B. 390 PRA-RANCANGAN HYDROSKIMMING COMPLEX 150.000 BPSD DENGAN
PRODUK UTAMA GASOLINE BERSTANDAR EURO 5 Arif Nurrahman*, Adhil Rissallah, Gedhe M. Faruq, Hesti Fuzi L,
Irfan Dharmawan
Teknik Pegolahan Migas, PEM Akamigas Jl. Gajah Mada No. 38 Kecamatan Cepu, Blora, 58315
*E-mail: arifnurrahman0725@gmail.com Abstrak
Kebutuhan BBM di Indonesia meningkat setiap tahun dan tidak ada pembangunan kilang baru selama 20 tahun terakhir. Saat ini Indonesia menjadi negara net importir BBM terutama gasoline. Kebutuhan gasoline di Indonesia pada tahun 2025 berkisar 717.685 BPSD dan produksi dalam negeri sebesar 251.048 BPSD. Untuk memenuhi kebutuhan gasoline pemerintah perlu melakukan impor sebesar 466.637 BPSD. Dalam rangka mengurangi kebutuhan impor gasoline, dibangun kilang
hydroskimming complex dengan kapasitas 150.000 BPSD yang mengolah crude oil dari Murban
dengan oAPI 40,3 dan kandungan sulfur 0,756 %wt. Ditargetkan memangkas impor gasoline 4-5%
dengan spesifikasi berstandar Euro 5, RON min 91 dan sulphur content maksimum 10 ppm. Kilang
Hydroskimming Complex terdiri crude distillation unit, naphtha hydrotreating unit, catalytic reforming unit, dan pentane hexane isomerization unit yang dapat menghasilkan gasoline RON 92
dan sulphur content kurang dari 0,1 ppm. Kilang tersebut menghasilkan produk gasoline 19.296 BPSD, HOMC 9.280 BPSD, kerosene 28.425 BPSD, long residue 43.200 BPSD, LPG 313 BPSD,
fuel gas 1.286 BPSD, condensate 100 BPSD, dan dapat mengurangi kebutuhan impor gasoline
4,14%. Peneliti ini terdiri dari pra rancangan peralatan, serta tinjauan kelayakan keekonomian. Evaluasi keekonomian didapatkan keuntungan 87.023.968 USD per tahun, PBP selama 4,6 tahun, ROI 8,7%, BEP 73,5%.
Kata Kunci: energi angin; turbin angin; horizontal; airfoil; kecepatan rendah
PENDAHULUAN
Kebutuhan BBM di Indonesia meningkat setiap tahun dan tidak ada pembangunan kilang baru selama 20 tahun terakhir. Saat ini Indonesia menjadi negara net importir BBM terutama gasoline seperti pada Gambar 1. Kebutuhan gasoline di Indonesia pada tahun 2025 berkisar 717.685 BPSD dan produksi dalam negeri sebesar 251.048 BPSD. Pemerintah berencana membangun kilang baru di Tuban, dimana terintegrasi dengan TPPI (Trans Pacific Petrochemical Indotama).
Berdasarkan Keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Nomor 0177 K/10/DJM.T/2018 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi) Bahan Bakar Minyak Jenis
1st National Conference of Industry, Engineering and Technology 2020,
B. 391 Bensin (Gasoline) RON 98 yang dipasarkan di Dalam Negeri, Kementrian ESDM me-netapkan spesifikasi BBM setara dengan Euro 4. Serta Peraturan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan No P20/MENLHK/SETJEN /KUM.1/3/2017 tentang Baku Mutu Emisi Gas Buang Kendaraan Bermotor.
Meski implementasi standar emisi Euro 4 belum sepenuhnya sukses, pemerintah be-rencana menetapkan standar emisi lebih tinggi yaitu standar Euro 5 yang akan di-berlakukan pada 2025. Standar Euro 4 dan Euro 5 pada gasoline dibedakan berdasarkan kandungan sulfurnya. Kandungan sulfur yang ditetapkan untuk Euro 4 maksimal 50 ppm, sedangkan untuk Euro 5 maksimal 10 ppm (KESDM, 2018).
Gambar 1. Neraca Gasoline Indonesia Sumber: Data Primer yang diolah KESDM, 2018
Untuk memenuhi kebutuhan gasoline pemerintah perlu melakukan impor sebesar 466.637 BPSD. Dalam rangka mengurangi kebutuhan impor gasoline, dibangun kilang
hydroskimming complex dengan kapasitas 150.000 BPSD. Pra rancangan pabrik hydroskimming complex menghasilkan produk utama berupa gasoline yang dapat mencapai
spesifikasi produk yang sesuai standar Euro 5 dengan RON minimum 91 dan sulphur content maksimum 10 ppm dan dapat mengurangi 4-5 % kebutuhan impor gasoline serta memuaskan dalam keekonomian. Adapun unit penunjang dalam kilang Tuban berupa
hydroskimming complex yang terdiri dari crude distillation unit, naphtha hydrotreating unit, catalytic reform-ing unit dan pentane hexane isomerization unit.
B. 392 METODE PENELITIAN
Metode penelitian pada pra-rancangan kilang hydroskimming complex ini memiliki tahapan metode sebagai berikut:
a) Bahan dan Alat.
Bahan penelitian ini terdiri dari crude assay (Murban, UAE) dan data kondisi lingkungan Tuban. Bahan-bahan tersebut diolah menggunakan aplikasi Microsoft Office dan Aspen
Hysys. Serta APD PKL untuk per-lindungan diri selama berada di lingkungan kilang.
b) Subyek Penelitian.
Terdiri dari lokasi, bahan baku, kapasitas, serta data yang diperlukan. Lokasi pem-bangunan kilang mempertimbangan raw material supply, pasar dan transportasi. Bahan baku dan kapasitas rancangan, mem-pertimbangkan karakteristik feed, spesifikasi produk dan kapasitas rancangan. Sedangkan referensi penentuan data, meliputi data primer dan data sekunder.
c) Variabel Penelitian.
Dalam penelitian ini terdapat 2 variabel yaitu variabel bebas dan variabel terikat. Variabel bebas, meliputi kapasitas operasi, jenis proses yang dipilih, kondisi operasi dimensi peralatan. Variabel terikat, meliputi jumlah dan komposisi yield dan kelayakan keekonomian pabrik.
d) Metode Kerja
Metode kerja terdiri dari penyususan proposal penelitian, studi literatur dan kerja lapangan, desain proses dan peralatan, perhitungan desain proses dan peralatan, analisis hasil dan analisis ekonomi.
HASIL DAN PEMBAHASAN
Proses pada kilang hydrokimming com-plex terdiri dari crude distillation unit, naphtha
hydrotreating unit, CCR platforming unit, dan pentane hexane isomerisation unit.
Produk yang dihasilkan adalah iso-merate, reformate, kerosene, gas oil, dan residue. Produk gasoline merupakan blending final product dari pentane hexane isomer-ization unit berupa isomerate dengan final product dari CCR Platforming Unit berupa reformate yang akan menghasilkan produk dengan angka oktan 92.
Kapasitas kilang hydrokimming complex sebesar 150.000 BPSD yang mengolah crude oil dari Murban dengan oAPI 40,3 dan kandungan sulfur 0,756 %wt. Produk utama yang diperoleh dari umpan tersebut adalah produk gasoline 19.296 BPSD, HOMC 9.280 BPSD,
B. 393
kerosene 28.425 BPSD, long residue 43.200 BPSD, LPG 313 BPSD, fuel gas 1.286 BPSD,
dan condensate 100 BPSD.
Harga total peralatan kilang hydro-skimming complex dikorelasikan dengan nilai investasi berdasarkan buku Max Peter Plant Design & Economic for Chemical Engineers dan cost
index menggunakan Nelson Farrar Index pada tahun 2022 adalah US$ 103.039.662. Harga
tersebut merupakan har-ga peralatan setelah ditambahkan biaya pe-ngiriman 10% dari harga peralatan.
Harga Purchase Equipment Cost (PEC) akan menjadi dasar perhitungan harga Direct
Plant Cost (DPC). Harga DPC hydro-skimming complex adalah US$ 471.509.495.
Menggunakan dasar perhitungan bahwa DPC sebesar 65% Fixed Capital Investment (FCI) maka nilai FCI diperoleh US$ 725.399.224. Nilai FCI adalah biaya yang dibutuhkan hingga pabrik berdiri, sedangkan nilai ter-sebut masih harus ditambahkan biaya Work-ing Capital (WC) selama satu bulan pertama kilang dijalankan. Nilai penjumlahan dari FCI dan WC adalah nilai Total Capital Investment (TCI). Biaya pembelian raw material selama satu bulan awal sebagai WC adalah US$ 280.147.500 sehingga didapatlah nilai TCI sebesar US$ 1.005.546.724
Gambar 2. Blok Diagram Hydroskimming Complex
Dalam pengoperasian kilang, perlu adanya biaya operasi untuk keberlangsungan produksi atau biaya produksi, biaya produksi itulah yang disebut Total Production Cost (TPC). Besarnya nilai TPC dihitung berdasar-kan ketentuan bahwa besarnya biaya raw material adalah 70% dari TPC. Total Produc-tion Cost untuk mengoprasikan kilang hydro-skimming
NHT CCR Platforming Penex Blending CDU Kerosene Gas Oil Long Residue Reformate Isomerate H2 Makeup Gas Unstab LPG Light Naphtha Heavy Naphtha H2 Makeup Gas Naphtha Gasoline LPG Off Gas Fuel Gas Fuel Gas Crude Oil HOMC
B. 394
complex tiap tahun adalah US$ 4.402.317.857. Pendapatan kilang hydro-skimming complex
tiap tahun diperoleh dari penjualan setiap produk setelah dikurangi pajak adalah sebesar US$ 87.023.968.
Penentuan kelayakan kilang hydro-skimming complex dilihat dari parameter ekonomi seperti Return on Investment (ROI), Payback Period (PBP), Net Present Value (NPV),
Discounted Cash Flow Rate of Return (DCFROR), dan Break Even Point (BEP). Basis
perhitungan parameter ekonomi desain berdasarkan data buka bank sebesar 10% dan nilai depresiasi investasi sebesar 10% per-tahun.
a. Return on Investment
Return on Investment (ROI) didefinisi-kan sebagai rasio antara profit dengan investasi.
Yaitu net profit dan Total Capital Investment (Peters,2003).
ROI = Net profit
Total Capital Investment×100% .……(1)
Dari hasil perhitungan didapatkan ROI sebesar 8,7% per tahun.
b. Payback Period
Payback Period (PBP) adalah lamanya waktu yang diperlukan untuk nilai total return
menyamai Fixed Capital Investment (Peters,2003).
PBP = Fixed Capital Investment
Cashflow ..…………. (2)
Dari hasil perhitungan didapatkan PBP sebesar 4,6 tahun.
c. Net Present Value
Net Present Value (NPV) adalah jumlah saat ini dari cashflow yang akan datang. Nilai
NPV selalu berkurang dari total nilai proyek di masa depan karena diskon cashflow (Aries,1955)
NPV = CFn
1+i n……….(3)
n=t
B. 395 Hasil perhitungan NPV bernilai US$ 110.880.578 yang berarti pada jumlah cash-flow selama 10 tahun masih bernilai positif jika dikurangi dengan Total Capital Invest-ment dengan interest rate 10%.
d. Discounted Cash Flow Rate of Return
Discounted Cash Flow Rate of Return (DCFROR) bermanfaat untuk membanding-kan capital cost pada proyek-proyek yang berbeda, jumlah modal yang digunakan, masa pakai
pabrik, atau suku bunga yang berlaku tiap saat. DCFROR merupakan metode yang lebih berguna dari NPV ketika membanding-kan proyek dengan ukuran yang berbeda.
DCFROR juga dapat dibandingkan se-cara langsung dengan suku bunga. Oleh karena itu kadang dikenal sebagai interest rate of return atau internal rate of return (IRR) (Aries,1955).
IRR = CFn 1+i' n n=t
n=1
= 0 ……… (4)
Dari hasil perhitungan didapatkan IRR sebesar 12,5%.
e. Break Even Point
Break Even Point (BEP) adalah kapasitas minimum dimana biaya produksi total sama
dengan pendapatan dari hasil penjualan produk (Ray,2008)
BEP = Fa + 0,3Ra
Sa - Va 0,7 Ra×100%………..(5)
Dari hasil perhitungan didapatkan BEP sebesar 73,5%.
KESIMPULAN
Kilang hydroskimming complex dengan kapasitas 150.000 BPSD, terdiri dari 4 unit proses yaitu crude distillation unit, naphtha hydrotreating unit, catalytic reforming unit dan
pentane hexane isomerization unit. Menghasilkan produk gasoline 19.296 BPSD, HOMC
9.280 BPSD, kerosene 28.425 BPSD, long residue 43.200 BPSD, LPG 313 BPSD, fuel gas 1.286 BPSD, condensate 100 BPSD. Produk gasoline yang dihasilkan memenuhi standar Euro 5 dan dapat mengurangi ke-butuhan impor gasoline 4,14% dengan ke-untungan
B. 396 87.023.968 USD per tahun, PBP selama 4,6 tahun, ROI 8,7%, BEP 73,5%. Berdasarkan analisis keekonomian dan per-hitungan engineering dapat disimpulkan bahwa desain yang kami rancang layak dan dapat dilanjutkan untuk dikaji lebih lanjut.
DAFTAR PUSTAKA
Indonesia. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. Handbook of Energy and Economic Statistics of Indonesia. Jakarta: KESDM; 2018.
S Peters. dkk. 2003. Plant Design and Economics for Chemical Engineers. 5th Edition. New York: McGraw Hill.
Aries, R.S. and R.D. Newton. Chemical Engineering Cost Estimation. New York: Mc Graw Hill Book Company;1955.
Sinnott, Ray. dan Towler, Gavin. Principles, Practice and Economics of Plant and Process Design. USA: Elsevier Inc; 2008.
Kern, Q Donald. Process Heat Transfer. New York: Mc Graw Hill Book Company; 1950. Meyers, Robert A. Handbook of Petroleum Refining Processes. 3rd Edition. New York: Mc
Graw Hill Book Company; 2004.
Nelson. Wilbur L. Petroleum Refinery Engineering. New York: Mc Graw Hill; 1936. Riazi, M.R. Characterization and properties of petroleum fractions. Philadelphia: American
Society For Testing And Materials; 2005.
