Bab I Sampai Habis 3t5y4m

BAB I PENDAHULUAN 1.1

Sejarah Pertamina (Persero) Pusat PT Pertamina (Persero) adalah perusahaan minyak dan gas bumi yang

dimiliki pemerintah Indonesia (National Oil Company). Perusahaan ini berdiri sejak tanggal 10 Desember 1957 dengan nama PT PERMINA. Pada tahun 1961, perusahaan ini berganti nama menjadi PN PERMINA. Setelah bergabung dengan PN PERTAMIN pada tahun 1968, nama perusahaan ini berubah menjadi PN PERTAMINA. Dengan bergulirnya Undang-Undang No.8 Tahun 1971, sebutan perusahaan

menjadi

PERTAMINA.

Sebutan

ini

tetap

dipakai

setelah

PERTAMINA berubah status hukumnya menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO) pada tanggal 17 September 2003 berdasarkan Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Berdasarkan UU No. 8 tahun 1971, Pertamina memiliki tugas utama sebagai berikut: 1.

Melaksanakan

pengusahaan

migas

dalam

arti

seluas-luasnya

guna

memperoleh hasil sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat dan negara. 2.

Menyediakan dan melayani kebutuhan bahan-bahan minyak dan gas bumi dalam negeri yang pelaksanaannya diatur dengan aturan pemerintah. Dalam KEPPRES No. 11 Tahun 1990, tugas pokok Pertamina adalah

menyediakan BBM serta gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, meliputi kebutuhan energi dan bahan bakar industri. Untuk melaksanakan tugas tersebut, kegiatan-kegiatan yang dilaksanakan oleh Pertamina mencakup: 1.

Eksplorasi dan Produksi Kegiatan ini mencakup upaya menemukan lokasi yang berpotensi bagi penambangan minyak dan gas bumi serta penambangan dan proses produksi menjadi bahan baku untuk proses pengolahan.

1

2.

Pengolahan Kegiatan ini mencakup proses-proses untuk memurnikan, menyuling dan mengolah gas dan minyak mentah menjadi bahan bakar atau produk petrokimia.

3.

Pembekalan dan Transportasi Kegiatan

ini

terdiri

dari

kegiatan

penampungan,

penyimpanan,

pendistribusian serta pengapalan bahan baku ataupun produk akhir yang siap dikirim. 4.

Penunjang Kegiatan

ini

mencakup

segala

kegiatan

yang

dapat

menunjang

terselenggaranya bagian-bagian di atas. Dalam bidang pengolahan minyak bumi, saat ini PT Pertamina (Persero) memiliki 7 Refinery Unit yang tersebar di beberapa daerah di Indonesia. Ketujuh Refinery Unit tersebut antara lain: 1.

Refinery Unit I di Pangkalan Brandan, Sumatera Utara dengan kapasitas 5.000 Barrel/hari. Namun, Refinery Unit ini berhenti beroperasi sejak tahun 2007 karena ada permasalahan pasokan umpan.

2.

Refinery Unit II di Dumai-Sei.Pakning, Riau dengan kapasitas 170.000 Barrel/hari.

3.

Refinery Unit III di Plaju, Sumatera Selatan dengan kapasitas 134.000 Barrel/hari.

4.

Refinery Unit IV di Cilacap, Jawa Tengah dengan kapasitas 350.000 Barrel/hari.

5.

Refinery Unit V di Balikpapan, Kalimantan Timur dengan kapasitas 252.000 Barrel/hari.

6.

Unit Produksi VI di Balongan, Jawa Barat dengan kapasitas 125.000 Barrel/hari.

7.

Refinery Unit VII di Sorong, Papua dengan kapasitas 10.000 Barrel/hari.

2

1.2

Sejarah Pertamina Refinery Unit II Sei Pakning Pertamina RU II terdiri dari 2 buah kilang dengan kapasitas total sekitar

170 MBSD, yaitu : 1.

Kilang Minyak Putri Tujuh Dumai, dengan kapasitas 120 MBSD

2.

Kilang Minyak Sei Pakning dengan kapasitas 50 MBSD

Kilang PT.Pertamina (Persero) Production Sei Pakning digunakan untuk keperluan mengolah minyak mentah jenis Sumatran Light Crude (SLC), Light Crude Oil (LCO) atau Liric Crude Oil (LCO) menjadi beberapa produk BBM seperti Straight Run Naptha (SRN), Kerosene (minyak tanah), Automotive Diesel Oil (ADO)/solar dan Low Sulfur Waxy Residue (LSWR). Tujuan dari kegiatan Kilang PT.Pertamina (Persero) Production Sei Pakning adalah untuk memenuhi kebutuhan energi nasional dalam bentuk Bahan Bakar Minyak (BBM), mengoperasikan kilang minyak seefisien mungkin mengingat peningkatan kebutuhan BBM per tahun tidak dapat lagi diimbangi dengan kenaikan produksi kilang-kilang minyak yang ada. Kilang PT. Pertamina (Persero) RU II Production Sei Pakning dibangun pada November 1968 Oleh kontraktor Refining associate Canada Limitedatau Refican Ltd.Kilang minyak ini mulai beroperasi pada bulan Desember 1969. Awalnya operasi Kilang ini berkapasitas produksi 25.000 barrel/hari. Pada tahun 1975 seluruh operasional kilang PT.Pertamina (Persero) Production Sei Pakning beralih dari Refican ke Pertamina. Sejak saat itu kilang mengalami penyempurnaan secara bertahap,pada akhir 1977 kapasitas produksi meningkat menjadi 35.000 barel/hari dan April 1980 naik menjadi 40 barel perhari sampai tahun 1982 dan saat ini kapasitas produksi mencapai 50 MBSD 1.3

Lokasi dan Tata Letak

1.3.1 Lokasi Lokasi proyek Kilang Prod.BBM RU II Sei Pakning terletak di tepi Selat Bengkalis pada areal 486 Ha. Secara geografis berada pada posisi 01o.20’40” 3

Lintang Utara dan 102o.09’25” Bujur Timur. Lokasi Kilang terletak pada wilayah istrasi :  Alamat Kilang

: Sungai Pakning

 Kecamatan

: Bukit Batu

 Kab./Kota

: Bengkalis

 Propinsi

: Riau

Adapun batas-batas istratif-nya adalah : - Sebelah Utara

: Sungai Selari, Kec. Bukit Batu.

- Sebelah Timur

: Pemukiman, Kelurahan Sei Pakning, Kec.Bukit Batu dan Selat Bengkalis.

- Sebelah Selatan

: Pemukiman, Desa Sejangat, Kec. Bukit Batu

- Sebelah Barat

: Hutan Sekunder.

Gambar1.1 Peta Sei Pakning

4

Sedangkan untuk lokasi Water Plant Supply (WPS) terletak di Sungai Dayang, Desa Tanjung Belit, Desa Lubuk Muda, Kec.Siak Kecil Kab. Bengkalis. 1.3.2 Tata Letak Kilang Selain pemilihan lokasi, tata letak didalam perusahaan memegang peranan penting dalam menjamin kesuksesan operasi kilang. Tata letak plant-plant PT. PERTAMINA (persero)RU II Sei Pakning dirancang berdasarkan standar internasional industri pengilangan yaitu: 1.

Memperhatikan betul arah angin tahunan. Berdasarkan angin tahunan pantai Pakning yang ke barat daya maka tangki-tangki penimbunan crude maupun produk diletakkan sebelah barat plant. Tanki di kelompokan berdasarkan isi didalamnya membentuk suatu “tang farm”.

2.

Unit pengelolaan dikelompokan dalam komplek-komplek berdasarkan kedekatan bahan-bahan yang di olah maupun berkaitan masing-masingunit.

3.

Jalan yang tersedia menjadi jalan utama, yaitu jalan yang sering dilewati kendaraan maupun berkaitan jalan pendukung yang menghubungkan antar unit. Kedua jenis jalan mempunyai lebar yang cukup bagi transportasi kendaraan karyawan maupun kendraan berat.

4.

Unit pengolahan limbah diletakkan berdekatan dengan tempat pembuangan akhir limbah cair (laut)

5.

Sistem perpipaan tersusun secara rapi dalam jalur yang telah ditentukan, baik jalur atas (rak pipa) maupun jalur (bawah pipa). (Pertamina, 2012)

1.4

Bahan Baku dan Produk PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning Bahan-bahan yang digunakan di kilang

PT. PERTAMINA (Persero)

Refinery Unit II Sei Pakning ini terdiri dari bahan utama dan bahan penunjang. 1.4.1 Bahan Utama PT.Pertamina (Persero) RU II Production Sei Pakning tahap pra kontruksi telah dilalui dan saat ini memasuki tahap operasi. Bahan baku yang digunakan dalam proses produksi berdasarkan sumber dari kilang PT.Pertamina (Persero) RU II Production Sei Pakning tahun 2011 terdiri dari 1.380.000 barrel per bulan, dengan perincian sebagai berikut : 5

 Sumatran Light Crude (SLC) atau Minas Crude dengan jumlah 1.233.872 barrel (83%V) per bulan. SLC berasal dari PT. Chevron Pacific indonesia lapangan Minas dan Duri, dimana SLC ini dikirim dari Dumai ke Sungai Pakning dengan menggunakan Kapal Tanker.  Liric Crude Oil (LCO) dengan jumlah 140.790 barrel (15%) per bulan. LCO dikirim dari Pertamina dengan kapal Tanker melalui Sungai Siak Sri Indrapura ke Sungai Pakning.  Selat Panjang Crude (SPC) dengan jumlah 5.388 barrel (1%) per bulan.  Slop Oil dengan jumlah 5.388 barrel (1%) per bulan.

Komposisi dan takaran yang benar, maka akan didapatkan hasil produksi yang berkualitas sesuai dengan standar yang telah ditentukan. Produksi akhir dari kilang PT.Pertamina (Persero) RU II Production Sei Pakning, meliputi :  Straight Run Naptha (SRN) sebanyak 83.459 barrel per bulan (8%V).  Kerosene sebanyak 162.974 barrel per bulan (13%V)  ADO atau Solar sebanyak 255.783 barrel per bulan (19%V)  LSWR sebanyak 786.978barrel per bulan (60%V). 1.4.2 Produk Beberapa jenis Bahan Bakar Minyak (BBM) yang telah diproduksi oleh kilang Pertamina RU II Sei Pakning saat ini antara lain Low Sulfur Maxy Residu (LSWR), napthane, kerosene, dan Automatic Diesel Oil (ADO) Produk-produk yang dihasilkan Pertamina RU II Sei Pakning tersebut selanjutnya didistribusi ke berbagai daerah UPMS I meliputi provinsi Nangroe Aceh Darussalam (NAD), Sumtra Utara, Sumatra Barat, Riau, dan sebagian wilayah UPMS II Jakarta. Untuk LSWR akan dikirim ke Jepang dan sebagian dikirim ke RU II Dumai

6

1.5

Pelaksanaan Kerja Praktek Kerja praktek dilaksanakan di Pertamina RU II Sei Pakning pada bagian

Proses Enggineer (PE) dari tanggal 29 April 2013 s/d 31Mei 2013 dengan alokasi waktu sebagai berikut: 1.

Pengurusan istrasi kerja praktek pada tanggal 29 April 2013.

2.

Pertemuan dengan pembimbing, dan penentuan jadwal orientasi lapangan pada tanggal 30 April 2013.

3.

Orientasi Umum ke unit - unit di PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning yang dilaksanakan pada tanggal30 April 2013 s/d 03Mei 2013, meliputi: 

HSE (Healthy Safety Environment)–Production Kunjungan ke HSE dilaksanakan pada hari Jumat tanggal 30 April 2013 pada pukul 14.30 – 16.00 WIB. Pada kunjungan ini dijelaskan secara singkat mengenai fungsi bagian HSE oleh Bapak Rio. Adapun fungsi bagian HSE adalah mencegah terjadinya kecelakaan kerja, seperti adanya tumpahan minyak dan limbah, serta dapat menjamin pekerjaan dan operasi dapat berlangsung dengan aman. HSE terbagi atas 3 bagian, yaitu Fire & Safety Spv, Environmental Spv, dan Occupational Health Spv.



Laboratorium (Lab) Kunjungan ke lab dilaksanakan pada hari rabu tanggal 1 Mei 2013 pada pukul 07.30 – 11.00 WIB. Materi orientasi yang disampaikan olh bapak Azral. Selama orientasi dijelaskan tugas dan tanggung jawab dari bagian laboratorium. Adapun tugas dari laboratorium adalah untuk melakukan pengujian atau analisa terhadap sampel. Sampel berupa bahan baku dan produk dari kilang.



Crude Distillation Unit (CDU) Kunjungan ke CDU dilaksanakan pada hari Rabu tanggal 1 Mei 2013 pada pukul 13.15 – 16.00 WIB. Materi yang disampaikan tentang CDU yang disampaikan oleh bapak M. Mulyadi. Materi yang diberikan yaitu tugas dan tanggung jawab pada bagian CDU dalam mengolah minyak mentah menjadi produk jadi atau setengah jadi (inermediet). 7



Instrument Tank & Yard (ITY) Kunjungan ke ITY dilaksanakan pada hari kamis tanggal 2 Mei 2013 pada pukul 09.00 – 13.00 WIB. Materi yang disampaikan oleh bapak Suherman. Materi yang diberikan yaitu tentang aliran aliran bahan baku dan produk, penyimpanan bahan baku dan produk didalam tangki, serta loading dan unloading dari kapal dan tangki.



Utilitas Kunjungan ke Utilitas dilaksanakan pada hari Kamis tanggal 2 Mei 2013 pada pukul 09.00 – 13.00 WIB. Materi yang disampaikan oleh bapak Amrullah. Materi yang diberi yaitu tugas dan tanggung jawab pada bagian utilitas. Dimana tugasnya yaitu menyuplai penunjang agar pabrik berjalan dengan baik seperti steam, cooler water, listrik, compressor, dan lain-lain



Marine Kunjungan terakhir yaitu ke Marine dilaksanakan pada hari Jumat tanggal 3Mei 2013 pada pukul 09.30 – 11.10 WIB. Materi orientasi disampaikan oleh Bapak B.Harahap. Pada saat kunjungan dijelaskan mengenai fungsi dan tanggung jawab dari bagian marine. Dijelaskan pula mengenai keberangkatan ataupun tibanya kapal yang akan mengangkut produk dan mengantarkan bahan baku serta proses antisipasi terjadinya pencemaran lingkungan oleh HSE.

4.

Pemberian tugas umum dan tugas khusus, pengambilan data, diskusi tugas serta pengesahan laporan dilakukan dari tanggal06 Mei 2013 s/d 27 Mei 2013.

1.6

Tujuan Kerja Praktek Adapun tujuan dari pelaksanaan kerja praktek pada program studi Teknik

Kimia Universitas Riau adalah : 1. Untuk memenuhi persyaratan dalam menyelesaikan mata kuliah kerja praktek pada jurusan S1 Teknik Kimia Universitas Riau Pekanbaru 8

2. Melihat dan mengenal lapangan kerja secara langsung serta memperdalam teori yang diperoleh selama bangku kuliah 3. Melatih mahasiswa bekerja disiplin dan bertanggung jawab 4. Mendapatkan gambaran nyata pengoperasian sistem pemprosesan dan utilitas untuk pengolahan minyak bumi dan gas. 5. Memahami dan dapat menggambarkan pola inti proses produksi pada Pertamina RU II Sei Pakning, meliputi: 

Bahan baku utama maupun penunjang



Proses pengolahan minyak mentah menjadi produk



Produk yang dihasilkan, meliputi produk utama, produk samping, energi, dan limbah untuk industri proses pengolahan minyak dan gas bumi.

6.

Mendapatkan kesempatan menggunakan pengetahuan yang diperoleh dari teori perkuliah untuk menganalisis bahan baku maupun produk PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit II Sei Pakning.

7.

Mendapatkan gambaran nyata tentang organisasi kerja, manajemen dan penerapannya, dan proses safety, dalam upaya mengoperasikan suatu sarana produksi, termasuk pengenalan terhadap praktek–praktek pengelolaan dan peraturan-peraturan kerja di PT. PERTAMINA (Persero) PertaminaRU II Sei Pakning.

8.

Memahami segi-segi ekonomis pengoperasian di PT. PERTAMINA (Persero) RU II Sei Pakning.

1.7

Ruang Lingkup Laporan Kerja Praktek Ruang lingkup laporan kerja praktek ini adalah penjelasan tentang unit –

unit yang ada di perusahaan, siatem organisasi perusahaan, proses produksi, utilitas dan unit pengolahan limbah, spesifikasi produk, komposisi kimiawi umpan dan produk, dan peralatan-peralatan utama setiap unit. Tugas khusus yang dikerjakan adalah“Menghitung Performa Preheater E-3A Pada unit Crude Distillation Unit (CDU)".

9

BAB II SISTEM ORGANISASI DAN MANAJEMEN 2.1

Visi dan Misi Pertamina

2.1.1 Visi Pertamina : ”Menjadi perusahaan minyak nasional kelas dunia” 2.1.2 Misi Pertamina : 

Melakukan usaha dalam bidang energi dan petrokimia



Merupakan entitas bisnis yang dikelola secara profesional, kompetitif dan berdasarkan tata nilai unggulan



Memberikan nilai lebih bagi pemegang saham, pelanggan, pekerja dan masyarakat serta mendukung pertumbuhan ekonomi nasional

2.1.3 Visi PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning ”Menjadi kilang minyak kebanggaan Nasional” 2.1.4 Misi PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning: ”Melakukan usaha di bidang pengolahan minyak bumi yang dikelola secara profesional dan kompetitif berdasarkan tata nilai unggulan untuk memberikan nilai tambah lebih bagi pemegang saham, pelanggan, pekerja dan lingkungan.” 2.2

Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) RUII SeiPakning PT Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning dipimpin oleh seorang

Production Manager yang bertanggung jawab secara langsung kepada Direktur PT Pertamina (Persero) Pusat di Jakarta. Diagram struktur organisasi PT Pertamina (Persero) Refinery Unit II Sei Pakning dapat dilihat pada Gambar 2.1 berikut ini:

10

Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT Pertamina RU II Sei Pakning

General Manager sendiri membawahi kepala-kepala bidang atau manager yang membawahi bidang-bidang tertentu, antara lain: 1.

Plant Engineering Supervisor Secara umum, peran Plant Engineering Supervisoradalah merencanakan

pengolahan kilang dengan melakukan optimasi antara konsumsi crude oil da gross margin yang positif. Tugas-tugas yang dimiliki oleh bidang ini adalah: -

Merencanakan pola operasi kilang untuk memperoleh batasan keuntungan yang optimal.

-

Menyalurkan hasil produksi serta mengatur penerimaan crude dan intermediet.

-

Menyediakan data dan informasi untuk proses pengolahan dan produksi.

-

Mengatur pengolahan di unit-unit operasi. 11

2.

Production Section Head Secara umum, bidang ini berperan sebagai penanggung jawab kegiatan

pengolahan minyak dari bahan baku hingga menjadi produknya untuk kilang di Sei Pakning. Bidang ini membawahi beberapa bidang, yaitu: a.

Lead of Crude Distillation (CDU) Bagian HSC bertanggung jawab terhadap operasi unit-unit proses pada kilang

yang meliputi : -

Fraksinator

-

ADO Stripper

-

Kerosene Stripper

-

Preheater

-

Dapur (Furnace)

-

Pompa

b.

Lead of Utilities Bagian Utilities bertanggung jawab terhadap unit-unit penunjang operasi kilang yang meliputi : 1) Water Treatment Plant 2) Boiler 3) Power Plant 4) Cooling Tower 5) Fasilitas Instrumentasi

c.

Lead of Laboratory Laboratorium merupakan tempat dilakukannya analisis yang mencakup sifat

fisik dan kimia suatu komponen seperti densitas, viskositas, flash point, komposisi, titik didih, impuritis, pH, dan lain-lain.

12

d.

Lead of Instrument Tank Yart Bidang ini berfungsi sebagai penunjang operasi kilang untuk kegiatan

penampungan produk dan pengapalan (distribusi). Dalam pelaksanaannya bidang ini dibagi dua bagian yaitu : 1. Tank Farm(TF) 2. Put Loading

3.

Health, Safety &Environment Bidang ini membawahi bagian-bagian: a. Environmental b. Fire & Safety c. Occupational Health

4.

MaintenanceExecution Bidang ini membawahi bagian-bagian: a. Maintenance Area 1 b. Maintenance Area 2 c. Maintenance Area 3 d. General Maintenance e. Workshop

5.

Procuremen Section Head Bidang ini berperan sebangai penanggung jawab atas kegiatan penyedia,

pengadaan maerial, serta suku cadang yang diperlukan bagi operasi perusahan. Bidang ini membawahi bagian-bagian: a. Inventory Control b. Purcashing c. Service & Warehousing d. Contract Office

13

6.

Reliability Senior Engineering Bagian ini bertanggung jawab atas kondisi peralatan mekanik unit-unit

proses pada waktu operasi maupun perbaikan, melakukan pemeriksaan kondisi peralatan produksi dan saran-saran teknik pemeliharaan, serta pemeriksaan kualitas material suku cadang. Bidang ini membawahi bagian-bagian: a. Equipment Reliability b. Plant Reliability 7.

General Affairs Bidang ini membawahi bagian-bagian: a. Legal b. PublicRelation c. Security

8.

BBM Distributor Bagian ini bertanggung jawab atas pengiriman produk dan memuat produk

2.3. Peraturan Kerja Untuk memfasilitasi pengaturan pembagian kerja, maka Pertamina RU II Sei Pakning membuat suatu peraturan kerja yang meliputi jam kerja, keamanan dan keselamatan kerja serta kesejahteraan dan jaminan sosial. Peraturan ini telah mendapat persetujuan dari Departemen Tenaga Kerja. 1.

Jam Kerja Pada dasarnya jumlah jam kerja karyawan PT Pertamina RU II Sei Pakning

adalah 8 jam kerja per hari atau empat puluh jam kerja per minggu dengan 5 hari efektif kerja per minggu. Untuk memenuhi aturan jam kerja dalam menangani segala aktivitas kilang, Pertamina RU II Sei Pakning membagi karyawannya menjadi dua golongan, yaitu karyawan shift dan nonshift (harian). Karyawan non shift bekerja 8 jam perhari mulai hari Senin sampai dengan hari Kamis dengan waktu kerja dimulai pukul 07.00 wib sampai 15.30 wib, diselingi waktu istirahat selama satu jam pada pukul 12.00 wib sampai 13.00 wib. Khusus untuk hari 14

Jumat, waktu kerja dimulai pukul 07.00 wib sampai 16.00 wib, diselingi waktu istirahat selama dua jam pada pukul 11.30 wib sampai 13.30 wib. Sedangkan karyawan shift bekerja dengan pembagian shift sebagai berikut : a.

Shift I : 24.00 – 08.00 wib

b.

Shift II : 08.00 – 16.00 wib

c.

Shift III : 16.00 – 24.00 wib

2.

Keamanan dan Keselamatan Kerja Kilang minyak PT Pertamina RU II Sei Pakning mempunyai resiko

kecelakaan kerja yang tinggi. Oleh karena itu, Pertamina RU II Sei Pakning menempatkan keamanan dan keselamatan kerja di peringkat pertama (safety first). Berikut hal-hal yangberhubungan dengan keamanan dan keselamatan kerja di Pertamina RU II Sei Pakning: a.

Perusahaan bertanggung jawab terhadap keselamatan kerja karyawan, terutama pada jam-jam kerja.

b.

Perusahaan memberikan dan menyediakan perlengkapan/pelindung kerja sesuai dengan kebutuhan.

c.

Perusahaan

mengikutsertakan

seluruh

karyawan

dalam

program

JAMSOSTEK. d.

Perusahaan memasang rambu-rambu tanda bahaya dan petunjuk-petunjuk praktis untuk mencegah kecelakaan kerja.

3.

Kesejahteraan dan Jaminan Sosial Kesejahteraan dan jaminan sosial diberikan kepada semua pegawai tetap.

Kesejahteraan dan jaminan sosial ini meliputi : a.

Perawatan Kesehatan Perawatan kesehatan para karyawan tetap PT Pertamina ditanggung oleh perusahaan, melalui dana khusus untuk pengobatan setiap karyawan.

b.

Pakaian Dinas Pakaian dinas diberikan oleh perusahaan kepada para karyawan tetap.

15

c.

Koperasi Koperasi didirikan sebagai sarana penunjang ke arah peningkatan kesejahteraan karyawan. Dalam hal koperasi ini perusahaan ikut mendorong dan membantu tumbuh dan berkembangnya koperasi karyawan di perusahaan.

d.

Pendidikan Dalam hal pendidikan, perusahaan mengadakan pelatihan-pelatihan rutin bagi para operator.

e.

Fasilitas Perusahaan Rumah ibadah (mesjid dan gereja) dan kantin.

f.

Pembinaan Sumber Daya Manusia Beberapa hal yang dapat diperoleh karyawan dalam rangka pembinaan sumber

daya

manusia

diantaranya

pengalaman,

pengetahuan,

dan

keterampilan dari perusahaan. Kegiatannya meliputi: - Pendidikan dan pelatihan secara in-house : berada di lingkungan Pertamina - Mengirim karyawan untuk belajar di berbagai lembaga pendidikan dan

pelatihandi dalam dan luar negeri.

16

BAB III PROSES PRODUKSI

3.1 Atmospheric Process Secara umum proses produksi minyak menggunakan teknologi pemisahan minyak mentah menjadi bermacam-macam fraksi melalui unit pengolahan CDU yang berfungsi memisahkan minyak mentah yang disebut (crude oil) dari masingmasing fraksi berdasarkan perbedaan titik didih. Sebelum memasuki tower pemisahan distilasi Crude Oil dari tangki penyerapan mengalami pemanasan dahulu dengan proses pre heating di heat exchanger dan dialirkan ke dapur untuk proses pemanasan lebih lanjut agar suhu mencapai 325˚C - 330˚C sampai minyak tersebut berbentuk uap dan cairan panas, kemudian dialirkan ke kolom fraksinasi (Menara Distlasi) untuk pemisahan fraksi minyak. Yield produk dari CDU adalah :  Gas (C1-C3)

(0,30 %wt)

 Naptha

(6,17 %wt)

 Kerosene

(13,93 %wt)

 LGO

(7,54 %wt)

 HGO

(3,92 %wt)

 Long residue

(67,36 %wt)

3.2 Sub Atmospheric Process Setelah melalui proses distilasi fraksi minyak yang paling ringan akan menguap terlebih dahulu dan keluar dari menara kolom fraksinasi berupa fraksi naptha dan gas. Dari kolom fraksinasi pertama, naptha yang terbentuk dialirkan menuju fraksinasi yang kedua, di sini dihasilkan Kerosene. Kerosene sebelum dipompa menuju tangki penyimpanan di alirkan terlebih dahulu dalam heat exchanger sehingga menghasilkan panas yang nanti nya digunakan untuk memanaskan crude oil yang baru masuk ke dalam sistem. Fraksi minyak ketiga adalah Automotive Diesel Oil (solar). Sebagian dari fraksi solar yang dialirkan 17

menuju stripper untuk pemisahan fraksi Kerosene yang terbawa dan dialirkan lagi diproses fraksinasi, sedangkan produk yang berada paling bawah disebut Low Sulfur Waxy Residue (LSWR) tidak diolah lagi di kilang ini, tetapi minyak tersebut dikirim ke Dumai untuk diolah lebih lanjut. HVU diperoleh produk :  Solar (10 %wt)  HVGO (High Vacuum Gas Oil) (50 %wt)

 Short residue (40 %wt)

Naphtha Fraksinator

Crude Oil

ADO Stripper

Kero Stripper

Kerosene ADO Residue

Gambar 3.1 Flow Diagram Process Produksi Sederhana

18

BAB IV UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH 4.1

Utilitas Di dalam suatu pabrik terutama kilang minyak, utilitas merupakan suatu

bagian yang penting guna menunjang operasi karena sebagian besar jalannya operasi ditentukan oleh adanya utilitas ini. Utilitas yang terdapat pada PT. Pertamina RU II Sei Pakning adalah: 1.

Plant Water, yang berfungsi sebagai : a. Air Pendingin Pompa b. Air umpan Boiler c. Air minum d. Water Hydrant e. Air bersih untuk perumahan

2.

Steam, yang berfungsi sebagai : a. Penggerak Turbin b. Pemanas

3.

Udara bertekanan (Compressed Air), yang berfungsi sebagai : a. Instrument Air, untuk menjalankan instrumen pengontrol b. Plant Air, untuk pembersihan alat-alat

4.

Sea Water, yang berfungsi sebagai : a. Air Pendingin pada cooler dan condensor b. Pendingin mesin-mesin di power plant c. Fire safety

Unit-unit proses yang merupakan bagian dari Unit Utilitas adalah : 4.1.1 Unit Penjernihan Air (Water Treatment Plant) Sumber air tawar diperoleh dari sungai Dayang, Desa Tanjung Belit dan desa Lubuk Muda, Kec. Siak Kecil, Kab. Bengkalis. Pengolahan air ini bertujuan untuk memperoleh air yang memenuhi syarat sebagai air minum, air pendingin, dan air umpan boiler (Boiler Feed Water/BFW). Untuk memperoleh BFW harus 19

dilakukan demineralisasi. Air sungai Dayang diolah untuk menghilangkan kekeruhan, COD, padatan terlarut, dan warna.Penambahan larutan NaOH dilakukan untuk menghindari korosi yang disebabkan oleh pH air yang rendah. Penambahan desinfektan seperti Cl2 dan Ca(OCl)2 dilakukan untuk mensterilkan air minum. Air sungai Dayang dipompa menuju WTP (Water Treatment Plant) Bukit Datuk yang berjarak 1,5 Km, kemudian ditampung dalam raw water pond. Di dalam raw water pond terjadi pengendapan lumpur, pasir, dan partikulat. Kemudian air ini dipompa menuju clearator dan diinjeksikan Aluminium Sulfat (Al2(SO4)3.18H2O), Soda Kaustik (NaOH) dan Coagulant Aid. Di dalam clearator ini, air dan bahan kimia diaduk dengan rapid mixer hingga terjadi koagulasi antara bahan kimia dengan kotoran kemudian terbentuk flok. Reaksi yang terjadi adalah : Al2(SO4)3.18H2O + 3Na2CO33

Na2 SO4 + 2Al(OH)3 + 18H2O

Al2(SO4)3.18H2O + Ca(HCO3)2

3CaSO4 + 2Al(OH)3 + 6CO2 + 18H2O

Flok-flok yang terbentuk diendapkan dan dibuang secara periodik. Air jernih

yang

mengalami

over

flow

ditampung

dalam

intermediate

pond.Intermediate pond hanya berfungsi sebagai bak penampung air jernih. Air jernih lalu dialirkan ke sand filter yang berfungsi untuk memisahkan carry over flok dari clearator. Air jernihdarisand filter secara gravitasi dialirkan menujutreated water pond. Dari treated water pond air didistribusikan dengan pompa melalui sistem manifold. Manifold untuk kilang diinjeksikan corrosion inhibitor, sedangkan air untuk perumahan dan dok diinjeksikan Cl2 atau Ca(OCl)2 untuk desinfektan. Refinery water (raw water) dari WTP dikirim ke Waer Decolorizer Plant (WD) yang bertujuan untuk menghilangkan warna dan bau pada air dengan metode penggunaan karbon aktif. WD itu sendiri terltak di area kilang.

20

4.1.2 Unit Penyediaan Uap (Boiler Plant) Air umpan boiler memiliki persyaratan khusus karena dalam air masih terdapat zat-zat yang bias membentuk kerak pada tube boiler dan zat-zat yang korosif.Kerak pada tube boiler disebabkan oleh garam-garam silikat dan karbonat. Kerak ini menyebabkan over heating karena menghambat transfer panas. Korosi pada pipa disebabkan adanya gas-gas korosif seperti : O2, CO2, pH air yang rendah, oleh karena itu gas-gas harus dihilangkan dan pH air dijaga tetap netral di dalam BFW. Garam-garam mineral yang larut dalam air bisa mengakibatkan buih sehingga perlu dihilangkan dengan demineralizer yang terdiri dari kation dan anion. Outlet demineralizer ditampung dalam tangki lalu dipompakan ke deaerator guna mengurangi kandungan O2 terlarut. Air yang keluar deaerator diinjeksikan hydrazine untuk menghilangkan O2 sisa kemudian didistribusikan ke boiler dengan pompa. Steam yang dihasilkan terbagi menjadi tiga jenis : 1.

High Pressure Steam (HPS), P = 41 Kg/cm2

2.

Middle Pressure Steam (MPS), P = 11 Kg/cm2

3.

Low Pressure Steam (LPS), P = 3,5 Kg/cm2

4.1.3 Unit Air Pendingin (Cooling Water Unit) Unit ini berfungsi untuk menampung air yang akan digunakan sebagai air pendingin pompa dan kompressor. Air yang digunakan adalah air tawar dari WD. Cooling tower di new plant berpusat di Utilities Circulation. Air dari tangki didistribusikan ke cooling tower sebagai make-up. Untuk mempertahankan level cooling tower maka diperlukan make-up karena air yang kembali(return cooling tower) sangat sedikit.Untuk membuang sludge dan lumpur dilakukan dengan blow down. Untuk menghindari pertumbuhan jasad renik (algae dan lumut), diinjeksikan chlorine kedalam cooling tower sebanyak 10 Kg selama 6 jam dalam satu hari. Di samping itu, diinjeksikan juga corrosion inhibitor berupa dulcam 704 (untuk satu shift diberikan sebanyak 37.5 Liter) yang berfungsi untuk membentuk lapisan pada pipa sehingga tidak terjadi kontak langsung antara air dengan material pipa yang bias mengakibatkan perkaratan. 21

4.1.4 Unit Penyedia Udara Bertekanan Fungsi dari udara bertekanan yang dihasilkan oleh unit ini adalah : 1.

Instrument Air Udara bertekanan yang dihasilkan oleh kompresor masuk ke dalam receiver. Udara biasa masuk melalui filter dihisap oleh kompresor dan ditekan keluar melalui pendingin dan cyclone untuk memisahkan air, setelah itu masuk ke receiver. Tekanan udara dijaga dengan pressure recorder controller (PRC) sebesar 6.5 Kg/cm2.

2.

Plant Air Digunakan sebagai pembersih dan flushing pipa-pipa. Di dalam unit kompresor juga terdapat cooling tower untuk mengatur air pendingin yang mendinginkan pompa dan kompresor. Untuk menjaga agar suhu air tetap rendah digunakan fan. Untuk mencegah korosi, diinjeksikan polycrin I dan polycrin AI (merupakan corrosion inhibitor).

4.1.5 Unit Penyediaan Fuel Sistem penyediaanfuel oil di new plant berpusat di utilitas.Fuel oil dari tangki penampungan sementara sebelum didistribusikan dengan pompa menuju : 1.

Boiler Utilitas

2.

Dapur (Furnace)

4.1.6 Unit Penyediaan Power (Power Plant) Merupakan unit yang penting dalam operasi kilang. Unit ini berfungsi sebagai penyedia tenaga listrik untuk kebutuhan kilang maupun perumahan karyawan. Unit ini terbagi menjadi tiga bagian yaitu :

1.

Power Generation

2.

Power Distribution

3.

Bengkel Listrik Pembangkit listrik yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan listrik

perumahan, kantor dan pabrik adalah Pembangkit Listrik Tenaga Diessel (PLTD) 22

berbahan bakar ADO dengan dua (2) buah turbin generator dengan kapasitas masing-masing 8,9 MW dan mencapai 1.308.675 KWH per bulan. 4.2

Pengolahan Limbah Di dalam suatu pabrik terutama kilang minyak, sama halnya dengan utilitas,

pengolahan limbah merupakan suatu bagian yang penting guna menjaga pencemaran terhadap lingkungan karena sebagian besar limbah cair dibuang ke laut. Tahap pengolahan limbah pada PT. PERTAMINA RU II Sei Pakning adalah Unit Separator. 4.2.1 Unit Separator Hasil limbah buangan cair dari berbagai unit ditampung pada unit separator. Unit ini berfungsi untuk memisahkan minyak dan air yang ada pada limbah karena minyak yang ada pada limbah jika tidak dipisahkan maka akan mengakibatkan pencemaran lingkungan dan berdampak pada ekosistem laut. Pada alat ini limbah dari berbagai unit tadi ditampung kemudian dipisahkan antara lapisan minyak dan air. Lapisan air berada di bawah sedangkan minyak berada di atas kemudian lapisan air dialirkan ke Biotreatment sedangkan lapisan minyak dialirkan ke tempat penampungan minyak limbah yang kemudian bisa diolah lagi.

Tabel 4.1 Baku Mutu Limbah Cair Bagi Kegiatan Pengilangan Minyak Bumi No.

Parameter

Kadar Maks.

BebanPencemaranMaks.

(mg/L)

(gr/m3)

1

BOD5

80

80

2

COD

160

160

3

Minyak dan lemak

20

20

4

Sulfida terlarut

0,5

0,5

5

Ammonia terlarut

5

5

6

Phenol total

0,5

0,5

7

Temperatur

45oC

45oC

8

PH

6,0-9,0

6,0-9,0

23

No. 9

Parameter Debit limbah maks.

Kadar Maks.

BebanPencemaranMaks.

(mg/L)

(gr/m3)

1000 m3/m3 bahan

1000 m3/m3 bahan baku

baku minyak

minyak

(Sumber :Kep.Men.Neg.LH no.42/menLH/X/1996)

24

BAB V TUGAS KHUSUS MENGHITUNG PERFORMA PREHEATER E-3A PADA UNIT CDU 5.1 Latar Belakang Crude Distillation Unit salah satu unit proses penting yang ada di RU II Sei Pakning dimana unit ini berfungsi untuk mengolah minyak mentah/crude oil menjadi fraksi-fraksinya dengan cara destilasi atmosferik. Unit ini mengolah minyak mentah dengan kapasitas pengolahan sebesar 50.000MB/day. Untuk menjaga kehandalan operasi dan pemenuhan kebutuhan minyak dalam negeri maka perlu diadakan monitoring terhadap peralatan baik secara rutin maupun tidak, agar dapat ditentukan kapan dilaksanakan perbaikan pada peralatan tersebut. Heat Exchanger adalah salah satu peralatan di Crude Distillation Unit yang dituntut kehandalannya untuk menujang operasi pemanasan atau pendinginan umpan dan produk sebelum masuk unit destilasi ataupun setelah keluar. Yang menjadi fokus permasalahan pada tugas khusus ini adalah mengevaluasi kerja heat exchanger E-3A dengan menghitung harga fouling resistance (Rd), preasure drop (∆P), heat duty (Q), Clean Overall Coefficient (Uc) serta Design Overall Coefficient (Ud), sehingga dapat diketahui performance serta pengaruhnya terhadap nilai ekonomis pengoperasian alat.

5.2 Tinjauan Pustaka 5.2.1 Pengertian Heat Exchanger Dalam suatu industri kimia dikenal suatu peralatan penukar panas (Heat Exchanger) yang berfungsi untuk menukar panas antara dua fluida yang mempunyai beda temperatur. Perpindahan panas terjadi dari suatu benda yang mempunyai temperatur tinggi ke benda yang mempunyai temperatur rendah hingga tercapai temperatur yang sama.

25

Faktor – faktor yang mempengaruhi perpindahan panas : 1. Perbedaan temperature fluida (∆𝑇) 2. Thermal conductivity (k) 3. Luas permukaan bidang perpindahan panas (A) 4. Kecepatan aliran fluida (W) 5. Arah aliran fluida Penggunaan heat exchanger pada industri pengolahan minyak cukup beragam sehingga heat exchanger dibedakan berdasarkan: 1. Fungsi atau penggunaannya 2. Jenis atau konstrrusinya 3. Susunan Aliran 4. Proses Perpindahan 5. Fase Fluida Yang Digunakan 5.2.2 Klasifikasi Heat Exchanger 5.2.2.1 Berdasarkan fungsinya Berdasarkan fungsinya heat exchanger dibedakan menjadi: 1. Preheater, yaitu suatu peralatan penukar panas yang terjadi antara dua aliran proses untuk menaikkan temperatur umpan, dimana kedua aliran tersebut dipisahkan oleh dinding tube tanpa disertai perubahan fasa. 2. Cooler, yaitu suatu peralatan peukar panas yang berfungsi untuk menurunkan temperatur tanpa mengalami perubahan fasa, dengan media pendingin air atau udara. 3. Condenser, yaitu suatu peralatan penukar panas yang berfungsi mengembunkan (mengkondensasi) uap atau campuran uap hingga didapat cairan. Dalam penggunaanya dikenal dua macam kondensor yaitu partial condensor dan total condensor. 5.2.2.2 Berdasarkan konstruksinya Berdasarkan konstruksiya, heat exchanger dibedakan menjadi dua (2) yaitu: 26

1. Shell dan Tube Jenis ini merupakan yang paling banyak digunakan dalam industry perminyakan. Alat ini terdiri dari sebuah shell dan didalamnya terdapat satu bundle tube dengan diameter tertentu. Salah satu fluida mengalir dibagian luar tube tetapi masih di dalam shell dan fluida yang lain mengalir di dalam tube. Pada umumnya shell dan tube didisain berdasarkan TEMA standart (Turbular Exchanger Manufacturers Association), sedangkan untuk prosedur fabrikasinya berdasarkan ASME (American Society of Mechanical Engineers).Blue book HSC

Gambar 5.1 Shell and Tube Heat Exchanger

2. Double Pipe Pada jenis ini, pipa berdiameter lebih kecil berada di dalam pipa berdiameter lebih besar.Pipa yang didalam dapat dilepas untuk dibersihkan.Alat ini dapat dipasang seri maupun parallel.Double pipe sangat cocok untu fluida yang sangat fouling, tetapi biaya pembuatan persatuan luasnya mahal dibandingkan shell dan tube.

27

Gambar 5.2 Double Pipe Heat Exchanger

5.2.2.3 Berdasarkan Susunan Aliran 1.

Parallel Flow Exchanger Aliran fluida yang mengalir, masuk dengan arah yang sama dan keluar pada sisi yang sama juga.

2. Counterflow Exchanger Heat exchanger dengan aliran ini, memiliki thermal stress yang rendah yang disebabkan oleh kecilnya perbedaan temperature disepanjang dinding exchanger. Aliran fluida masuk dari arah yang berlawanan. 3. Crossflow Exchanger Pada crossflow exchanger, dua aliran fluida mengalir secara tegak lurus. 5.2.2.4 Berdasarkan Proses Perpindahan 1.

Indirect Heat Exchangers Pada tipe ini fluida dipisahkan, dengan rate perpindahan panas mengalir sepanjang dinding pipa.

2. Direct Type Heat Exchangers Fluida pada tipe ini tidak dipisahkan, dan rate perpindahan panas terjadi bersama-sama dengan transfer massa.

28

5.2.2.5 Berdasarkan Fase Fluida Yang Digunakan 1. Gas-Liquid Tipe ini memiliki nilai transfer panas untuk gas yang lebih rendah daripada liquid. Hal ini disebabkan liquid dipompakan menuju tube, yang memiliki nilai koefisien perpindahan panas konvektif yang besar. 2. Liquid-Liquid Kebanyakan tipe HE yang digunakan untuk jenis liquid/liquid ini adalah shell and tubeheat exchanger. Kedua liquid dipompakan secara bersama-sama, sehingga transfer panas yang terjadi berupa forced convection. Jika digunakan liquid dengan densitas yang besar, maka akan dihasilkan transfer panas yang besar. 3. Gas-Gas Tipe ini dapat ditemukan pada exhaust gas-air preheating recuperators, regenerators, intercoolers/aftercoolers, dan lokomotif diesel. Salah satu gas dikompres sedemikian rupa sehingga densitasnya naik, sedangkan gas yang lain dalam keadaan tekanan dan densitas yang lebih rendah. Pada heat exchanger, terdapat dua jenis arah aliran fluida, yaitu : 1. Arah aliran searah(co-current) t1

T1 T2

T1

T2

t2 t1

t2 (a)

(b)

Gambar 5.3 (a) Arah Aliran Searah pada HE (b) Profil Temperatur Arah Aliran Searah pada HE

29

2. Arah aliran berlawanan(counter current) t1

T1

T2

t2 (a)

(b)

Gambar 5.4 (a) Arah Aliran Berlawanan pada HE (b) Profil Temperatur Arah Aliran Berlawanan pada HE 5.2.3 Dasar- Dasar Pemilihan Heat Exchanger Dalam pemilihan heat exchanger yang akan digunakan, ada beberapa faktor yang perlu diperhatikan, antara lain: 1. Bahan Konstruksi Agar heat exchanger dapat dipercaya untuk dipergunakaan dalam jangka waktu lama, bahan konstruksi yang digunakan haruslah memiliki ketahanan terhadap korosi, serta kuat terhadap tekanan dan temperatur operasi.Tipe heat exchanger yang membutuhkan ketahanan terhadap korosi yang tinggi adalah shell and tube. 2. Tekanan dan Temperatur Operasi  Tekanan Tekanan desain salah satu hal penting dalam menentukan ketebalan komponen-komponen yang tahan terhadap tekanan.Semakin tinggi tekanan, semakin besar ketebalan yang dibutuhkan untuk membran tahan tekanan.  Temperatur Temperatur desain merupakan salah satu petunjuk, apakah bahan material pada temperatur desain ini dapat dioperasikan pada tekanan operasi yang telah ditentukan. Selain itu, terdapat juga temperatur driving force yang merupakan ukuran dari kemampuan untuk proses perpindahan panas yang terjadi pada kondisi desain. 30

3. Laju Alir Besarnya laju alir, menentukan luas daerah aliran. Semakin besar laju alir, maka luas daerah aliran akan semakin besar pula. Terkadang dibutuhkan laju alir yang pelan untuk meningkatkan perpindahan panas, dan mencegah fouling. 4. Susunan Aliran Pemilihan terhadap susunan aliran tergantung dari efektifitas yang dibutuhkan, tipe exchanger, aliran, dan kriteria lainnya. 5. Tipe dan Fase Fluida Fase fluida yang akan digunakan merupakan hal penting dalam pemilihan jenis heat exchanger. Beberapa kombinasi fase fluida pada heat exchanger adalah liquid-liquid, liquid-gas, gas-gas. 6. Faktor Ekonomi Pada proses desain heat exchanger, ada pertimbangan terhadap biaya produksi dan biaya operasi, termasuk juga biaya pemeliharaan. Pada umumnya, semakin kecil luas permukaan perpindahan panas dan kerumitan desain, semakin rendah pula biaya produksinya. 5.2.4 Deskripsi Proses Sebelum masuk ke heat exchanger E-3A, crude oil atau aliran dinginnya dipompakan dari tangki penyimpanan crude oil dengan pompa P 1/A menuju E1A dan E-1B yang disusun secara paralel dimana aliran panas untuk E-1A berupa aliran kerosene dari tangki T1 (tangki fraksioner) dan aliran panas untuk E-1B yaitu kerosene dari tangki T3 (kerosene stripper). Kemudian dilanjutkan ke E-2 yang dimana aliran liquid panasnya berupa Automotive Diessel Oil (ADO) yang berasal dari tangki T2 (ADO stripper). Dan kemudian crude oil tersebut dilanjutkan ke heat exchanger E-3A. Dan untuk aliran residu atau aliran panasnya berasal dari tangki fraksionasi (tangki T1) yang dipompakan dengan pompa P.6A/B/C yang menuju E-3G, E-3H, E-3I dan E-3J yang disusun secara paralel yang di dinginkan dengan liquid crude oil yang berasal dari D-1 (desalter). Lalu kemudian dilewatkan lagi ke E-3C, E-3D, E-3E dan E-3F yang disusun secara paralel yang aliran dingin nya juga berupa crude oil dari keluaran heat exchanger 31

E-3A dan E-3B. barulah residu dilanjutkan untuk memanaskan crude oil di E-3A yang akan dihitung diperhitungan.

5.2.5 Evaluasi Performance Heat ExchangerE-3A a. Metoda evaluasi evaluasi suatu alat penukar panas adalah utuk mengetahui apakah alat tersebut bekerja pada kondisi normal atau tidak. Untuk tujuan itu harus dilakukan perhitungan berupa: 1. Rd, factor kekotoran, yaitu suatu besaran untuk melihat factor kekotoran alat penukar panas yang mengakibatkan transfer panas menjadi lebih kecil. 2. Penurunan tekanan pada bagian shell (pressure drop shell side) 3. Penurunan tekanan pada bagian tube (pressure drop tube side) 4. Temperatur keluaran E-3A

b. Metoda perhitungan Metoda perhitungan yang digunakan mengacu pada buku process heat transfer, Donal Q. Kern; International Edition; McGraw Hill. Kondisi operasi yang dibutuhkan adalah: Hot fluid : Tin, Tout, Flow, °API, Sp.Gr Cool fluid : Tin, Tout, Flow, °API, Sp.Gr

Data HE yang dibutuhkan: Shell side

Tube side

ID

Jumlah dan panjang

Buffle space

OD, BWG, Pitch

es

es

Neraca panas Q=W.C.(T1-T2)=w.c.(t1-t2) Dimana : Q= Jumlah aliran panas 32

W= Aliran untuk fluida panas w = Aliran untuk fluida dingin T1= Suhu masuk fluida panas T2= Suhu keluar fluida panas t1 = Suhu masuk fluida dingin t2 = Suhu keluar fluida dingin C= Specific Heat Fluida Panas C= Specific Heat Fluida Dingin Beda temperatur sebenarnya o

Menghitung LMTD LMTD = (ΔT2 – ΔT1) Ln (ΔT2/ ΔT1) Hot fluid High temperatur T1 Low temperatur T2 T2-T1

R=

T1  T2 t 2 - t1

Cool fluid

Diff

t2 t1 t2-t1

ΔT2 ΔT1 ΔT2 – ΔT1

S=

FT = Temperatur different factor o

Menghitung ΔT ΔT = LMTD x FT

Temperatur rata-rata Tave = 0.5 (T1 + T2) tave

= 0.5 ( t1 + t2 )

dimana: Tave = temperatur rata – rata fluida panas tave o

= temperatur rata – rata fluida dingin

Area yang dilalui fluida

Shell side; as = (ID c’ B)/(144 Pt), 33

ft2

t 2  t1 T1  t1

Tube side; at = (Nt at’)/(144 Pt),

ft2

dimana: as

= Luas permukaan aliran fluida pada shell

at

= Luas permukaan aliran fluida pada tube

ID

= Inlet diameter

c’

= Clearance antar tube

B

= Buffle space

Pt

= Jarak Pitch

Nt

= Jumlah tube

at’

= Luas penampang aliran tube

n

= Jumlah

o

Kecepatan massa

Shell side : Gs = W / as , lb/hr-ft2 Tube side : Gt = w / at , lb/hr-ft2 Dimana

:

Gs

= Kecepatan massa untuk shell

Gt

= Kecepatan massa untuk tube

o

Reynold number

Shell side : Res = (De.Gs)/μs Tube side : Ret = ( D.Gt )/μt Dimana : Res = Reynold number shell Ret = Reynold number tube o

Mencari harga Jh (faktor perpindahan panas)

o

Menghitung ho, hi, hiO

Shell side, ho

= Jh (K/De) x ( μ/K)1/3

Tube side, hi

= Jh (K/D) x ( μ/K)1/3 34

hiO

= (ID/OD)hi

dimana: ho, hi

= koefisien perpindahan panas untuk fluida dalam dan luar

hiO

= harga hi berdasarkan diameter luar tube

K

= konduktifitas panas



= Spesifik heat fluida

o Uc =

Koefisien menyeluruh pada kondisi bersih hiO x ho hiO  ho

Dimana: Uc

= clean overall coeficient perpidahan panas, Btu/hr-ft2-oF

o

Koefisien menyeluruh pada kondisi Operasi

Permukaan perpindahan panas, A = a” .L.Nt,ft2 Ud

= Q/(A x Δt),Btu/hr-ft2-oF

Dimana: Ud

= koefisien disain

a”

= permukaan eksternal

L

= panjang tube

o

Rd

o

Dirt factor

=

Uc  Ud , Btu/hr-ft2-oF Uc x Ud

Menghitung Pressure drop

Shell side : ΔPs =

f.Gs2.Ds. (N+1) 5,22 . 1010. De. S.Φs

Tube side : ΔPt =

f.Gt2.L. n 35

5,22 . 1010. D. S.Φs dimana: f

= faktor friksi

N+1

= lintasan fluida

S

= Spesifik gravity

=12L/B

De dan Ds = diameter ekuivalent dan diameter shell

5.3 Metodologi Perhitungan Pelaksanaan tugas khusus dilakukan dengan menganalisis data operasi dari Preheater E-3A. Tahapan pelaksanaan tugas khusus adalah evaluasi heat exchanger E-3A yang berada di Crude Distillation Unit (CDU) di PT. PERTAMINA (Persero) RU II SEI Pakning. Analisis data dapat dihitung dengan menggunakan metoda manual. Untuk metoda manual buku D.Q Kern digunakan langkah-langkah berikut : Langkah 1: Pengumpulan data Data desain yang dibutuhkan adalah:  Spesifikasi heat exchanger (E-3A)  Tube : OD

: ¾ inci

BWG : 14 Panjang: 20 ft Pitch : 1 inci, square es : 2 a’t

: 0,268 inci2

a”t

: 0,1963 ft2

Shell : % cut : 25 % 

o

API & Sp. Gr dan flow rate fluida

o

API

Specific ravity

Crude

Residu

34,1

26,9

0,8545

0,8933

36

Flow Rate (m3/jam)

Crude

Residu

184,83

106,5

 Suhu operasi Unit

Suhu (oC)

Shell

Tube

Inlet

196,6

80,3

Outlet

150

109,4

E-3A

Langkah 2: Menghitung temperatur operasi initial  Menghitung Tav (oF) T1 + T2 2

Tav =

t1 + t2 2  Menentukan kapasitas panas () pada setiap aliran feed dengan tav

=

figure 4 D Q Kern E-3A

:

residu

: 0,59 Btu/lb.oF

crude

: 0,525 Btu/lb.oF

 Menghitung ∆TLMTD (oF) untuk aliran counter current ∆TLMTD =

(T1 - t2)-(T2-t1) ln(

(T1 - t2)

(T2-t1)  Menghitung Tc (oF) dan tc (oF) Tc

=

T1 + T2 2

)

o

F

t1 + t2 o F 2  Menghitung FT untuk menentukan tipe heat exchanger tc

=

R =

S = Nilai FT

∆T ∆t ∆t

T1-t1 diperoleh dengan memasukkan nilai R dan S pada

Figure.21 Kern. 37

Langkah 3: Menghitung heatduty dengan menggunakan rumus : Q = M..∆T = m.. ∆t Btu/h

Langkah 4: Menghitung UD  Koreksi terhadap nilai UD Q A . ∆TLMTD Langkah 5: Menghitung flow area UD =

IDs.C.B

as= 144.PT.n ft2 Nt.a′t

at= 144.n ft2 Langkah 6: Menghitung nilai Gs dan Gt Gs =

m as

lb/h.ft2

Gt =

M at

lb/h.ft2

Langkah 7: Menghitung nilai Res dan Ret  Menentukan viskositas () pada setiap aliran feed dengan software HYSIS. E-1A/B/C/D :

µ residu

: 1,09

µ crude

: 1,84

 Menentukan De dari Figure. 28 Kern  Menentukan ID tube dari Table. 10 Kern  Menghitung nilai Res dan Ret De x Gs µ ID x Gt = µ

Res = Ret

Langkah 8: Menentukan JH Untuk shell nilai JH diperoleh dari Figure.28 Kern, sedang untuk tube nilai JH diperoleh dari Figure.24 Kern. 38

Langkah 9: Menghitung (.µ.k)1/3 Menentukan thermal konduktivitas (k) pada setiap aliran feed dengan figure.1 D Q Kern. E-3A

:

k residu

: 0,089177 Btu/h.ft.oF

k crude

: 0,0084938 Btu/h.ft.oF

Langkah 10: Menghitung ho dan hi ho = JH.(k/De).(.µ.k)1/3.Φs hi = JH.(k/ID).(.µ.k)1/3.Φt

Langkah 11: Menghitung hio hio = hi .

ID OD

Langkah 12: Menghitung clean overall coefficient (UC) UC =

(hio x ho) (hio + ho)

Langkah 13: Menghitung dirt factor (Rd) Rd =

(UC - UD) (UC x UD) Pipa dalam hi Rdi hio

Rdo

Pipa luar

ho

Gambar 5.5 Lokasi Fouling Factor dan Koefisien Perpindahan Panas Langkah 14: Menghitung heat transfer coefficient overall (UD) Btu/hr ft2oF 1 Ud

=

1 Uc

+ Rd gabungan 39

Hasil perhitungan terhadap data operasi kemudian dibandingkan data desain yang ada untuk kemudian dievaluasi perbedaannya.

5.4 Hasil dan Pembahasan Hasil evaluasi performance heat exchanger (E-3A) dapat di hitung dengan metoda manual yaitu penggunaan buku D.Q Kern 1965. 5.4.1 Hasil Perhitungan Hasil perhitungan yang diperoleh menunjukkan bahwa terdapat perbedaan yang tidak terlalu besar antara kondisi aktual dengan desain. Berikut tabel perbandingan kondisi desain dengan hasil perhitungan :

Tabel 5.1 Perbandingan Kondisi Desain Terhadap Kondisi Aktual Keterangan

Desain

Aktual

Heat Duty (Btu/hr)

64,345 x 106

12,6 x 106

0,003

0,002

632,0334

153,2157

317,5155

220,7735

186,079

89,26

82,338

47,79

Dirt factor (hr.ft2.oF/Btu) Design overall coefficient (Btu/hr.ft2.oF) Clean overall coefficient (Btu/hr.ft2.oF) Pressure Drop Shell Side (ΔPs) Pressure Drop Tube Side (ΔPt)

5.4.2 Pembahasan Evaluasi yang dilakukan terhadap heat exchanger E-3A ini bertujuan untuk mengetahui performance dari heat exchanger E-3A dengan menggunakan 40

data aktual, kemudian membandingkan hasil perhitungan dengan data desain yang ada.Alat ini digunakan untuk menurunkan suhu pada residu dan menaikan suhu pada crude. Evaluasi yang dilakukan meliputi Q (heat duty), dirt factor, Clean coefficient overall (Uc), dan Design coefficient overall (Ud) dengan menggunakan data aktual. Heat exchanger E-3A termasuk kepada tipe shell and tube, dengan tipe aliran counter current, dimana crude pada bagian tube dan residu dilewatkan melalui bagian shell. Performa yang dilihat pada heat exchanger ini adalah : 1. Heat Duty Perbedaan yang terdapat antara heat duty desain dengan aktual yang dihitung secara manual tidak trlalu bsar dan tidak melebihi kondisi desain. 2. Dirt factor Dengan melihat dirt factor aktual yang lebih kecil dari nilai desain, ini menandakan bahwa kondisi heat exchanger masih bersih dari pengotor. 3. Heat transfer coefficient Overall Nilai clean coefficient overall aktual lebih kecil dari nilai design coefficient overall, ini terjadi kemungkinan karena kemampuan material untuk penukar panas pada heat exchanger ini sudah berkurang. Hal ini bias dilihat dari banyak terjadinya keropos atau bocor sehingga harus dilakukan plug.

5.5 Kesimpulan dan Saran 5.5.1

Kesimpulan Dari hasil perhitungan dengan menggunakan data aktual, dapat diambil

kesimpulan bahwa: 1. Nilai heat duty aktual sangat jauh berbeda dari kondisi desain, Q aktual = 12,6 x 106 btu/hr sedangkan Q desain = 68,2 x 106 btu/hr, ini menunjukkan heat exchanger dalam kurang baik karena suhu yang diinginkan tidak tercapai.

41

2. Nilai dirt factor dari hasil perhitungan lebih besar daripada kondisi desain Rd actual 0.002 hr.ft3.°f/ btu dan Rd desain 0.003 hr.ft3.°f/ btu. Ini menunjukkan bahwa heat exchanger masih dalam keadaan bersih. 3. Nilai design overall coefficient (UD) actual = 153,2157 btu/hr.ft2.°f dan dsainnya = 632,0334 btu/hr.ft2.°f . Sedangkan clean overall coefficient (UC) actual = 220,7735 btu/hr.ft2.°f dan desainnya = 317,5155 btu/hr.ft2.°f. Dari hasil perhitungan lebih kecil dari pada kondisi desain Ini disebabkan umur dari material heat exchanger sudah cukup lama sehingga kemampuan material untuk penukar panas menjadi berkurang. Ini dapat dilihat dari banyaknya terjadi kebocoran sehingga harus dilakukan plug.

5.5.2

Saran

Melihat performa HE, berikut beberapa hal yang harus dipertimbangkan : 1. Memperhatikan pengoperasian HE jangan sampai terjadi over duty. 2. Mempertimbangkan untuk cleaning E-3A pada kesempatan plant stop yang akan datang terutama didalam tube. 3. Melakukan penambahan HE setelah keluaran E-2 supaya suhu yang di inginkan tercapai.

42

BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN 6.1

KESIMPULAN Pada laporan ini terdapat beberapa kesimpulan mengenai PT. Pertamina

(Persero) RU II Sei Pakning yang didapatkan selama Kerja Praktek berlangsung, yaitu : 1. PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning merupakan salah satu direktorat (kilang) dari PT. Pertamina (Persero) yang melaksanakan proses pemurnian dan pengolahan minyak bumi termasuk usaha petrokimia yang memiliki tugas dalam memenuhi kebutuhan Bahan Bakar Minyak (BBM) maupun Non Bahan Bakar Minyak (NBBM) dalam negeri. 2. Secara umum proses produksi yang ada di PT Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning terbagi menjadi 2 bagian yaitu Atmospheric Process dan Sub Atmospheric Process 3. Produk yang dihasilkan oleh PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning adalah

Straight Run Naptha (SRN) sebanyak 83.459 barrel per bulan

(8%V). Kerosene sebanyak 162.974 barrel per bulan (13%V). ADO atau Solar

sebanyak 255.783 barrel per bulan (19%V) LSWR sebanyak

786.978 barrel per bulan (60%V). 4. Heat Exchanger merupakan bagian penting dalam kilang PT. Pertamina (Persero) RU II Sei Pakning yang digunakan sebagai alat penukar panas dimana Rd (dirt factor) selalu diperhatikan untuk menjaga performa dari HE bekerja secara maksimal

43

6.2

SARAN Berikut ini beberapa saran yang harus diperhatikan : 1. Menambah proses produksi yang ada di kilang PT. Pertamina RU II Sei Pakning seperti proses produksi pada gas alam 2. Memperhatikan kondisi alat alat pada proses produksi khususnya di bagian kilang dan bila perlu mengganti alat alat yang sudah tidak berfungsi dengan baik 3. Pada HE, selalu diperhatikan nilai Heat Duty ataupun nilai Rd (dirt factor) untuk menjaga performa HE dapat bekerja dengan maksimal

44

DAFTAR PUSTAKA Chevron Pacific Indonesia Corporation. 2008. Specification Crude Oil. GPSA Engineering Data Book Edition 12th. 2004. Gas Processor Supplier Association. Kern, D.Q, 1965, Process Heat Transfer, McGraw Hill, New York. PT Pertamina (Persero), Technical Spesification for Dumai Refinery Project, Vol I PERTAMINA, 1984, General Operating Manual for Hydrogen Plant, Dumai, Indonesia. PT Pertamina (Persero), Technical Spesification for Dumai Refinery Project, Vol I Universal Oil Product.1997, Pinch Technology, Engineering Design Seminar. Yaws,

Carl

L.,

1999,

Chemical

Properties

Handbook

Physical,

Thermodynamics, Environmental, Transport, Safety & Health Related Properties for Organic & Inorganic Chemical, McGraw Hill, New York.

45