Perhitungan Level Aman Tangki Penyimpan LNG Di PT Arun NGL

(1)

PERHITUNGAN LEVEL AMAN TANGKI PENYIMPAN LNG

DI PT ARUN NGL

TUGAS SARJANA

Diajukan Untuk Memenuhi Sebagian dari Syarat-Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik

Oleh

DONI HALIANDRI 020413005

P R O G R A M P E N D I D I K A N E K S T E N S I

D E P A R T E M E N T E K N I K I N D U S T R I

F A K U L T A S T E K N I K

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN

2008

(2)

PERHITUNGAN EFISIENSI TANGKI LNG UNTUK

KESTABILAN PRODUKSI DI PT ARUN

TUGAS SARJANA

Diajukan untuk Memenuhi Sebagian dari Syarat-Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik

Oleh

DONI HALIANDRI 020413005

Disetujui Oleh :

Dosen Pembimbing I Dosen Pembimbing II

(Ir. Poerwanto, MSC) (Ir. Rosnani

Ginting.MT)

D E P A R T E M E N T E K N I K I N D U S T R I

F A K U L T A S T E K N I K

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN

(3)

DAFTAR ISI

HALAMAN

LEMBAR PENGESAHAAN ... ii

ABSTRAK ... iii

KATA PENGANTAR ... iv

UCAPAN TERIMA KASIH ... .. v

DAFTAR ISI ... vii

DAFTAR TABEL ... xiii

DAFTAR GAMBAR ... xiv

DAFTAR LAMPIRAN ... xv

BAB I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang ... I-1 1.2. Rumusan Masalah ... I-2 1.3. Tujuan Penelitian ... I-3 1.4. Manfaat Penelitian ... I-3 1.5. Pembatasan Penelitian dan Asumsi ... I-3 1.6. Sistematika Penulisan ... I-4

(4)

DAFTAR ISI (Lanjutan)

BAB

HALAMAN

BAB II. GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

2.1. Sejarah Berdirinya Perusahaan ... II-1 2.2.Visi dan Misi Perusahaan ... II-3 2.3. Produk dan Area Pemasaran ... II-4 2.4. Lokasi Pabrik ... II-5 2.5. Struktur Organisasi ... II-6 2.5.1. Divisi Production ... II-9 2.5.2. Divisi Plant Operation Support ... II-9 2.5.3. Divisi Service and Development ... II-9 2.5.4. Seksi Public Relations ... II-10 2.5.5. Seksi Finance and Accaunting ... II-10 2.5.6. Seksi Continous Improvement Team Lead Section ... II-10 2.5.7. General Auditor ... II-11 2.6. Jumlah Tenaga Kerja dan Jam Kerja ... II-11 2.7. Sistem Pengupahan dan Fasilitas Lainnya ... II-13 2.8. Proses Produksi. ... II-15 2.9.Bahan Yang Digunakan ... II-19

(5)

DAFTAR ISI (Lanjutan)

HALAMAN

2.9.2. Bahan Tambahan ... II-20 2.9.3. Bahan Penolong ... II-21 2.10. Mesin dan Peralatan Produksi. ... II-22

BAB III LANDASAN TEORI

3.1. Defenisi Peramalan ... III-1 3.2. Jenis Peramalan ... III-2 3.3. Karakteristik Peramalan Yang Baik ... III-3 3.4. Teknik Peramalan ... III-4 3.4.1. Metode Kualitatif ... III-4 3.4.2. Metode Kuantitatif ... III-6 3.4.2.1. Metode Deret Berkala ... III-6 3.4.2.2. Metode Kausal ... III-12 3.4.3.3. Metode Time Series ... III-14 3.5. Prosedur Peramalan III-15

3.5.1. Tujuan Peramalan III-15 3.5.2. Buat Diagram Pencar III-16

(6)

DAFTAR ISI (Lanjutan)

HALAMAN

3.5.4. Menghitung Parameter Peramalan dan Kesalahan

Peramalan ... III-16 3.5.4.1. Rata-rata Deviasi Mutlak (Mean Absolute

Deviation=MAD) ... III-16 3.5.4.3. Rata-rata Kesalahan Peramalan (Mean Forecast Error = MFE) ... III-17 3.5.4.4. Rata-rata Persentase Kesalahan Absolut (Mean Absolute Percentage Error = MAPE) ... III-17

3.5.5. Memilih Metode Peramalan Dengan Kesalahan

Terkecil ... III-18 3.5.6. Proses Verifikasi ... III-19 3.6. Tanki LNG ... III-21 3.6.1. Konstruksi Tanki Penyimpanan LNG ... III-21 3.7. Sistematika Pengisan Tank LNG ... III-24 3.8. PROSES FLOW LNG BOIL OFF ... III-26

(7)

DAFTAR ISI (Lanjutan)

HALAMAN

3.9.Menghitung Volume Tangki LNG ... III-28 3.10 .Jadwal kedatangan dan Jumlah Muatan tiap Kapal ... III-28

BAB IV METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Waktu dan Tempat Penelitian ... IV-1 4.2. Rancangan Penelitian ... IV-1 4.3. Objek dan Subjek Penelitan ... IV-3 4.4. Variabel Penelitian ... IV-4 4.5. Pengumpulan Data ... IV-4 4.7. Pengolahan Data ... IV-5

BAB V PENGUMPULAN DAN PENGOLAHAN DATA

5.1. Pengumpulan Data ... V-1 5.1.1. Data Produksi selama 2007 ... V-1 5.1.2. Spesifikasi tanki ... V-1 5.1.3. Data Biaya ... V-2 5.1.4. Kapasitas Kapal LNG ... V-3 5.2. Pengolahan Data ... V-3 5.2.1. Peramalan ... V-4

(8)

DAFTAR ISI (Lanjutan)

HALAMAN

5.2.1.1. Definisikan Tujuan Peramalan ... V-4 5.2.1.2. Membuat Diagram Pencar ... V-4 5.2.1.3. Pilih minimal dua Metode Peramalan yang

dianggap sesuai. ... V-5 5.2.1.4. Menghitung Paramter-Parameter Fungsi

Peramalan ... V-5 5.2.1.5. Menghitung Kesalahan Peramalan (SEE) ... V-11 5.2.1.6. Pengujian Hipotesa dilakukan dengan

mencari SEE yang terkecil ... V-14 5.2.1.7. Verifikasi Hasil Peramalan ... V-15 5.2.2. Menghitung Volume Tangki LNG ... V-18 5.2.3. Menghitung Level Tangki ... V-19

BAB VI ANALISA DAN PEMBAHASAN

6.1. Analisa dan Pembahasan Hasil Peramalan produksi pada

Satu tahun mendatang ... VI-1 6.2. Analisa dan Pembahasan Efisiensi dengan Penggunaan 3 Tank LNG di PT Arun ... VI-2 DAFTAR PUSTAKA

(9)

DAFTAR TABEL

HALAMAN

Tabel 2.1. Jumlah Karyawan ... II-11 Tabel 2.2. Jadwal Kerja Senin s/d Kamis ... II-12 Tabel 2.3. Jadwal Kerja Jum’at ... II-12 Tabel 2.4. Jadwal Kerja Shift II ... II-12 Tabel 2.5. Komposisi Spesifikasi Produk LNG ... II-18 Tabel 2.6. Komposisi gas alam dari sumur Lhoksukon ... II-19 Tabel 2.7. Komposisi gas alam dari NSO ... II-20 Tabel 2.8. Mesin dan fungsinya ... II-22 Tabel 3.1 Nama Kapal dan Jumlah Muatanya ... III-29 Tabel 5.1. Data Produksi LNG April 2007 hingga Maret 2008 ... V-1 Tabel 5.2. Nama Kapal dan Jumlah Muatanya ... V-3 Tabel 5.3. Data Produksi 2008 ... V-4 Tabel 5.4. Perhitungan Parameter Peramalan Metode Linier ... V-6 Tabel 5.5. Perhitungan Parameter Peramalan Metode Kuadratis ... V-7 Tabel 5.6. Perhitungan Parameter Peramalan Metode Eksponensial ... V-10 Tabel 5.7. Perhitungan SEE Metode Linier ... V-11 Tabel 5.8. Perhitungan SEE Metode Kuadratis ... V-13 Tabel 5.9. Perhitungan SEE Metode Eksponensial ... V-14 Tabel 5.10. Hasil perhitungan Data verifikasi peramalan ... V-16 Tabel 5.11. Data Produksi LNG dari April 2008 hinggga Maret 2009... V-18

(10)

DAFTAR GAMBAR

HALAMAN

Gambar 2.1. Lokasi Kilang LNG PT. Arun NGL ... II-5 Gambar 2.2. Struktur Organisai PT Arun NGL ... II-8 Gambar 3.1. Konstruksi Tank ... III-22 Gambar 3.2 Batasan PengisanLNG ... III-25 Gambar 4.1. Blok Diagram Langkah-Langkah Penelitian ... IV-2 Gambar 4.2. Blok Diagram Pengolahan Data ... IV-3 Gambar 5.1. StrukturTank... V-1 Gambar 5.2. Digram Pencar Produksi di PT Arun ... V-4 Gambar 5.3 Peta control Verifikasi Peramalan ... V-16 Gambar 6.1. Diagram Hasil Peramalan ... VI-1

(11)

ABSTRAK

Pada tahun 2009 perusahaan akan mematikan sebuah tangki penyimpanan LNG yang disebabkan semakin menurununnya produksi di PT Arun. Dengan mematikan tangki penyimpanan tersebut maka tingkat pengisan LNG pun berubah ketika memakai 3 buah tangki.

Penelitian ini bertujuan untuk Mengetahui sistem pengisian (storage) dam pengiriman (loading) ke kapal di tangki penyimpanan LNG., dan Mengidentifikasi level aman yang dipakai PT Arun. Pada saat dilakukan pengurangan LNG maka Level aman Tangki LNG berubah sehingga dapat memberi keuntungan bagi perusahaan.

Penggunaan peramalan akan mengetahui Produksi PT Arun satu tahun yang akan datang dengan 3 metode. Maka dipilihlah metode Eksponensial dikarenakan SEE yang paling kecil. Pada satu tahun mendatang didapatkan 6281821.20 M3.

Level aman bertujuan agar volume tangki LNG tidak berada pada bawah pompa. Pada saat volume LNG berada di bawah pompa (dibawah 5000m3), secara otomatis pompa tidak dapat bekerja untuk menghisap. Perusahaan juga akan menghindari pengisian hingga posisi maksimal yang berakibat tekanan LNG lebih besar dari tekanan tangki.

Perusahaan mempunyai batasan dalam pengisian LNG ke tangki penyimpanan. Seperti batasan minimal tangki yaitu 5000m3 dan batasan makimal tangki yaitu 127200m3.

Perusahaan akan mendapatkan keuntungan berupa Level inventory akan cenderung lebih tinggi akan membuat kinerja pompa lebih fleksibel, hal ini dikarenakan jika dengan menggunakan 3 tangki, level ketinggian produk LNG akan selalu berada diatas level minimum operasional. Sehingga pompa dapat dijalankan kapan saja jika dibutuhkan. Inventory yang tinggi dapat membuat target pengapalan bertambah.

(12)

ABSTRAK

Perusahaan mempunyai batasan dalam pengisian LNG ke tangki penyimpanan. Seperti batasan minimal tangki yaitu 5000m3 dan batasan makimal tangki yaitu 127200m3.

(13)

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Fungsi dari tank penyirnpanan LNG ini adalah untuk menampung dan menyimpan produksi LNG dari Proses II sebelum dikapa1kan (LNG didalam tanki ini sudah siap untuk dieksport).

Tangki ini dirancang khusus untuk mempertahankan temperatur yang sangat rendah dari LNG (-160oC). Operasi pemuatan LNG ke kapal tanker LNG dilakukan melalui fasilitas pemuatan LNG.

PT Arun mempunyai 5 buah Tangki penyimpanan pada tahun1975 hingga 1999. Pada awal tahun 2000 PT Arun mematikan sebuah tangki yang disebabkan terjadinya kerusakan.

Semakin menurununnya produksi di PT Arun, pada tahun 2009 pihak perusahaan akan menonaktifkan 1 buah tangki penyimpanan LNG. Untuk membuat langkah efisiensi dan memperbaiki kinerja pompake tangki.

Pada saat mematikan mesin maka perusahaan akan mengubah level (tingkatan) aman yang terjadi di dalam penggunaan 3 buah tangki. Level aman ini bertujuan agar pada saat pengisian dan pengiriman ke kapal, volume tangki pengisian tidak melewati batas maksimal dan minimal.

Pada saat keadaan maksimal produksi perusahaan akan terganggu bahkan hingga harus berhenti berproduksi hingga datangnya kapal. Pada saat volume tangki minimal tangki penyimpanan tidak bisa digunakan.

(14)

Dikarenakan hampir semua bahan bakar mesin menggunakan LNG maka, perusahaan juga harus menyimpan untuk kebutuhan pekerjaan mesin disaat-saat darurat.

Pada saat sekarang dengan kondisi mesin yang kurang baik. perusahaan harus memperbaiki peralatan secara berkala yang menyebabkan produksi terganggu seperti perbaikan Train, pompa-pompa dan lainnya.

I.2. Rumusan Masalah

LNG storage and loading merupakan salah satu unit yang memiliki peranan penting di PT Arun. LNG yang sudah di proses akan disimpan ke Tank (tangki) LNG. Setelah disimpan di Tank LNG maka LNG siap dikapalkan dan dikirim ke beberapa negara tujuan. Tank yang saat ini dijalankan sebanyak empat buah dengan masing-masing berkapasitas 127.200m3, dengan menurunnya produksi LNG ke 16.000m3. Masa-masa mendatang PT Arun perlu melakukan langkah-langkah optimasi penggunaan jumlah tanki perlu dilakukan sehingga unit dimaksud dapat beroperasi secara optimal. Tulisan ini akan melihat adanya kemungkinan-kemungkinan untuk dilakukan evaluasi kemungkinan penggunaan tiga buah tangki dengan menonaktifkan satu buah tangki. Oleh sebab itu perlu adanya perencanaan produksi selama satu tahun ke depan dan mengetahui kondisi inventori LNG dengan menggunakan 3 buah tangki serta beberapa dampak yang mungkin ditimbulkan dengan mematikan satu dari empat tangki yang saat ini beroperasi.

(15)

1.3. Tujuan Penelitian

Tujuan Umum:

1. Mengetahui sistem pengisian (storage) dam pengiriman (loading) di tangki penyimpanan LNG.

2. Mengetahui hubungan Level Aman dengan jumlah tangki penyimpanan. Tujuan Khusus :

1. Mengetahui sistem penggunaan tangki.

2. Mengetahui kelebihan dan kekurangan perusahaan ketika pengurangan Tangki LNG dilakukan.

1.4. Manfaat Penelitian

Manfaat yang dapat diperoleh dari penelitian ini adalah:

1. Memberikan informasi kepada perusahaan mengenai tingkat produksi yang telah dicapai perusahaan.

2. Mengetahui faktor-faktor yang terjadi ketika saat pengisian dan pengiriman dari tangki.

3. Memberikan usulan atau saran-saran bagi perusahaan dalam upaya peningkatan kualitasnya.

1.5. Pembatasan Penelitian dan Asumsi

Dalam melakukan penelitian ada beberapa faktor yang selalu menjadi penghalang dan tidak dapat dihindari yaitu keterbatasan waktu, keselamatan, dan

(16)

fasilitas karena itu perlu dilakukan pembatasan terhadap penelitian. Adapun batasan-batasan tersebut adalah sebagai berikut:

1. Penelitian dilakukan pada LNG yang di simpan di Tank LNG

2. Penelitian dilakukan untuk produksi di PT Arun satu tahun pada 2008. Asumsi yang digunakan dalam penelitian ini adalah:

1. Kondisi Mesin sangat baik.

2. Biaya perawatan antara satu Tank dengan lainnya sama. 3. Jumlah BOG untuk setiap Tank sama.

1.6. Sistematika Penulisan

Untuk memudahkan penulisa, pembahasan, dan penilaian Tugas Sarjana ini, maka dalam pembuatannya akan dibagi menjadi beberapa bab. Adapun sistematika penulisan Tugas Sarjana ini adalah sebagai berikut:

BAB I : PENDAHULUAN

Menjelaskan latar belakang permasalahan, rumusan permasalahan, tujuan permasalahan, tujuan penelitian, manfaat penelitian, rung lingkup dan asumsi yang digunakan

BAB II : GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

Menguraikan secara singkat berbagai atribut dari perusahaan yang menjadi objek penelitian, antara lain sejarah perusahaan, struktur organisasi, bidang usaha dan sebagainya.

(17)

BAB III : LANDASAN TEORI

Menyajikan teori-teori yang relevan dan mendukung pemecahan masalah yang sedang dibahas.

BAB IV : METODOLOGI PENELITIAN

Memapatkan langkah-langkah yang dilakukan dalam pemecahan masalah, mulai dari identifikasi masalah sampai penarikan kesimpulan dan saran.

BAB V : PENGUMPULAN DAN PENGOLAHAN DATA

Melakukan identifikasi data yang dikumpulkan dalam penelitian dan juga berisi pengolahan data sebagai dasar pada bab selanjutnya.

BAB VI : ANALISIS PEMBAHASAN HASIL

Menganalisis hasil pongalahan data serta melakukan pembahasan dan analisis terhadap hasil pengolahan data untuk kemudian dapat diambil kesimpulan dan saran yang tepat untuk mencapai tujuan penelitian.

BAB VII : KESIMPULAN DAN SARAN

Berdasarkan hasil penelitian dan analisis pembahasan hasil maka dapat diambil kesimpulan dan saranyang bermanfaat bagi perusahaan.

(18)

BAB II

GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

2.1. Sejarah Berdirinya Perusahaan

Kilang LNG Arun dimiliki dan dibangun Pertamina di Blang Lancang, Lhokseumawe, Daerah Istimewa Aceh (Sekarang Nanggroe Aceh Darussalam) terletak di pantai utara Sumatera. Lokasi tersebut dipilih dengan berbagai pertimbangan diantaranya untuk kemudahan sarana transportasi laut dan relatif dekat dengan ladang gas Arun sehingga biaya dapat ditekan sekecil mungkin.

Keputusan untuk membangun kilang LNG Arun dibuat setelah ditemukanya salah satu sumber gas, tahun 1971 oleh Mobil Oil Indonesia Inc. (Sekarang ExxonMobil Oil Indonesia), mitra usaha pertamina atas dasar kontrak bagi hasil. Keberhasilan PT. Arun NGL telah terkenal luas dan saat itu kilang LNG Arun merupakan salah satu sarana pengolahan LNG terbesar di dunia. PT. Arun LNG dimiliki oleh 55% oleh Pertamina, 30% oleh Mobil Oil Indonesia dan 15% dimiliki oleh Japan Indonesia LNG Company (JILCO).

Pembangunan sarana kilang LNG Arun yang diawali dengan tiga unit produksi (Train) LNG, dimulai menjelang akhir 1974 dengan Bechtel Inc. sebagai kontraktor utamanya. Mobil Oil Indonesia Inc., sebagai kontraktor bagi hasil pertamina, bertindak selaku pelaksana operasi dan bertanggung jawab atas pengembangan ladang gas Arun yang menyediakan bahan baku untuk kilang LNG Arun.

(19)

Gas umpan dialirkan ke kilang LNG pertama kali pada maret 1978. Sedangkan produksi kondensatnya dimulai Mei 1977, saat kilang LNG Arun sedang dibangun. Train-1 mulai menghasilkan LNG Agustus 1978, Train-2 dan Train-3 pada Februari 1979. Awal 1981 unit pemurnian gas dari Train-1, 2 dan 3 kilang LNG Arun mengalami modifikasi untuk peningkatan kapasitas produksi menjadi 115 % dari rancangan kapasitas semula 1,7 juta ton LNG per train per tahun.

Awal tahuan 1982, kilang Arun dikembangkan lagi dengan menambah dua Train (Train-4 dan Train-5) untuk meningkatkan kapasitas produksi sebesar 3,4 juta ton per tahun, untuk diekspor ke Jepang. Perluasan proyek ini diserahkan kepada Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co. Ltd., bekerjasama dengan Mitsubitshi Corporation dan PT. Purna Bina Indonesia. Train-4 mulai berproduksi Oktober 1983, dan Train-5 pada Januari 1984

Pengembangan proyek dilanjutkan dengan pembangunan Train-6. Rekayasa dan pembangunan Train-6 dikerjakan oleh Japan General Construction Corp. Train-6 mulai berproduksi Oktober 1986,

Sebagai upaya untuk memenuhi target produksi yang telah ditentukan, PT Arun NGL telah menyelesaikan proyek peningkatan kapasitas di kilang LNG yang dimulai 1990 dan selesai 1993. Beberapa peralatan telah dimodifikasi sehingga dapat beroperasi pada tingkat 138% dari kapasitas rancangan awal. Dengan begitu, kemampuan produksi menjadi lebih dari 2 juta ton LNG per train per tahun.

(20)

Untuk memenuhi kebutuhan gas bagi Kilang LNG, beberapa sumber gas diluar Ladang gas Arun telah dikembangkan. Ladang gas Lhoksukon Selatan, 15 km di Selatan Ladang gas Arun, beroperasi 1996. Kemudian menyusul ladang gas Pase yang 30 km lebih ke selatan lagi beroperasi 1998 dan juga ladang gas NSO (North Sumatra Off-Shore), 170 km lepas pantai Timur laut dari kilang LNG Arun, beroperasi 1999.

Sumber-sumber gas tersebut akan menjamin pasokan gas untuk memenuhi kontrak penjualan LNG sampai dengan tahun 2015.

2.2.Visi dan Misi Perusahaan

Seperti perusahaan-perusahaan lainya yang memiliki visi dan misi untuk memajukan perusahaannya, perusahaan PT. Arun NGL juga memiliki visi dan mis2.

Perusahaan PT Arun NGL pun memiliki visi perusahaan sebagai berikut : 1. Untuk menjadi kilang LNG yang paling handal dan efisien di dunia. 2. Sebagai agen pembangunan nasional dan merupakan aset bangsa yang

paling berharga.

Sedangkan misi yang dimiliki perusahaan PT. Arun NGL adalan sebagai berikut :

1. Memproduksi LNG secara aman, handal dan ramah lingkungan untuk memuaskan Pemilik, Pelanggan, Karyawan dan Masyarakat.

Untuk mencapai misi menjadi kenyataan, PT Arun berjanji untuk taat kepada hukum, regulasi, standar prosedur dan etika operasi. Menjaga

(21)

keselamatan, keamanan, dan kesehatan lingkungan serta mendukung pembangunan komunitas sekitar, meningkatkan nilai keprofesionalan dan kelanjutan peningkatan kualitas. Menjadikan pegawai sebagai aset yang berharga dan menciptakan lingkungan kerja yang bersifat :

a. Jujur dan bertindak konsisten sesuai nilai-nilai perusahaan. b. Bekerjasama dan menjadi bagian sebuah team.

c. Menghargai pendapat dan kontribusi orang lain. d. Meningkatkan kinerja dengan cara yang lebih baik.

e. Peduli terhadap perusahaan, pekerja, keluarga, masyarakat, dan lingkungan.

f. Bekerja dengan sebaik mungkin bahkan melampaui standar prestasi yang ada.

g. Melaksanakan peraturan perusahaan, pemerintah dan mengacu kepada norma-norma terbaik serta standar industri.

2.3. Produk dan Area Pemasaran

Produk yang dihasilkan oleh perusahaan PT. Arun NGL tidak terlalu bervariasi karena kilang-kilang LNG secara umum, sejak awal dirancang untuk memproduksi produk tertentu saja. Pada periode 1988-1999 kilang Arun disamping memproduksi LNG dan Kondensat juga menghasilkan LPG. Sejak tahun 2000 kilang Arun hanya memproduksi LNG dan Kondensat saja.. Variasi produk tidak dapat dilakukan di kilang PT. Arun NGL.

(22)

Perusahaan PT. Arun NGL tidak melaksanakan pemasaran produk gas alam cair yang dihasilkan. Pemasaran dilakukan oleh Pertamina dan Exxon Mobil Oil Indonesia sebagai pemegang saham terbesar Perusahaan PT. Arun NGL. Perusahaan PT. Arun NGL memiliki daerah pemasaran yang luas yang berada di Jepang dan Korea. Produk LNG akan dikirimkan kepada konsumen dilakukan dengan jumlah dan jadwal berdasarkan kontrak yang telah ditetapkan. LNG Arun dikirim dengan tujuan terminal-terminal penerima dan penyimpanan berikut :

a. Tohoku Electric Power di Nigata, Jepang. b. The Tokyo Electric Power di Futtsu, Jepang.

c. Korea Gas Coorporation di Pyeongtaek dan Inchon, Korea Selatan.

2.4. Lokasi Pabrik

PT. Arun NGL, dibangun pada lokasi yang strategis dengan mendirikan pabriknya yang terletak di desa Blang Lancang kira–kira 12 km dari kota Lhokseumawe. Adapun pemilihan tempat bangunan perusahaan berdasarkan pertimbangan–pertimbangan antara lain :

1. Lokasi ini memudahkan sarana transportasi laut karena bersebelahan langsung dengan Selat Melaka yang merupakan jalur langsung internasional dalam pengapalan LNG dan Kondensat.

2. Lokasi dekat dengan ladang gas Arun sehingga dapat mengefektifkan waktu dan biaya.

3. Lokasi ini sangat strategis dalam memperoleh tenaga kerja (kontraktor) karena berada dilokasi yang dekat dengan daerah permukiman penduduk.

(23)

Gambar 2.1 Lokasi Kilang LNG PT. Arun NGL 2.5. Struktur Organisasi

PT. Arun NGL pada saat ini masih dalam proses perubahan yakni proses restrukturisasi organisasi melalui Work Process re-engineering. Pada saat ini program perubahan itu memasuki fase pemeliharaan dan pemantapan. Pelaksanaan perubahan terhadap organisasi yang lama melibatkan pihak–pihak yang terkait seperti combridge Management Consulting, konsultan yang ditunjuk PT. Arun NGL Change Management Team, anggota Management PT. Arun NGL (Manager and Section Head), Task Force. Sebelum organisasi baru. Berdasarkan penyerdahanaan proses kerja, organisasi PT. Arun NGL Yang baru dikembangkan, tujuannya untuk efisiensi kerja dan memaksimalkan seluruh potensi yang dimiliki oleh perusahaan.

Pada PT Arun mempunyai struktur organisasi fungsional. Seorang bawahan dapat diuraikan atas beberapa fungsi. Atasan dari seorang bawahan adalah orang-orang yang menanggungjawabi terselenggaranya fungsi-fungsi tersebut. Seorang bawahan mempunyai banyak atasan, sesuai dengan banyaknya uraian fungsi tugasnya. Secara umum hubungan dalam organisasi sedemikian itu sangat sukar dilaksanakan dengan murni, disebabkan dengan adanya

(24)

persyaratan-persyaratan berat yang harus dipenuhi, antara lain tingkat spesialisasi dan keterampilan yang tinggi, pemahaman dan kesadaran yang tinggi, atas rencana kerja, jadwal serta target pekerjaan dan sebagainya.

Pimpinan tertinggi organisasi PT. Arun NGL, adalah President Director (PD) yang berkendudukan dikantor pusat Jakarta. Sedangkan PT. Arun NGL, Plant Site dipimpin oleh seseorang Vice President Director (VPD) yang berada di PT. Arun, tugas yang dijalankan dari VPD PT. Arun NGL Adalah mengontrol dan mempertanggunga jawab seluruh kegiatan perusahaan kepada VD. VPD. PT. Arun NGL

A. Divisi Production

B. Divisi Plant Operation Support C. Divisi Service and Development D. Seksi Public Relations

E. Seksi Finance and Accounting

F. Seksi CIT (Continous Improvment Team Lead Section) G. General Auditor.

(25)

Vice President Director ( VPD )

Production Division Manager Plant Operation Support Division Manager Service & Development Division Manager

LNG / NSO Process Superintendent

S/L & Shipping Superintendent

Fire Environmental Health & Safety Superintendent Utilities Superintendent General Auditor Public Relation Superintendent Finance & Accounting Superintendent Legal Affairs Superintendent Human Recource Superintendent Facilities Service Superintendent Plant Area Maintenance Superintendent Supply Chain Superintendent Continues Inprovement Team Superintendent Technical & Engineering Services Superintendent Maintenance Support Superintendent President Director ( PD )

(26)

2.5.1. Divisi Production

Tugas utama divisi Production adalah untuk mengolala gas alam menjadi gas alam cair (LNG) merencanakan produk LNG dan Kondensat, menyimpan LNG dan kondensate, pengapalan LNG dan mengekspor kenegara tujuan. Divisi ini membawahi yaitu :

a. Seksi LNG Proses/NSO. b. Seksi Utilities

c. Seksi Fire Safety Health Environmental (FSHE) d. Seksi S/L & Shipping

2.5.2. Divisi Plant Operation Support

Divisi ini bertanggung jawab melakukan pemeliharaan sarana dan prasarana kerja yang terkait dengan pemrosesan gas alam cair (LNG), divisi ini membawahi empat seksi,yaitu :

a. Seksi Maintenance Support b. Seksi Plant Area maintenance c. Seksi Suply Chain

d. Seksi Technical and Enginnering Services

2.5.3. Divisi Service and Development

Divisi ini mempunyai tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Divisi ini bertugas

(27)

mendukung pelaksanaan tugas divisi lain dengan menyediakan sumber daya yang diperlukan.

Divisi ini membawahi tiga seksi yaitu : 1. Seksi Facilities Service

2. Seksi Human Resources (HR) 3. Seksi Legal Affairs

2.5.4. Seksi Public Relations

Seksi ini bertugas menangani hal–hal yang berhubungan dengan kepentingan masyarakat, seksi ini mengkomunikasi kebijakan dan kegiatan PT. Arun NGL kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik seksi ini juga menangani tamu–tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun NGL

2.5.5. Seksi Finance and Accaunting

Seksi ini bertugas menangani Administrasi keuangan perusahaan seperti membayar gaji pegawai, bonus, tunjangan–tunjangan. Seksi ini juga menangani pembayaran pajak pegawai perusahaan. Pajak pegawai dipotong langsung dari gaji bulanan, seksi ini juga membuat laporan keuangan setiap bulan dan pada akhir tahun.

2.5.6. Seksi Continous Improvement Team Lead Section ( CIT )

Seksi ini pada mulanya sebagai sarana koordinasi dalam membentuk reengineering perusahaan yang di tujukan untuk mengevaluasi sejauhmana

(28)

organisasi yang ada masih memadai atau harus dilakukan perubahan sesuai dengan koordinasi perusahaan. Disamping itu, seksi ini juga mengevaluasi peraturan perusahaan yang dirasa perlu disesuaikan kembali dengan kondisi yang ada, karena beberapa peraturan yang lama di rasakan sudah tidak perlu lagi, karena di hapusnya beberapa kebijakan dan seksi yang ada di organisasi PT. Arun NGL.

2.5.7. General Auditor

General auditor bertanggungjawab dalam pengendalian keuangan di dalam perusahaan, serta menunjukan tiap peralatan pada proses secara detail.

2.6. Jumlah Tenaga Kerja dan Jam Kerja

PT. Arun NGL, mempunyai visi untuk menjadi perusahaan pengolahan LNG kelas dunia. Untuk menyelarakan visinya PT. Arun NGL memperkerjakan tenaga–tenaga profesional yang telah mengalami seleksi terlebih dahulu Lihat . Pada PT. Arun NGL ini juga memperkerjakan tenaga asing yang berasal dari Amerika dan Filipina namun akibat adanya restrukturisasi maka perusahaan mengandalkan pada pekerja lokal dengan kualitas kerja yang dapat diandalkan.

Tabel 2.1. Jumlah Karyawan

Bagian Jumlah Karyawan

Divisi I Production 415

Divisi II Plant Operation Support 165 Divisi III Service and Development 165

Non Divisi 69

(29)

Waktu kerja bagi karyawan diatur didalam Perjanjian Kerja Bersama (PKB) antara peusahaan PT. Arun NGL dengan Serikat Pekerja PT. Arun NGl, (SP – PTA) yang dibayarkan sebagai berikut :

1. Jam Kerja yang diatur akan ditetapkan dimasing–masing tempat pekerjaan sesuai dengan operasi setempat. Jam kerja dikantor dan pabrik meliputi maksimum 8 jam kerja sehari atau maksimum 40 jam seminggu. Jam kerja tersebut tidak termasuk waktu makan siang dan istirahat.

2. Jadwal waktu kerja :

Tabel 2.2. Jadwal Kerja Senin s/d Kamis Plant Site Medan Jakarta Pagi 07.00 – 12.00 07.00 – 12.00 07.00 – 12.00 Istirahat 12.00 – 13.15 12.00 – 13.15 12.00 – 12.30 Siang 13.15 – 16.15 13.15 – 16.15 12.30 – 15.30

Tabel 2.3. Jadwal Kerja Jum’at

Plant Site Medan Jakarta Pagi 07.00 – 11.45 07.00 – 11.45 07.00 – 12.00 Istirahat 11.45 – 14.00 11.45 – 14.00 12.00 – 12.30 Siang 14.00 – 17.15 14.00 – 17.15 14.00 – 17.15

Tabel 2.4. Jadwal Kerja Shift

Shift I II III

Waktu 07.00 – 15.00 15.00 – 23.00 23.00 – 07.00

Istirahat makan diberikan secara bergiliran, setengah jam setelah masing masing bekerja selama 4 jam terus–menerus. Dimana penetapan gilirannya diatur oleh supervisor masing–masing bagian, sehingga dengan demikian proses tetap berlangsung.

(30)

2.7. Sistem Pengupahan dan Fasilitas Lainnya

Strategis penggupahan perusahaan bertujuan untuk memberikan upah yang menarik guna memacu pekerja untuk bekerja sebagaimana yang diharapkan. Sistem upah diatur disusun secara atraktif dan dengan skala gaji yang dapat menggambarkan perbandingan upah pekerja golongan tertinggi dalam batas yang wajar.

Pembayaran upah dilakukan setiap akhir bulan setelah pekerja memberikan jasa kepada perusahaan. Adapun besarnya upah yang diberikan sebagai berikut :

1. Gaji Pokok

Gaji Pokok = Jumlah jam kerja x upah ( Berdasarkan Golongan ) 30

2. Tunjangan Jabatan

Tunjangan Jabatan = 6% x Upah Pokok

3. Tunjangan Radiasi Keppres No. 48 tahun 1995

Radiologi = 100.000 / bulan Teknis = 70.000 / bulan 4. Tarif Kerja Lembur

Pekerja dengan golongan 7 ke atas tidak dibayarkan upah lembur karena tanggung jawab atas jabatannya.

- Apabila kerja lembur dilakukan setelah waktu kerja normal Jam Kerja Lembur Pertama = 1,5 x Upah perjam* Jam Kerja Lembur Sesudahnya = 2 x Upah perjam*

(31)

Upah perjam* = 1 / 173 x Upah sebulan

- apabila kerja lembur pada hari mingguan dan atau hari libur resmi : Jam Kerja Lembur Pertama sampai kedelapan = 2 x Upah perjam Jam Kerja Lembur kesembilan dan seterusnya = 3 x Upah perjam

a. Fasilitas Istirahat Tahunan - Biaya Istirahat Tahunan

Pekerjaan dengan masa kerja 14 tahun = 125 % x upah pokok Pekerjaan dengan masa kerja 15 tahun = 175 % x upah pokok

- Transportasi

Bagi semua pekerja yang lokasi kerjanya dilhokseumawe disediakan fasilitas pesawat perusahaan atau uang transportasi taxi yang sebesarnya mendekati tarif taxi (travel) umum.

b. Kesehatan

Pemeliharaan kesehatan pada rumah sakit baik diperusahan maupun diluar perusahan yang ditunjuk

c. Tunjangan Pendidikan Anak Pekerja

Apabila anak sekolah di dalam fasilitas perusahaan maka seluruh biaya dan fasilitas gedung peralatan sekolah ditanggung oleh perusahaan sedangkan untuk anak yang sekolah diluar perusahaan diberikan kompensasi sebagai berikut : Sekolah setingkat SMU = Rp. 60.000 / bulan

Sekolah setingkat SMP = Rp. 50.000 / bulan Sekolah setingkat SD = Rp. 40.000 / bulan

(32)

Bagi yang kuliah diperguruan tinggi diberikan kompensasi sebesar Rp. 150.000 perbulan.

Selain fasilitas–fasilitas diatas pekerja juga mendapat fasilitas lainnya berupa perumahan dengan segala kelengkapan dan fasilitasnya, transportasi ke pabrik, transportasi perjalanan keluar daerah, pakaian seragam, dan lain–lain.

2.8. Proses Produksi.

LNG adalah singkatan dari Liquefied Natural Gas yang berarti Gas Alam yang dicairkan. Tujuan pencairan Gas Alam ini adalah untuk memudahkan pengangkutan gas alam ini ketempat-tempat yang jauh, sebab perbandingan gas alam dengan cairannya adalah 600 : 1 atau sebagai contoh, bila kita mempunyai 1m3 LNG, setelah diuapkan, siap untuk digunakan ia akan menjadi 600 m3 gas. Dengan demikian berarti dapat menghemat ruangan, mempertinggi efisiensi pengangkutan dan penyimpanan.

Langkah pertama didalam proses LNG adalah.memisahkan Hydrocarbon Condensate dan Gas Alam. Proses ini dilakukan dengan menggunakan satu seri alat pemisah (Flash Drum) dengan tekanan yang berturut-turut makin menurun. Cairan Condensate distabilkan dalam sebuah bejana Stabilizer Tower disertai dengan pemanasan untuk memisahkan dengan sempurna gas-gas yang masih terlarut dalam Condensate. Yang akhirnya diteruskan ke tanki condensate siap untuk diekspor. Gas alam yang sudah dipisahkan dari Condensate harus dibersihkan (dimurnikan) sebelum gas alam tersebut didinginkan atau dicairkan. Hal ini dimaksud untuk menghilangkan zat-zat yang tidak diinginkan agar zat-zat

(33)

ini jangan terbawa masuk ke unit pencairan sebab zat-zat ini dapat mengganggu jalannya proses pencairan LNG. Adapun zat-zat yang tidak diinginkan (Impurities) ini adapun campuran-campuran yang terkandung didalam gas alam seperti cairan hydrocarbon berat (condensate), uap-uap air (H20), Mercury (air raksa), Karbon dioksida (C02) dan hydrogen sulfida (H2S).

Cairan hydrocarbon dan Oil water kalau terbawa masuk ke pabrik LNG akan menyebabkan gangguan yang cukup serius di Unit 30 (C02 Removal Unit) ini dipisahkan didalam Feed Gas Knock Out Drum.

Air raksa (Mercury) dapat merusak aluminium yang digunakan pada bagian pabrik yang beroperasi pada suhu yang amat rendah, ini dipisahkan dengan jalan adsorpsi (penyerapan) didalam bejana Mercury Adsorber. Air raksa diserap oleh butir-butir carbon (arang) yang diaktifkan dengan belerang yang akan bereaksi dengan air raksa yang terkandung dalam feed gas tersebut. Senyawa-senyawa karbon dioksida dan Hydrogen sulfida bila terbawa ke Pabrik pencairan LNG akan menyebabkan gangguan yang serius sebab pada suhu yang sangat rendah, gas-gas ini akan membeku yang pisa menyumbat peralatan, juga gas-gas ini mempunyai sifat Corrosive dan racun. Senyawa-senyawa karbon dioksida dan hydrogen sulfida ini diabsorpsi didalam larutan-larutan karbonat dan Diethanol amine (DEA).

Uap-uap air dipisahkan dengan jalan mendinginkan gas alam pada temperatur tertentu, kemudian mengalirkannya melalui molekul sieve dryer. (uap air dijadikan menjadi air). Kita tahu bahwa pada suhu 0oC air akan mulai membeku menjadi es. Apalagi bila air sempat terbawa dalam gas dan turut

(34)

didinginkan sampai -l60oC, kita bisa bayangkan bahwa semua peralatan akan tersumbat, oleh karena itu gas alam yang akan dicairkan ini harus dibebaskan dari air.

Yang terakhir senyawa hydrocarbon-hydrocarbon berat dipisahkan dengan jalan fraksinasi didalam "Scrub Tower". Senyawa hydrocarbon beratnya terus dikembalikan ke Proses I (unit 50) untuk diolah lebih lanjut yang bisa dipakai untuk zat pendinginan pabrik. Sedangkan gas alam yang sudah dimurnikan ini bisa langsung diolah jadi LNG.

Gas alam yang telah bebas dari senyawa-senyawa yang tidak diingini tadi didinginkan dan dicairkan dengan menggunakan bahan pendingin.secara bertingkat. Tingkatan pertama didinginkan dengan bahan pendingin prop an cair dan selanjutnya dengan bahan pendingin campuran yang disebut MCR (Multi Component Refrigerant). yang terdiri dari cairan Nitrogen, Methan, Ethan, Propan. Perbandingan komponenkomponen ini disesuaikan dengan kondisi operasi pabrik. MCR itu sendiri didinginkan dengan menggunakan propan pada tingkat tekanan yang berbeda-beda. Kemudian diekspansikan untuk mendapatkan temperatur yang rendah (-l500C).

Pencairan gas alam dilakukan didalam suatu alat pendingin (Main Cryogenic Exchanger) yang khusus direncanakan dan dibuat untuk keperluan tersebut. Gas alam yang telah mencair pada suhu sekitar -160°C dari Main Cryogenic Exchanger yang kita kenaI dengan nama LNG dikirim dan didiekspor ketempat-tempat konsumsi (Jepang) dengan menggunakan tanker-tanker khusus yang berkapasitas 125.000 M3. Setelah kapal tanker ini tiba ditempat tujuannya

(35)

(Jepang), LNG disimpan kembali dalam tanki. penyimpanan yang sama seperti yang ada di Blang Lancang, untuk kemudian dipanaskan kembali dengan air laut menjadi gas kembali untuk disalurkan kepada konsumen, yang digunakan untuk bahan bakar pembangkit tenaga listrik, pabrik baja serta pemakaian diperumahan untuk pemanasan ruangan ataupun kompor masak. Gas ini hampir tidak mengakibatkan polusi udara karena bersih, tidak beracun serta aman, sebab ia lebih ringan dari uaara. Dan bila bocor dapat terlihat jelas karena mengeluarkan asap putih. Sebagai tambahan, proses pencairan gas a1am ini dapat dikatakan sebagai "Proses Cryogenic" karena di1akukan dengan temperatur rendah atau Cryogenic (yang biasanya didasarkan atas temperatur -100°C). Cryogenic berasa1 dari bahasa Greek (Yunani) yang terdiri dari dua kata yakni :

"Kryos" = icy cold, dan "genes" = form (bentuk). perkataan ini

sudah ada sejak 1875 tetapi baru dikembangkan dan digunakan sekitar tahun 1955.

PT. Arun NGL memproduksi LNG dan kondensat dengan kompon penyusun material yang telah disepakati berdasarkan kontrak. Hasil produk LNG ini diimpor ke Jepang dan Korea Selatan, yang diimpor oleh perusahaan Tohoku Electric Power di Niigata, Jepang, The Tokyo Electric Power di Futtsu, Jepang dan Korea Gas Corporation di Pyeongtaek dan Inchon, Korea Selatan.

(36)

Tabel 2.5. Komposisi Spesifikasi Produk LNG

Komposisi Material

Komponen Material Gas Alam C1 (Metana) 0.9084 C2 (Etana) 0.0607 C3 (Propana) 0.0195 i-C4 (i-Butana) 0.0046 n-C4 (n-Butana) 0.0053 i-C5 (i-Pentana) 0.0006 n-C5 (n-Pentana) 0.0001 N2 (Nitrogen) 0.0008

2.9. Bahan Yang Digunakan

PT. Arun NGL. memperoduksi gas alam cair ( LNG ). Dalam produksi gas alam cair bahan – bahan yang digunakan meliputi tiga bagian, yaitu :

2.9.1. Bahan Baku

Yang dimaksud bahan baku yaitu bahan yang digunakan dalam suatu produk dimana komponen – komponennya jelas terlihat pada produk tersebut. Pada pengolahan gas alam menjadi LNG mempunyai bahan baku yaitu gas alam yang berasal dari Point A di Lhoksukon yang dieksplorasi oleh Exxon Mobil dan gas alam yang diambil dari NSO ( North Sumatera Offshore ) yang diambil dari laut yang dikelola oleh PT. Arun NGL. adapun komposisi gas dari masing – masing sumber adalah sebagai berikut :

(37)

Tabel 2.6. Komposisi gas alam dari sumur Lhoksukon

Komponen Arun ( % mol )

Heksana plus Nitrogen Metana Carbondioksida Etana Hidrogen Sulfida Propana Iso-Butana N-Butana Iso-Pentana N-Pentana 0.242 0.516 74.233 16.932 5.058 80 ppm 1.702 0.398 0.498 0.231 0.150

b. Gas alam dari NSO

Tabel 2.7. Komposisi gas alam dari NSO

Komponen Arun ( % mol )

Heksana plus Nitrogen Metana Carbondioksida Etana Hidrogen Sulfida Propana Iso-Butana N-Butana Iso-Pentana N-Pentana 0.119 0.959 69.870 25.004 2.903 0.039 0.719 0.125 0.125 0.084 0.054

2.9.2. Bahan Tambahan

Yang dimaksud dengan bahan tambahan yaitu yang ditambahkan dalam pembuatan suatu produk dimana komponen tidak jelas dibedakan produk tersebut dan menambah mutu produk. Pada pengolahan gas LNG ini bahan tambahan yang digunakan sebagai additive boleh dikatakan tidak ada karena produk gas yang

(38)

diharapkan benar–benar diasumsikan murni dari zat–zat yang tidak perlu sesuai dengan sumber komposisi yang telah ditemukan.

2.9.3. Bahan Penolong

Yang dimaksud dengan bahan penolong yaitu bahan yang ditambahkan dalam produk yang ikut bereaksi pada proses produksi hanya terlihat pada produk akhir saja. Bahan penolong digunkan pengolahan gas oleh PT. Arun NGl. antara lain :

a. Mercury Sulfide

Merkuri dalam jumlah kecil bereaksi dengan sulfur dan membentuk mercuri sulfide yang diardsorbi kedalam karbon aktif. Fungsi dari senyawa ini adalah untuk memisahkan mercuri yang menyebakan terjadinya korosi dalam tubing dan dalam pipa aluminium.

b. Pottasium Carbonate ( K2CO3 )

Fungsi untuk menyerap CO2 dan H2S yang terdapat dalam feed gas. c. Larutan DEA ( DiEthanolAmine )

fungsi untuk menyerap CO2 dan H20 kurang dari 100 ppm d. Pottasium mencegahkorosi pada lapisan baja

fungsi mencegah korosi pada lapisan baja e. Sea water ( air laut )

Fungsi : mendinginkan propana dan semua aliran panas dari mesin–mesin exchanger terhadap LNG.

(39)

f. Chlorine.

Fungsi : untuk mencegah masuknya kotoran–kotoran laut, seperti ganggang laut dsb, dari sea water intact yang digunakan dalam proses pendinginan.

2.10. Mesin dan Peralatan Produksi.

Pada PT Arun dalam melaksanakan kegiatan produksinya menggunakan teknologi yang serba otomatis, yaitu semua proses produksinya dijalankan oleh mesin.

Tabel 2.8. Mesin dan fungsinya

No Nama Fungsi

1 Feed Gas Knockout Drum D 3101 melakukan Pemisahan hidrokarbon cair dan air bebas

dari process gas feed 2 Carbonate Absorber

C 3101

Memisahkan karbon dioksida dan sulfida hydrogen dari feed gas melalui penyerapan dengan potasium karbonat.

3 DEA Absorber C 3102 Menyampaikan karbon dioksida dan sulfida hydrogen dari feed gas melalui penyerapan dengan larutan DEA.

4 DEA Absorber C 3102 Menyampaikan karbon dioksida dan sulfida hidrogen dari feed gas melalui penyerapan dengan larutan DEA

5 Carbonate Regenerator C 3103 Memisahkan karbon dioksida dan sulfida hidrogen yang telah terserap dari larutan rich potassium carbonate

6 DEA Regenerator C 3104 Memisahkan karbon dioksida dan sulfida hidrogen yang telah terserap dari larutan rich DEA

7 Treated gas Wash Tower C 3105 Memberikan feed gas tahap akhir, memisahkan semua cairan dari padanya.

8 AirFin–Fan Coolers/ Condensers

a. Carbonate Regenerator Overhead Condenser E 3103

Untuk mendinginkan dan mengkondensasikan acid gas overhead product dari carbonate regenerator C 3103

b. Leam DEA Coolers E 3105 A/B

Menyempurnakan pendinginan lean DEA sebelum memasuki DEA absorber C 3102

c. Carbonate Absorber

Overhead Cooler E 3107

Mendinginkan overhead gas dari carbonate absorber C 3101 sebelum memasuki DEA absorber C 3102

(40)

d. Treated Gas Cooler E 3108 Mendinginkan overhead gas dari carbonate absorber C 3102 sebelum memasuki DEA absoeber

C 3105

9 Heat Exchangers .

a. Feed / Lean Carbonate Exchanges E 3101 A/B

Meningkatkan temperatur feed gas yang lewat melalui sheel side. Menurunkan temperatur larutan karbonat yang lewat melalui tube side

b. Lean / Rich DEA

Exchangers E 3104 A/B/C

Meningkatkan temperatur daripada rich DEA yang lewat melalui tube side.

10 Reboilers

Carbonate Regenerator Reboilers E 3102 A/B

meningkatkan temperatur rich solution yang lewat melalui shell side. Menurunkan larutan karbonat yang lewat melalui tube side

DEA Regenerator Reboilers E 3106

Menaikkan temperatur rich solution dari Chimney tray

draw off di dalam generator guna menguapkan dan

melepaskan impurities yang telah terserap di dalam cairan

11 Drums

Carbonate Regenerator OverHead Accumulator D 3104

Memisahkan uap gas acid dan cairan yang terkondesasi dari produk overhead daripada carbonate regenerator.

High Pressure Condensate Flash Drum D 3105

Menerima kondensate uap air bertekanan tinggi dari reboiler E 3102 A/B dan mensuplai kondensat uap air ke low pressure condensat drum D 3106.

Low Pressure Condensate Flash Drum D 3106

Mengumpul dan menahan kondensate uap air dari D 3105 dan kondensate uap air bertekanan rendah dari reboiler E 3106.

12 Pompa

Pompa Lean carbonate Tegangan Tinggi G 3101 A/B/C

Mensirkulasikan lean carbonate panas dari

carbonate regenerator C 3103 ke carbonate absorber

C 3103. Pompa–pompa mengambil suction dari saluran discharge pompa–pompa booster G 3107 A/B/C.

Pompa Reflux Carbonate Regenerator G 3102 A/B

Menyediakan aliran reflux continue dari carbonate

regenerator overhead accumulator D 3104 ke

puncak carbonate regenerator C 3103

Pompa Lean DEA G 3103 A/B Mensirkulasi lean DEA panas dari DEA regenerator C 3104 ke DEA absorber C 3102 via heat

exchangers dan sebuah fin – fan cooler

Pompa untuk Treated Gas Wash Tower G 3104 A/B

Mensirkulasikan air di dasar wash tower C 3105 kembali ke puncak tower

Pompa untuk Carbonate Sump G 3105

Memidahkan larutan karbonat dari carbonate sump

Flexyble Manufacturing System 3101 ke sistem regenerator karbonate atau ke holding tanks Flexyble Manufacturing System 6311 / Flexyble Manufacturing Ssytem 6312.

Pompa untuk DEA Sump G 3106 Memidahkan larutan DEA dari DEA sump Flexyble

(41)

DEA atau holding tank 6313

Pompa Booster untuk Lean Carbonate G 3107 A/B/C

Memperbesar tekanan larutan lean carbonate dari

carbonate regenerator C 3103 ke suction pompa–

pompa bertekanan tinggi G 3101 A/B/C. Pompa Condensate Uap Air G

3108 A/B

Memompa kodensat uap air dari condensate flash drum D 3106 ke condensate main

13 Filters Memisahkan zat–zat padat dari larutan lean

carbonate

14 Feed vapour Dryers V 4101 A/B Memisahkan air dari feed gas

15 Dryer After Filter V 4102 Memisahkan zat – zat padat dan debu molecular sieves dari dry natural gas feed ke scrub tower. 16 Scrub Tower C 4101 Memisahkan hidrokarbon – hidrokarbon berat dari

gas alam sebelum mengalir ke bagian Liquefaction 17 Main exchanger E 4118 Mendinginkan dan mencairkan gas alam ke

temperatur cryogenic. Ini memungkinkan LNG untuk disimpan dan dikapalkan, pada tekanan sedikit di atas atmosfir, dengan penguapan yang minimal 18 Feed Reject Gas Exchanger E

4119

Memanaskan uap–uap LNG dari LNG product drum (D 4113) untuk memberikan suplai gas ke LP fuel compressor (Karbon dioksida 4104). Ini dicapai dengan menggunakan 5% produk gas dari Scrub Tower ( C 4101 ).

19 Kompressor – kompressor

Propane Compressor Karbon dioksida 4101

Mengkompressi uap–uap propane dari propane refrigeration system. Uap–uap diterima dalam tiga tingkat inlet terpisah dan dikompressikan ke satu oitlet discharge gabungan

MCR First Stage Compressor K 4102

Mengkompressikan uap–uap total MCR dari main exchanger

MCR second Stage Compre ssor K 4103

menerima uap air yang telah dikompressikan dari discharge K 4102.

Fuel Gas Comperssor K 4104 Mengkompressikan gas dari LNG product drum via exhanger E 4119 dan mengirimkannya ke Lp fuel gas system. Juga mengirimkan gas ke reactivation system vapour feed drys V 4101 A/B

(42)

BAB III

LANDASAN TEORI

3.1. Defenisi Peramalan

Peramalan adalah proses yang memperkirakan beberapa kebutuhan di

masa datang yang meliputi kebutuhan dalam ukuran kuantitas, kualitas, waktu dan lokasi yang dibutuhkan dalam rangka memenuhi permintaan barang ataupun jasa1. Peramalan tidak terlalu dibutuhkan dalam kondisi permintaan pasaryang stabil, karena perubahan permintaannya relatif kecil. Tetapi peramalan akan sangat dibutuhkan bila kondisi permintaan pasar bersifat kompleks dan dinamis.

Dalam kondisi pasar bebas, permintaan pasar lebih bersifat kompleks dan dinamis karena permintaan tersebut tergantung dari kadaan sosial, ekonomi, politik, aspek teknologi

mengklasifikasikan peramalan tersebut ke dalam tiga kelompok yaitu: 1. Peramalan jangka panjang, umumnya 2 sampai 10 tahun. Peramalan ini

digunakan untuk perencanaan produk dan sumber daya.

2. Peramalan jangka menengah, umumnya 1 sampai 24 bulan. Peramalan ini lebih khusus dibandingkan peramalan jangka panjang, biasanya digunakan untuk menentukan aliran kas, perencanaan produksi dan penentuan anggaran.

1_{Ir. Arman Hakim Nasution, M.Eng Manajmen Industri (Yogyakarta: Andi), Edisi Pertama, Hal}

(43)

3. Peramalan jangka pendek, umumnya 1 sampai 5 minggu. Peramalan ini digunakan untuk mengambil keputusan dalam hal perlu tidaknya lembur, penjadwalan kerja, keputusan pengendalian jangka pendek dan lain-lain.

3.2. Jenis Peramalan

Organisasi pada umumnya menggunakan tiga tipe peramalan yang utama dalam perencanaan operasi di masa depan2 :

1. Peramalan ekonomi (economic forecast) menjelaskan siklus bisnis dengan memprediksi tingkat inflasi, ketersediaan uang, dana yang dibutuhkan untuk membangun perumahan dan indikator perencanaan lainnya

2. Peramalan teknologi (technoligical forecast) memperhatikan tingkat kemajuan teknologi yang dapat meluncurkan produk baru yang menarik, yang membutuhkan pabrik dan peralatan baru.

3. Peramalan permintaan (demand forecast) adalah proyeksi permintaan untuk produk atau layanan suatu perusahaan. Peramalan ini disebut juga peramalan penjualan yang mengendalikan produksi, kapasitas, serta sistem penjadwalan dan menjadi input bagi perencanaan keuangan, pemasaran, dan sumber daya manusia.

Peramalan ekonomi dan teknologi adalah teknik khusus yang mungkin bukan temasuk bagian dari tugas manajer operasi.

2_{Jay Heizer, Barry Render. Operation Management (Jakarta : Salamba Empat) Edisi Ke tujuh. Hal}

(44)

3.3. Karakteristik Peramalan Yang Baik

Peramalan yang baik mempunyai beberapa kriteria yang penting, antara lain3 :

a. Akurasi

Akurasi-akurasi dari suatu hasil peramalan diukur dengan hasil kebiasaan dan kekonsistenan peramalan tersebut. Hasil peramalan dikatakan bias bila peramalan tersebut bila terlalu tinggi atau rendah dibandingkan dengan kenyataan yang terjadi. Hasil peramalan dikatakan konsisten bila besarnya kesalahan peramalan relatif kecil.

b. Biaya

Biaya-biaya yang diperlukan dalam pembuatan suatu peramalan bergantung pada jumlah item yang diramalkan, lamanya periode peramalan dan metode peramalan yang dipakai.

c. Kemudahan

Kemudahan penggunaan metode peramalan yang sederhana, mudah dibuat, dan mudah diaplikasikan akan memberikan keuntungan bagi perusahaan. Adalah percuma memakai metode yang canggih, tetapi tidak dapat diaplikasikan pada sistem perusahaan karena keterbatasan dana, sumber dana manusia, maupun peralatan teknologi.

3_{Ir. Arman Hakim Nasution, M.Eng Manajmen Industri (Yogyakarta: Andi), Edisi Pertama, Hal}

(45)

3.4. Teknik Peramalan

Secara umum, metode peramalan diklasifikasikan menjadi dua macam yaitu sebagai berikut4:

- Metode Kualitatif - Metode Kuantitatif

3.4.1. Metode Kualitatif

Metode kualitatif adalah metode yang menggabungkan faktor seperti intuisi, emosi, pengalaman pribadi, dan sistem nilai pengambilan keputusan untuk meramal. Metode kualitatif ini diwakili oleh:

1. Metode Delphi

Metode ini merupakan cara sistematis untuk mendapatkan keputusan bersama dari suatu grup yang terdiri dari para ahli dan berasal dari disiplin yang bebeda. Grup ini tidak ditemukan secara bersama dalam suatu forum untuk berdiskusi, tetapi mereka diminta pendapatnya secara terpisah dan tidak boleh saling berunding. Pendapat yang berbeda secara signifikan dari ahli yang lain dalam grup tersebut akan ditanyakan lagi pada yang bersangkutan, sehingga akhirnya diperoleh angka estimasi pada interval tertentu yang dapat diterima.

2. Metode Penelitian Pasar

Metode ini mengumpulkan dan menganalisa fakta secara sistematis pada bidang yang berhubungan dengan pemasaran. Salah satu teknik utama

4_{Jay Heizer, Barry Render. Operation Management (Jakarta : Salamba Empat) Edisi Ke tujuh. Hal}

(46)

dalam penelitian pasar ini adalah dengan melakukan survei langsung ke konsumen. Survei konsumen akan memberikan informasi mengenai selera yang diharapkan konsumen, dimana informasi tersebut diperoleh dari sampel dengan cara kuesioner. Penelitian pasar sering digunakan dalam merencanakan produk baru, sistem periklanan dan promosi yang tepat. Hasil penelitian pasar ini kadang-kadang juga dipakai sebagai pasar peramalan permintaan produk baru.

3. Metode Opini Eksekutif

Pendekatan ini mendasarkan pada pendapat dari sekelompok kecil eksekutif tingkat dasar, misalnya manajer dari bagian-bagian pemasaran, produksi, teknik, keuangan, dan logistik, yang secara bersama-sama mendiskusikan dan memutuskan ramalan suatu variabel pada periode yang akan dating. keuntungan dari metode ini adalah keputusan yang dibuat berdasarkan masukan dari beberapa eksekutif, tidak hanya satu orang, sehingga hasilnya diharapkan labih akurat. Namun kelemahannya adalah ketepatan peramalan sangat tergantung dari masukan individu.

4. Gabungan Tenaga Penjualan

Metode ini juga banyak digunakan, karena tenaga penjualan merupakan sumber informasi yang baik mengenai permintaan konsumen. Setiap tenaga penjual meramalkan tingkat penjualan di daerahnya, yang kemudian digabung pada tingkat propinsi dan seterusnya sampai ke tingkat nasional untuk mencapai peramalan menyeluruh. kelemahan dari metode ini adalah terletak pada sikap optimis yang dimiliki tenaga

(47)

penjualan sehingga terjadi overestimate tetapi sebaliknya juga dapat terjadi underestimate.

3.4.2. Metode Kuantitatif

Pada metode peramalan kuantitatif merupakan prosedur peramalan yang mengikuti aturan-aturan matematis dan statistik dan menunjukkan hubungan antara permintaan dengan satu atau lebih variabel yang mempengaruhinya.

3.4.2.1. Metode Deret Berkala

Metode deret berkala adalah metode yang dipergunakan untuk menganalisis serangkaian data yang merupakan fungsi dari waktu. Metode ini mengasumsikan beberapa pola atau kombinasi pola selalu berulang sepanjang waktu, dan pola dasarnya. Pada asumsi bahwa deret waktu tersebut terdiri dari komponen-komponen: Trend (T), Siklus/cycle (C), pola musiman/season (S), dan variasi acak/random (R) yang akan menunjukkan suatu pola tertentu. Komponen-komponen tersebut kemudian akan dipakai sebagai dasar dalam membuat persamaan matematis5.

Filosofinya: Demand hanya dipengaruhi oleh waktu (t)

d

= f (t)

Secara matematis dirumuskan sebagai: Y = T.C.S.R

5_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya) Cetakan}

(48)

Y = Forecasted value T = Underlined trend C = Cyclic variation R = Residual

Tujuan dari analisis ini adalah untuk menemukan pola deret variabel yang bersangkutan berdasarkan atas nilai-nilai pada masa sebelumnya, dan mengekstrapolasikan pola tersebut untuk membuat peramalan nilai variabel tersebut pada masa yang akan datang. Metode peramalan yang termasuk model berkala adalah:

1. Metode Penghalusan (Smoothing)

Metode Smoothing digunakan untuk mengurangi ketidakteraturan musiman dari data yang lalu, dengan membuat rata-rata tertimbang dari sederetan data masa lalu, dengan membuat rata-rata tertimbang. Metode Smoothing ini terdiri dari beberapa jenis antara lain:

a) Metode Rata-rata Bergerak, terdiri dari:

- Single Moving Average (SMA)

Single moving average pada suatu periode merupakan peramalan untuk satu periode kedepan dari periode rata-rata tersebut. Persoalan yang timbul dalam penggunaan metode ini adalah dalam menentukan nilai t (periode perata-rataan). Semakin besar nilai tersebut maka peramalan yang dihasilkan akan semakin menjauhi pola data. Secara matematis, rumus fungsi peramalan metode ini adalah:

X X X

F t N t t

+ + +

= − + +

+1 1 1

(49)

Dimana :

Xt = Data pengamatan periode tersebut

N = Jumlah deret waktu yang digunakan Ft=1= Nilai peramalan periode t + 1

- Linier Moving Average (LMA)

Dasar dari metode ini adalah pengunaan moving average kedua untuk memperoleh penyesuaian bentuk pola trend Metode LMA adalah :

1. Menghitung SMA dari data dengan perata-rataan tertentu, hasilnya dinotasikan dengan St’

2. Setelah semua SMA dihitung, hitung moving average kedua yaitu moving average dari St’ dengan periode perata-rataan yang sama hasilnya

dinotasikan dengan St”

3. Hitung komponen at dengan rumus: at = St’ + (St’– St”)

4. Hitung komponen trend bt dengan rumus: bt = (2/N – 1) (St’ – St”)

5. Maka peramalan untuk m periode ke delapan setelah tersebut adalah sebagai berikut: Ft+m = at + bt . m

b) Metode Ekponensial Smoothing, terdiri atas: - Single Exponensial Smoothing

Pengertian dasar dari metode ini adalah nilai ramalan pada periode t + 1 merupakan nilai aktual pada periode t ditambah dengan penyesuaian yang berasal dari kesalahan nilai ramalan yang terjadi pada periode tersebut

(50)

tersebut. Nilai peramalan dapat dicari dengan menggunakan rumus berikut:

Ft+m = α . Xt + (1 – α) . Ft

Dimana :

Xt = data permintaan periode tersebut

α = faktor atau konstanta pemulusan Ft+m = peramalan untuk periode t

- Double Exponensial Smoothing

a. Satu parameter (Brown’s Linear Method), merupakan metode yang hampir sama dengan metode Linear Moving Average, disesuaikan dengan menambahkan satu parameter.

S’_t = α X_t + (1 - α) S’_t ₋₁ S’’_t = α S’’_t + (1 - α) S’’_t₋₁

b. Dua parameter, merupakan metode DES untuk time series dengan trend linier. Terdapat konstanta yaitu α dan β. Adapun rumusnya adalah sebagai berikut:

S_t = α D_t + (1 - α) (S_t₋₁ + G_t₋₁) G_t = β (S_t - S_t₋₁) + (1 - β) G_t₋₁ - Triple Exponensial Smoothing

- Adaptive Response Rate Exponensial Smoothing

Pola permintaan musiman dipengaruhi karakteristik data masa lalu, antara lain natal dan tahun baru, lebaran, awal tahun baru ajaran sekolah, dsb. Terdapat dua kemungkinan dari pengaruh musiman. Pertama dapat bersifat

(51)

addictive, yaitu mengabaikan laju penjualan selama bulan desember, hanya dikatakan penjualan selama bulan desember meningkat 200 unit. Kedua, pengaruh musiman bersifat multiplicative, laju penjualan setiap minggu selama bulan desember meningkat dua kali lipat.

2. Metode Proyeksi Kecendrungan dengan Regresi

Metode kecendrungan dengan regresi merupakan dasar garis kecenderungan untuk suatu persamaan, sehingga dengan dasar persamaan tersebut dapat diproyeksikan hal-hal yang akan diteliti pada masa yang akan datang. Bentuk fungsi dari metode ini dapat berupa:

a. Konstan, dengan fungsi peramalan (Yt):

Yt = a

Dimana : a = n

Y_t

∑

b. Linear (Trend), dengan fungsi peramalan: Yt = a + bt

Dimana : a =

( )( )

( )

∑

− − = − 2 2 i i i i i i t t t N Yi t Y t N b n t b Y

c. Kuadratis, dengan fungsi peramalan : Yt = a + bt + ct2

Dimana : 2 2 α β θα δ α θ − ∂ − ∂ = ∂ − = − −

∑

∑ ∑

c b b

n t c t b Y a

(52)

( )

∑

∑ ∑

∑

∑ ∑

∑

− = − = − = − = − = ∂ 2 2 3 2 2 2 4 2 2 t n t t n t t Y t n Y t tY n Y t t n t β α θ δ

d. Eksponensial, dengan fungsi peramalan: bt t ae Y = Dimana :

( )

∑ ∑

∑

∑ ∑

∑

− − = − = 2 2 ln ln ln ln t t n Y t Y t n b n t b Y a

e. Siklis, dengan fungsi peramalan :

n t c n t b a

Y = + sin2π + cos2π

Dimana:

∑

+ + = + + = + + = n t n t b n t c n t a n t Y n t n t c n t b n t a n t Y n t c n t b na Y π π π π π π π π π π π π 2 cos 2 sin 2 cos 2 cos 2 cos 2 cos 2 sin 2 sin 2 sin 2 sin 2 cos 2 sin 2 2

3. Metode Dekomposisi

Metode dekomposisi merupakan pendekatan peramalan yang tertua. Dan merupakan metode yang mengasumsikan bahwa data yang ada paling sedikit terbentuk dari tiga komponen, yaitu pengaruh musiman (seasonality) kecenderungan (trend) dan keteracakan (randomness).

(53)

Langkah-langkah perhitungan :

-

Ramalkan fungsi dt biasa ( dt = a+bt )

- Hitung nilai index

- Gabungkan nilai perolehan index dan ramalkan yang baru

3.4.2.2. Metode Kausal

Metode kausal mengasumsikan adanya hubungan sebab akibat antara output dan input dari suatu sistem. Kegunaan dari metode kausal adalah untuk menemukan bentuk hubungan antara variabel-variabel tersebut dan menggunakannya untuk meramalkan nilai dari variabel tidak bebas6.

Metode kausal adalah metode peramalan yang didasarkan atas penggunaan analisa pola hubungan antara variabel yang akan diperkirakan dengan variabel lain yang mempengaruhinya. Metode kausal berusaha menemukan hubungan sebab akibat (causa relationship) diantara variabel yang akan diramalkan dengan satu atau variabel lain.

Dengan demikian terdapat enam faktor yang dapat dipakai sebagai dasar pertimbangan didalam memilih metode peramalan, yaitu :

1. Horizon Waktu

Ada 2 aspek dari horizon waktu yang berhubungan dengan masing-masing metode peramalan, yaitu :

a. Cakupan waktu dimasa yang akan datang untuk mana perbedaan dan

6_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya) Cetakan}

(54)

b. Cakupan waktu dimasa yang akan datang, berapa jumlah periode untuk metode peramalan yang digunakan sebaiknya disesuaikan mana ramalan diinginkan.

2. Pola data

Dasar utama dari metode peramalan adalah anggapan bahwa pola yang didapat dari data yang diramalkan akan berkelanjutan. Pola data dibedakan atas empat jenis, yaitu :

a. Pola Horizontal

Pola horizontal terjadi apabila nilai data berfluktuasi di sekitar nilai rata-rata.

b. Pola Musiman

Pola musiman terjadi apabila deret data dipengaruhi oleh faktor musiman, misalnya kuartal tahun tertentu, bulanan atau hari-hari pada minggu tertentu.

c. Pola Siklis

Pola siklis terjadi apabila data dipengaruhi oleh fluktuasi ekonomi jangka panjang seperti yang berhubungan dengan siklus bisnis.

d. Pola Trend

Pola trend terjadi apabila terdapat kenaikan atau penurunan nilai variabel dalam jangka panjang.

3. Biaya yang dibutuhkan

Biaya yang tercakup dalam penggunaan suatu metode peramalan antara lain biaya-biaya pengembangan, penyimpanan data, dan operasi.

(55)

4. Jenis dari metode Peramalan.

Sangat perlu diperhatikan karena masing-masing metode memiliki kemampuan yang berbeda dalam analisa keadaan untuk pengambilan keputusan.

5. Ketepatan (Tingkat Ketelitian)

Untuk beberapa pengambilan keputusan, variabel atau penyimpanan atas ramalan yang dilakukan antara 10-15% masih normal, sedangkan kasus lain sebesar 5% adalah cukup berbahaya.

6. Kemudahan dalam Penerapan

Metode peramalan yang digunakan adalah metode yang mudah dimengerti dan mudah diaplikasi.

3.4.3.3. Metode Time Series

Metode Time Series terdiri atas sepuluh metode, yaitu: 1. Simple Average

2. Weighted Moving Average

3. Moving Average With Linier Trend 4. Single Exponential Smoothing

5. Exponentil Smoothing With Linier Trend 6. Double Exponential Smoothing

7. Double Exponential Smoothing With Linear Trend 8. Adaptive Exponential Smoothing

(56)

Winter’s Model

3.5. Prosedur Peramalan 3.5.1. Tujuan Peramalan

Penetapan tujuan peramalan bertujan untuk mengetahui kapan waktu peramalan dibutuhkan. Tujuannya untuk menentukan jumlah permintaan produk pada masa yang akan datang. Dalam hubungannya dengan horizon waktu peramalan, maka kita mengklasifikasikan peramalan tersebut ke dalam tiga kelompok yaitu :

1. Peramalan jangka panjang, umumnya 2 sampai 10 tahun. Peramalan ini digunakan untuk perencanaan produk dan sumber daya.

3.5.2. Diagram Pencar

Diagram pencar (scatter diagram) dibuat untuk melihat kecenderungan data atau hubungan antara sepasang kelompok data atau dua variabel untuk

mengetahui jenis korelasinya dan tingkat hubungannya. Langkah-langkah pembuatan Diagram Pencar :

(57)

1. Kumpulkan data-data yang menyangkut dua variabel yang akan diteliti.

2. Gambarkan dua sumbu, yakni sumbu vertiakal sebagai nilai kumulatif (akibat) dan sumbu horizontal sebagai nilai kuantitatif (sebab).

3. Menggunakan dalam skala yang tepat untuk mempermudah pembacaan diagram.

4. Plot data dalam grafik.

3.5.4. Parameter Peramalan dan Kesalahan Peramalan

3.5.4.1. Rata-rata Deviasi Mutlak (Mean Absolute Deviation = MAD)

MAD merupakan rata-rata kesalahan mutlak selama periode tertentu tanpa

memperhatikan apakah hasil peramalan lebih besar atau lebih kecil dibandingkan dengan kenyataannya. Secara matematis, MAD dirumuskan sebagai berikut7:

MAD = Σ n

Ft At−

Dimana:

A = Permintaan aktual pada periode-t Ft = Peramalan permintaan pada periode-t n = Jumlah periode yang terlibat

7_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya) Cetakan}

(58)

3.5.4.2. Rata-rata Kuadrat Kesalahan (Mean Square Error = MSE)

MSE dihitung dengan menjumlahkan kuadrat semua kesalahan peramalan

pada setiap periode dan membaginya dengan jumlah periode peramalan. Secara matematis MSE dirumuskan sebagai berikut8;

MSE = Σ

(

)

n Ft

At− 2

3.5.4.3. Rata-rata Kesalahan Peramalan (Mean Forecast Error = MFE)

MFE sangat efektif untuk mengetahui apakah suatu hasil permalan selama periode tertentu terlalu tinggi atau terlalu rendah. Bila hasil peramalan tidak bias, maka nilai MFE mendekati nol. MFE dihitung dengan menjumlahkan semua kesalahan peramalan selama periode periode peramalan dan membaginya dengan jumlah periode peramalan. Secara matematis, MFE menyatakan sebagai berikut9:

MFE = Σ

(

)

n Ft At−

3.5.4.4. Rata-rata Persentase Kesalahan Absolut (Mean Absolute Percentage Error = MAPE)

MAPE merupakan ukuran kesalahan relatif. MAPE biasanya lebih berarti dibandingkan MAD karena MAPE menyatakan persentase kesalahan hasil peramalan terhadap permintaan aktual selama periode tertentu yang akan

8_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya) Cetakan}

Pertama Hal:25

9_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya) Cetakan}

(59)

memberikan informasi persentase kesalahan terlalu tinggi atau terlalu rendah. Secara matematis, MAPE dinyatakan sebagai berikut10:

MAPE = 

    

n 100

At Ft At−

Proses penghitungan kesalahan peramalan dengan berbagai macam metode eror. Salah satu metode eror yaitu SEE. Proses pengujian hipotesa dengan:

Hipotesa H0 : SEE terkecil < SEE besar

Hipotesa Hi : SEEterkecil > SEE besar

SEE =

(

)

f n

y y n

t −

′ −

∑

₌₁ 2 dimana:

n = Jumlah data f = Faktor Kebebasan

3.5.5. Pemilihan Metode Peramalan Dengan Kesalahan Terkecil

Dari perhitungan peramalan dan perhitungan kesalahan peramalan dipilihlah metode yang memiliki kesalahan terkecil, karena dianggap paling mampu meramalkan kondisi yang akan dating.

10_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya)}

(60)

3.5.6. Proses Verifikasi

Proses verifikasi digunakan untuk melihat apakah metode peramalan yang diperoleh representatif terhadap data. Proses verifikasi dilakukan dengan menggunakan Moving Range Chart (MRC). Dari chart (peta) ini dapat terlihat apakah sebaran masih dalam kontrol ataupun sudah berada di luar kontrol. Jika sebaran berada di luar kontrol, maka fungsi/ metode peramalan tersebut tidak sesuai, artinya pola peramalan terhadap data (Y-YF) tersebut tidak representatif11.

Proses verifikasi dengan menggunakan Moving Range Chart (MRC

Harga dari ____

MR diperoleh dari : dimana:

Kondisi out of control dapat diperiksa dengan menggunakan empat aturan berikut:

Aturan Satu Titik

Bila ada titik sebaran (Y-YF) berada di luar UCL dan LCL. Walaupun jika

semua titik sebaran berada dalam batas kontrol, belum tentu fungsi/metode representatif. Untuk itu penganalisaan perlu dilanjutkan dengan membagi MRC dalam tiga daerah, yaitu : A, B, dan C.

11_{Arman Hakim Nasution Perencanaan Dan Pengendalian Produksi (Jakarta:Guna Widya)}

Cetakan Pertama Hal:25

1 N 1 N 2 t t MR MR − ∑− = =         − − − −         − = 1 t F Y 1 t Y t F Y t Y t MR

(61)

Aturan Tiga Titik

Bila ada tiga buah titik secara berurutan berada pada salah satu sisi, yang mana dua diantaranya jatuh pada daerah A.

Aturan Lima Titik

Bila ada lima buah titik secara berurutan berada pada salah satu sisi, yang mana empat diantaranya jatuh pada daerah B.

Aturan Delapan Titik

Bila ada delapan buah titik secara berurutan berada pada salah satu sisi, pada daerah C.

3.5.7. Interpretasi Hasil Peramalan

Menghitung peramalan berdasarkan metode yang dipilih pada jangka waktu yang diminta. Dengan menggunakan rumus dari metode yang dipilih dapat dilakukan perhitungan untuk memperoleh hasil peramalan untuk periode/masa yang diinginkan.

Dari Moving Range Chart (MRC) dan melalui pengujian 1,3,5,8 titik diperoleh bahwa semua data tidak ada yang out of control, maka data-data dianggap representatif dan metode yang digunakan sedah sesuai. Karena peramalan kuantitatif melalui perhitungan matematis, maka peramalan kuantitatif memiliki tahapan prosedur.

(62)

3.6. Tanki LNG

Fasi1itas penyimpanan LNG terdiri dari 4 (empat) buah tanki yakni F-6001, F-6002, F-6003 dan F-6005. pada saat ini hanya 4 (empat) tanki yang dipakai, yaitu F-6001, F·-6002 dan F-6003, dan F-6005 sedangkan tanki F-6004 telah rusak. Tanki-Tanki ini dibangun oleh TOYO KANETSU K.K 'l'OKYO, .JEPANG.

Fungsi dari tank penyirnpanan LNG ini adalah untuk menampung dan menyimpan produksi LNG c1ari Proses II sebclum dikapa1kan (LNG didalam tanki ini sudah siap untuk dieksport)12 .

3.6.1 Konstruksi Tanki Penyimpanan LNG

Tranki-tanki penyimpanan LNG mempunyui dinding dual lapis (Double Wall). T'anki bagian luarnya mempunyai ukuran garis tengah (diameter) 72.600mm dan tinggi keseluruhan dari fondasi ke atapnya 50.474 mm. Sedangkan tanki bagian dalam mempunyai ukuran 70.000 mm dan tinggi 35.760 mm yang dapat menampung 127.200 M3 (800.000 barrels) LNG13.

Dinding bahagian dalam (Inner Shell) terbuat. dari 9% Nekel Steel dan dinding luarnya (Outer Shell) serta atap tanki yang berbentuk "Dome" (kubah) terbuat dari Carbon Steel, dan dinding bagian dalamnya mempunyai "decks" dari aluminium (Lihat Gambar 4.2.1)

12_{PT Arun NGL LNG Storage Transfer Facilities And Shippng System (Lhokseumawe:Process}

Trainning Group) Hal24

13_{PT Arun NGL LNG Storage Transfer Facilities And Shippng System (Lhokseumawe:Process}

(63)

Gambar 3.1. Konstruksi Tank

Tanki ini diisolasi seluruhnya untuk menahan produksi LNG pada temperatur (-1590C) dan mengurangi penguapan (Boil Off) yang disebabkan kebocoran panas sekitar maksimum 0.05% wt per hari Bahan isolasi antara Inner: Shell dan Outer Shell terbuat dari bahan perlite (expanded perlite- perlite yang dikembangkan) dengan pembungkus terbuat dari bahan fiber glass yang mudah melenting yang ditempatkan diantara lapisan-lapisan "Annular" sehingga bisa bertahan terhadap pengembangan/pengerutan dinding tanki dan mencegah rusaknya perlite tersebut.

Bahan isolasi dari parlite ini kemudian ditutup dengan "Glass Hool" untuk mencegah tertiupnya perlite keluar jika terjadi kenaikan tekanan secara mendadak didalam ruang "Annular" tanki. Ruang annular: adalah tempat pernafasan vapour/Gas-gas panas (BoilOff), yaitu antara atap kubah tanki dengan deck yang tergantung (suspended deck) .

(64)

Dinding tanki bagian dalam terletak pacta, suatu lapisan pasir kering (dry sand) dan balok-balok "foam-glass" yang dipasang pada fondasi beton.Lapisan beton itu sendiri dilengkapi dengan "Heating Coil" (Electrically Heated). Semua koneksi pipa-pipa, masuk melalui deck yang tergantung dalam tanki atau masuk ke bottom tanki. pipa pengisian tanki ada. 2 (dua) yaitu, Top Fill Line dan Bottom Fill Line. Yang masing-masing berdiameter 16 inchi.. Dan pipa isap tanki ada 4 yang masing-masing mempunyai diameter 30 inchi dan bergabung menjadi satu pada pipa yang berdiameter 42 inchi. Tanki ini juga dilengkapi dengan pipa 6 inchi lengkap dengan fasilitas pendinginannya (Cool Dovm Spray Ring) yang disediakan. untuk operasi pendinginan (Cool DovlnOperations) Pengisian dapat dilakukan melalui Top maupun Bottom tanki. Pipa pengisian Tanki yang melalui botttom dipasang mring sebesar 30o dari horizontal dan dilengkapi jet mixing nozzle digunakan untuk mencampur produksi LNG yang baru masuk ke Tanki dengan LNG yang sudah ada di dalam Tanki untuk mencegah stratifikasi yang menyebabkan Roll Over di Tanki Stratifikasi adalah perbedaan komposisi dan temperatur LNG didalam tanki. Roll-Over adaIan penguapan yang cepat dan menyeluruh dalam sebuah tanki LNG yang disebabkan karena panas yang terperangkap didalam LNG sudah melebihi latent heatnya.

Produk LNG yang dihasilkan dari ketiga Train seluruhnya disimpan dalam tangki penyimpanan dengan spesifikasi sebagai berikut14 :

a. Bentuk tangki silindris, tegak lurus, double wall yang diisi oleh Perlite Lepas, Fibre Glass dan Glass Wool serta beratap dome roof.

14_{PT Arun NGL LNG Storage Transfer Facilities And Shippng System (Lhokseumawe:Process}

(65)

b. Berdiri di atas pondasi beton bertulang dan di kelilingi oleh tank farm. c. Diameter = 70.071 meter

d. Tinggi tangki = 50.474 meter e. Kapasitas = 127.200 m3 f. Temperature = - 1600 C

Tangki penyimpanan LNG ini diisolasikan dengan bahan isolator expanden perlite. Isolasi khusus ini dirancang untuk mengurangi seminimal mungkin panas yang masuk sehingga tangki mempunyai kemampuan mempertahankan suhu produk LNG yaitu pada suhu sekitar –160 ºC. Pondasi dari masing-masing tangki juga dilengkapi dengan pemanas listrik dan suhunya dijaga sekitar 5-7 ºC sehingga dapat mencegah kerusakan dasar tangki akibat terbentuknya pulau es (Ice Land) pada dasar tangki. LNG yang mengalir dari LNG Train masuk dari bagian atas tanki mencampur isi LNG yang berada dalam tangki sehingga mengurangi pembentukan lapisan-lapisan LNG dalam tangki. Hal ini dimaksudkan untuk menghindari terbentuknya suatu kondisi gejolak LNG yang cepat (roll over) akibat beda suhu antar lapisan LNG yang pada akhirnya dapat mengakibatkan rusaknya tangki penyimpanan LNG

3.7. Sistematika Pengisan Tank LNG

Pada PT Arun penggunaan dalam pengisan LNG ke Tank penyimpanan tidak boleh sembarangan. Karena ada ketentuan pengisian yang diatur oleh pihak Storage and Loading. Pada pengisan Tank mempunyai batasan-batasan dalam pengisiannya, lihat Gambar 4.2:

(66)

Ls < 5000m3

Ll 5000m3-30000m3

Hl 30000m 3

– 118750m3 Hs 118750m

– 127200m3

1.5m 33m

Gambar 3.2 Batasan Pengisan LNG

Keterangan15

Ls = Minimal pada Tank, Ketika LNG 5000M3 Tank otomatis tidak

dapat digunakan. Karena Pompa secara otomatis tidak dapat digunakan untuk Penyimpanan dan Pengiriman LNG.

Ll = Minimal Loading. yaitu Pada saat posisi LNG pada 30000M3

Loading (pengiriman) ke kapal dihentikan. Dikarenakan pada posisi 30000M3 akan digunakan dalm keadaan darurat seperti perbaikan Mesin hingga Shut Down (Pemadaman)

Hl = Maksimal Loading, Ketika posisi 118750M3 Harus dilakukan

pengiriman (Loading) Ke kapal. Pada Level ini perusahaan harus menurunkan tingkat produksi hingga 50% hingga terjadi proses loading.

15_{Abichoiri Hasbu LNG Storage Transfer Facilities and Shipping System (Lhokseumawe : PT}

(67)

Hs = Maksimal pada Tank, Perusahaan harus menghentikan kegiatan

produksi. hingga terjadinya proses Loading. Ketika penggunaan 4 Tank LNG maka :

 Batasan minimal yang terdapat pada Tank = Ls total = L1 x Jumlah Unit Tank

= 5000m3 x 4 = 20000m3

 Batasan minimal Loading yang terdapat pada Tank Ll total = Ll x Jumlah Unit Tank

= 30000m3 x 4 = 120000m3

 Batasan maksimal loading

Hl total = Hl x Jumlah Unit Tank

= 118750m3 x 4 = 475000m3

 480000M3 adalah batasan Maksimal yang terdapat pada Tank Hs total = Hs x Jumlah Unit Tank

= 127200m3 x 4 = 500800m3

3.8. PROSES FLOW LNG BOIL OFF

LNG Boil Off adalah gas-gas (vapour) yang keluar dari cairan LNG. Sebagairnana diketahui LNG mempunyai titik didih yang rendah, maka setiap saat mereka akan

(68)

berobah kebentuk gas. Dalam tanki-tanki penyimpanan LNG, selalu akan terjadi penguapan (Boil Off) yang disebabkan oleh adanya faktor-faktor sebagai berikut16

• Flashing.

• Daya antar panas (Thermal Conductivity) dari isolasi tanki.

• perobahan dari temperatur udara biasa (Ambient temperature) dan tekanan atrnosfir.

Boil off gas ini hampir keseluruhannya adalah Metane (CH4) yang merupakan

koreponen teringan dari LNG. Untuk jelasnya, kornposisi dari boil off gas ini adalah sebagai berikut

Nitrogen (N2) : 1,67% Mol

Metane (CH4) : 98.32% Mol Etane (C2H6) : 0.01% Mol

Total :100% mol

Boil off gas dari tanki-tanki penyimpanan LNG ini, dikompres dengan kompressor boil off dan dikirim ke Fuel Gas System atau bila tekanan dalam tanki-tanki penyimpanan rendah maka gas ini ada juga dialirkan kembali ketanki.

Kompressor boil off ada 2 buah yaitu : K-6801· A/B; Dan untuk meng-kompresikan Boil-off gas dari tanki-tanki LNGdipakai sebuah kompressorUntuk mendapatkan te~anan sekitar 15.5 kg/cm2 agar supaya dapat dikirim ke Fuel Gas System.

Proses flow LNG boil off dapat diterangkan sebagai berikut :

Boil off gas daritanki-tanki penyimpanan LNG dikompresi oleh Kompressor Boil

16_{PT Arun NGL LNG Storage Transfer Facilities And Shippng System (Lhokseumawe:Process}

(1)

 Batas minimal yang terdapat pada Tank Ls total = L1 x Jumlah Unit Tank

= 5000m3 x 3 = 14400m3

 Batas minimal Loading yang terdapat pada Tank Ll total = Ll x Jumlah Unit Tank

= 30000m3 x 3 = 90000m3

 Batas maksimal loading

Hl total = Hl x Jumlah Unit Tank = 118750m3 x 3

= 356250m3

 Batasan Maksimal yang terdapat pada Tank Hs total = Hs x Jumlah Unit Tank

= 127200m3 x 3 = 381600m3

(2)

ANALISA DAN PEMBAHASAN

6.1. Analisa dan Pembahasan Hasil Peramalan produksi pada Satutahun mendatang

Dari data produksi:

Produksi April 2008 -Mei 2009

519000 520000 521000 522000 523000 524000 525000 526000 Apr-08 M ay-08 Jun-08 Jul-08 A ug-08 S ep-08 Oct-08 Nov-08 D ec-08 Jan-09 Feb-09 Mar-09 Produksi

Gambar 6.1. Diagram Hasil Peramalan

Dengan Produksi Tertinggi pada bulan April 2008 yaitu 525313.91 m3 dan Produksi terendah pada bulan Maret 2009 yaitu 521660.16 m3 dan produksi total. 6281821.20m3.

6.2. Analisa dan Pembahasan tentang Level Aman Tangki dengan menggunakan 3 Tangki penyimpanan

(3)

Penyimpanan LNG Minimal pada Tank, Ketika LNG 5000M3 Tank otomatis tidak dapat digunakan. Karena Pompa secara otomatis tidak dapat digunakan untuk Penyimpanan dan Pengiriman LNG.

Minimal Pengiriman LNG ke kapal. yaitu Pada saat posisi LNG pada 30000M3 Loading (pengiriman) ke kapal dihentikan. Dikarenakan pada posisi 30000M3 akan digunakan dalm keadaan darurat seperti perbaikan Mesin hingga Shut Down (Pemadaman)

Maksimal Pengiriman Loading, Ketika posisi 118750M3 Harus dilakukan pengiriman (Loading) Ke kapal. Pada Level ini perusahaan harus menurunkan tingkat produksi hingga 50% hingga terjadi proses loading.

Maksimal Penyimpanan pada Tank, Perusahaan harus menghentikan kegiatan produksi. hingga terjadinya proses Loading. Kerena tekanan yang berada di dalam tangki penyimpan akan semakin besar.

Pada penggunaan 3 Tank LNG maka dapat di :

 _{Batas minimal yang terdapat pada Tank 15000m}3

 Batas minimal pengiriman yang terdapat pada Tank 90000m3

 Batas maksimal pengiriman 356250m3

 Batasan Maksimal penyimpanan terdapat pada Tank 127200m3

BAB VII

(4)

7.1Kesimpulan

Berdasarkan hasil evaluasi dan pembahasan di atas dapat disimpulkan beberapa hal sebgai berikut

a. Peramalan yang digunakan untuk mengetahui produksi LNG di PT Arun yang akan datang menggunakan metode peramalan eksponensial dengan SEE (Standard Error Estimate) terendah dibandingkan eksponensial, dan kuadratis.

b. Produksi Tertinggi pada bulan April 2008 yaitu 525313.91 m3 dan produksi menurun hingga produksi terendah pada bulan Maret 2009 yaitu 521660.16 m3. Produksi total 6281821.20m3

c. Berdasarkan level aman tangki dengan menggunakan tiga tangki dapat diketahui bahwa level volume untuk penyimpanan terendah LNG terendah adalah 5000m3 dan level tertinggi dari penyimpanan LNG adalah 127200m3.

d. Berdasarkan level aman tangki dengan menggunakan tiga tangki dapat diketahui bahwa level volume untuk pegiriman LNG terendah adalah 90000m3 dan level tertinggi dari penyimpanan LNG adalah 356250m3.

(5)

Sebaiknya perusahaan melakukan efisiensi penggunaan tangki dengan menonaktifkan 1 buah tangki. Karena ada banyak keuntungan yang diperoleh perusahaan selain keuntungan dari segi biaya keuntungan lainya adalah kinerja peralatan produksi menjadi lebih optimal dan lebih fleksibel. mengingat hasil produksi PT. Arun NGL masih dapat ditampung dengan menggunakan tiga tangki.

(6)

Bird , John. Matematika Dasar Teori dan Apikasi Praktis Cetakan ke-3 Jakarta : Erlangga

Besterfield, D. H. Quality Control. Fifth Edition. New Jersey: Prentice-Hall International, Inc. 1986.

Hasbu, Abichoiri LNG Storage Transfer Facilities and Shipping System Lhokseumawe : PT Arun Precess Training Group1980

Heizer Jay, Barry Render Operations Management Edisi Ketujuh. Jakarta: Salemba Empat 2006.

Hakim, Arman Nasution. Manajemen Industri Edisi Pertama Yogyakarta : Andi 2006

PT Arun NGL. LNG Storage Transfer Facilities And Shippng System Lhokseumawe:Process Trainning Group 1980