min

10 Cetane Number ASTM D 613 - 40 in


45

3.2.12. Low Aromatic White Spirit (LAWS-05)

Low Aromatic White Spirit (LAWS) merupakan solvent white spirit jenuh yang

mengandung aromatic rendah. Produk ini dihasilkan dari fraksi Light Kerosene

Hydrocracking Unit. Kegunaanya sebagai solvent/pelarut dengan kelas low

aromatic pada industri cat dan petrokimia.

Tabel 3.17. Spesifikasi Produk Low Aromatic White Spirit (LAWS-05)

NO ANALISA METODA SPESIFIKASI

Min Max

1 Sg at 60/600F ASTM D- 1298 0.770 0.810

2 Colour Saybolt ASTM D- 156 +25 -

3 Cu. Strip. Corrosion ASTM D-130 No. 1

4 Doctor Test ASTM D-4952 Negative

5 Flash Point (0C) ASTM D-93 To Be Reported

6 Aniline Point (0C) ASTM D-611 53

7 Aromatics Content (% vol) ASTM D-1319 - 12

8 Distillation IBP FBP(0C) ASTM D-86 130 210

9 Sufur Content ASTM D-4294 - 10


3.2.13. Smooth Fluid

Smoth fluids merupakan drillings mud jenis oil base mud (OBM) untuk proses

pengeboran. Pada proses pengeboran, drillings mud digunakan secara

bersirkulasi, berfungsi untuk menjaga tekanan hidrostatik melawan tekanan

reservoir bumi, menggerakkan, melumasi dan mendinginkan mata bor, serta

membuang pecahan batuan, oil base mud merupakan pilihan yang lebih baik

dibandingkan jenis water base mud, karena bersifat sama dengan reservoir

minyak di lapisan bumi, sehingga tidak merusak pori-pori reservoir. Smoth fluids

dihasilkan dari fraksi Diesel Stripper Hydrocracking Unit.

46

Tabel 3.18. Spesifikasi Produk Smooth Fluids 05

NO ANALISA METODA UNIT SPESIFIKASI

1 Density at 150C ASTM D 1298 Kg/l 0.810-0.835

2 Flash Point PMCC ASTM D 93 0C 90 min

3 Viscosity at 400C ASTM D 445 cSt 4.5 min

4 Aromatic SMS 2728 %mass 0..05 Max *

5 Distillation range ASTM D 86 0C 200 Min 400 Max

6 Pour Point ASTM D 97 0C 18 Max

7 Aniline Point ASTM D 611 0C 95 Min

8 Color ASTM ASTM D 156 - 1.0 Max

9 Copper Strip ASTM D 130 - No. 1 Max

10 Sulfur ASTM D 4294 Ppm 40 Max

11 Appereance VISUAL - Thin Yellow


3.2.14. Bahan Bakar Industri (IFO)

IFO atau Industrial Fuel Oil digunakan sebagai bahan bakar boiler ataupun heater

dari pabrik . IFO sendiri digunakan untuk membangkitkan furnace di kilang

Pertamina.

Tabel 3.19. Spesifikasi Produk IFO untuk BP

Analisis Methods Spesifikasi Hasil

Min. Max. - I -

Density at 15oCkg/m3 D. 1298 - 991 - 0.9617 -

Calorific Value : D. 240

- Nett (Btu/lb) - - - - -

- Gross (Btu/lb) - - - 18820 -

Flash Point PMcc oC D. 93 60 - - 100 -

Pour Point oC D. 97 - 40 - 21 -

Sulphur Content % m/m D. 2622 - 3.5 - 2.0 -

Sediment Content % m/m D. 473 - 0.10 - - -

Viscosity :

- Kinematic 50 oC mm2/sec D. 445 - 380.0 - 227.5 -

- Redwood I 50 oC/Sec Conv. - 921 -


3.3. Proses Produksi

Minyak bumi di dalam laut yang masih berbentuk mentah, tidak dapat langsung

digunakan oleh masyarakat. Keberadaan salah satu sumber energi yang paling

diminati oleh masyarakat ini berada 3-4 km di bawah permukaan laut. Di bawah

ini merupakan sedikit gambaran mengenai proses pengolahan minyak bumi

adalah sebagai berikut:

47

a. Distilasi

Pemisahan fraksi minyak bumi berdasarkan perbedaan titik didihnya. Minyak

mentah dipanaskan dalam aliran pipa di furnace sampai dengan suhu ±370°C.

Kemudian masuk kedalam kolom fraksinasi pada bagian flash chamber kolom

fraksinasi. Untuk menjaga suhu dan tekanan di dalam kolom, pemanasan dibantu

uap air panas bertekanan tinggi. Minyak mentah yang menguap lalu naik ke bagian

atas kolom dan selanjutnya terkondensasi pada suhu yang berbeda-beda.

Komponen yang titik didihnya lebih tinggi akan tetap berbentuk cair dan turun ke

bawah, sedangkan yang lebih rendah akan menguap dan naik ke bagian atas

melalui sungkup gelembung. Fraksi minyak mentah yang tidak menguap menjadi

residu. Residu minyak bumi meliputi parafin, Wax, dan aspal.

b. Cracking

Proses cracking adalah proses pemecahan molekul-molekul pada senyawa

hidrokarbon yang besar menjadi lebih kecil. Contoh proses cracking adalah

pengolahan minyak tanah menjadi bensin

c. Reforming

Proses ini menggunakan katalis dan juga pemanasan karena pada proses

reforming struktur molekul rantai hidrokarbon bensin yang lurus akan berubah

menjadi struktur yang bercabang.

d. Alkilasi

Alkilasi merupakan penambahan jumlah atom dalam molekul sehingga menjadi

molekul yang lebih panjang dan bercabang. Dalam proses ini digunakan katalis

asam kuat seperti H2SO4, HCl, dan AlCl3.

e. Polimerisasi

Polimerisasi adalah proses penggabungan molekul-molekul kecil menjadi molekul

besar. Misalnya, penggabungan senyawa isobutene dengan senyawa isobutana

yang menghasilkan bensin berkualitas tinggi, yaitu isooktana

f. Treating

Treating adalah pemurnian minyak bumi dengan menghilangkan pengotor-

pengotornya. Metode-metode dalam treating adalah sebagai berikut:

i. Copper sweetening dan doctor treating, yaitu proses penghilangan pengotor

yang dapat menimbulkan bau yang tidak sedap.

48

ii. Acid treatment, yaitu proses penghilangan lumpur dan perbaikan warna.

iii. DeWaxing, yaitu proses penghilangan Wax dan parafin dengan berat molekul

tinggi dari fraksi minyak pelumas untuk menghasilkan minyak pelumas.

iv. Deasphalting, yaitu penghilangan aspal dari fraksi yang digunakan untuk

minyak pelumas.

v. Desulfing, yaitu proses penghilangan unsur belerang

3.4. Fasilitas Produksi

PT PERTAMINA (Persero) RU V Balikpapan adalah salah satu dari Unit

Pengolahan yang dimiliki oleh PT PERTAMINA (Persero). Saat ini RU V memiliki

2 (dua) unit kilang yaitu Unit Kilang Balikpapan I dan Unit Kilang Balikpapan II.

Kilangkilang ini terletak di Teluk Balikpapan dengan luas area sekitar 2,5 km2.

kilang balikpapan II dibangun tahun 1980 dan resmi beroperasi pada November

1983 dengan kapasitas intake 200 MBCD. Selanjutnya Kilang Balikpapan I

diupgrade pada tahun 1995 dan beroperasi pada tahun 1997 dengan kapasitas

intake crude 60 MBCD.

3.4.1. Kilang Balikpapan I

Pembangunan kilang dimulai tahun 1989 oleh Shell Transport & Trading Ltd.

Selanjutnya pada tahun 1922 dibangun kilang Balikpapan I. Kilang ini rusak akibat

perang dunia II dan dibangun kembali tahun 1948 dengan kapsitas 60.000

barrel/hari. Pada tahun 1952, unit destilasi kedua dibangun dengan kapasitas

sama yaitu 25.000 bpsd dan selanjutnya pada tahun 1954, unit Destilasi ketiga

dibangun dengan kapasitas produksi 10.000 bpsd unit Destilasi I, II, III, beserta

HVU-1 (High Vacuum Unit) tersebut dikelompokkan ke dalam area kilang

Balikpapan I. Adapun unit yang termasuk dalam kilang Balikpapan I, yaitu

a. Crude Destilation Unit V (CDU V)

Plant ini berfungsi untuk memisahkan minyak mentah berdasarkan titik didihnya

pada tekanan 1 atm. Unit ini berkapasitas 60 MBSD. Crude utama yang diproses

adalah minyak mentah parafinik karena CDU V didesain untuk memproduksi

umpan untuk WaxPlant atau Paraffinic Oil Distillate (POD). Namun, sejak

WaxPlant terbakar pada tahun 2006, produksinya turun. Produk lain dari unit ini

adalah LPG, kerosin, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO), dan long residue.

49

b. High Vacuum Unit III (HVU III)

Plant ini berfungsi untuk mengolah long residue dari CDU V dengan proses distilasi

vakum. Pada kondisi vakum, titik didih umpan akan tercapai pada temperatur yang

lebih rendah. Ini dilakukan karena titik didih dari long residue sangatlah tinggi.

Selain itu, ketika temperatur terlalu tinggi, rentan terjadi cracking yang

menimbulkan gas dan coke yang mengonsumsi banyak energi. Produk yang

dihasilkan oleh HVU antara lain Light Vacuum Gas Oil (LVGO) sebagai komponen

untuk pencampuran Solar, distillate paraffinic oil untuk membuat Wax, Heavy

Vacuum Gas Oil (HVGO) untuk bahan mentah di unit hydrocracking, dan short

residue Low Sulphur Waxy Residue (LSWR).

c. Dehydration Plant (DHP)

Plant ini berfungsi untuk mengurangi kandungan air dalam crude. Air dalam

minyak dapat menyebabkan ledakan kolom ketika dilakukan distilasi. Kandungan

air maksimum dalam minyak adalah 0.5% berat.

d. Wax Plant

Plant ini berfungsi untuk memisahkan Wax dalam POD. 4 tahap dalam proses

separasinya adalah deWaxing, sweating, treating, dan molding. Namun, sejak

terbakar pada 2006, Wax Plant tidak dapat beroperasi lagi. Ini menyebabkan

penurunan kualitas dan kuantitas produksi Wax. Produksinya turun dari

sebelumnya 150 menjadi 9 ton per hari.

e. Effluent Water Treatment Plant (EWTP)

Plant ini berfungsi untuk mengolah limbah cair dari unit-unit proses di Balikpapan

I dan II maupun emisi air hujan dari area tangki yang mengandung minyak, agar

tidak mencemari lingkungan ketika dibuang ke laut. Limbah cair yang masuk ke

EWTP dibagi menjadi 2, yaitu limbah proses dan air hujan serta drainase. Limbah

proses akan diolah di Refinery waste stilling zone, bus lane gravity, oil skimmers,

Refinery slop sump, equalizer basin, floation dissolved water, bioaeration basin,

dan clarifier. Sementara itu, air hujan dan drainase hanya akan diolah di storm

water stilling zone, storm water basin, dan bus lane gravity

3.4.2. Kilang Balikpapan II

Berkaitan dengan penemuan minyak di sekitar Balikpapan oleh Kontraktor

Production Sharing (KPS), mendorong dibangun Kilang Balikpapan II pada tahun

50

1980 dengan kapsitas 200.000 barrel/hari. Dengan dua unit pemrosesan mutakhir

yaitu Unit Hydrocracking Complex(HCC) dan Unit Hydroskimming Complex (HSC).

Selanjutnya kilang Balikpapan I lama yang dibangun tahun 1948, 1952, dan 1954

diupgrade pada tahun 1995 dan beroperasi tahun 1997 dengan kapasitas 60.000

barrel/hari, dengan memiliki dua unit Crude Destillation yaitu CDUV dan HVU-III.

Kilang Balikpapan II terdiri dari dua unit produksi, yaitu Unit Hydroskimming

Complex (HSC) dan Unit Hydrocracking Complex (HCC). Kedua unit ini

memproduksi bahan bakar minyak dan LPG. Unit Hydro Skimming Complex

(HSC), yang meliputi :

a. Crude Destilation Unit IV (CDU IV) – Plant 1

CDU IV digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi dalam minyak bumi

berdasarkan titikdidihnya pada tekanan atmosferik.Berdasarkan desainnya, unit

CDU IV digunakan untuk mengolah campuran minyakmentah (crude) yang berasal

dari Handil dan Bekapai dengan komposisi 60%:40%. Kapasitasunit ini adalah 200

MBSD. Dengan adanya keterbatasan pasokan crude dari Handil danBekapai,

maka saat ini CDU IV juga mengolah crude dari lapangan minyak lainnya baik

daridalam maupun luar negeri. Karena crude yang diolah di CDU IV berasal dari

berbagaisumber, maka disebut sebagai cocktail crude. Sebelum masuk ke CDU

IV, crude dariberbagai sumber tersebut dicampur (blending) hingga mencapai

spesifikasi umpan yangsesuai dengan desain CDU IV.

b. Naphta Hydrotreater Unit (NHTU) – Plant 4

Naphtha Hydrotreater Unit pada RU V memiliki kapasitas desain sebesar 20

MBSD. Naphtha Hydrotreater Unitmerupakan unit proses katalitis dengan

menggunakan gas hidrogen untuk mendekomposisi sulfur organik, senyawa

nitrogen dan oksigen yang terkandung pada hidrokarbon. Proses ini juga

mendekomposisi senyawa organo-metalik dan senyawa olefin jenuh. Naphtha

Hydrotreater Unitbertujuan untuk menghilangkan racun katalis pada naphtha yang

akan memasuki Platformer Unit. Naphtha Hydrotreater Unitmerupakan unit yang

menentukan keberhasilan proses pada Platformer. Kondisi operasi di unit ini

adalah 315oC dan 29 kg/cm2.

c. Platformer Unit – Plant 5

PlatformingProcessUnit, plant 5, dirancang untuk membentuk molekul hidrokarbon

tertentu yang dapat digunakan untuk bahan bakar mesin secara katalitik dalam

51

rentang titik didih naphtha dan menghasilkan komponen blending bahan bakar

dengan nilai oktan yang lebih tinggi. Unit ini dirancang untuk memproses 20000

barrel per hari dan menghasilkan 16638 barrel C5+ platformat per harinya dengan

nilai oktan tidak kurang dari 96. Umpan yang digunakan adalah sweet naphtha

yaitu umpan yang telah dihilangkan dari pengotor (terutama sulfur) dengan

menggunakan Plant 4 (Naphtha Hydrotreating Process Unit) yang kemudian

dimasukkan ke reaktor. Sebagian sweet naphtha disimpan ke dalam tangki yang

memiliki “selimut” nitrogen, naphtha ini akan digunakan pada saat start up.

Nitrogen ini berfungsi untuk menjaga sweet naphtha tetap kering (tidak terkena air)

dan tidak terkontakkan dengan oksigen.

d. LPG recovery Unit – Plant 6

LPG Recovery Unit didesain untuk mengolah 6,3 MBSD umpan. Desain umpan

merupakan campuran dengan 7,9% berat dari debuthanizerPlatformer; 12,8 %

berat dari debuthanizerHydrocracker dan 79,3% berat dari CDU. LPG Recovery

Unit digunakan untuk memproses campuran aliran LPG yang diproduksi CDU,

Hydrocracker, dan Platformer. LPG RecoveryUnit memproduksi aliran LPG yang

terutama terdiri dari C3 dan C4, yang kemudian dikirim ke tangki penyimpanan

LPG sebagai produk siap jual.

e. Sour water Stripper Unit (SWS) – Plant 7

Sour Water Stripper disebut juga Sour Water Treating Unit adalah unit yang

menghilangkan hidrogen sulfida (H2S) dan amoniak (NH3) dari air buangan (sour

water) unit CDU IV, HVU II, HC Unibon Unit, Naphtha Hydrotreater, dan LPG

Recovery Unit. Air yang sudah diolah akan bebas dari H2S dan amoniak dan

mempunyai spesifikasi yang baik sehingga dapat kembali digunakan untuk

desalting di CDU IV dan penginjeksian air di HC Unibon Unit. Produknya

digunakan untuk desalter di CDU dan di unit HC (Hydrocracker Unibon) untuk air

pencuci yang diinjeksikan untuk mencegah pengendapan garam di penukar

panas. SWS Plant 17 didesain untuk mengolah 58 m3/jam umpan dengan

maksimal kandungan H2S sebesar 50 ppm-beratdanNH3 sebesar 100 ppm-berat.

f. LPG Treater – Plant 9

LPG treater unit bertujuan menghilangkan kandungan sulfur yang berlebihan pada

LPG yang berasal dari LPG Recovery Plant. Proses yang terjadi adalah LPG

dilewatkan dalam absorber yang berupa sistem caustic wash process sehingga

52

sulfur dalam LPG akan terlarut. LPG yang dilepaskan dari absorber berupa LPG

dengan kandungan sulfur rendah. Kapasitas dari unit ini adalah 6,3 MBSD.

Hydro Cracking Complex (HCC), yang meliputi :

a. High Vacuum Unit II (HVU II) – Plant 2

Umpan yang masuk ke HVU II terdiri dari 81.5% longresidue yang berasal dari

CDU IV, plant 1, dan 18.5% CDU V. HVU II mempunyai kapasitas pengolahan

sebanyak 81 MBSD.

b. Hydrocracking Unit (HCU) – Plant 3

UOP HC Unibon Unit (HCU) adalah unit yang bertujuan untuk memaksimalkan

produk Solar dari HVGO. HCU ini berfungsi untuk mengolah fraksi berat HVGO

menjadi produk yang lebih bernilai ekonomis.Prosesnya adalah katalitik dan

mengkonsumsi hidrogen ketika mengkonversi konstituen dari crude yang berberat

molekul tinggi menjadi produk yang lebih berharga dan berberat molekul rendah,

seperti naphtha, Kerosene, dan Solar. HCU di kilang Balikpapan 2 mempunyai 2

train dengan kapasitas masing-masing 27,5 MBSD.

c. Hydrogen Plant – Plant 8

Hydrogen Plant, plant 8, adalah plant yang menggunakan proses reformasi steam

(steam/hydrocarbon reforming) untuk menghasilkan hidrogen yang akan

digunakan dalam proses hydrocracking di HC Unibon Unit. HydrogenPlant

memproduksi sekitar 80000 Nm3/h hidrogen murni untuk make-up di HCU.

53

BAB 4

TINJAUAN PEKERJAAN MAHASISWA

Bab ini berisikan informasi tentang lingkup pekerjaan berserta dengan tanggung

jawab yang diberikan dalam melaksanakan pelaksanaan kerja praktek. Bab ini

juga berisi tentang dasar teori dan hasil penelitian pekerjaan mahasiswa diperoleh

pembimbing lapangan, beserta dengan kesimpulan hasil tugas khusus.

4.1. Lingkup Pekerjaan

Perusahaan menempatkan penulis di Departemen Process Engineering yang

merupakan salah satu bagian dalam menjalankan Engineering and Development

Function. Bagian ini merencanakan, mengkoordinasikan, mengarahkan dan

mengendalikan penyusunan evaluasi dan rekomendasi pengembangan dari sisi

proses untuk peningkatan produk yield, optimalisasi & efisiensi, peningkatan

utilisasi dan peningkatan orientasi lingkungan dan keselamatan pada Unit Proses

BBM, NBM, Offsite/Utilities dan Fasilitasnya dalam rangka meningkatkan nilai

tambah dan “Financial Margin” Kilang RU V. Adapun pada pelaksanaanya penulis

hanya diberi lingkup perkerjaan yang berkaitan dengan analisis gross margin,

yaitu:

a. Merencanakan, mengkoordinasikan, melaksanakan, dan mengendalikan

penyusunan konsep pengembangan Unit Proses melalui peningkatan product




b. Mendorong pencapaian Key Performance Indicator (KPI) berupa peningkatan




4.2. Tanggung Jawab dan Wewenang

Penulis dalam melaksanakan tugas dan tanggung jawab hanya diperbolehkan

sejauh dengan data yang diberikan oleh pihak pembimbing. Dimana dalam hal ini

pembimbing memberikan tanggung jawab dalam mengolah data STS bulan

desember 2017. Data tersebut terdiri dari bahan baku yang masuk dari supplier

baik dari crude impor, domestik dan intermedia yang digunakan sesuai dengan

jenis crude yang diterima. Data STS merupakan informasi mengenai feed and

54

product yang dihasilkan dalam proses pengolahan crude oil mulai dari banyaknya

bahan baku yang masuk sampai jenis produk yang dihasilkan selama sebulan

sesuai dengan perencanaan yang diterima dari bagian RP & O. Adapun tujuan dari

adanya data STS adalah untuk menjaga kebutuhan material agar tetap seimbang

antara bahan baku yang masuk dengan produk yang dihasilkan.

Penulis diberi tugas dalam menyusun STS bulan desember 2017 untuk

menghitung nilai gross variable income yang berasal dari perhitungan total gross

margin yang diperoleh ( M US$) dikurangi dengan total variable cost pada periode

bulan desember (M US$). Penulis juga diberi tugas untuk menghitung peramalan

produksi dan harga pada 1 tahun berikutnya dengan data STS tahun 2017,

penelitian ini diharapkan dapat menjadi acuan bagi perusahaan dalam menyusun

STS pada tahun 2018. Dari hasil peramalan, penulis juga diharapkan dapat

menghitung nilai gross margin yang diperoleh pada tahun 2017 dan 2018. Hasil

gross margin yang diperoleh kemudian akan dilakukan analisis perbandingan dan

dipresentasikan dengan kepala bagian Process Engineering.

4.3. Metodologi Pelaksanaan Pekerjaan

Salah satu pekerjaan Process Engineering yaitu untuk mendorong pencapaian

Key Performance Indicator (KPI). KPI merupakan indikator peningkatan yield,

peningkatan optimalisasi & efisiensi, peningkatan utilisasi dan peningkatan

orientasi lingkungan/keselamatan dengan tujuan meningkatkan nilai tambah dan

meningkatkan “Financial Margin” Kilang. Pertamina RU V Balikpapan menerima

bahan baku berupa minyak mentah (crude oil) yang datang dari berbagai tempat

dan mengolahnya menjadi produk – produk utama. Adapun produk utama yang

dihasilkan antara lain Premium, Pertamax, Kerosene, Solar, Pertadex, Avtur,

LPG, IDO/IFO, LSWR V-1250, MGO, Smooth Fluid, LAWS dan Wax.

Adanya perbedaan fluktuasi harga yang diperoleh dari pihak supplier

mengakibatkan perusahaan untuk menjaga tingkat keseimbangan antara total

intake dengan total produksi yang diperoleh. Dengan ketersediaan bahan baku

yang berbeda setiap bulan dari crude domestik, crude impor dan intermedia yang

digunakan pada proses pengolahan. Perusahaan harus dapat menjaga tingkat

produksi yang dibutuhkan sesuai dengan tingkat demand dari konsumen.Gross

Margin menunjukkan seberapa banyak perusahaan dapat mendapat keuntungan

setelah mempertimbangkan biaya untuk memproduksi barang.

55

Adapun tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengusulkan tingkat harga bahan

baku yang menjadi titik harga tertinggi dalam melakukan transaksi dan tingkat

produksi dengan membandingkan tingkat gross margin aktual dengan hasil

peramalan untuk satu tahun kedepan pada PT. Pertamina (Persero) RU V tahun

2018 sesuai dengan trend yang berlaku di tahun 2017.Berdasarkan utilitas tingkat

produksi dalam memenuhi kebutuhan konsumen dan tingkat ketersediaan bahan

baku yang berbeda-beda apakah dengan meramalkan tingkat harga dan produksi

sesuai dengan menjaga kendala operasi, trend yang berlaku dan metode yang

sesuai, perusahaan dapat meningkatkan gross margin di PT. Pertamina (Persero)

RU V. Berikut merupakan flowchart pelaksanaan kerja terkait dengan penelitian

yang diberikan pembimbing kerja praktek.

Gambar 4.1. Flowcart pelaksanaan kerja

Mulai

Melakukan Orientasi

Melakukan Identifikasi Masalah

Menentukan Tujuan Penelitian dan Batasan

Masalah

Melakukan Studi Literatur

Melakukan Pengumpulan Data

(STS 2017)

Menganalisis Data untuk Gross Margin

Tahun 2017

Uji Stasioneritas Data

Membuat Peramalan dengan Metode yang

Ditentukan

Melakukan Analisis MAD terkecil setiap

Metode

Menganalisis Data untuk Gross Margin

Tahun 2018

Metode Peramalan Relevan?

Menentukan Metode Peramalan Sesuai Plot

Data

Data sudah Stasioner?

Melakukan Analisis Lanjutan

Memenuhi Tujuan?

Membuat Kesimpulan dan Saran

Selesai

Melakukan Analisis MAD terkecil setiap

Metode

YaTidak

Ya

Tidak

Ya

Tidak

56

4.4. Hasil Pekerjaan

4.4.1. Dasar Teori Tugas Khusus Peramalan

Aktivitas peramalan merupakan suatu fungsi bisnis yang berusaha memperkirakan

permintaan atau penjualan dan penggunaan produk sehingga dapat dibuat dalam

kualitas yang tetap sesuai dengan permintaan pasar. Lebih jauh dapat dikatakan

bahwa fungsi peramalan adalah sebagai suatu dasar bagi perencanaan, seperti

dasar bagi perencanaan kapasitas, anggaran, perencanaan produksi dan inventori

dsb. Kebutuhan akan peramalan atau agregat meningkat seiring usaha pihak

manajmen untuk mengurangi ketidakpastian atau resiko bisnis dalam lingkungan

yang semakin kompleks dan dinamis (selalu berubah-ubah). Prinsip peramalan

yang perlu dipertimbangkan :

a. Secara umum, teknik peramalan berasumsi bahwa sesuatu yang

berlandaskan pada sebab yang sama yang terjadi di masa yang lalu, akan

berlanjut pada masa yang akandatang.

b. Peramalan melibatkan kesalahan (error) Peramalan hanya mengurangi

ketidakpastian tetapi tidak menghilangkannya.

c. Peramalan jangka pendek mengandung ketidakpastian yang lebih sedikit

(lebih akurat) daripada peramalan jangka panjang, karena dalam jangka

pendek, kondisi yang mempengaruhi permintaan cenderung tetap atau

berubah lambat.

d. Peramalan sebaiknya menggunakan tolok ukur kesalahan peramalan.

Pendekatan peramalan pada dasarnya pendekatan peramalan dapat

diklasifikasikan menjadi dua pendekatan, yaitu: pendekatan/teknik kualitatif dan

pendekatan/teknik kuantitatif. Pendekatan kualitatif Pendekatan kualitatif bersifat

subjektif dimana peramalan dilakukan berdasarkan pertimbangan, pendapat,

pengalaman dan prediksi (Forecaster) pengambil keputusan atau para ahli.

Pendekatan ini digunakan pada saat tidak tersedia sedikitpun data historis.

Pendekatan kualitatif antara lain market research, consumer surveys, delphi

method, sales force composite, executive opinions, historical analogy, panel

consensus.

Pendekatan kuantitatif meliputi metode deret berkala (time series) dan

metodekausal (eksplanatoris). Metode deret berkala melakukan prediksi masa

yangakan datang berdasarkan data masa lalu tanpa melihat faktor-faktor yang

mempengaruhi data tersebut. Tujuan peramalan deret berkala ini adalah untuk

57

menentukan pola data masa lalu dan mengekstrapolasikannya untuk masa yang

akan datang. Metode kausal mengasumsikan faktor yang diramal memiliki

hubungan sebab akibat terhadap beberapa variabel independent. Tujuan

metodekausal ini adalah untuk menentukan hubungan antar faktor (input dan

output dari suatu sistem) dan menggunakan hubungan tersebut untuk meramal

nilai-nilai variabel dependent. Sebagai contoh suatu perusahaan minuman ringan

Ingin mengetahui jumlah volume penjualan produknya selama beberapa periode

kedepan.

Melalui deret berkala perusahaan akan meramalkan kelanjutan jumlah volume

penjualan produknya hanya dengan berlandaskan pada data jumlah volume

penjualan produk tersebut pada periode sebelumnya tanpa memperhatikan faktor-

faktor lain yang mempengaruhi naik/turunnya jumlah volume penjualan.

Namun melalui metode kausal faktor-faktor tersebut justru sangat diperlukan.

Faktor-faktor tersebut dapat berupa peningkatan jumlah penduduk dimana produk

tersebut dipasarkan dan pengaruhnya terhadap permintaan, sejauh mana usaha

adverstising dapat meningkatkan volume penjualan, penetapan harga terhadap

produk tersebut, pengaruh cuaca, dan lain sebagainya.Pendekatan kuantitatif

dapat diterapkan dengan syarat:

a. Tersedia informasi masa lalu.

b. Informasi masa lalu tersebut dapat dikuantifikasikan dalam bentuk

datanumerik.

c. Diasumsikan pola data masa lalu akan berlaku sama untuk masa yang

akandatang.Dalam prakteknya, kombinasi dari kedua pendekatan tersebut

(kualitatif dankuantitatif) biasanya lebih efektif karena pada dasarnya

peramalan itu merupakan suatu seni dan ilmu.

Deret berkala adalah suatu urutan waktu observasi yang diambil pada

intervalwaktu tertentu (per jam, harian, mingguan, bulanan, kuartalan, tahunan

dsb). Data yang diambil dapat berupa data permintaan, pendapatan, keuntungan,

kecelakaan,output, produktivitas dan indeks harga pelanggan, (Pada praktikum ini

ditekankan pada data permintaan).

Teknik ini dibuat dengan asumsi bahwa nilai pada masa yang akan datang pada

deret tersebut dapat diestimasi dari nilai deret tersebut dimasa lampau. Analisa

data deret berkala menghendaki seorang analis untukmengidentifikasi perilaku

dasar deret data dengan cara membuat plot data secaravisual sehingga dapat

58

dilihat pola data yang terbentuk pada masa lalu yangdiasumsikan dapat berulang

pada periode yang akan datang. Time series mengidentifikasi pola data yang

umum terbentuk sebagai berikut:

a. Trend Pola data trend menunjukkan pergerakan data secara lambat/bertahap

yang cenderung meningkat atau menurun dalam jangka waktu yang panjang.

Poladata trend terdiri dari beberapa tipe, seperti: Linear trend, S-Curve Trend

atau Growth curve, Asymptotic trend dan Exponential trend.

b. Seasonality (musiman )Pola data musiman terbentuk jika sekumpulan data

dipengaruhi faktormusiman, seperti cuaca dan liburan. Dengan kata lain pola

yang sama akanterbentuk pada jangka waktu tertentu (harian, mingguan,

bulanan, ataukuartalan/perempat tahunan). Pada dasarnya pola musiman

yang umum terjadidibedakan menjadi dua model yaitu, additive seasonality

dan multiplicative seasonality model.

c. Cycles (Siklus)Pola data siklus terjadi jika variasi data bergelombang pada

durasi lebih dari satu tahun. Data cenderung berulang setiap dua tahun, tiga

tahun, atau lebih.Fluktuasi siklus biasanya dipengaruhi oleh faktor politik,

perubahan ekonomi(ekspansi atau kontraksi) yang dikenal dengan siklus

usaha (business cycle).

d. Horizontal / Stasionary / Random variation Pola ini terjadi jika data berfluktuasi

di sekitar nilai rata-rata secara acak tanpa membentuk pola yang jelas seperti

pola musiman, trend ataupun siklus. Pergerakan dari keacakan data terjadi

dalam jangka waktu yang pendek,misalnya mingguan atau bulanan.

Gambar 4.1 Pola Data dalam Forecasting

59

a) Gross Margin

Gross profit margin adalah rasio yang mengukur tngkat efisiensi pengendalian

harga pokok atau biaya produksinya, mengindikasikan kemampuan perusahaan

untuk berproduksi secara efisien. Gross profit margin atau margin laba kotor

digunakan untuk mengetahui keuntungan kotor perusahaan yang berasal dari

penjualan setiap produknya. Rasio ini sangat dipengaruhi oleh nilai harga pokok

penjualan. Apabila harga pokok penjualan meningkat maka gross profit margin

akan menurun begitu pula sebaliknya.

Dengan kata lain, rasio ini mengukur efisiensi pengendalian harga pokok atau

biaya produksi, mengindikasikan kemampuan perusahaan untuk berproduksi

secara efisien. GPM yang meningkat merupakan indikasi bahwa semakin besar

tingkat kembalian keuntungan kotor yang telah diperoleh perusahaan terhadap

penjualan bersihnya. Semakin efisien biaya yang dikeluarkan perusahaan untuk

menunjang kegiatan penjualan sehingga pendapatan yang diperoleh menjadi

meningkat

Gross Margin (%) = 𝒓𝒆𝒗𝒆𝒏𝒆𝒖−𝒇𝒆𝒆𝒅𝒄𝒐𝒔𝒕

𝒓𝒆𝒗𝒆𝒏𝒆𝒖 (4.1)

b) Stasioneritas

Stasioneritas dalam time series adalah tidak adanya pertumbuhan atau penurunan

data, dengan kata lain data tetap konstan sepanjang waktu pengamatan.

Stasioneritas adalah keadaan rata-ratanya tidak berubah seiring dengan

berubahnya waktu, dengan kata lain, data berada di sekitar nilai rata-rata dan

varianssi yang konstan.

Makridakis (1999) menyatakan bahwa bentuk visual dari plot time series sering

menyakinkan peramal bahwa data tersebut stasioner atau nonstasioner, demikian

pula plot autokorelasi dapat dengan mudah memperlihatkan ketidakstasineran

data. Kebanyakan data dalam time series tidak stasioner, oleh karena itu perlu

dilakukan pengujian mengenai stasioneritas pada data time series. Pengujian ini

dapat dilakukan dengan menggamati plot time series. Jika plot time

seriescenderung konstan tidak tedapat pertumbuhan atau penurunan disimpulkan

bahwa data sudah stasioner. Selain itu, stasioneritas dapat dilihat dari nilai-nilai

autokorelasi pada plot ACF. Nilai-nilai autokorelasi dari data stasioner akan turun

samapai nol sesudah time lag kedua atau ketiga.

60

Dalam analisis time series asumsi yang harus dipenuhi yaitu data harus stasioner

baik dalam mean maupun varians. data dikatakan stasioner jika rata-rata dan

variansnya konstan. Apabila plot deret waktu tidak memperlihatkan adanya

perubahan variansi yang jelas dari waktu ke waktu, maka dapat dikataknan bahwa

data tersebut stasioner terhadap variansinya. Jika suatu deret data bukan

merupakan data yang stasioner, maka sebelum melakukan pembuatan model

deret waktu, maka perlu dilakukan pembedaan (transformasi).

Data

Gambar 4.2 Contoh Plot Data Stasioner

c) Metode Forecasting

Berdasarkan pola data yang dimiliki oleh plot total intake maupun total produksi

yang mencerminkan adanya trend yang cenderung meningkat dan menurun pada

suatu kondisi tertentu. Berikut merupakan metode yang dapat digunakan untuk

analisis peramalan dengan pola data berbentuk trend yaitu:

i. Regresi Linier

Regresi Linear Sederhana adalah Metode Statistik yang berfungsi untuk menguji

sejauh mana hubungan sebab akibat antara Variabel Faktor Penyebab (X)

terhadap Variabel Akibatnya. Faktor Penyebab pada umumnya dilambangkan

dengan X atau disebut juga dengan Predictor sedangkan Variabel Akibat

dilambangkan dengan Y atau disebut juga dengan Response. Regresi Linear

Sederhana atau sering disingkat dengan SLR (Simple Linear Regression) juga

merupakan salah satu Metode Statistik yang dipergunakan dalam produksi untuk

melakukan peramalan ataupun prediksi tentang karakteristik kualitas maupun

kuantitas. Model persamaan regresi linier sederhana adalah sebagai berikut:

Y = a + bX (4.2)

Waktu

UCL

LCL

61

Dimana :

Y = Variabel Response atau Variabel Akibat (Dependent)

X = Variabel Predictor atau Variabel Faktor Penyebab (Independent)

a = konstanta

b =koefisien regresi (kemiringan); besaran Response yang ditimbulkan oleh

Predictor.

Nilai a dan b dapat dihitung dengan menggunakan rumus ini :

a = (Σy) (Σx²) – (Σx) (Σxy) (4.3)

n(Σx²) – (Σx)²

b = n(Σxy) – (Σx) (Σy) (4.4)

n(Σx²) – (Σx)²

ii. Double Exponential Smoothing

Exponential Smoothing adalah suatu prosedur yang secara terus menerus

memperbaiki peramalan dengan merata-rata (menghaluskan = smoothing) nilai

masa lalu dari suatu data runtut waktu dengan cara menurun (exponential).

Menurut Trihendradi (2005) analisis exponential smoothing merupakan salah satu

analisis deret waktu, dan merupakan metode peramalan dengan memberi nilai

pembobot pada serangkaian pengamatan sebelumnya untuk memprediksi nilai

masa depan. Metode ini digunakan ketika berbentuk data trend. Ada dua metode

dalam Double Exponential Smoothing, yaitu :

a) Metode Linier Satu Parameter dari Brown’s

Metode ini dikembangkan oleh Brown’s untuk mengatasi perbedaan yang muncul

antara data aktual dan nilai peramalan apabila ada trend pada poltnya. Dasar

pemikiran dari pemulusan eksponensial linier dari Brown’s adalah serupa dengan

rata-rata bergerak linier (Linier Moving Average), karena kedua nilai pemulusan

tunggal dan ganda ketinggalan dari data yang sebenarnya bilamana terdapat

unsur trend, perbedaan antara nilai pemulusan tunggal dan ganda ditambahkan

kepada nilai pemulusan dan disesuaikan untuk trend.

S’t = αpXt + (1-αp)S’t-1

S”t = αpS’t + (1-αp)Snt – Sn

t-1

62

αt = S’t + (S’t-S”t) = 2S’t – S”t-1

bt = α/(1 – α ) [S’t – S”t]

Ft+m = at + bt m (4.5)

Dimana,

S’t : Nilai pemulusan eksponensial tunggal

S’’t : Nilai pemulusan eksponensial ganda

αp : Parameter pemulusan eksponensial yang besarnya 0<αp<1

αt , bt : Konstanta pemulusan

Ft+m : Hasil peramalan untuk periode ke depan yang diramalkan

Agar dapat menggunakan persamaan di atas, nilai S’t-1 dan S”t-1 harus tersedia.

Tetapi pada saat T=1, nilai tersebut tidak tersedia. Jadi nilai-nilai ini harus tersedia

di awal.

b) Metode Dua Parameter dari Holt

Metode ini nilai trend tidak dimuluskan dengan pemulusan ganda secara

langsung, tetapi proses pemulusan trend dilakuakan dengan parameter berbeda

dengan parameter pada pemulusan data asli.

Secara matematis metode ini ditulis pada tiga persamaan :

St = α Xt+ (1 - α ) St-1 + bt-1

bt = ∂ / [St – St-1] + ( 1- ∂ ) bt-1

Ft+m = St + bt.m (4.6)

Dimana,

St : Nilai pemulusan tunggal

Xt : Data sebenarnya pada waktu ke-t

Tt : Pemulusan trend

Ft+m : Nilai ramalan

m : Periode masa mendatang

α,β : Konstanta dengan nilai anatar 0 dan 1

iii. ARIMA

Metode ARIMA adalah metode peramalan yang tidak menggunakan teori atau

pengaruh antarvariabel seperti pada model regresi. Dengan demikian metode

ARIMA tidak memerlukan penjelasan mana variabel dependen dan independen.

63

Metode ini tidak memerlukan pemecahan pola menjadi komponen trend, seasonal,

siklis atau irregular seperti pada data time series pada umumnya. Hampir mustahil

menerapkan ARIMA secara manual. Selain dikenal dengan nama ARIMA, metode

ini popular dengan sebutan metode Box-Jenkins, karena dikembangkan oleh dua

statistikawan Amerika Serikat, yakni G.E.P Box dan G.M Jenkins pada 1970

(Santoso, 2009).

ARIMA merupakan suatu metode yang menghasilkan ramalan-ramalan

berdasarkan sintesis dari pola data secara historis. Kelompok model time series

linier yang termasuk dalam metode ini antara lain: autoregressive, moving

average, autoregressive-moving average, dan autoregressive integrated moving

average.

Notasi yang diusulkan oleh Box dan Jenkins untuk model time series adalah

ARIMA (p,d,q) dengan :

AR(p) :Orde dari proses autoregresif

I(i) :Tingkat perbedaan(berhubungan dengan stasioneritas)

MA(q) : Orde dari proses moving average

Asumsi dalam ARIMA

a) Data harus stasioner. Baik stasioner dalam hal mean maupun variansi.

b) εi (error) harus berdistribusi normal dengan mean (μ) = 0 dan variansinya

(σ2) = σ2.

c) εi (error) harus tidak saling berkorelasi atau saling independent.

Data yang digunakan harus dibuat stasioner terlebih dahulu. Lalu menentukan

orde dari model, AR (p). MA (q), atau ARMA (p,q). Indetifikasi model dapat

ditentukan lewat correlogram.

a) Lag terakhir yang keluar pada plot PACF merupakan orde dari AR (autoregresi)

b) Lag terakhir yang keluar pada plot ACF merupakan orde MA (moving average).

a) AR(p) model

ACF : lag menurun secara exponential

PACF : ada lag yang keluar dari batas signifikansi. Lag yang terakhir yang

keluar diidentifikasi sebagai orde ke-p dari proses parsial autokorelasi.

Proses autoregressive orde p dapat ditulis sebagai berikut :

tptpttt yyyy 2211 (4.7)

64

b) MA(q) model

ACF :ada lag yang keluar dari batas signifikan. Lag terakhir yang keluar

diidentifikasi sebagai orde ke-q dari proses moving average

PACF : lag menurun secara eksponensial.

{Xt} disebut proses moving average orde q, dapat dituliskan sebagai

,2211 qtqtttty (4.8)

c) ARMA model

Jika kita tidak bisa memutuskan apakah model itu murni AR atau MA dengan

mudah, diasumsikan model tersebut adalah ARMA. Model ACF menandakan

bahwa ada lag yang keluar dari batas signifikansi, lag terakhir yang keluar

diidentifikasi sebagai orde ke-q. Sedangkan PACF menandakan bahwa ada lag

yang keluar dari batas signifikansi, lag terakhir yang keluar diidentifikasi sebagai

orde ke-p.

Proses Yt adalah suatu proses ARMA(p, q) dapat ditulis sebagai:

qtqtttptpttt yyyy 22112211 (4.9)

Langkah-langkah menentukan Model ARIMA

i. Melihat time series plot dari data. Tujuannya yaitu melihat pola dari data,

apakah data sudah stasioner atau belum (baik stasioner terhadap varians dan

mean). Dalam hal ini, pengecekan dilakukan melalui visual, sehingga

pemeriksaan kestasioneran belum pasti.

ii. Pengecekan stasioneritas data dalam varians dapat menggunakan Box-Cox

Transformation. Dilihat nilai rounded value (λ) dan nilai batas estimasinya. Jika

nilai rounded value (λ) atau batas estimasi sudah melewati 1, maka data sudah

dapat dikatakan stasioner dalam varians. Jika belum atau tidak bernilai 1, maka

dilakukan transformasi pada data sesuai nilai rounded valuenya 1 (λ).

iii. Pengecekan kestasioneran data dalam mean, menggunakan plot ACF (Auto

Correlation Function). Jika plot ACF turun secara melambat atau eksponensial,

maka data dikatakan belum stasioner terhadap mean. Cara menstasionerkan

data dalam mean, yaitu dengan cara mendifference data. Dalam melakukan

difference data, lag yang digunakan sesuai dengan kebutuhan data hingga

65

data menjadi stasioner. Data dikatakan stasioner dalam mean jika plot ACF

data mengalami cut off.

iv. Setelah data stasioner baik terhadap mean dan varians, maka langkah

selanjutnya yaitu pendugaan model ARIMA yang terbentuk. Pendugaan model

yang terbentuk dapat diduga melalui plot ACF dan PACF (Partial Auto

Correlation Function). Polt ACF digunakan unutk menduga model “MA”,

sedangkam plot PACF, digunkan unutk menduga model “AR”, sedangkan “I”

diperoleh melalui banyak lag difference yang dilakukan. Model dipilih melalui

plot yang mengalami cut off dari plot AC dan PACF.

v. Setelah dugaan model ARIMA terbentuk, maka dilakukan pengujian

signifikansi parameter dan asumsi. Asumsi yang harus terpenuhi yaitu residual

data harus berdistribusi normal dan white noise. Jika hasil dari pengujian

signifikansi parameter dan pengujian asumsi tidak terpenuhi, maka model

ARIMA tidak dapat digunakan. Jika parameter sudah signifikan dan pengujian

asumsi terpenuhi, maka model ARIMA dapat digunakan untuk meramalkan

data periode kedepan.

Gambar 4.3. Skema ARIMA

66

d) Akurasi Peramalan

Untuk mengukur performansi dari hasil Forecasting, maka salah satu metode yang

dapat digunakan adalah menghitung nilai error. Nilai error dihasilkan dari deviasi

antara hasil peramalan dengan data aktual. Berikut beberapa metode yang dapat

digunakna untuk menghitung nilai error:

i. Mean Absolute Deviation (MAD) merupakan metode perhitungan nilai error

dengan cara mencari rata-rata nilai absolut dari deviasi antara data Forecast

dan data aktual untuk masing-masing periode.

MAD = n

iYYin

t

1

ˆ

(4.10)

Dimana :

Yt : Actual Data

Y’t : Forecast Data

n : Jumlah Data

ii. Mean Squared Error (MSE) merupakan metode perhitungan nilai error dengan

cara mencari rata-rata dari kuadrat deviasi antara data Forecast dan data

aktual untuk masing-masing periode.

MSE = n

YYn

t

ii

1

2)ˆ( (4.11)

Dimana :

Yt : Actual Data

Y’t : Forecast Data

n : Jumlah Data

4.4.2. Analisis Gross Margin Tahun 2017

Data yang digunakan pada analisis peramalan ini menggunakan data STS

produksi tahun 2017 mulai dari bulan Januari sampai dengan bulan Desember.

Adapun langkah – langkah analisis gross margin pada tahun 2017 adalah sebagai

berikut:

67

a. Menghitung rata-rata harga dan pengolahan dari Crude Domestik, Crude

Impor, dan Intermedia tiap bulan.

Gambar 4.4 menunjukkan contoh bahwa pada bulan januari terdapat 15 supplier

yang masuk pada crude domestik, dan crude impor sejumlah 6 supplier. Adapun

pada perhitungan rata-rata harga menggunakan acuan biaya dengan satuan US

$/BBl dan jumlah yang diolah dalam satuan Mega Barrel (MB). Begitu juga dengan

intermedia yang dihasilkan dimana dilakukan perhitungan rata-rata harga dan total

yang diolah. Perhitungan ini dilakukan pada setiap bulannya sesuai dengan jumlah

supplier yang masuk pada bulan tersebut. Berikut merupakan hasil rangkuman

perhitungan selama setahun pada crude domestik, crude impor dan intermedia

yang dapat dilihat pada gambar 4.4.

Dari data STS yang diperoleh pada setiap bulan selama periode tahun 2017, maka

dilakukan perhitungan untuk setiap kebutuhan total intake dan harga yang

diperoleh dari rata-rata setiap bulannya. Setelah menghitung rata-rata setiap harga

dan kuantitas crude oil pada setiap bulan, maka diperoleh hasil total intake price

pada masing-masing crude domestik, impor dan intermedia. Hasil dari setiap total

intake price dapat dilihat pada tabel 4.1, 4.2, dan tabel 4,3.

b. Menghitung Total Price Intake (M US$) selama setahun

Setelah melakukan perhitungan terhadap rata-rata di setiap intake yang masuk,

maka dilakukan perhitungan total price intake secara keseluruhan dalam satuan

M US$. Total price intake menunjukkan angka feed cost gross margin yang

diperoleh selama tahun 2017. Total price menunjukkan tingkat biaya yang keluar

akibat proses pengolahan dari setiap supplier yang masuk, untuk kemudian diolah

menjadi beberapa produk. Berikut merupakan hasil rangkuman total price intake

yang diperoleh PT. Pertamina (Persero) RU V pada tahun 2017. Dari hasil

perhitungan tabel 4.4 diperoleh Total Price Intake pada tahun 2017 sebesar

4.822.485,65 M US$.

68

Gambar 4.4. Data STS Total Intake Januari

69

Tabel 4.1. Rata-Rata Crude Domestik

CRUDE DOMESTIK

BULAN US$/BBL MB Price (M

US$)

Januari 48.17 3,890.05 187,383.71

Februari 53.27 3,553.94 189,318.38

Maret 50.63 3,507.07 177,563.05

April 51.72 3,767.19 194,839.27

Mei 51.93 4,116.84 213,787.73

Juni 50.97 4,065.95 207,241.63

Juli 51.08 4,306.46 219,973.87

Agustus 43.85 3,803.12 166,766.86

September 46.55 4,156.09 193,466.03

Oktober 49.7 4,025.74 200,079.24

November 54.12 4,245.00 229,739.41

Desember 57.96 3,629.99 210,394.16

Total 609.95 47067.4518 2390553.355

Tabel 4.2. Rata – Rata Crude Impor

CRUDE IMPOR

BULAN US$/BBL MB Price (M US$)

Januari 56.78 3,720.91 211,273.55

Februari 59.07 3,282.04 193,869.87

Maret 61.26 1,420.79 87,037.37

April 57.96 1,471.69 85,298.93

Mei 57.73 3,478.16 200,793.92

Juni 56.26 3,374.08 189,825.56

Juli 57.57 3,443.67 198,251.85

Agustus 48.76 3,945.98 192,405.98

September 52.59 3,123.92 164,286.91

Oktober 55.29 3,723.95 205,897.23

November 57.88 3,246.03 187,880.20

Desember 67.21 3,700.29 248,696.42

Total 688.36 37931.4904 2165517.801

70

Tabel 4.3. Rata – Rata Intermedia

INTERMEDIA


Januari 43.13 523.50 22,578.56

Februari 51.62 440.33 22,729.81

Maret 49.86 369.41 18,418.68

April 44.48 327.62 14,572.74

Mei 45.38 395.70 17,957.02

Juni 45.09 506.74 22,848.80

Juli 45.93 501.56 23,036.50

Agustus 43.15 530.40 22,886.58

September 42.6 451.66 19,240.78

Oktober 44.54 608.62 27,108.04

November 49.05 509.76 25,003.57

Desember 48.792 615.54 30,033.43

Total 553.622 5780.83611 266414.4969

Tabel 4.4. Total Price Intake tahun 2017

Total Intake for a Year

Bulan Crude

Domestik (US$)

Crude Impor (US$)

Intermedia (US$)

Total Price (M US$)

Januari 187,383.71 211,273.55 22,578.56 421,235.82

Februari 189,318.38 193,869.87 22,729.81 405,918.06

Maret 177,563.05 87,037.37 18,418.68 283,019.10

April 194,839.27 85,298.93 14,572.74 294,710.93

Mei 213,787.73 200,793.92 17,957.02 432,538.67

Juni 207,241.63 189,825.56 22,848.80 419,915.99

Juli 219,973.87 198,251.85 23,036.50 441,262.23

Agustus 166,766.86 192,405.98 22,886.58 382,059.42

September 193,466.03 164,286.91 19,240.78 376,993.72

Oktober 200,079.24 205,897.23 27,108.04 433,084.51

November 229,739.41 187,880.20 25,003.57 442,623.18

Desember 210,394.16 248,696.42 30,033.43 489,124.01

Total 2,390,553.35 2,165,517.80 266,414.50 4,822,485.65

Avg 199,212.78 180,459.82 22,201.21 401,873.80

71

c. Menghitung rata-rata harga dan produk dari BBM, BBK, non BBM, produk

lain, dan Refinery gas tiap bulan

Berdasarkan data gambar 4.5 STS produk pada bulan januari, terdapat produk

yang dihasilkan dalam satuan Mega Barell (MB) dengan harga produksi dalam

satuan US $/BBL. Perhitungan rata-rata biaya dan produksi menggunakan data

STS pada setiap produksi bulannya sesuai dengan jenis produk yang dihasilkan

pada bulan tersebut. Hasil perhitungan diperoleh dari rata-rata harga dan produk

yang dihasilkan pada setiap bulan untuk memperoleh total price yang dihasilkan

setiap produk seperti BBM, NBBM, BBK, produk lainnya dan refinery gas.

Perhitungan rata-rata harga dan produk pada setiap jenis produk dilakukan

dengan menggunakan data STS pada 12 bulan pada periode tahun 2017, hal ini

dilakukan untuk memperoleh harga dasar yang akan menjadi acuan dalam

melakukan peramalan. Perhitungan rata-rata tiap jenis produk dilakukan sesuai

dengan jumlah spesifikasi yang terdapat pada suatu jenis produk pada bulan

tersebut. Sebagai contoh dimana pada bulan januari dengan produk BBM terdapat

6 jenis yaitu premium, kerosene, kerosene to RU IV, solar, dan IDO. Hasil

rangkuman perhitungan selama setahun pada produk BBM, BBK, non BBM,

produk lainnya, dan Refinery Gas berdasarkan data STS setiap bulan periode

tahun 2017 dapat dilihat pada tabel 4.5, 4.6, 4.7, 4.8 dan tabel 4.9.

72

Gambar 4.5. Data STS Produk Bulan januari

73

Tabel 4.5. Rata - Rata Produk BBM

PRODUK BBM


Januari 61.18 5,219.25 319,313.90

Februari 61.8 4,579.32 283,001.73

Maret 61.48 4,265.50 262,242.74

April 62.42 4,290.06 267,785.55

Mei 63.51 5,262.78 334,238.97

Juni 61.86 5,242.50 324,301.05

Juli 63.5 5,444.37 345,717.57

Agustus 63.45 5,436.75 344,961.72

September 63 5,115.33 322,265.79

Oktober 63.66 5,569.27 354,539.71

November 64.81 5,171.64 335,173.99

Desember 64.84 5,399.30 350,090.68

Total 755.51 60,996.06348 3,843,633.379

Tabel 4.6. Rata - Rata Produk BBK

PRODUK BBK


US$)

Januari 77.31 707.87 54,725.81

Februari 79.75 699.50 55,784.81

Maret 76.89 619.02 47,596.45

April 76.23 620.31 47,286.23

Mei 79.82 651.53 52,004.89

Juni 79.57 676.91 53,861.49

Juli 77.38 691.29 53,491.67

Agustus 77.16 746.94 57,633.91

September 77.57 665.67 51,636.02

Oktober 77.98 696.97 54,349.95

November 78.57 714.37 56,128.31

Desember 82.1 714.07 58,625.24

Total 940.33 8,204.448182 6,43124.7848

74

Tabel 4.7. Rata – Rata Produk NBBM

PRODUK NBBM


US$)

Januari 71.92 139.41 10,026.15

Februari 65.74 131.35 8,634.82

Maret 65.86 76.53 5,040.49

April 60.2 99.00 5,959.80

Mei 76.37 184.98 14,126.69

Juni 73.5 128.49 9,444.02

Juli 78.27 85.90 6,723.47

Agustus 69.55 139.41 9,695.76

September 59.82 170.97 10,227.43

Oktober 65.76 134.63 8,853.47

November 82.22 127.47 10,480.58

Desember 74.8 135.56 10,140.11

Total 844.01 1,553.699333 10,9352.7782

Tabel 4.8. Rata – Rata Produk Lainnya

PRODUK LAIN-LAIN


US$)

Januari 50.26 1,918.67 96,432.39

Februari 55.45 1,686.36 93,508.57

Maret 62.04 1,229.40 76,272.23

April 52.39 1,288.58 67,508.60

Mei 52.84 1,700.70 89,864.73

Juni 51.72 1,709.80 88,430.86

Juli 52.27 1,802.43 94,213.17

Agustus 45.46 1,756.83 79,865.65

September 48.63 1,590.39 77,340.62

Oktober 50.06 1,740.74 87,141.59

November 56.73 1,717.08 97,409.87

Desember 62.09 1,592.05 98,850.10

Total 639.94 19,733.02901 10,46838.395

75

Tabel 4.9. Rata – Rata Refinery Gas

REFINERY GAS


US$)

Januari 45.59 240.04 10,943.44

Februari 51.05 205.13 10,471.65

Maret 50.87 196.51 9,996.36

April 49.19 213.25 10,489.77

Mei 49.8 244.75 12,188.54

Juni 46.46 235.59 10,945.66

Juli 46.58 236.52 11,017.21

Agustus 41.29 235.69 9,731.63

September 42 229.24 9,628.27

Oktober 45.19 240.68 10,876.18

November 50.07 224.54 11,242.75

Desember 50.07 237.08 11,870.40

Total 568.16 2,739.016825 12,9401.8618

d. Menghitung Total Price Produk (M US$) selama setahun

Setelah melakukan perhitungan terhadap rata-rata di setiap produk yang

dihasilkan, maka dilakukan perhitungan total price produk secara keseluruhan

dalam satuan M US$. Total price produk menunjukkan angka revenue gross

margin yang diperoleh selama tahun 2017. Total price produk menunjukkan tingkat

biaya yang dipasarkan dari setiap produk. Berikut merupakan hasil rangkuman

total price produk yang diperoleh PT. Pertamina (Persero) RU V pada tahun 2017.

Dari hasil perhitungan diperoleh tabel 4.10 Total Price produk yang diperoleh pada

tahun 2017 sebesar 5.772.351,20 M US$.

76

Tabel 4.10. Total Price Produk Tahun 2017

Total Produk for a Year

Bulan PRODUK

BBM (US$) PRODUK BBK

(US$) PRODUK NBBM

(US$) PRODUK LAIN

(US$) REFINERY GAS

(US$) Total Price (M

US$)

Januari 319,313.90 54,725.81 10,026.15 96,432.39 10,943.44 491,441.70

Februari 283,001.73 55,784.81 8,634.82 93,508.57 10,471.65 451,401.57

Maret 262,242.74 47,596.45 5,040.49 76,272.23 9,996.36 401,148.26

April 267,785.55 47,286.23 5,959.80 67,508.60 10,489.77 399,029.95

Mei 334,238.97 52,004.89 14,126.69 89,864.73 12,188.54 502,423.82

Juni 324,301.05 53,861.49 9,444.02 88,430.86 10,945.66 486,983.08

Juli 345,717.57 53,491.67 6,723.47 94,213.17 11,017.21 511,163.09

Agustus 344,961.72 57,633.91 9,695.76 79,865.65 9,731.63 501,888.67

September 322,265.79 51,636.02 10,227.43 77,340.62 9,628.27 471,098.12

Oktober 354,539.71 54,349.95 8,853.47 87,141.59 10,876.18 515,760.90

November 335,173.99 56,128.31 10,480.58 97,409.87 11,242.75 510,435.50

Desember 350,090.68 58,625.24 10,140.11 98,850.10 11,870.40 529,576.53

Total 3,843,633.38 643,124.78 109,352.78 1,046,838.39 129,401.86 5,772,351.20

Avg 320,302.78 53,593.73 9,112.73 87,236.53 10,783.49 481,029.27

77

e. Menghitung Gross Margin Tahun 2017

Setelah melakukan perhitungan pada total price intake dan total price produk yang

dihasilkan, maka dapat dilakukan proses perhitungan Gross Margin pada tahun

2017. Dari hasil perhitungan total price intake tahun 2017 diperoleh biaya sebesar

4.822.485,65 M US$, sedangkan pada perhitungan total proce produk tahun 2017

diperoleh biaya sebesar 5.772.351,20 M US$. Sehingga Gross Margin yang

diperoleh pada tahun 2017 yaitu sebesar 16.46 %, atau meraih untung sebesar

949.865,55 M US$.

4.4.3. Pola Data

Dari hasil perhitungan total price intake dan total price produk yang dihasilkan,

diperoleh plot data berbentuk trend. Hal ini dikarenakan ditemukannya kenaikan

dan penurunan dalam jangka waktu tahun 2017. Adapun dari hasil plot trend yang

dihasilkan menunjukkan adanya penurunan pada maret, yang diakibatkan adanya

kegiatan TA pada bulan tersebut. Kegiatan Turn Around bulan maret dikarenakan

adanya operasi yang tidak berlangsung pada kilang Balikpapan I, hal ini

dikarenakan adanya proses maintenance pada kilang tersebut. Kemudian terdapat

plot naik menjelang akhir tahun 2017, hal ini dikarenakan adanya peningkatan

demand dan harga yang ditetapkan oleh perusahaan. Plot yang digunakan

menggunakan data total price intake dan produk, hal ini dikarenakan sebagai

acuan dalam peramalan untuk satu tahun kedepan. Berikut merupakan plot time

series yang dihasilkan dengan bantuan MINITAB, yaitu:

78

Gambar 4.6. Time Series Plot of Total Price Intake

Gambar 4.7. Time Series Plot of Total Price Product

DecNovOctSepAugJulJunMayAprMarFebJan

500000

450000

400000

350000

300000

Month

TO

TA

L P

RIC

E I

NT

AK

E M

US

$

Time Series Plot of TOTAL PRICE INTAKE M US$

DecNovOctSepAugJulJunMayAprMarFebJan

540000

520000

500000

480000

460000

440000

420000

400000

Month

TO

TA

L P

RIC

E P

RO

DU

KS

I

Time Series Plot of TOTAL PRICE PRODUKSI

79

4.4.4. Metode Peramalan

Metode peramalan ditentukan oleh suatu time series plot yang dihasilkan, adapun

pada analisis data sebelumnya menunjukkan bahwa adanya trend yang dihasilkan

pada tahun 2017. Pada analisis peramalan ini, penulis menggunakan metode

peramalan pola data berbentuk trend. Adapun metode yang digunakan yaitu

regresi linier, double exponensial smoothing, dan ARIMA. Berikut merupakan hasil

peramalan yang dilakukan pada setiap metode dengan bantuan aplikasi MINITAB.

a. Trend Linier Analysis

Trend Linier Analysis atau regresi linier adalah metode regresi yang variabel

bebasnya (variabel X) berpangkat paling tinggi satu. Utk regresi sederhana, yaitu

regresi linier yg hanya melibatkan dua variabel (variabel X dan Y). Analisis ini untuk

mengetahui arah hubungan antara variabel independen dengan variabel

dependen apakah positif atau negatif dan untuk memprediksi nilai dari variabel

dependen apabila nilai variabel independen mengalami kenaikan atau penurunan.

Berikut merupakan hasil peramalan dengan Trend Linier Analysis dengan bantuan

aplikasi MINITAB untuk setiap variabelnya. Hasil peramalan Trend Linier Analysis

yang dilakukan baik dari total intake dan produk untuk setiap kuantitas dan harga

yang diperoleh pada periode 2018 dapat dilihat pada tabel 4.11 dan tabel 4.12.

b. Double Exponential Smoothing

Dasar pemikiran dari pemulusan eksponensial linier dari Brown adalah serupa

dengan rata-rata bergerak linier, karena kedua nilai pemulusan tunggal dan ganda

ketinggalan dari data yang sebenarnya bilamana terdapat unsur trend, perbedaan

antara nilai pemulusan tunggal dan ganda dapat ditambahkan kepada nilai

pemulusan dan disesuaikan untuk trend. Hasil peramalan dengan bantuan aplikasi

MINITAB dengan kondisi α(level) dan ϒ(trend) dalam fit model pada setiap

variabelnya. Peramalan dilakukan baik dari total intake dan produk untuk setiap

kuantitas dan harga yang diperoleh pada periode 2018. Hasil peramalan dapat

dilihat pada tabel 4.13 dan 4.14.

80

Tabel 4.11. Trend Linier Intake and Product (MB)

Periode CD CI Int BBM BBK NBBM PL RG

Januari 4109.41 3736.08 580.165 5566.82 712.685 141.067 1690.63 239.729

Februari 4138.2 3824.56 595.308 5641.26 717.143 142.851 1697.73 241.495

Maret 4166.99 3913.04 610.451 5715.69 721.602 144.634 1704.84 243.261

April 4195.77 4001.52 625.594 5790.12 726.06 146.418 1711.95 245.027

Mei 4224.56 4090 640.737 5864.56 730.519 148.201 1719.06 246.793

Juni 4253.35 4178.48 655.88 5938.99 734.977 149.984 1726.17 248.559

Juli 4282.14 4266.96 671.022 6013.42 739.436 151.768 1733.28 250.324

Agustus 4310.93 4355.44 686.165 6087.86 743.894 153.551 1740.39 252.09

September 4339.71 4443.93 701.308 6162.29 748.353 155.335 1747.49 253.856

Oktober 4368.5 4532.41 716.451 6236.73 752.811 157.118 1754.6 255.622

November 4397.29 4620.89 731.594 6311.16 757.27 158.902 1761.71 257.388

Desember 4426.08 4709.37 746.737 6385.59 761.729 160.685 1768.82 259.154

81

Tabel 4.12. Harga Trend Linier Intake and Product ( M US$)

Periode Harga CD Harga CI Harga Int Harga BBM Harga BBK Harga NBBM Harga PL Harga RG

Januari 52.1667 56.9189 45.832 64.9358 80.2082 74.0094 53.7238 45.968

Februari 52.3724 56.8762 45.7854 65.2398 80.4617 74.5748 53.7846 45.7559

Maret 52.5782 56.8335 45.7388 65.5439 80.7153 75.1402 53.8455 45.5438

April 52.784 56.7908 45.6921 65.848 80.9689 75.7057 53.9063 45.3317

Mei 52.9897 56.748 45.6455 66.1521 81.2224 76.2711 53.9671 45.1196

Juni 53.1955 56.7053 45.5988 66.4562 81.476 76.8365 54.028 44.9075

Juli 53.4013 56.6626 45.5522 66.7603 81.7296 77.4019 54.0888 44.6954

Agustus 53.6071 56.6198 45.5056 67.0644 81.9831 77.9673 54.1497 44.4833

September 53.8128 56.5771 45.4589 67.3685 82.2367 78.5328 54.2105 44.2712

Oktober 54.0186 56.5344 45.4123 67.6726 82.4903 79.0982 54.2713 44.0591

November 54.2244 56.4917 45.3657 67.9767 82.7438 79.6636 54.3322 43.8471

Desember 54.4301 56.4489 45.319 68.2808 82.9974 80.229 54.393 43.635

82

Tabel 4.13. Double Exponential Smoothing Intake and Product (MB)


Januari 4077.45 3743.11 607.25 5433.54 718.783 113.324 1265.17 239.695

Februari 4082.09 3830.86 630.652 5484.16 723.445 101.044 1249.43 241.386

Maret 4086.74 3918.6 654.054 5534.79 728.108 88.764 1233.68 243.076

April 4091.39 4006.35 677.456 5585.42 732.77 76.484 1217.94 244.766

Mei 4096.03 4094.1 700.858 5636.05 737.433 64.204 1202.2 246.457

Juni 4100.68 4181.85 724.26 5686.68 742.095 51.924 1186.45 248.147

Juli 4105.33 4269.59 747.662 5737.31 746.758 39.644 1170.71 249.837

Agustus 4109.97 4357.34 771.064 5787.94 751.42 27.364 1154.97 251.527

September 4114.62 4445.09 794.466 5838.56 756.083 15.084 1139.22 253.218

Oktober 4119.27 4532.84 817.868 5889.19 760.745 22.804 1123.48 254.908

November 4123.91 4620.58 841.27 5939.82 765.408 29.476 1107.74 256.598

Desember 4128.56 4708.33 864.672 5990.45 770.07 21.756 1091.99 258.289

83

Tabel 4.14. Harga Double Exponential Smoothing Intake and Product (M US$)


Januari 59.3791 72.299 48.8162 64.9758 92.5049 74.7242 62.1774 50.7173

Februari 60.7273 81.818 50.3202 65.3025 92.8809 75.56 62.3228 51.5275

Maret 62.0754 91.337 51.8242 65.6291 93.2568 76.3957 62.4682 52.3376

April 63.4235 100.855 53.3282 65.9557 93.6327 77.2315 62.6135 53.1478

Mei 64.7717 110.374 54.8322 66.2823 94.0086 78.0672 62.7589 53.9579

Juni 66.1198 119.893 56.3362 66.6089 94.3846 78.903 62.9043 54.7681

Juli 67.468 129.411 57.8402 66.9355 94.7605 79.7387 63.0497 55.5782

Agustus 68.8161 138.93 59.3442 67.2621 95.1364 80.5745 63.1951 56.3884

September 70.1642 148.449 60.8482 67.5888 95.5123 81.4103 63.3405 57.1985

Oktober 71.5124 157.967 62.3522 67.9154 95.8882 82.246 63.4858 58.0087

November 72.8605 167.486 63.8562 68.242 96.2642 83.0818 63.6312 58.8188

Desember 74.2087 177.005 65.3602 68.5686 96.6401 83.9175 63.7766 59.629

84

c. ARIMA

Jika sebuah runtun waktu mempunyai trend, sebuah hubungan signifikan terjadi

diantara sejumlah runtun waktu koefisien korelasi dengan tipe besar untuk time lag

pertama, dan kemudian secara berangsur akan turun mendekati nol sebagai

jumlah dari penambahan lag. Runtun yang terdiri dari trend dikatakan tidak

stasioner bila koefisien autokorelasi untuk sebuah runtun waktu stasioner turun

menuju ke nol secara umum setelah waktu lag kedua atau ketiga. Sering, untuk

menganalisa runtun tidak stasioner trend bergerak sebelum penambahan variabel

dalam model. Dalam hal ini setiap variabel sudah dalam keadaan stasioner, maka

tidak perlu dilakukan differencing, karena tidak ada lag yang keluar dari batas.

Proses pencarian model dilakukan dengan mencari nilai MS terkecil dengan

beberapa kemungkinan yang terjadi. Setelah itu dilakukan analisis peramalan

dengan model p, 0, q yang optimal. Hasil analisis peramalan dengan bantuan

aplikasi ARIMA nonseasonal untuk setiap variabelnya dapat dilihat pada tabel 4.15

dan tabel 4.16.

4.4.5. Analisis MAD dan Hasil Peramalan

Dalam pemodelan deret berkala, sebagian data yang diketahui dapat digunakan

untuk meramalkan sisa data berikutnya sehingga dapat dilakukan perhitungan

ketepatan peramalan secara lebih baik. Hasil peramalan menggunakan nilai MAD

terkecil dari setiap metode yang diramalkan. Dari hasil perhitungan MAD setiap

metode peramalan untuk 16 data, dapat disimpulkan bahwa data yang

menggunakan metode trend linier regresi ada sebanyak 10 data, metode ARIMA

sebanyak 5 data, dan metode DES tepat pada data produk BBM. Hasil rangkuman

nilai MAD terkecil yang diperoleh setiap data peramalan dapat dilihat pada tabel

4.17.

85

Tabel 4.15. ARIMA Intake and Product (MB)


Januari 3865.39 3912.43 492.057 4898.01 731.675 136.782 1604.81 246.079

Februari 3716.77 3289.34 450.623 4823.56 693.601 131.255 1661.62 261.311

Maret 4016.12 3323.95 462.536 4756.12 686.331 135.367 1675.8 246.143

April 3715.87 3346.12 455.238 4916.49 674.084 135.953 1657.61 249.535

Mei 3861.16 3360.32 490.324 5204.33 692.781 134.101 1657.61 251.767

Juni 3712.85 3369.42 490.324 5445.45 692.781 133.357 1657.61 253.999

Juli 3955.33 3375.24 490.324 5497.17 692.781 135.644 1657.61 256.23

Agustus 3825.23 3378.97 490.324 5332.69 692.781 134.958 1657.61 258.462

September 3957.42 3381.36 490.324 5054.54 692.781 133.793 1657.61 260.694

Oktober 3835.07 3382.9 490.324 4830.85 692.781 134.51 1657.61 262.926

November 3983.92 3383.88 490.324 4793.74 692.781 135.262 1657.61 265.158

Desember 3899.27 3384.5 490.324 4961.39 692.781 134.373 1657.61 267.39

86

Tabel 4.16. Harga ARIMA Intake and Product (M US$)


Januari 51.4582 61.1253 44.5895 63.874 75.4289 72.6556 55.9858 51.4843

Februari 48.8687 61.4205 43.9515 64.3485 75.3368 65.4936 49.5641 50.6337

Maret 43.8614 55.4178 45.1382 63.7343 78.6884 60.8878 47.4544 47.127

April 46.0774 51.0659 45.9794 63.8623 80.8365 69.9801 49.8523 44.764

Mei 52.8228 52.5757 45.2807 63.7233 77.1591 78.9755 48.595 42.3774

Juni 54.3695 50.4653 45.5383 63.5104 79.9277 77.7589 49.0352 42.8716

Juli 57.2218 57.2425 45.5383 63.6665 76.2605 69.7535 53.8107 44.4772

Agustus 49.9777 59.3244 45.5383 63.3681 75.5962 62.4362 60.4003 47.7941

September 46.2281 60.95 45.5383 63.5206 78.7591 63.5373 59.0323 50.2689

Oktober 45.3683 63.2347 45.5383 63.3614 82.7648 72.5769 52.4419 51.7302

November 46.8283 57.3201 45.5383 63.3656 76.2732 79.3789 47.603 50.762

Desember 55.2253 57.1079 45.5383 63.3752 76.9603 76.462 48.3114 48.4347

87

Tabel 4.17. Analisis MAD

Data

MAD

Trend Linier Regresi

Double Exponential Smoothing

Arima

Crude Domestik

208.2 230.4 220.799

Harga Crude Domestik

2.5764 3.1400 4.2785

Crude Impor 578 719 482.2063

Harga Crude Impor

2.7065 3.1464 5.5199

Intermedia 57.83 65.42 60.5355

Harga Intermedia

2.47910 4.3320 2.448233

Produk BBM 304 283 309.6513

Harga BBM 0.42525 0.504290 1.2316

Produk BBK 27.15 37.07 28.1456

Harga BBK 1.63136 2.7129 2.65098

Produk NBBM

22.018 52.23 21.22681

Harga NBBM 5.5631 6.1416 4.438858

Produk Lain 148.6 343 147.3947

Harga Produk Lain

3.8125 4.1271 7.319633

Refinery Gas 11.216 15.751 28.38976

Harga Refinery Gas

2.75763 3.2389 4.26949

Setelah melakukan perhitungan MAD terkecil setiap metode, maka dapat

dilakukan perhitungan terhadap total intake dan produk. Dimana dalam hasil

perhitungan total intake dan total product menggunakan data MAD terkecil untuk

kemudian dijadikan hasil peramalan pada tahun 2018. Berikut merupakan hasil

rekap total intake dan total product pada tahun 2018 sesuai dengan data

peramalan dengan MAD terkecil yang dapat dilihat pada tabel 4.18 dan tabel 4.19.

Dimana pada total intake tahun 2018 diperoleh total price sebesar 5,409,144.05 M

US$ dan total product tahun2018 dengan total price sebesar 6,611,966.46 M US$.

88

Tabel 4.18. Hasil Peramalan Total Intake tahun 2018

Total Intake for a Year

Bulan Crude Domestik (M US$) Crude Impor (M US$) Intermedia (M US$) Total Price (M US$)

Januari 214,374.36 222,691.21 25,869.27 462,934.84

Februari 216,727.47 187,085.16 26,164.68 429,977.30

Maret 219,092.83 188,911.71 27,554.66 435,559.21

April 221,469.52 190,028.83 28,764.44 440,262.79

Mei 223,858.17 190,691.44 29,013.02 443,562.63

Juni 226,259.08 191,063.97 29,867.66 447,190.71

Juli 228,671.84 191,249.87 30,557.20 450,478.92

Agustus 231,096.46 191,316.61 31,246.79 453,659.85

September 233,531.95 191,307.54 31,936.37 456,775.86

Oktober 235,980.25 191,250.22 32,625.96 459,856.44

November 238,440.41 191,161.13 33,315.55 462,917.09

Desember 240,911.98 191,051.30 34,005.13 465,968.41

Total 2,730,414.32 2,317,809.01 360,920.73 5,409,144.05

Avg 227,534.53 193,150.75 30,076.73 450,762.00

89

Tabel 4.19. Hasil Peramalan Total Product tahun 2018

Total Product for a Year

Bulan PRODUK BBM

( MUS$) PRODUK BBK

(M US$) PRODUK NBBM

(M US$) PRODUK LAIN-LAIN

(M US$) REFINERY GAS (M

US$) Total Price (M US$)

Januari 352,831.27 57,163.18 9,937.98 86,216.49 11,019.86 517,168.78

Februari 357,785.50 57,702.54 8,596.36 89,369.57 11,049.82 524,503.80

Maret 362,771.72 58,244.32 8,242.20 90,234.29 11,079.03 530,571.56

April 367,788.74 58,788.28 9,514.00 89,355.62 11,107.49 536,554.13

Mei 372,836.54 59,334.51 10,590.69 89,456.40 11,135.20 543,353.35

Juni 377,915.14 59,882.99 10,369.69 89,557.35 11,162.16 548,887.34

Juli 383,024.54 60,433.81 9,461.64 89,658.14 11,188.33 553,766.46

Agustus 388,164.72 60,986.74 8,426.26 89,759.08 11,213.80 558,550.60

September 393,335.03 61,542.08 8,500.85 89,859.87 11,238.51 564,476.33

Oktober 398,536.80 62,099.61 9,762.32 89,960.65 11,262.48 571,621.85

November 403,769.36 62,659.40 10,736.95 90,061.60 11,285.72 578,513.02

Desember 409,032.72 63,221.53 10,274.43 90,162.38 11,308.18 583,999.24

Total 4,567,792.08 722,058.97 114,413.38 1,073,651.44 134,050.58 6,611,966.

46

Avg 380,649.34 60,171.58 9,534.45 89,470.95 11,170.88 550,997.21

90

4.4.6. Analisis Gross Margin Tahun 2018

Setelah melakukan perhitungan peramalan pada total price intake dan total price

produk yang dihasilkan, maka dapat dilakukan proses perhitungan Gross Margin

pada tahun 2018. Dari hasil perhitungan total price intake tahun 2018 diperoleh

biaya sebesar 5,409,144.05 M US$, sedangkan pada perhitungan total price

produk tahun 2018 diperoleh biaya sebesar 6,611,966.46 M US$. Sehingga Gross

Margin yang diperoleh pada tahun 2018 yaitu sebesar 18.19 %, atau meraih

untung sebesar 1,202,822.41 M US$. Hal ini menandakan bahwa pada kondisi fit

model perhitungan aplikasi MINITAB, menunjukkan bahwa masing-masing price

dari total intake dan total produk hasil peramalan meningkat. Hasil peramalan total

price intake meningkat sebesar 586,658.40 M US$. Sedangkan total price produk,

hasil menunjukkan jauh meningkat dari tahun 2017 atau naik sebesar 839,615.27

M US$. Peningkatan yang cukup signifikan pada total intake dan produksi terjadi

pada bulan maret dan april, adapun dalam kondisi ini model peramalan

menghasilkan nilai peramalan yang cukup jauh dari kondisi periode dasar tahun

2017.

91

4.4.7. Kesimpulan Tugas Khusus Peramalan

a. Total price intake tahun 2017 sebesar 4.822.485,65 M US$ dan total price

produk tahun 2017 sebesar 5.772.351,20 M US$

b. Nilai Gross Margin yang diperoleh sebesar 16.46 % atau meraih untung

sebesar 949,865.55 M US$.

c. Terdapat pola data berbentuk trend pada plot total price intake dan produk

tahun 2017, dimana terjadi penurunan pada bulan maret dan kemudian

mengalami peningkatan menjelang akhir tahun 2017.

d. Sebanyak 16 data peramalan memiliki data yang stasioner, hal ini

mengindikasikan bahwa keadaan rata-ratanya tidak berubah seiring dengan

berubahnya waktu, dengan kata lain, data berada di sekitar nilai rata-rata dan

varianssi yang konstan.

e. Dari hasil perhitungan MAD terkecil diperoleh bahwa data yang menggunakan

metode peramalan regresi linier yaitu crude domestik, harga crude domestik,

harga crude impor, intermedia, harga bbm, produk bbk, harga bbk, harga

produk lain, Refinery gas, dan harga Refinery gas.

f. Dari hasil perhitungan MAD terkecil diperoleh data yang menggunakan metode

peramalan Double Exponensial Smoothing yaitu data produk BBM.

g. Dari hasil perhitungan MAD terkecil diperoleh data yang menggunakan metode

peramalan ARIMA yaitu crude impor, harga intermedia, produk NBBM, harga

NBBM, dan produk lain.

h. Total Price intake tahun 2018 sebesar 5,409,144.05 M US$ dan total price

produk tahun 2018 sebesar 6,611,966.46 M US$.

i. Nilai Gross Margin yang diperoleh pada tahun 2018 meningkat dengan nilai

sebesar 18.19 %, atau meraih untung sebesar 1,202,822.41 M US$.

j. Berdasarkan nilai gross margin peramalan yang diperoleh, mengindisikan

bahwa perusahaan memperoleh pengembalian (return) yang lebih baik dari

biaya produk yang dijual dan biaya operasional pada tahun 2018 dibandingkan

tahun periode dasar tahun 2017. Pada tahun 2018 perusahaan memperoleh

untung 252.956,87 lebih banyak dari tahun 2017.

92

4.4.8. Saran Tugas Khusus

a. Hasil peramalan pada tahun 2018 sebaiknya menjadi acuan bagi perusahaan

untuk memperkirakan produksi dan operasional sebagai target minimum

dalam pencapaiannya.

b. Merencanakan biaya operasional dan produksi yang lebih seimbang apabila

terdapat kegiatan proyek yang berlangsung seperti turn around (TA), sehingga

tidak mengganggu neraca perolehan gross margin untuk tahun berikutnya.

c. Memiliki data historikal yang akurat dan terkini dari periode sebelumnya, untuk

menghasilkan peramalan yang mendekati kenyataan.

4.4.9. Hasil Pengamatan Perpindahan Koefisien Panas

Heat exchanger jenis shell and tube merupakan alat penukar panas yang sangat

banyak digunakan di dalam industri proses dan proses pendinginan serta

refrigeration system. Untuk memastikan fluida pada bagian shell mengalir merata

pada sisi luar tube untuk transfer panas yang besar, maka pada bagian shell dapat

dipasang baffle. Jenis heat exchanger ini memiliki rasio heat transfer area to

volume and weight yang tinggi dan lebih mudah untuk dilakukan cleaning bila

dibandingkandengan jenis heat exchangeryang lainnya. TEMA mengklasifikasikan

Shell and Tube Heat Exchanger berdasarkan bagian-bagian utama, yaitu front

head, shell, dan rear end. Dilihat dari konstruksinya, shell and tube dibedakan

menjadi:

a. Fixed tube sheet, terdiri dari tube bundle yang dipasang sejajar dengan shell

dimana kedua ujungnya di roll kedalam tube sheet, kedua tube sheet bersatu

dengan shell.

b. Floating tube sheet/floating head, yaitu heat exchanger yang dirancang dengan

salah satu tube sheet mengambang, sehingga tube bundle dapat bergerak maju

mundur di dalam shell jika terjadi pengembangan atau penyusutan temperatur.

c. U tube, yaitu jenis heat exchanger shell and tube yang hanya memiliki satu buah

tube sheet. Tube bundle dapat dikeluarkan dari shell setelah channel head

dilepas.

93

Gambar 4.8 Shell and Tube Exchanger

Heat exchanger merupakan salah unit kompleks yang terdiri dari banyak bagian.

Bagian-bagian tersebut diantaranya adalah sebagai berikut.

a. Shell

Konstruksi shell bergantung pada tube yang ditempatkan di dalamnya. Shell ini

dapat dibuat dari pipa yang berukuran besar atau pelat logam yang di rol. Shell

merupakan badan heat exchanger yang didalamnya terdapat tube bundle. Untuk

temperatur yang sangat tinggi, terkadang shell dibagi dua dan disambungkan

dengan sambungan ekspansi. Tipe-tipe shell yang saat ini digunakan diberi nama

dengan karakter alfabetis.

b. Tube

Tube merupakan bidang pemisah antara dua jenis fluida yang mengalir di

dalamnya dan sekaligus bidang perpindahan panas. Ketebalan dan bahan pipa

harus dipilih pada tekanan operasi dan jenis fluida kerjanya sehingga dapat

menahan beban fluida dan tidak mudah terkorosi. Selain itu tujuan dari desain tube

dan tube bundle adalah ketahanan terhadap ekspansi termal, kemudahan untuk

proses pembersihan, dan harga yang cukup terjangkau. Tube di dalam heat

exchanger disusun dengan beberapa tipe, seperti In-Line Square Pitch, Diamond

Square Pitch, Triangular Pitch, dan In-Line Triangular Pitch. Susunan tube ini

dibuat berdasarkan pertimbangan untuk mendapatkan jumlah tube yang banyak

atau untuk kemudahan perawatan. Tube biasanya terbuat dari low carbon steel,

low alloy steel, stainless steel, tembaga, admiralty, cupronickel, inconel,

aluminium, atau Titanium. Ketebalan dinding tube ini dinyatakan dengan BWG

(Birmingham Wire Gage).

94

Perpindahan panas adalah proses pertukaran panas yang terjadi antara benda

panas dan benda dinginyang masing-masing disebut source and receiver (sumber

dan penerima). Ada 3 macam jenis perpindahan panas, yaitu konduksi, konveksi,

dan radiasi. Konduksi adalah mekanisme prpindahan panas yang terjadi dengan

suatu aliran atau rambatan proses dari suatu benda yang bertemperatur lebih

tinggi ke benda yang bertemperatur lebih rendah atau dari suatu benda ke benda

lain dengan kontak langsung. Konveksi adalah mekanisme perpindahan panas

yang terjadi dari suatu benda ke benda lain dengan perantaraan benda itu sendiri.

Perpindahan panas konveksi ini terdiri atas dua jenis, yaitu konveksi alami dan

konveksi paksa. Konveksi alami adalah perpindahan molekul-molekul di dalam zat

yang dipanaskan karena ada perbedaan densitas. Besarnya kalor perpindahan

konveksi dipengaruhi oleh besarnya nilai h, sedangkan nilai h itu sendiri

dipengaruhi oleh kekasaran, temperatur, densitas, viskositas, dan kalor. Konveksi

paksa merupakan perpindahan panas konveksi dengan bantuan tenaga lain. Jenis

perpindahan panas yang terakhir, yaitu perpindahan panas radiasi. Perpindahan

panas radiasi adalah perpindahan panas dari suatu benda ke benda lain dengan

bantuan gelombang elektromagnetik. Koefisien perpindahan panas terkoreksi

dapat dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut.

Pada bagian luar tube

ℎ𝑜 = 𝑗𝐻 × (𝑘

𝐷𝑒) × (

𝐶 𝜇

𝑘)

1

3× 𝜑𝑠

ℎ𝑜 = Koefisien transfer panas bagian luar tube (Btu/hr.ft2.℉)

𝑗𝐻 = Faktor transfer panas (didapatkan dari fig.28 Kern dengan menghitung

Re shell)

𝑘 = Koefisien hantaran panas fluida pada shell (Btu/jam)

𝐷𝑒 = Diameter ekivalen (ft)

𝐶 = Kapasitas kalor jenis dalam shell pada temperatur tc (Btu/lb.℉)

𝜇 = Viskositas fluida di dalam shell pada temperatur rata-rata tc (lb/jam.ft)

𝜇𝑤 = Viskositas air pada temperatur dinding tube tw (lb/jam.ft)

𝜑𝑠 = Koreksi viskositas terhadap temperatur fluida shell

𝜑𝑠 = (𝜇

𝜇𝑤)

0,14

Pada bagian dalam tube

ℎ𝑖 = 𝑗𝐻 × (𝑘

𝐷) × (

𝐶 𝜇

𝑘)

1

3× 𝜑𝑡

ℎ𝑖 = Koefisien transfer panas bagian luar tube (Btu/hr.ft2.℉)

95

𝑘 = Konduktivitas panas fluida dalam tube pada temperatur Tc (Btu/jam)

𝐷 = Diameter dalam tube(ft)

𝑗𝐻 = Koefisien hantaran panas fluida pada tube (didapatkan dari fig.24 Kern

dengan menghitung Re tube)

𝐶 = Kapasitas kalor jenis dalam tube pada temperatur tc (Btu/lb.℉)

𝜇 = Viskositas fluida di dalam shell pada temperatur rata-rata tc (lb/jam.ft)

𝜇𝑤 = Viskositas air pada temperatur dinding tube tw (lb/jam.ft)

𝜑𝑡 = Koreksi viskositas terhadap temperatur fluida tube

𝜑𝑡 = (𝜇

𝜇𝑤)

0,14

Data-data yang digunakan untuk evaluasi preheater E-2-02A/B/C/D pada High

Vacuum Unit II diperoleh dari:

a. Specification Sheet Heat Exchanger E-2-02 A/B/C/D

b. Data-data aktual pada tanggal November-Desember 2017 dari PI book

c. Data-data literatur.

Koefisien perpindahan panas menunjukkan seberapa besar suatu benda dapat

memindahkan panas. Semakin tinggi kecepatan fluida, semakin tinggi pula nilai

koefisien perpindahan panas. Koefisien perpindahan panas akan semakin turun

seiring dengan berjalannya waktu karena adanya kotoran pada dinding tube.

Berdasarkan hasil perhitungan, diperoleh besarnya nilai koefisien perpindahan

panas kotor untuk E-2-02A/B dan E-2-02C/D adalah 26,31 dan 28,97 Btu/hr.ft2.℉.

Berdasarkan literatur, untuk heat exchanger dengan fluida panas berupa heavy

organic (short residue) dan fluida dingin berupa heavy organic (long residue)

memiliki koefisien perpindahan overall pada rentang 10-40 Btu/hr.ft2.℉. Hal ini

menunjukkan bahwa hasil evaluasi masih berada pada rentang yang sesuai. Bila

dibandingkan dengan dengan koefisien clean overall, koefisien perpindahan

panas mengalami penurunan. Hal ini kemungkinan besar diakibatkan oleh adanya

deposit pada dinding sehingga menurunkan kemampuan transfer panas dari heat

exchanger tersebut.

Koefisien perpindahan panas pada shell jauh lebih tinggi bila dibandingkan

koefisien perpindahan panas pada tube. Koefisien perpindahan panas yang lebih

tinggi menunjukkan bahwa proses transfer panas pada shell lebih cepat,

sedangkan pada tube lebih lambat, sehingga memungkinkan perpindahan panas

ke lingkungan. Koefisien perpindahan panas pada shell yang lebih besar ini

96

dipengaruhi oleh properties dan spesific gravity dari fluida yang mengalir serta

temperatur fluida pada shell (short residue). Besarnya nilai koefisien perpindahan

panas ini juga dipengaruhi oleh laju alir fluida. Laju alir fluida yang lebih besar

dinyatakan dengan bilangan Reynold yang lebih tinggi dan luas penampang yang

lebih kecil. Fluida yang mengalir dengan kecepatan tinggi dan dan beda

temperatur yang tidak terlalu besar akan mentransfer panas yang jumlahnya lebih

sedikit. Berdasarkan data, diperoleh bahwa laju alir tube lebih besar bila

dibandingkan dengan shell, serta luas penampang tube jauh lebih kecil daripada

shell, sehingga mengakibatkan nilai koefisien perpindahan panas pada shell jauh

lebih besar bila dibandingkan dengan koefisien perpindahan panas pada tube.

Besarnya hasil perhitungan koefisien perpindahan panas pada shell dan tube dari

preheater E-2-02A/B dan E-2-02C/D dapat dilihat pada Tabel 4.78 sebagai berikut.

Tabel 4.20 Hasil perhitungan koef perpindahan panas pada shell dan tube

Shell Tube

E-2-02A/B (Btu/hr.ft2.F) 1526,27 125,00

E-2-02C/D (Btu/hr.ft2.F) 1460,27 122,52

97

BAB 5

PENUTUP

Kegiatan Kerja Praktek di PT. Pertamina (Persero) RU V memberikan beberapa

manfaat kepada penulis. Kerja Praktek dapat melatih Penulis untuk selalu disiplin

yang terlihat dari jam masuk kerja yang harus tepat waktu beserta dengan jam

istirahat dan pulang kantor. Kegiatan kerja praktek juga melatih penulis untuk

dapat berinteraksi dengan semua karyawan yang ada di perusahaan. Hal

tersebut dapat terlihat selama penulis melaksanakan tugas yang diberikan

oleh perusahaan dan kegiatan orientasi yang dilakukan penulis dengan pekerja di

pabrik dan kantor. Penulis juga dituntut untuk bisa beradaptasi dengan lingkungan

tempat kerja sesuai dengan kemampuan dan tanggung jawab yang diberikan.

Penulis juga diberi kesempatan untuk mengamati secara langsung segala aktivitas

yang terdapat diperusahaan mulai dari proses pengolahan crude menjadi

beberapa produk. Penulis juga dapat membandingkan gross margin yang

diperoleh dari perusahaan dan membandingkannya dengan peramalan sebagai

tugas khusus. Semua aktivitas yang dilakukan oleh penulis selama melaksanakan

kerja praktek sangat bermanfaat untuk masa depan penulis. Banyak wawasan

atau ilmu baru yang didapatkan. Harapan penulis selama melaksanakan kegiatan

kerja praktek ini adalah semoga wawasan baru yang penulis dapatkan dapat

dipergunakan untuk kedepannya terutama ketika penulis sudah memasuki dunia

kerja.

98

Daftar Pustaka

Cryer JD. 1986. Time Series Analysis. Boston : PWS-KENT Publishing Company

Geankoplis, Christie J. 1993. Transport Process and Unit Operation. New Jersey:

Prentice Hall PTR.

Iriawan, N. 2006. Mengolah Data Statistik dengan Mudah Menggunakan Minitab

14.Yogyakarta

Makridakis. 1999. Metode dan Aplikasi Peramalan. Jilid 1. Edisi ke 2. Terjemahan

Untung Sus Andriyanto. Jakarta : Erlangga.

Modul Laboratorium Operasi Teknik Kimia 2010. Perpindahan Panas Konveksi

(Heat Exchanger).

PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit V. 2014. Company Profile Book PT.

Pertamina (Persero) Refinery Unit V. Balikpapan: PT. Pertamina (Persero)

Refinery Unit V.

Rosyiidah. 2005. Peramalan ARIMA dalam Peramalan Penumpang Kereta Api

Pada Daerah Operasi IX Jember. Jurusan Matematika Universitas Jember.

Setyoko, Bambang. 2008. Evaluasi Kinerja Heat Exchanger dengan Metode

Fouling Factor. Jurnal Teknik. 2008 : 2(29).

Wardono dkk.2016. Arima Method With The Software MINITAB and Eviews to

Forecast Inflation in Semarang Indonesia. Journal of Theoretical and Applied

Information Technology, 94(1), 1992-8645.

Wei & William W. S. 1990. Time Series Analysis Univariate and Multivariate

Methods. Addison-Wesley Publishing Company.

99

LAMPIRAN

A. Preheater E-2-02A/B

Data Desain

Data Desain Heat Exchanger E-2-02 A/B

Spesifikasi E-2-02=

Inside diameter shell (ID)= 1150 mm 45,27559

1 inch

Inside diameter tube (ID)= mm 0,834 inch

Outside diameter tube (OD)= 25,4 mm 1 inch

Panjang tube (L)= 6,1 m 240,1574

8 inch

BWG (british weight gage)= 14 14

Jarak antar tube (C = Pt-OD)= 6,35 mm 0,25 inch

Jarak antar sumbu tube Pt= 31,75 mm 1,25 inch

Jumlah tube (Nt)= 860

Jarak baffle (B)= 231 mm 9,094488

2 inch

Shell= 1 pass

Tube= 4 pass

Susunan tube= square

De= 0,99 in

Data fisik saat temperatur kaloric

Data Fisik shell tube

Temperatur 610,772

7 483,57 F

Densitas 821,976

4 753,903

9 kg/m3

API 17,1829

7 18,0617

5

Viskositas 17,1659

5 2,22639

4 lb/ft.hr

psi 1,88147

1 1,35378

7

Cp minyak 0,72 0,65 btu/lb.F halaman 806

Viskositas Air 0,18791

9 0,25583

3 lb/ft.hr perry

Konduktivitas (k) 0,059 0,063 btu/jam.ft2.(F/Ft)

Densitas Air 664,07 796,856

4 kg/m3

Spesific Gravity 1,23778

6 0,94609

8

Data Fisik Temperatur Wall Tw

484,5042 F

Viskositas Air 0,26

Viskositas minyak 32,0513

6

100

Psi koreksi 1,79786

6 1,35072

8

Data Air pada 60 F atau 15,56 C

Densitas 998,1 kg/m3

Viskositas 2,706074 lb/ft.hr

T rata2 620,34361

Cp 0,74

t rata2 489,48807

Cp 0,7

101

Specification Sheet (hal.38)

Data Fluida Operasi Shell Tube

Fluida in out in out

Massa jenis 796 848 752 738 kg/cm3

Viskositas 3,2 11 0,9 0,75 cP

Operating Pressure 14,63 13,5 kg/cm2g

No. Passes/Shell 1 4

Laju alir tube 1,19 m/s

Delta P allow/calc 1,4 0,25 1,4 0,65 kg/cm2

Fouling Resistance 0,002 0,0008

Heat Exchanged 7790000 kcal/hr

Tubes No. 860

Temperatur spec 690,8 530,6 489,2 530,6 F

A/B

Crude (tube) Short Residue (shell)

Tanggal T feed To

cool(t2) Flow Rate

Ti hot(T1)

To hot (T2)

Flow Rate

TI 3002 TI 3008 FC022A-

H TI 3053 TI 3005 FI 167

Rata-Rata 238,852

9 267,133

7 246,528

24 362,305

4 291,409

73 172,711

12

236,69 265,45 244,66 361,65 290,07 172,57

239,06 267,04 245,14 362,83 289,59 164,93

240,81 268,91 249,79 362,44 294,57 180,63

Rata-Rata 461,935

2 512,840

66 684,149

7 556,537

51

LMTD Pressure Drop

LMTD 129,1821906 F Tube

D T 127,6121984 F f 0,00018 lit.

d t 28,28082717 F n 4

T1-t1 222,2145361 F SG 0,946098

R 4,512321992 Ret 15690,28

S 0,127268124 DPt 9,422474 psi

Ft 0,965 (dari grafik halaman 828) Shell

LMTDk 124,6608139 F f 0,003 lit.

Temperatur Kalorik n 4

dtc 94,60233769 F SG 1,237786

dth 171,3090472 F Res 1315,102

r =dtc/dth 0,552232 Ds 3,772966

Kc 0,4 (dari grafik) N+1 316,8831

Fc 0,425 (dari grafik halaman 827) DPs 28,02354 psi Temperatur kalorik fluida panas berdasarkan tube passes

Tc 610,7726932 F V^2/2g' 0,034

tc 483,5700039 F DPn 0,574994

102

Luas Aliran Pressure Drop Total

at' 0,546 in2 (dari tabel) dP 9,997468

A tube 0,815208333 ft2

A shell 0,57188656 ft2

Kecepatan Aliran Massa

t rata2 483,5700039 F


Wt 409747,5783 lb/jam

Gt 502629,2808 lb/jam.ft2

T rata2 610,7726932 F


Ws 156488,8481 lb/jam

Gs 273636,17 lb/jam.ft2

Reynold Number

Re t 15690,27649

De 0,0825 ft

Re s 1315,10243

Heat Transfer Factor

Re t 15690,27649

jH tube 160

L/ID 287,9586095

Re s 1315,10243

jH shell 17 Koefisien Perpindahan Panas

jH tube 160

hi 125,0017339 btu/hr.ft2.F

jH shell 17

ho 1526,269829 btu/hr.ft2.F

T wall tube

hio/psit 57,1407672

tw 484,5042002 F Koefisien Perpindahan Panas Terkoreksi

hi/psit 92,54394883

hi 125,0017339 btu/hr.ft2.F

ho/psis 848,9343096

ho 1526,269829 btu/hr.ft2.F

hio/psit 57,1407672

hio 77,18165333 btu/hr.ft2.F Coefficient Clean Overall (Uc)

Fouling Factor Rd 0,024399039

Uc 73,46653773 btu/hr.ft2.F Coefficient Dirt Overall (Ud)

A 4505,914698 ft2

Qt 14600880,56 btu/jam

Ud 26,30839658 btu/hr.ft2.F

Qs 14777715,59 btu/jam

Qduty 3723984,328 kcal/hr

103

B. Preheater E-2-02C/D

Crude (tube) Short Residue (shell)

T feed To cool Flow Rate Ti hot To hot

Flow Rate

TI 3002 TI 3009 FC047A-

H TI 3053 TI 3006 FI 167

238,85 269,4672 244,9156 362,3054 288,0437 172,7111

236,69 267,89 242,60 361,65 286,72 172,57

239,06 269,41 243,77 362,83 286,17 164,93

240,81 271,11 248,38 362,44 291,25 180,63

461,9352 517,041 684,1497 550,4786

Data Fisik pada Temperatur Kalorik

Data Fisik shell tube

Temperatur 607,2888 485,3551 F

Densitas 823,1072 753,3002 kg/m3

API 16,46844 18,18228

Viskositas 17,58393 2,211712 lb/ft.hr

psi 1,883945 1,352534

Cp minyak 0,71 0,64 btu/lb.F halaman 806

Viskositas Air 0,190697 0,255833 lb/ft.hr perry

Konduktivitas (k) 0,059 0,063 btu/jam.ft2.(F/Ft)

Densitas Air 669,14 796,86 kg/m3

Spesific Gravity 1,230097 0,945336

Data Fisik Temperatur Wall Tw 486,2664 F

Viskositas Air 0,254521

Viskositas minyak 31,84373

Psi koreksi 1,809318 1,353507

Specification Sheet (Hal.38)

Data Fluida Operasi Shell Tube

Jenis Minyak in out in out

Massa jenis 796 848 752 738 kg/cm3

Viskositas 3,2 11 0,9 0,75 cP

Operating Pressure 14,63 13,5 kg/cm2g

No. Passes/Shell 1 4

Laju alir tube 1,19 m/s

Delta P allow/calc 1,4 0,25 1,4 0,65 kg/cm2

Fouling Resistance 0,002 0,0008

Heat Exchanged 7790000 kcal/hr

104

Tubes No. 860

Temperatur spec 690,8 530,6 489,2 530,6 F

105

T rata2 617,3142 F

Cp 0,74 btu/lb.F

t rata2 489,4881 F

cp 0,7 btu/lb.F

LMTD Pressure Drop

LMTD 123,6953994 F Tube

D T 133,6710647 F f= 0,00018 lit.

d t 55,10579237 F n= 4

T1-t1 222,2145361 F SG= 0,945336

R 2,425717133 Ret= 15678,55

S 0,247984643 DPt= 9,273118 psi

Ft 0,96 (dari grafik halaman 828) berdasarkan tube passes

LMTDk 118,7475834 F V= 0,034

Temperatur Kalorik DPn= 0,575457 psi

dtc 88,54347138 F Shell

dth 167,1087437 F f= 0,003 lit. r =dtc/dth 0,529855407 n= 4

Kc 0,4 SG= 1,230097

Fc 0,425 halaman 827 Res= 1285,608

Temperatur kalorik fluida panas De= 0,0825

Tc 607,288845 F Ds= 3,772966

tc 485,3551329 F N+1= 316,8831 Luas Aliran DPs= 28,20544 psi

at' 0,546 in2

A tube 0,815208333 ft2 Pressure Drop Total

A shell 0,57188656 ft2 DP= 9,848575 psi Kecepatan Aliran Massa t rata2 kal 485,3551329 F


Wt 406741,219 lb/jam

Gt 498941,4391 lb/jam.ft2

Data Air pada 60F atau 15,56C


Viskositas 2,706074 lb/ft.hr

106

T rata2 kal 607,288845 F


Ws 156704,1382 lb/jam

Gs 274012,626 lb/jam.ft2

Reynold Number

Re t 15678,54506

De 0,0825 ft

Re s 1285,608135

Heat Transfer Factor

Re t 15678,54506

jH tube 160

L/ID 287,9586095

Re s 1285,608135

jH 16

Koefisien Perpindahan Panas

jH 160

hi 122,5185555 btu/hr.ft2.F

jH 16

ho 1460,272328 btu/hr.ft2.F T wall tube

hio/psit 75,49311114

tw 486,2663809 F

Koefisien Perpindahan Panas Terkoreksi

hi/psit 90,51931791

hi 122,5185555 btu/hr.ft2.F

ho/psis 775,1141044

ho 1460,272328 btu/hr.ft2.F

hio/psit 75,49311114

hio 102,1804753 btu/hr.ft2.F

Coefficient Clean Overall (Uc)

Uc 95,49812975 btu/hr.ft2.F

Coefficient Dirt Overall (Ud)

A 4505,914698 ft2

Qt 15689658,01 btu/jam

Ud 28,96955648 btu/hr.ft2.F

Qs 15500638,66 btu/jam

Q duty 3906160,941 kcal/hr

%tase 50,14327267 %

Fouling Factor

Rd 0,024047587 (english)

Program Studi Teknik lndustri Universitas Atma Jaya Yogyakarta Catatan Harian Pelaksanaan Kerja Praktek/ Magang

TANDA TANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

01-0{) ~\~\.~1\

\O ·OD £~t ~\\~(-CA~( I

~-p-~Tf\

\ ~ . \'2. 20\.\ ~~\z h~e-R~( \2 .oo REFINER BALIKF

(PE.Rs

\1 .l'i() swz [J;e~(

I~ 6b ~CA\0~3

Catatan penting harian:

Catatan dari pembimbing lapangan:

.: A-,:~7-,; ":t:. ~-

UNIT V '~'...JL ~.PAN (

-· cRO)

l /

I ! !·


No. HARi, TANGGAL JAM

\o.O)



KEGIATAN

a(\Q.,~~G-~ l\:'l(C(\\\. k.s. i Ce~\w\

TANDA TANGAN & STEMPEL

PERUSAHAAN

I I I

I I '

I I I I I

' '


TANDATANGAN & No. HARi, T ANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

~1-Q> \)~~<\

[D·lSll \\.\~~~\ \6\_~Qt ~

' ~~c....e

l\. \1 · lCi\1 \1.Q) \~\tro"°-~

\~ ,{)\) Ot\Q t--~.)~ ~\)_~~\ C\a\" ~ 0~\.

\~ -01)

~"'°""'~ Catatan penting harian:


~

r ~· ' l I

~

t ~ I

f i I

I i

I


TANDA TANGAN & No. HARi, T ANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

C-1 ,{1j ~(~~\

\().()()

\\ Ck\Q~\c_~'\ ~~~() l\ll~\, ~~~

\~'°'\'~ ~~i0R l 2 . \ 2 . '.20 \1 \1.00

~REFINER 8ALll\I

~\~\o_~ ':~RS \~.oo \\&~()~\xx\~\_~ l°'M~\~

\{?.60 ~u..\0-\"\~ Catatan penting harian:


-;·AM~ UNIT V

APAN

ERO'



PERUSAHAAN

~l.® ~\b~

\D. t)l) 6\,~~o.~·\ ~\\ ~ \00$

-·~-;::;-::-

ri < \z. 2on \\~'t>-\0-\ ~.-:; \'""1,1

\2.CT> gt~ ~ REFINERY ~ BAUl{PA

'; '-{!.ER.SI

'-1·6b a\\Qn\0-~\ \\\t~\~')

\~ .(5D l~oo~ Catatan penting harian:


--l/:.IVJ!J~ ~ .,,:1

INITV ' ~AN

~ RO'l


TANDA TANGAN & No. HARi, T ANGGAL JAM KE GIA TAN

STEMPEL

PERUSAHAAN

Dl-vt> \A~·\

(jt\Q~~·, \O.~ o,\ \-\ovci,W'Q~\

~ _. ,; :·: ~_:;-:

26 .\1-tti\1 \'2 ,C{) \w\cb~ ./~~::.':_

;-~ i . R~f'INERY . !3AL1l(i',

,-"-..{PERS

(j~\Q.~~ ... ,_,, ______

\1-m> l~~0-\oc'-\

\~ .Qb ~~\o~ Catatan penting harian:


f!i!l.!v.; \

UNIT V ,. PAN

t::: R o'i >---

t I I I

l t

t


JANDA TANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

a+-oo ~b\-u.a'l

\Q.(Jt> Dt\cz~\o.~\ '?-~ a ~--:-::..-1.-.-

2~.\1. '2.C\"-\: \\\\m\,oJ @µC•> \1 <00 LRE,:INER'

!'lAW'F

''-,/.f!.~ R S

\~.CIT> OttQ.~~\ '?'<~¥.

tb .01)

~~<>..~ Catatan panting harian:


•"~"-~ ... -... ~A. t .. 1;

l!NlT V ~PAN

ERO

r i I· \


TANDA TANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN

STEMPEL PERUSAHAAN

~1--QU ~l~·,

lD .Clt> Octci~\o.~\ ~~

Ob· ei\. }.o~

,,

\~\tm-~\ :.-------

\7.0D ~·~ REr"INERY

BAL1::F;

~(~Eks u,.Q) ~Q~~\ --

'?~~

\b.\l; ~u~~ Catatan penting harian:


.·:;--. J.:., fltl;

UNIT V PAN

r:RO i---

~-·

'



STEMPEL PERUSAHAAN

~1-()t) ~t~~\

\D .CX> ~\:\~\£,._~·, ~g~~

~ \\"~'-'o}

Jrf.-PETi _,/,

\2 .cr> --·-;:- ~i.,...

CJ4.. t>\. i 0\ij ) R!:FINER) BALllt?

"-"-..J:p E: k s --------

\~.(JD ~\:\~~·, \'X.vy..

\~~ ~\>\~c:J Catatan penting harian:


.~--N~--....

t! 11 ............

'-ii// 't, . v ·-.<

l'NIT V l'Al'I

~RO' ~


TANDATANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KE GIA TAN STEMPEL

PERUSAHAAN

~1-00 \\~~

\0.6!) ~OX\~ ~~~ \)~-~\. '10\~

11

\1-~ \~,o\o.\' r· --"\-'. '.: ;:-~-:. ~/" J "\ -,, -·-

,..~:.- , .. ,,,.,.,,..

I ti,_) R :~1m:.~y \ \, .>AL,.,f'o,

·;::,~

\?, .(-0 ~\\Q~~\ ''-·./ p E::' R S I

\~~¥. ---.. .. __

u'.).()b

\?~°'~ Catatan penting harian:


)~~:~~.; --...:..:: 'N;r V ·".l\M

:Ro -

f i.

t I J.

1 L

I I

t=

t f

r ! i



PERUSAHAAN

\0 -\JD



I f,

I !


TANDATANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN

STEMPEL PERUSAHAAN

()1-Gb ~~~~~·\

tc.© a~"~\o.-~\ ~~~

~ o~ .C)\. iot~ \1.\X) \~~Ut ~--···_ ··, :- -:-.·;-~

/; "\ ~-· :::: " ,.. ---,,_ -.r \J:.. ~ R'!l"IN:RY

,~; "' '

\loo Gn~~'"'5>"' ~~~ "-.......( P ££ R s· 1 --

~b-Oh \{u\0-.~3 Catatan penting harian:


·l .. ~ ...

.IN 1-'A

·' -



PERUSAHAAN

CY'i-ct ~'~~

\0 -00 G~,QC\~~, ~~

f \0 . ()\. 1ota \1-0D \~~c-o-. ~tx~ ~·

,,. ~ •\ .. -~ ... , -, ,,,,..

I'> 7" R·:rlN~R

\ . n1.t.:: ' ..........

' '-.... ..(PF.: 1._ S \~.Cb G0'1t---~~ ~w. --\G.()l) \:u\()_"C)



f.

! t

' •··-~

l-- Fi~ .. ~.~ - -F. ,___


TANDATANGAN & No. HARi, T ANGGAL JAM KEGIATAN

STEMPEL PERUSAHAAN

1' \ \ . CA '2.ot~





STEMPEL PERUSAHAAN

01-0U ~~\

\_0.Q) (1\~tb\ ~i(W.

q

\l .()D \~~Y -- --~·-

\Z · O\. lOl~ - ··- ··.· . . \> .. _ .• j

@~---· R'irlNERY I r.JAL:;,,,

" . \?,-Ob

D\\Q,'6\

-,.....,, P fi ks·

\~~ ---~· ,,_

\b-Ol; ~\A\o_N~ Catatan panting harian:


·--.... _ /", ;-,,; --1 i~iT

PM'

~R -·


TANDATANGAN & No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

ei -CTb \)~,

\_() -CSb ~t\Q_~~; ~~Q¥-

\~. 0\. 20\.~ \l-~ \~m-\-cJ .,._ ..

. ·~~~:.,~~ I" ; ,,,,-, . ._,.

l5.ov \J:. ,; 'J;\L.Z:

Gt\({_~\o.. \ ~ \~Q~ '. "'-:-_

·-....,/Pf.::·~ ---

\(,.~ 'Xv-\A~



·~-. - .. { t'i~ :~.}·. \

F. -



PERUSAHAAN

(Jl -OD 'Ak~\

\0,t)D ~'(\~~\o._~, ~~'(.

\6.a\ ·~O\~ \'LOO \~\\ro.~~ ~

--· ,;" ~.j __ :.:..~::. ~~ ~·r-~· /~ ~' :_.- ;·Jr.-f'i

# f";Aj ·~

\~.\ST) (j \ \ ~ ~\0--~1.

..... - - ·., i,...._ •• 1. ••

'*-~1(~ ' "';--....__ -"---' p t:""i~s ---- ·-

lG.\ffi v~\\~ Catatan panting harian:




PERUSAHAAN

~1-6b 'Vt~,

\ti. Q) a\:\ CL C'\~~ ~ '\-1<~~

\1. ()\. k>\(li I

\&~\ .--•"' -

\'l. .CJt> , .- ··( ' . ' ~ , ....... -- .

-.~.-

i.~~-i :;;-:- R·:~:1;.£;:;n

-.. / ~AL:~?

,-~ '· '~·.. -O~\Qt\~,l

'-.._(I-'[~ h ("

\~.GD - .. ~

~{(~ -.~ .......... ·-

\b.<JD ~u-b.~ Catatan penting harian:


·-.

l' , .. -..r.,

'E. I--

i_ ; !.

•· ,_ r·

! 1·



PERUSAHAAN

fJ1 -6D ~\}\_"->~

lO-Gb '?-'<~¥-

I - ---

\~ . l)\.10n t2 .ts{) \~~\-o1 j~.(' ~~:~~~~ i"'- .7~ l'!;r11>J-nl'I \.}"' \ / r::.L.;;,:.~

:o(~

(P'"'rsr . ,_ ''" -··-··---

\~.<Jl) '?~V.\:.

l~ ·® ~~~~~

Catatan panting harian:


r

~-

N•T V _\I'

p,n ,_ -



STEMPEL PERUSAHAAN

ffi ·\1) \A~~u~

\0- \St) ~~cic;,,o.\\ o.t-..

io-~cc.0..0

\~. M.2o\~ \~\\~~~\ # -

..

'2 .CJ.) 0G:\ ~ ~~-~,~--:·-.:~ i' R :.·!.;,~"' \f:'\ n'l'" . ' ', ' 'foo Io~·~ I' •

,-' ·-.......(P~.:.,: ~\i_~ Q\~i.o.'\a.C°'\ ·. ·- \. ~) .

'6.Q) --- ·-

J~{._f>..~

\b. Cb '?u\o_,~ Catatan penting harian:


L I

,_

No.


TANDA TANGAN &

HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL

PERUSAHAAN

~1-QJ ~(~~~

\O.°I) ~,~\~ [0-~0...'f;:\

12. D \. 2.o\8 \1.ov \~\ro-'-'u_ 3<

--· ··-~ .. ~ . .)....,:'.I.

, ' '(• \ -~ -· -·:JC..:\ ... ,._~ ~ f" , R·:1-li1111.c;..h\ I \//'- \ ·' ~t'.L.: ;, . .: •

~~ _,,

' .... ,ri~ JE:T 8"' - , ... r

... ~~

~ i~; r '! . '\I'

f{O \°2,.q) t\~~Q.i&\o.t-- °""-·-·•u ·-~

/o.'?o c-c>-.~

l~-OD ~u\CA~ Catatan panting harian:




STEMPEL PERUSAHAAN

G1 ·C?> '0~

\O.m ~t~{'\ k.V(Xn-~

q ,,.,,-"' •' >

•.

l2~ \\M~t ,,, ·~ \· •. ~ i

·0\ o~- -·· -1 ~ .D\. ).ct~ • ~' R :,:m;:r: . " n.t-~L:~

' ''(p-__ \\~C\~(2~"-°'~ ' r.. r;· ~ , '··I'\

\~.Cf> -~·--

of.o..v_oto.~

\(,.Q) "<u.\()..~



·-•

Ii ·:{.

._

No.


TANDA TANGAN &

HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN STEMPEL PERUSAHAAN

Dr -crt> ~t~~

lo-ct ~~~\a~ A-~()()

~

\\~~\-J .... - . , .... -·· ..

l!\. 0\. l).o t~ tl<ct .... ,. r ~' .. ~ # / \ ' ,,,,_--· __ , .. _

__ ,..,,.., .. ,,,.'\ ... • ~ £

:..J'Lff r. .. ,. - ... ' I' 7 .. ·-;.1-ui.:.. ·.. ~

\V~. r,:.L.::.:,:,.f ,,~ ~

- tP --'"- . r.-: J·i~ s r-=

:---...

~ iJ:T 'J '\" I.

Rn \1.01) ~~~e..Q~Qb(\ -·-, ·-- -

Jo..~eto..~

\~-~ \>u\c,_"5



,r ~~

!


TANDA TANGAN &

HARi, T ANGGAL No. KEGIATAN STEMPEL JAM PERUSAHAAN

(D . C51:> t\QC\~e~o:~~

/..o.. '<.cm 0



f: l !


No. HARi, TANGGAL JAM KEGIATAN

()1 ·0b \t~~\

l{) uo \\~~~Q~O.:~ /a~OCTJ..\'\

l~ . D\ .1Gt~ t2--6b \,\~0-\-

\~-Cb \\~\~~~°'~ k~mn

\C, _OD "'V"'"'1 Catatan penting harian:


TANDA TANGAN & STEMPEL

PERUSAHAAN

. , ~

1~· •

,,,,.··" ~ 'J :.~ ...

\ ,,,.-.. -~, . .... --

'_)\:._~,, i' / r! :/lll:r..'I l' i~

\Vj: . rt.t.:;;: r·, .. . ~ •,

'.,/ , " .. r ., _ _}\_' ' , , " ('' r· " . \ 'f'-.

/' .. ·-~·"'?' ' ( ~.,, ,-·-·- ,

, ;-: /;:' h: s ':: -~ / R~

-·---~ - -

f., r i-·, r l

Program Studi Teknik lndustri Universitas Atma Jaya Yogyakarta Catalan Harian Pelaksanaan Kerja Praktek/ Magang


STEMPEL PERUSAHAAN

\o. CTD i~~~o.~\-tl..\'

Jo..v__om n

lq, o\. ~eta \1.-6b \t>\tm\.-o.t

\1. 0() \\~~0~0-~

/.D.rp:~

\~.(JD ~u~ Catatan penting harian:



TANDA TANGAN & No.


01-oo \}~\

lo.Gl) ~~c\l~

/...~w._~

~() . ()\·lot& \2-00 \~\\m-~~



r '

l ' I :



PERUSAHAAN

~ti .cm l\ci~~k~~ ~~Of'\

6 \,Qt. 2ot~ ~?-Ob \~~~~

\.1.Q) ~~~~ ~otm~





STEMPEL PERUSAHAAN

0:t·Ob ~\~

lo -l)t \\~\i,~\cm ~m~

~ --- .. ' ' / .:.-"'•.\ Ir~:;.

\~~k I" \. ---·-.,.,,.,."'

tl.Ol) /~'<. ,,,.,.

'_}\ :; i' . T "'.!

6t -rn .2ottl 1' I. .. :,· 1{,_ }' Ji ' OAL." • ''; )-...... ....

,,, ( ;:~ i=-:-~ ' ·- t. -··-· -

l~.01) t\Q~e&o\\o_(' r/.o:z() '°..f'.

\Cot ~~\o.~




TANDA TANGAN & No.


61-~ 'A~·,

lo ·OD ~t-.~~~Q.~~~ 1-o..~m.r;-.

~·· .... ~'',~ ~....1·:.: •'. .. ....-- ........

02 ,CJJ . lot~ l2- -0D \~\t\0-\ol; ~ ~L:: r:-;,.::;~::· . .--t)/'I . ' ~:r.~ .. : ~.: ..

·- .... ~

' ,-,::;--: -··--' - i': h s -··-- -

\~.Qb t\~e~o..\~t\ ~r:Jt:a.t-

lb.CJD ~~\~



f I

I

" ~

"' .. .. , ... ~

-. r -



PERUSAHAAN

Oi .cr-u ~'-k~\

\o.oo \\Q~'\ ~\~c\_c\o-~ /-o..\!. o rn--~

... -· ~- .. _, . ..,,~ ... "' f""\

(b -CL. JJ\& \~~\-o.\ ,.,,r ~.1t.:•~l

\l ,Cb /._, ___

,._:,.., -~t-,. , .. --~' ' .. :1· (i..:.1i

\~ 0 " r.r::..L:~. ,;_ '<. 'j-,

' ' ---~'\&z~cx:\\y~

··,,r 1~ r.--: ks t - .... , ·~ i.-

\1-{)t) ~do._~

l~-Ot '?~\0-~



I. l-"

~--

1 ! l

j



PERUSAHAAN



~.

!



PERUSAHAAN

Dl.Do \ci~\O:t ~ \.\~

-/ \ ~~ ,,.-·

__) . -. ·' _,,,

()q. 02, 1o\O •/

l'



I

core.ac.uk · I D engan ini mener angkan : JAKA VARTAN KRISNANTA Kabantrahe, 13 A,gustus 1996...

Documents

Transcript of core.ac.uk · I D engan ini mener angkan : JAKA VARTAN KRISNANTA Kabantrahe, 13 A,gustus 1996...