BAB II.deskripsi Proses

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat BAB II DESKRIPSI PROSES

Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, dapat dibedakan menjadi tiga yaitu: 1.

Hydro Skimming Skimming Complex (HSC)

Unit ini terdiri dari Distillation Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha Processing Unit (NPU).

2.

Distillation Distillation & Hydrotreating Hydrotreating Complex (DHC)

Unit ini terdiri dari Atmospheric Atmospheric Hydrotreating Hydrotreating Unit (AHU) dan Hydrotreating Hydrotreating Unit (HTU).

3.

Residue Catalytic Catalytic Craker Craker Complex (RCCC)

Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat polygasoline polygasoline (bahan campuran mogas dengan bilangan oktan 98), naphta, Light Cycle Oil (bahan dasar minyak diesel dan bahan pencampur solar), serta Decant Oil (bahan dasar minyak bakar).

Produk-produk dari fraksinator unit RCC kemudian diproses pada unit pemurnian untuk memurnikan produk kilang dari pengotor agar memenuhi spesfikasi pasar yang diinginkan. Pada akhir tahun 2005, PERTAMINA membuka unit baru untuk memproses dan meningkatkan angka oktan dari naphta tanpa menggunakan TEL dan MTBE, yaitu Naphta Processing Processing Unit (NPU) atau lebih dikenal dengan Proyek Langit Biru Balongan (PLBB). Seluruh proses pada kilang tersebut dibantu oleh sistem utilitas yang terdiri dari generator (generator utama dan generator cadangan), ketel uap, menara pendingin, sistem udara tekan, dan pabrik nitrogen.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat polygasoline polygasoline (bahan campuran mogas dengan bilangan oktan 98), naphta, Light Cycle Oil (bahan dasar minyak diesel dan bahan pencampur solar), serta Decant Oil (bahan dasar minyak bakar).

Produk-produk dari fraksinator unit RCC kemudian diproses pada unit pemurnian untuk memurnikan produk kilang dari pengotor agar memenuhi spesfikasi pasar yang diinginkan. Pada akhir tahun 2005, PERTAMINA membuka unit baru untuk memproses dan meningkatkan angka oktan dari naphta tanpa menggunakan TEL dan MTBE, yaitu Naphta Processing Processing Unit (NPU) atau lebih dikenal dengan Proyek Langit Biru Balongan (PLBB). Seluruh proses pada kilang tersebut dibantu oleh sistem utilitas yang terdiri dari generator (generator utama dan generator cadangan), ketel uap, menara pendingin, sistem udara tekan, dan pabrik nitrogen.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat

A. Hydro Skimming Complex Complex Unit (HSC) A.1. Distilation & Treating Unit Unit (DTU)

Pada unit ini terdiri dari Crude Distilation Unit (CDU) (Unit 11), Amine (Unit 23), Suor Water Stripper (Unit 24), Sulfur Plant (Unit 25), dan Treatment (Unit Caustic soda (Unit 64). A.1.1. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU)

Unit ini pada mulanya dibangun untuk mengolah campuran minyak mentah yang terdiri dari 80% Duri Crude Oil dan 20% Minas Crude Oil. Dengan kapasitas keseluruhan sebesar 125.000 BPSD (Barrel Per Stream Day) atau 8281 m3/jam. Namun pada perkembanganya dengan pertimbangan optimasi, sekarang unit ini dioperasikan pada perbandingan 50% Duri Crude Oil dan 50% Minas Crude Oil. Feed pada CDU masih mengandung kontaminan logam serta

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Seksi ini dirancang untuk mengolah kondensat overhead menjadi produk LPG, Naphta, dan Kerosene. Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran Wild Naphta dari Gas Oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater . Unit ini beroperasi dengan baik

pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91. Tahapan Proses:

Minyak mentah Duri dan Minas dicampur di off site (area tank farm ) dan dialirkan oleh crude oil charge pump (11-P-101 A/B) sebanyak 748.330 kg/jam melalui cold preheater train dan desalter menuju furnace (F-101). Minyak mentah mula-mula dipanaskan oleh produk Light Gas Oil (LGO), kemudian oleh HGO ( Heavy Gas Oil ), residu, Top Pump Around (TPA), dan intermediate residu pada exchanger (11-E-101) sampai (11-E-105) secara seri dari suhu 47,79°C sampai 155,1 °C sebelum masuk ke desalter yang dipasang berurutan (11-V-101

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat residue , HGO produk, Bottom Pump Around (BPA) dan hot residue pada

exchanger (11-E-106) sampai (11-E-111) secara berurutan sampai suhu 276°C. Hot preheater unit ini bertujuan untuk mengurangi beban kerja dari furnace (F-

101). Minyak mentah yang keluar terakhir dari preheater exchanger kemudian dinaikkan suhunya dengan dilewatkan melalui furnance (11-F-101) dengan membaginya ke dalam 8 pipa yang melingkar di dinding furnance, sedangkan api berada ditengah-tengah furnace dan tidak boleh mengenai pipa (pemanasan secara radiasi) agar tidak merusak pipa, kemudian keluaran furnace digabung kembali ke dalam 1 pipa. Pemanasan dilakukan sampai suhu feed main fractionator mencapai 359,6 °C. Hal ini dikarenakan minyak mentah tersebut memiliki tekanan yang masih cukup untuk menekan terjadinya penguapan dan untuk meningkatkan efisiensi pemanasan, sehingga flow measurement dan kontrol untuk 8 pass dari

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat sebagian minyak dipisahkan dan di- strip oleh (11-C-102) untuk menghasilkan produk LGO. c) Bottom pump around stream diambil dari tray nomor 25 dari kolom fractionator dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120) menggunakan P-106. Kemudian dialirkan ke crude preheated train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray nomor 22. Sebelum memasuki crude preheated train, sebagian minyak dipisahkan dan di- strip oleh (11-C-103) untuk menghasilkan produk HGO. Selain itu, akibat pengambilan panas menyebabkan suhu side stream tersebut turun dan digunakan sebagai refluks untuk pengatur temperatur pada tray di atasnya dan mencegah adanya fraksi berat yang terbawa ke atas. Pada fractionator C-101 juga diambil side streamnya untuk menghasilkan produk light gas oil dan heavy gas oil. Sebelum diambil sebagai produk LGO dan HGO,

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat air) dari (11-V-102) dipompakan ke sour water stripper unit . Kondensat overhead distilat (fraksi minyak) ditampung di (11-V-102) dan dipompakan ke seksi overhead fraksinasi dan stabilizer unit untuk diproses lebih lanjut. Pada stabilizer

terjadi pemisahan fraksi minyak yang lebih berat (campuran naphta dan kerosene) dengan fraksi gas. Overhead distilat dari (11-V-102) dipanaskan dengan hot kerosene product dan stabilizer bottom (11-E-118) dan (11-E-119) secara

berurutan sampai suhu 184 °C sebelum dialirkan ke stabilizer (11-C-104). Setelah itu dikondensasikan ke stabilizer kondenser (11-E-121) dan dimasukkan ke stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondensasi dipompakan

kembali ke stabilizer sebagai refluks dan vapor yang dihasilkan sebanyak 29.800 kg/jam dialirkan ke amine treating facilities yang dikontrol oleh pressure contol. Stabilizer bottom dipanaskan kembali oleh reboiler (11-E-120). Bottom product

berupa naphta dan kerosene yang sudah stabil dialirkan ke splitter (11-C-105) dan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat low pressure steam, yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101)

menjadi superheated steam, sebelum diinjeksi ke stripper . Produk LGO dipompakan dari (11-C-102) dan digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-101). Produk HGO dipompakan dari (11-P-106) dan digunakan

sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-108) dan (11-E-102) secara berurutan. Campuran dari gas oil bisa juga dialirkan ke storage melalui pressure control setelah didinginkan di gas oil train cooler (11-E-102).

Residu di-stripping dengan steam di dalam stripping water (11-C-101) dengan menggunakan superheated stream . Kemudian residu dipompakan dari (11-C-101) untuk digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E111/110/107/105/103) secara berurutan). Normal operasi residu dialirkan ke ARHDM, RCC Unit, dan tangki penyimpanan. (PERTAMINA EXOR-1, ”Pedoman Operasi Kilang Unit 11 CDU”, 1993, Balongan )


Gambar II-1 Diagram Alir Proses Crude Distilling Unit

Program Studi Sarjana Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

33

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.1.2. Unit 23: Amine Treatment Unit

Pada unit ini digunakan untuk mengolah

sour

gas serta

untuk

menghilangkan kandungan H 2S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai adalah SHELL ADIP ( amine diisopropanol ) dengan menggunakan larutan MDEA (methyl diethanol amine ) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 2 kgmol/m 3. Pada unit ini diharapkan supaya kandungan H 2S produk maksimal sebesar 50 ppm volume. Pada unit ini terdapat tiga alat utama, yaitu: 1. Off Gas Absorber Berfungsi untuk mengolah gas yang berasal dari CDU, AHU, GOHTU dan LCO HTU. Hasilnya dialirkan ke fuel gas system, dan dipakai sebagai umpan gas H 2 plant. Kapasitasnya 18.522 Nm 3/jam. 2. RCC Unsaturated Gas Absorber

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat kemudian dilewatkan ke exchanger (14-E-201) dengan menggunakan air pendingin, kemudian ditampung di vessel gas KO drum (14-V-101). Umpan yang masuk ke dalam kolom amine absorber (16-C-105) berasal dari off gas yang merupakan produk dari RCC. Produk atas dari kolom amine absorber yang berupa treated off gas ditampung di off gas absorber (14-C-210) dan distabilkan di KO drum (16-V-107) untuk digunakan sebagai fuel gas system dan sebagai umpan H2Plant . Produk bawahnya berupa hidrokarbon drain yang dibuang ke flare.

Produk bawah dari off gas absorber dicampur dengan produk bawah RCC unsaturated gas absorber (16-C-105) dan fraksi cair dari RCC unsaturated treated gas KO drum (16-V-107). Sebagian dari campuran tersebut dialirkan

melalui rich amine filter (23-S-103) dan sebagian lagi melalui bypass untuk dicampur kembali dan dilewatkan di exchanger (23-E-102). Kondisi aliran


Gambar II-2 Diagram Alir Proses Amine Treatment


36

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.1.3. Unit 24: Sour Water Stripper Unit

Unit ini berfungsi menghilangkan H 2S dan amoniak yang terkandung dalam air sisa proses, agar air buangan bersifat ramah lingkungan. Tahapan Proses:

Pada unit ini terdiri dari 2 seksi, yaitu: 1.

Seksi Sour Water Stripper (SWS) / Train 1 dan 2 Seksi ini terdiri atas 2 train yang perbedaanya didasarkan atas air buangan proses yang diolah, yaitu: 

Train 1: dengan kapasitas 67 m 3/jam, yang berfungsi untuk mengolah air buangan proses yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU.



Train 2: dengan kapasitas 65,8 m 3/jam, berfungsi untuk mengolah air buangan proses yang berasal dari RCC Complex. Fungsi kedua train adalah menghilangkan H 2S dan NH 3 yang ada di air

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat b. Spent Caustic yang merupakan regenerasi dari unit-unit: 



Gas Oil Hydrotreater (GOHTU) Light Oil Hydrotrater (LCOHTU)

Komponen sulfur dalam spent caustic dapat berupa S2- atau HS-.Reaksireaksi yang terjadi: 2S2- + 2O2 + H2O → S2O32- + 2OH2HS- + 2O2 → S2O32- + H2O Selanjutnya thiosulfat dioksidasi menjadi: S2O32- + O2 + 2OH- → 2SO42- + H2O Kemudian pH treated spent caustic diatur dengan NaOH atau H 2SO4. Saat initerjadi peningkatan kapasitas unit SWS karena adanya tambahan sour water dari Naphta Treatment Unit (NTU) atau Kilang Langit Biru Balongan

(KLBB).


Gambar II-3 Diagram Alir Proses Sour Water Stripper


39


Gambar II-4 Diagram Alir Proses Spent Caustic Treating Section


40

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.1.3. Unit 25: Sulphur Plant Sulphur Plant adalah suatu unit untuk mengambil unsur sulfur dari off gas amine treatment unit dan H2S stripper train pertama unit SWS. Unit ini terdiri

dari unit Claus yang menghasilkan cairan sulfur dan berfungsi sebagai fasilitas penampungan atau gudang sulfur padat. Pada sulphur unit feednya berasal dari beberapa komponen unit proses lain diantaranya acid gas ex unit 24, acid gas unit 23. Selain itu unit ini juga menggunakan natural gas yang diperoleh langsung dari udara disekitar. Pada unit ini terdiri dari lima seksi, yaitu: 1. Seksi Gas Umpan 2. Seksi Dapur Reaksi dan Waste Heat Boiler 3. Seksi Reaktor dan Sulphur Condensor 4. Seksi Incinerator

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat unit ini sulfur yang berasal dari unit Claus yang berfasa cair diubah menjadi fasa padat dan dibentuk serpihan kemudian disimpan. Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut: H2S + ½ O2 → SO2 + H2O (thermal) H2S + ½ SO 2 ↔ ½ S + H2O (thermal dan catalyst) Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar sulfur yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH 3 dari unit SWS dan membakar gas dari sulphur pit . (PERTAMINA EXOR-1, ”Pedoman Operasi Kilang Unit 23 -25 Amine Treatment, Sour Water Stripper, Sulphur Plant , 1993, Balongan) ”


Gambar II-5 Diagram Alir Proses Sulphur Plant


43

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.2. Naphtha Processing Unit (NPU)

Seksi NPU atau dikenal juga sebagai Kilang Langit Biru Balongan mengolah bahan baku naphta menjadi gasoline dengan angka oktan tinggi. Seksi ini terdiri dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit 32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32) dan Penex Unit (Unit 33). A.2.1. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU)

Unit Naphtha Hydrotreating Process (NHDT) dengan fasilitas kode 31 didesain untuk mengolah nafta dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m 3/jam) dari Straight Run Naphtha . Tabel II-2 Analisis

Spesifikasi Bahan Baku Naphta

Satuan

Spesifikasi

Lean Feed Case

Rich Feed Case

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Bromine Index

0,1 max

0,1 max

Total Olefin

% vol

0,1 max

0,1 max

Total Metal

ppb berat

40 max

40 max

Unit NHDT merupakan proses pemurnian katalitik dengan

memakai

katalis dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2 yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama dari NHDT dapat disebut juga sebagai operasi pembersihan. Dengan demikian, unit ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit selanjutnya ( downstream ). Tahapan Proses :

Unit NHDT terdiri dari 4 bagian yaitu bagian Oxygen Stripper , Reactor

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat dipanaskan terlebih dahulu dengan menggunakan heat exchanger (31-E-102 A/B), lalu dipompakan dengan menggunakan charge pump (31-P-101 A/B) menuju heat exchanger (31-E-104) dan furnace (31-F-101) sebelum masuk ke dalam reaktor (31-R-101). Bila feed disimpan terlalu lama dan kondisi feed reactor yang keluar dari heat exchanger tidak dibersihkan, maka kandungan O 2dan olefin yang terdapat di dalam feed dapat menyebabkan terjadinya fouling sehingga efisiensi transfer panas dapat menurun. Selain itu, keberadaan campuran O 2 juga dapat merugikan operasi dari unit selanjutnya, yaitu unit platformer. Hal itu dikarenakan setiap campuran O2 dapat bereaksi menjadi air di dalam unit platfomingsehingga kesetimbangan air-klorida pada katalis platfoming akan

terganggu. 2. Reactor Section

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat berfungsi untuk menghilangkan H 2S, air, hidrokarbon Naphtha stripper ringan serta melepas H2 dari keluaran reaktor. Sebelum masuk unit stripping , umpan dipanaskan terlebih dahulu dalam Heat Exchanger (31-E-107) dengan memanfaatkan bottom product dari naphtha stripper . Top product kemudian didinginkan dengan menggunakan fin fan (31-E-108) dan kemudian masuk ke dalam vessel (31-V-102). Fraksi di dalam vessel sebagian akan di refluks. Sedangkan gas yang ada akan dialirkan ke unit amine treatment dan flare. Air yang masih terkandung kemudian di buang ke SWS. Bottom product sebagian dipanaskan dan sebagian lain dikirim ke naphtha spilitter . Naphtha yang keluar dari naphtha stripper biasanya disebut dengan sweet naphtha. 4. Naphtha Splitter Naphta

splitter digunakan untuk memisahkan sweet naphtha yang

masuk menjadi 2 aliran, yaitu Light Naphthadan Heavy Naphtha.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Lead

ppm berat

10 max

Arsenic

ppm berat

1 max

Water

ppm berat

Jenuh pada temperatur desain

Total Sulfur

ppm berat

0,1 max

Total Nitrogen

ppm berat

0,1 max

Fluoride

ppm berat

0,1 max

% vol

0,1 max

Total Olefin

0,1 max

Bromine Index

Total Oksigen

Tabel II-4 Analisis

ppm berat

0,5 max

Spesifikasi Produk Heavy Hydrotreated Naphta Satuan

Spesifikasi

Lean Feed Case

Rich Feed Case

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 10 max

Bromine Index

Total Oksigen

ppm berat

2 max

Total Metal

ppb berat

40 max


Gambar II-6 Diagram Alir Proses Naphta Hydrotreating Process Unit


50

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.2.2. Unit 32: Platforming (PLT)

Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses 29,000 BPSD (192 m 3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit proses NHT (Facility Code 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk menghasilkan aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor (motor fuel / gasoline ) karena memiliki angka oktan yang tinggi (angka oktan minimum 98). Unit Platforming terdiri dari beberapa seksi: 1. Seksi Reaktor 2. Seksi Net Gas Compressor 3. Seksi Debutanizer 4. Seksi Recovery Plus Tahapan Proses:

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Gas yang dihasilkan dari hasil reaksi kemudian dialirkan dengan menggunakan kompresor, sebagian digunakan untuk purge gas katalis. Purge gas katalis berfungsi untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan katalis sebelum dikirim ke unit CCR. Sebagian dari fraksi gas yang tidak terkondensasi akan dicampurkan dengan gas dari CCR dan debutanizer , lalu akan dialirkan ke net gas chloridetreatment untuk menghilangkan kandungan klorida yang sangat berbahaya bila terdapat dalam bentuk gas. Net gas yang berupa hidrogen, off gas, dan LPG kemudian akan digunakan dalam unit CCR dan Platforming , sebagian akan digunakan sebagai fuel gas. Sebagian gas ada yang

dipisahkan menjadi H2 untuk digunakan pada unit NHDT dan Penex. Gas-gas hidrokarbon yang berupa LPG dan off gas dikembalikan ke separator (32-V-101). Aliran campuran naphtha dari vessel recovery akan diproses di debutanizer untuk memisahkan fraksi naphtha dengan fraksi gas yang masih mengandung


Gambar II-7 Diagram Alir Platforming Process Unit


53

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat A.2.3. Unit 32: Continuous Catalyst Regeneration (CCR)

Tugas unit CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi akibat reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut, katalis reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan laju yang lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi platforming. Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi,

sementara katalis diregenerasi secara kontinyu. Tahapan Proses:

Dua fungsi utama CCR Cyclemax adalah sirkulasi dan regenerasi katalis dalam suatu sirkuit kontinyu yang berlangsung melalui 4 langkah seksi regeneasi, yaitu: 1. Pembakaran coke


Gambar II-8 Diagram Alir Proses Continous Catalytic Regeneration Unit


55

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 2.1.2.4.

Unit 33: Penex

Tujuan unit Penex adalah proses catalytic isomerization dari pentana, hexana dan campuran dari CCR Regeneration Process Unit . Reaksi yang terjadi menggunakan hidrogen pada tekanan atmosfer, dan berlangsung di fixed bed catalyst pada pengoperasian tertentu yang dapat mengarahkan proses isomerisasi

dan meminimisasi proses hydrocracking . Proses ini sangat sederhana dan bebas hambatan. Pelaksanaannya pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV yang tinggi, dan tekanan hidrogen parsial rendah. Tahapan Proses:

Unit Penex terdiri dari 7 bagian utama sebagai berikut: 1.

Sulphur Guard Bed

Tujuan utama sulphur guard adalah untuk melindungi katalis dari sulfur yang terbawa di dalam liquid feed , meskipun sebagian besar sulfur telah

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat untuk menaikkan angka oktan dari n-parafin ( light naphtha C5,C6, dan C 7) Untuk mengurangi kerugian akibat pemakaian katalis, katalis dapat diganti sebagian saja. Selain itu juga dapat dilakukan dengan menaikan LHSV, seperti butiran katalis yang kecil. Proses isomerisasi dan benzene hydrogenasi adalah proses eksotermik, yang menyebabkan kenaikan temperatur reaktor. Disyaratkan menggunakan sistem dua reaktor untuk mengatur temperatur tinggi dengan reaktor yang dilengkapi heat exchanger dengan media pendingin cold feed . Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. Sebagai promotor inti asam katalis, ditambahkan perchloride secara kontinyu yang akan terpecah menjadi hydrogen chloride (HCl) dalam jumlah yang sangat kecil. 4.

Product Stabilizer

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 5.

Caustic Scrubber dan Spent Caustic Degassing Drum Caustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida

(HCl) dalam fraksi gas yang akan masuk ke refinery fuel gas system . Material balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan caustic diturunkan

hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m 3. Teknik khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai yaitu dengan menginjeksikan sulfuric acid ke dalam aliran ini. 6. LPG Stripper Top product di recycle ke stabilizer receiver untuk mengolah fraksi ringan

dan meminimalkan LPG yang terikut. Bottom product sebagian direfluks dan sebagian lagi didinginkan menjadi produk LPG. 7. Deisohexanizer


Tabel II-6 Analisis

Spesifikasi Produk LPG

Satuan

Spesifikasi

Lean Feed Case

Rich Feed Case

547

547

52,9

52,98

Kg/m3

Liquid Density

Berat Molekul (PERTAMINA

BLUE

SKY

PROJECT.

“Schedule

Platforming Units Volume 2. Balongan 2001: UOP)

A

Platforming/CCR


Gambar II-9 Diagram Alir Penex Process Unit


60



61

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat B. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)

Proses ini terdiri dari beberapa unit, yaitu ARHDM (Unit 12 dan Unit 13), dan HTU yang terdiri dari Hydrogen Plant (Unit 22), GO HTU (Unit 14) dan LCO HTU (Unit 21) B.1. Unit 12 & 13: Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit (ARHDM / AHU)

Unit ini berfungsi untuk mengolah atmosferis residue yang berasal dari CDU yang masih mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium, serta Carbon (C) dalam jumlah yang tinggi, menjadi Hydrodemetalized Atmospheric Residue yang mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium serta Carbon (C) dalam jumlah yang relatif kecil. Proses yang terjadi menggunakan katalis pada temperatur dan tekanan yang tinggi. Unit ini mempunyai kapasitas 58.000 BPSD (384 m 3/jam). Produk unit ini kemudian digunakan sebagai feed RCC Unit .

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Asphalteness

% wt

0,5

0,85

0,55

Wax content

% wt

18,5

42

22

mg KOH/gr

0,68

0,05

0,59

Neutralization number

Produk yang dihasilkan unit ini berupa: 

Off gas

: 170.500 Nm 3/jam



Naphta

: 900 Nm3/jam



Kerosene : 2.500 Nm 3/jam



Gasoil



: 5.900 Nm 3/jam

Demetallized Atmospheric Residue (DMAR)

: 50.300 Nm 3/jam

Tabel II-8 Spesifikasi Produk off gas ARHDM Analisis

C5+

Satuan

Range

% wt

2 max

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Colour

Stabil

Water content

Free

Tabel II-11

Spesifikasi Produk Hydrocracked Gas Oil

Analisis

Satuan

Range

o

240 – 370

Flash Point PMCC

o

80 min

ASTM D 90 % vol

o

C

350 max

% wt

0,1 max

C

Boiling Point

C

Corrosion Carbon

o

C

Distilation gap between 95 % vol

15 min

kerosene and 5 % vol gas oil

Tabel II-12

Spesifikasi Produk Demetallized Atmospheric Residue (DMAR)

Parameter

Jumlah

Keuntungan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat digunakan berbentuk pellet kecil, terbuat dari alumina base yang mengandung logam aktif seperti cobalt , nikel , dan molybdenum . Tipe katalis yang digunakan di ARHDM adalah katalis hydrodemetallization , yaitu katalis yang dapat mentoleransi kandungan logam dalam jumlah besar. Katalis tersebut tidak dapat diregenerasi dan diganti setiap 15 bulan. Unit ARHDM mempunyai 2 reaktor paralel, modul 12 dan modul 13, masing-masing dilengkapi dengan reaktor secara seri. Modul-modul tersebut dirancang dimana modul dapat beroperasi sendiri-sendiri. Tahapan Proses:

Secara umum, proses pengolahan di unit ARHDM terbagi dalam lima seksi, yaitu: 1. Seksi feed atau umpan 2. Seksi reaksi

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan temperatur dan mengontrol kecepatan reaksi, maka diinjeksikan Cold Quench Recycle Gas pada reaktor.

Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Reaktor

Pendinginan pertama dilakukan di exchanger (13-E-101-A/B) dimana effluent reaktor diambil sebagian panasnya dengan Combined Feed Reactor. Effluent Feed selanjutnya dialirkan ke Hot High Pressure Separator (HHPS).

Fungsinya adalah untuk mengambil Residue Oil dari effluent reaktor sebelum didinginkan, karena mengandung endapan Amoonium Bisulfide yang dapat menyumbat exchenger di Effluent Vapor Cooling Train. Pada suhu 370 oC, residu sudah mempunyai cukup panas untuk dapat memisahkan naphta, kerosene, dan produk gasoil pada atmospheric fractionator.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 3. Adanya ion sianida sedikit sekali berpengaruh terhadap terjadinya korosi pada tube exchanger.

4. Produksi korosi dari H 2S dan ion sulfida akan membentuk scale lunak pada tube dan pipa exchanger.

Untuk mengatasi problem di atas, maka diinjeksikan kondensat dari larutan polysulfida masuk dalam aliran uap. Kondensat yang diinjeksikan pada aliran uap dapat melarutkan ammonium chlorida dan ammonium bisulfida, sehingga depositdeposit garam pada tube exchanger dapat dibatasi. Sulfur bebas dalam larutan polysulfida yang diinjeksikan akan bereaksi dengan ion chicynate yang bersifat non korosif, sementara senyawa polysulfida sendiri akan mendorong terbentuknya lapisan keras pada tube yang melekat melindungi metal dari korosi selanjutnya. Setelah didinginkan uap dari HHPS 12-V-101 masuk Cold High Pressure

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat yang menuju fractionator dalam HE dan air cooler sebelum diuapkan dalam Cold Low Pressure Flash Drum (CLPFD) 12-V-504. Flash gas dari CLPFD merupakan gas yang kaya H 2 mengalir ke Make Up Gas Compressor Suction Drum 12-V-510 untuk dikompresikan dan dikembalikan

ke seksi tekanan tinggi ( High Pressure Suction). Sedangkan liquid dari CLPFD dikembalikan ke inlet CLPS 12-V-503 dan diuapkan kembali dengan liquid dari CHPS. Seksi Recycle Gas

Aliran yang kaya H 2 dari CHPS dikembalikan ke reaktor dengan Recycle Gas Compressor 12-K-101, sehingga sirkulasi gas tekanan tinggi dapat

dipertahankan. Vapor dari CHPS terbagi dua, sebagian dialirkan ke Recycle Gas Compressor Suction dan sebagian lagi dialirkan ke Membrane Separation Unit

12-V-501.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat atmospheric fractinator dengan dua buah stripper . Sebelum ke tangki produk, naphta dimurnikan di stabillizer 12-C-509 A/B dan kerosene dalam Clay Treater. Atmospheric Fractinator terdiri dari 2 seksi, yaitu: 

Seksi atas, dengan diameter 3,2 m dan 32 tray



Seksi bawah, dengan dimeter 3,66 m dan 51 tray

Jarak antar tray di kedua seksi masing – masing 610 mm. Produk Heavy Oil dari HPLS masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold feed dari CPLS masuk ke fraksionator pada tray 28 ( tray di atas flash zone ). Pada seksi bawah fraksionator diinjeksikan sripping steam yang telah dipanaskan lebih lanjut ( superheated steam) di seksi konfeksi pada furnace.

Produk dari Atmospheric Fractinator adalah: 

Sour gas



Unstabillized naphta

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Feed untuk Gasoil Stripper diambil dari tray ke-24 fraksinator dan di refluks

ke tray 22. Produk gasoil yang keluar dari stripper dibagi menjadi dua, sebagian dikirim langsung ke GOHTU dan yang sebagian didingikan terlebih dahulu baru kemudian dikirimkan ke tangki produk. Kerosene dialirkan sebagai down comer pada tray ke-10 fraksinator,

kemudian dipanaskan kembali dengan Bottom Fraksinator Stripper Vapor pada Kerosene Sidecut Stripper untuk direfluks pada tray ke-9. Selanjutnya produk

kerosene dari stripper diproses dalam Clay Treater untuk memperbaiki kestabilan warna sebelum dikirim ke tangki produk. Bottom fractinator yang menghasilkan DMAR dipompa dan dibagi menjadi

dua aliran, yaitu: 1. Aliran terbanyak digunakan untuk memanasi umpan dingin fraktinator dan selanjutnya memanasi AR yang akan masuk Feed Filter.


Gambar II-10 Diagram Alir Proses Atmospheric Residue Hydrodemetalization


71

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat B.2. Hydro Treating Unit (HTU). B.2.1. Unit 22: H2 Plant Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk

memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99% sebesar 76 MMSCFD ( Million Metric Standart Cubic Feet per Day ) dengan feed dan kapasitas sesuai desain.

Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan natural gas. Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impuritie s yang terbawa bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan

proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari hydrogen plant . Kandungan impurities yang dimiliki minyak mentah relatif cukup tinggi, antara lain: nitrogen, senyawa sulfur organik, dan senyawa-senyawa metal. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat H2 S

ppm vol

50

Unit ini mempunyai 7 seksi aliran proses, yaitu: 1. Feed Gas Supply 2. Desulphurizer 3. Steam Reforming 4. High Temperature Shift Converter dan Waste Heat Recovery. 5. Proses pemurnian kondensat . 6. Pressure Swing Adsorber. 7. Pendingin Produk. Tahapan Proses:

Pada dasarnya, proses melalui 3 tahapan, yaitu: 

Pemurnian umpan



Pembentukan H2

50


Steam Reforming Bertujuan mereaksikan gas hidrokarbon dengan steam menjadi H2, CO, dan CO2. Produksi bergantung pada kecepatan feed masuk reformer dan konversi yang dicapai. Feed masuk tube katalis di dalam reformer, sehingga terjadi reaksi reforming yang bersifat endotermis. Produk keluar reformer pada suhu 850 oC dan

dialirkan melalui Reformer Waste Heat Boiler (22-WHB-101) sehingga suhu syngas (gas sintetis) menjadi 375 oC.

Minimasi sisa metan yang tidak bereaksi dilakukan dengan suhu reaksi yang tinggi. Suhu pembakaran bahan bakar di seksi radiasi di dalam reformer harus cukup tinggi untuk menjaga ketersediaan panas pada reaksi reforming yang bersifat endotermis. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut:

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Feed gas mengalir melalui adsorber dari bawah ke atas. Impurities (air,

hidrokarbon, CO 2, CO, dan N 2) akan diadsorpsi secara selektif. H2 dengan kemurnian tinggi akan mengalir ke line produk.

Regenerator

Proses ini meliputi 4 tahap, yaitu: 1.

Penurunan tekanan

2.

Penurunan tekanan lanjut, dengan membuat tekanan ke arah berlawanan dengan feed

3.

Purging H2 murni (melepas impurities )

4.

Menaikkan tekanan menuju tekanan adsorpsi Kemudian produk H 2 dari adsorber disaring dalam Product Filter (22-S-

102) sehingga padatan yang terikut dalam gas akan tertahan. Kemudian H 2


Gambar II-12 Diagram Alir Proses H 2 Plant


76

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat B.2.2. Unit 14: Gas Oil Hydrotreating Unit (GOHTU)

Unit ini berfungsi untuk mengolah gas oil yang tidak stabil dan bersifat korosif (yang mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan

hidrogen agar dapat menjadi gas oil yang memenuhi spesifikasi pasar dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m 3/jam). Feed untuk GOHTU diperoleh dari DTU dan AHU. Tabel II-15 Analisis

Spesifikasi Bahan Baku GOHTU (Straight Run)

Satuan

LGO Duri

LGO Minas

HGO Duri

HGO Minas

0,88

0,822

0,906

0,839

C

240 – 330

240 – 330

330 – 370

330 – 370

% wt

0,12

0,036

0,24

0,07

ppm wt

100

15

530

175

Specific Gravity 15/4 Boiling Point Total Sulphur content Nitrogen content

Spesifikasi Straight Run

o

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Total Sulphur content Nitrogen content Flash Point

% wt

45

50

ppm wt

265

310

108

107

42

43

4,2

4,2

C

6

6

% wt

0,02

0,02

mg KOH/gr

0

0

Unstabil

Unstabil

o

C

Cetane Index Viscosity (50 oC)

cSt

Pour Point

o

Conradson Carbon Residue Acidity Colour

Katalis yang digunakan mengandung oksida nikel/ molybdenum dan cobalt /molybdenum di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrude . Make up hydrogen akan disuplai dari Hydrogen Plant yang telah diolah

sebelumnya oleh steam methane reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA).

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Gas oil dari surge drum dipompa oleh pompa (14-P-102) bersama dengan recycle gas hidrogen ke combined feed exchanger (14-E-101), sebagian feed bypass (14-E-101) langsung masuk ke inlet effluent reaktor yang sebelumnya

masuk ke heat exchanger kedua. Setelah keluar dari heat exchanger kedua, feed diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (14-P-103). Selama start up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (14-C-101). Seksi Reaktor Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di

dalam combined feed exchanger (14-E-101), kemudian sebagian campuran GO dan H2 bergabung dan langsung ke charge heater (14-F-101) dan dipanaskan sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass . Feed dari dapur kemudian masuk di bagian atas reaktor (14-R-101) dan didistribusikan dengan merata diatas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray .

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke SWS Unit. Air tersebut mengandung H 2S dan NH3.

Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (14-V-105). Fraksi gas yang

terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (14-V-102) masuk ke interstage cooler (14-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke makeup gas interstage drum (14-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk

akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak menuju kolom stripper (14-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari separator (14-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi

(14-C-102) di heat exchanger (14-E-104) sebelum memasuki stripper (14-C-101). Seksi Recycle Gas Compressor

Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (14-V-102) masuk ke

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill back . Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,

dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua. Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju suction dari compressor recycle gas . Kemudian H 2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor . Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed exchanger

bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju combined feed exchanger dan bed kedua reaktor. Seksi Fraksinasi

Seksi ini betujuan untuk memisahkan wild naphta / heavy naphta yang masih

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga minimum aliran pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H 2S bersama dengan sour water dari (14-V-102). Liquid yang telah bebas dari H 2S keluar dari bottom (14-C-101) yang

terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke preheater product fraksinator (14-F-102). Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan

dalam produk fraksinator condenssor (14-E-106) dengan pendingin fan. Lalu masuk ke produk fraksinator receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa dengan (14-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Tabel II-17

Spesifikasi Produk Hydrotreated Gas Oil

Analisis

Satuan

0,82 – 0,87

Specific Gravity 15/4

48 min

Cetane Index Flash Point

Range

o

C

80 min 3 max

Colour Water content

% vol

0,05 max

Sediment

% wt

0,01 max

Ash content

% wt

0,01 max

Coradson Carbon Residue

% wt

0,1 max

mg KOH/gr

0,6

Acid Number Viscosity 100 oF Pour Point

1,6 – 5,8 o

F

65 max


Gambar II-12 Diagram Alir Proses Gasoil Hydrotreating Unit


84

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat B.2.3. Unit 21: Light Cycle Oil (LCOHTU)

Unit ini mengolah LCO yang berasal dari RCC yang masih mengandung banyak senyawa organik, seperti sulfur dan nitrogen, agar kandungan senyawa tersebut dalam umpan berkurang, namun tanpa adanya perubahan boiling point range gas produk yang dihasilkan sesuai dengan spesifikasi pasar.

Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 2 seksi, yaitu: 1. Seksi Reaktor Pada seksi ini terjadi reaksi antara Feed LCO ex RCC dengan katalis dan hidrogen. 2. Seksi Fraksinasi. Seksi ini berfungsi untuk memisahkan LCO hasil reaksi produk lain, seperti off gas, wild naphta dan hydrotreated light cycle oil.

Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU ini meliputi:

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terbawa

ke suction pump feed . Selanjutnya air dialirkan ke SWS. Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai penyeimbang tekanan suction dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara.

LCO dari surge drum dipompa oleh pompa (21-P-102) bersama dengan recycle gas hydrogen ke combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed dibypass (21-E-101) langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke heat exchanger kedua. Keluaran dari heat exchanger kedua diinjeksikan air yang

berasal dari wash water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101). Seksi Reaktor Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas, fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon. Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim ke recycle gas compressor . Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed . Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke Sour Water Stripper Unit. Air tersebut mengandung H 2S

dan NH3. Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (21-V-105). Fraksi gas yang

terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (21-V-102) masuk ke interstage cooler (21-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke makeup gas interstage drum (21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk

akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (21-V-104) bergabung

dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (21-V-102) yang sebelumnya telah didinginkan oleh interstage cooler (21-E-103), kemudian masuk ke make up kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (21-E103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill back . Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,

dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua. Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju suction dari compressor recycle gas . Kemudian H 2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor . Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju combined

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-C-101) dan

sebelumnya masuk (21-E-

104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (21-P-104). Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah dalam (21-V-106), dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (21-E-102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (21-V-106) untuk menjaga minim um aliran pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H 2S bersama dengan sour water dari (21-V-102). Liquid yang telah terbebas dari H2S keluar dari bottom (21-C-101) terbagi

menjadi dua aliran yang sama, kemudian masuk ke dalam preheater produk fraksinator (21-F-102).

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat dan net LCO cooler (21-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (21-S-102) untuk memisahkan air yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi garam/salt dryer di (21-V-108). Air dan keluaran dari terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment .

(21-S-101) yang


Gambar II-13 Diagram Alir Proses Light Cycle Oil Hydrotreating Unit


91

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C. Residu Catalytic Craker Complex (RCCC)

RCCC terdiri dari beberapa unit operasi di kilang RU VI Balongan yang berfungsi mengolah residu minyak ( crude residue) menjadi produk-produk minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, gasoline , Light Cycle Oil, Decant Oil, propylene, dan polygasoline . Pengolahannya dimulai dari perlakuan awal,

perengkahan, fraksionasi, dan pemurnian produk-produknya. Unit ini menghasilkan produk antara lain: 

C2 and lighter

: 2.350 Nm 3/h



Propylene

: 6.950 BPSD



Propane

: 1.950 BPSD



Mixed C4

: 5.050 BPSD

Polygasoline

: 6.000 BPSD

Naphta

: 46.450 BPSD





Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak main column

RCC Unit menjadi stabilized gasoline , LPG dan non condensable lean gas . Produk-produk yang dihasilkan antara lain: 



Liquified Petroleum Gas (LPG) Gasoline dari fraksi naphta



Light Cycle Cycle Oil (LCO)



Decant Oil Oil (DCO)

Sedangkan stream yang tidak diproduksi antara lain: 

Heavy naphta



Heavy Cycle Cycle Oil (HCO)

Produk bawah DCO dijual ke Jepang, dimanfaatkan untuk Independent Independent untuk pembangkit listrik, dan digunakan untuk carbon black . Produk Power Plant untuk lainnya dikirim ke LEU untuk diolah lebih lanjut.

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat CnH2n → CmH2m + C pH2p olefin



olefin

dimana n = m + p

olefin

Perengkahan rantai samping aromatik AromatikCnH2n-1 → Aromatik C CmH2m-1 + CmH2m+2



Naphtene (cycloparaffin) terengkah menjadi olefin Cyclo-CnH2n → Cyclo + CmH2m + C pH2p olefin



dimana n = m + p

dimana n = m + p

olefin

Jika sikloparafin mengandung sikloheksana Cyclo-CnH2n → C6H12 + CmH2m + C pH2p sikloheksana olefin

Tahapan Proses:

Reactor-Regenerator Reactor-Regenerator System

olefin

dimana n = m + p

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat hidrokarbon (raw oil) sehingga lebih membantu mempercepat reaksi cracking yang terjadi. Katalis dan hidrokarbon naik ke bagian atas riser karena karena kecepatan ini diatur untuk lift steam dan lift gas yang sangat tinggi. Aliran katalis ke riser ini menjaga suhu reaktor. Setelah reaksi terjadi di bagian atas riser (reaktor) maka katalis harus dipisahkan dari hidrokarbon untuk mengurangi terjadinya secondary cracking sehingga rantai hidrokarbonnya menjadi lebih kecil dan akhirnya membentuk coke. Pada bagian atas, sebagian besar katalis akan terpisah dari atomized hidrocarbon dan jatuh ke seksi stripping, selain itu katalis juga dipisahkan pada cyclone dekat reaktor dengan memafaatkan gaya sentrifugal sehingga katalis

terpisah dari atomized hidrocarbon berdasarkan perbedaan densitasnya dan jatuh ke seksi stripping. Steam diinjeksikan ke stripping untuk mengambil hidrokarbon yang masih menempel pada permukaan spent catalyst . Atomized hidrocarbon

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat tekanan tinggi. Biasanya electostatic presipitator digunakan untuk mengambil debu katalis yang masih ada sebelum keluar dari stack , namun saat ini RCC belum dilengkapi alat tersebut. Setelah dibakar di

upper

regenerator ,

katalis dialirkan ke

lower

regenerator . Aliran katalis ini diatur untuk mengontrol level lower regenerator, temperatur lower regenerator slide valve, dan catalyst cooler slide valve .

Kelebihan udara dalam lower regenerator digunakan untuk membakar coke yang tersisa pada katalis dan diarahkan pembakarannya menjadi CO2. Katalis panas dari lower generator dialirkan ke riser melalui regenerated slide valve untuk kembali beroperasi, tetapi sebelumnya didinginkan dengan catalyst cooler terlebih dahulu. Catalyst cooler (15-V-501) mengambil kelebihan panas dari regenerator oleh boiler feed water (BFW) dan diubah menjadi steam. Main Column Section

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Dari seksi HCO, penguapan terus terjadi dan masuk ke seksi LCO. Sebagian produk LCO dikirim ke sponge absorber dalam Gas Concentration Unit (Unit 16). LCO akan mengabsorp C 3, C4, dan beberapa C 5 dan C6 yang terikut dari material sponge gas dan dikembalikan ke main column. Kandungan CO diambil melalui LCO stripper column (15-C-103) untuk mengatur flash point . Sebelum LCO masuk ke storage, panasnya digunakan untuk raw charge preheater, Gas Concentration Unit , dan stripper reboiler debutanizer .

Produk atas main column lainnya adalah heavy naphta . Heavy naphta tidak diambil menjadi produk sama halnya dengan HCO. Sirkulasi naphta digunakan dalam preheater preheater umpan atau peralatan penukar panas lain sebelum kembali ke kolom sebagai refluks. Sebelum kembali ke kolom, heavy naphta ditambahkan wild naphta/heavy naphta dari GO HTU dan LCO HTU untuk menambah naphta

yang akan dihasilkan RCC pada seksi teratas kolom.


Cracking Gambar II-14 Diagram Alir Proses Residue Catalytic Cracking


98

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C.2. Light End Unit (LEU)

Unit ini terdiri dari : 



Unsaturated Gas Plant (Unit 16) LPG Treatment Treatment (Unit 17)



Gasoline Treatment (Unit 18)



Propylene Recovery (Unit 19)



Catalytic Condensation (Unit 20)

C.2.1. Unit 16: Unsaturated Gas Plant (USGP / UGC)

Unit ini berfungsi untuk memisahkan produk top, kolom utama RCCU menjadi Stabilized gasoline , LPG dan Non Condensable Lean Gas yang sebagian akan dipakai sebagai lift gas sebelum mengalami treating di unit Amine sebagai gas. off gas. Unit ini menghasilkan sweetened fuel gas yang dikirim ke Refinery Fuel

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat butilena, dan C5+) masuk ke dalam vessel (15 V-106). Off gas akan dialirkan ke flare, fraksi ringan akan masuk ke vessel (16 V-101), sementara fraksi minyak

berat (lebih berat dari naphta) akan dipompa masuk ke dalam kolom (16 C-101). Fraksi ringan dari (15-V-106) yang telah berada di (16-V-101) akan masuk ke dalam WGC (Wet Gas Compressor ) dua tingkat kemudian ke cooler sampai akhirnya masuk ke dalam vessel (16-V-104). Seksi High Pressure Receiver

Vessel (16-V-104) disebut juga High Pressure Receiver (HPR) yang berfungsi sebagai surge drum, meredam perubahan yang diakibatkan proses, dan memisahkan lagi fraksi ringan hasil pemisahan di (15-V-106) menjadi fraksi ringan dan fraksi berat. Fraksi ringannya ( off gas dan sebagian LPG) akan masuk ke bagian bawah primary absorber (16-C-101) sementara fraksi beratnya (LPG dan naphta) akan dipompa masuk ke dalam stripper (16-C-103) setelah melalui

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat sebagian dikembalikan ke primary absorber sebagai stabilized gasoline (gasoline bebas LPG). LPG ditambahkan pada debutanizer receiver kemudian dipompakan ke debutanizer sebagai refluks untuk mengurangi fraksi berat yang terikut pada LPG dan ke LPG Treatment Unit (unit 17). Syarat keluaran LPG dari debutanizer adalah wet test > 95, sedangkan syarat keluaran untrated gasoline adalah RVP < 9. Wet test menggambarkan jumlah pentan dan fraksi yang lebih berat yang terikut di LPG, yang akan berwujud cair pada suhu kamar sehingga merugikan konsumen. RVP menyatakan tekanan uap yang diakibatkan oleh fraksi ringan yang terikut dalam untreated gasoline . Seksi Primary Absorber

Fungsi dari primary absorber adalah untuk menyerap unsaturated C3 dan C4 (LPG) dalam aliran gas HPR. Fraksi berat dari vessel (15-V-106) akan bergabung dengan fraksi ringan dari vessel (16-V-104) dalam absorber (16-C-101) untuk

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Fraksi ringan keluarannya akan masuk ke knock out drum dimana akan dipisahkan kembali fraksi gas dan fraksi beratnya, fraksi ringannya dibawa ke unit amine, lift gas untuk RCC, dan offgas. Sedangkan fraksi beratnya (LCO dan

hidrokarbon > C 5) dicampur fraksi berat (LCO dan hidrokarbon > C 5) dari sponge absorber dan dibawa ke main column RCC untuk di recycle. Seksi Amine

Fraksi ringan dari knock out drum (16-V-105) masuk ke amine absorber untuk dihilangkan kandungan H 2Snya. Treated off-gas dialirkan ke unsaturated treated gas knock out drum dan kemudian dialirkan ke fuel gas system. Amine

yang terbawa dikeluarkan dan masuk ke aliran rich amine. (PERTAMINA EXOR-I, ”Pedoman Operasi Kilang Unit 15&16 RCC Unit”, 1993, Balongan)


Gambar II-15 Diagram Alir Proses Unsaturated Gas Concentration


103

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C.2.2. Unit 17: LPG Treatment

Unit ini dirancang untuk mengolah feed dari produk atas debutanizer pada Unsaturated Gas Plant sebanyak 22.500 BPSD, dan berfungsi untuk memurnikan

LPG produk Unsaturated Gas Plant Unit dengan cara mengambil senyawa merchaptan dan organic sulfur lain untuk merubahnya menjadi senyawa sulfida.

Reaksinya: H2S + 2NaOH → Na2S + H2O 2Na2S + 2O2 + H2O → Na2SO3 + 2NaOH RSH + NaOH → NaSR + H2O 2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH Produk yang dihasilkan yaitu treated mixed LPG untuk selanjutnya dikirim ke Propylene Recovery Unit (unit 19). Unit LPG Treatment Unit dirancang untuk mengolah feed dari produk atas debutanizer pada Unsaturated Gas Plant

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Sistem Ekstraksi Merkaptan Sulfur di Vessel II dan Vessel III

LPG dari vessel I masuk ke dalam sistem ekstraksi dua tahap ( vessel II dan vessel III), dimana proses ekstraksi dilakukan untuk mengambil senyawa

merkaptan dan sulfur dengan menggunakan caustic yang dipasok dari (17-V-106). Proses pengontakan LPG dan caustic dilangsungkan secara co-current . LPG yang keluar pada bagian atas ekstractor dua tahap akan masuk ke dalam vessel III, sedangkan caustic yang keluar pada bagian bawah menuju oxidation tower untuk di regenerasi dengan cara dikontakkan dengan udara. Sistem Aquafinasi di Vessel IV Treated LPG yang mengandung caustic masuk pada bagian atas vessel IV

dan mengalami kontak dengan serat-serat logam yang terbasahi oleh sirkulasi air. Proses pengontakan antara LPG dan air dilakukan secara co-current . Selanjutnya, treated LPG, caustic , dan air masuk ke dalam separator (17-V-104). Di dalam


Gambar II-16 Diagram Alir Proses LPG Treatment


106

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C.2.3. Unit 18: Gasoline Treatment

Unit ini berfungsi untuk mengolah produk napthta dari Unsaturated Gas Plant gar produksi yang dihasilkan memenuhi standar kualitas komponen blending premium. Produk yang dihasilkan berupa Treated gasoline dengan

kapasitas 47.500 BPSD. Reaksi yang terjadi pada proses ini adalah : 2RSH + 2NaOH → 2NaSR + 2H 2O 2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH 2RSH + ½ O2 → RSSR + H2O 2NaOH + H2S → Na2S + H2O 2Na2S + 2O2 + H2O → Na2SO3 + 2NaOH Unit Gasoline Treatment ini dirancang untuk memproses sebanyak 47500

BPSD Untreated RCC Gasoline yang dihasilkan oleh unit RCC. Unit ini


Gambar II-17 Diagram Alir Proses Gasoline Treatment


108

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C.2.4. Unit 19: Propylene Recovery Unit (PRU)

Unit ini berfungsi untuk memisahkan Mixed Butane dan memproses LPG C3 dan C4 dari Gas ConcetrationUnit untuk mendapatkan produk propylene dengan kemurnian tinggi (minimum 99,6 %) yang dapat dipakai sebagai bahan baku untuk pembuatan di Propylene Unit . Produk: 1.

Propylene dengan kapasitas terpasang 7150 BPSD.

2.

Propana.

3.

Campuran Butana.

Tahapan Proses: Feed dari unit LPG treatment yang telah diolah pada Unit Gas Concentration , dipompakan ke C 3/C4splitter (19-C-101) untuk memisahkan

campuran C3 pada bagian atas (propana dan propilen) dan campuran C 4(butan dan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat sand filter , sedangkan produk bottom ditampung di water degassingdrum bersama

air dari sand filter yang kemudian dikirim ke unit 24. Campuran C3 dari sand filter dikeringkan di C 3 feed driers. Keluaran feed driers tersebutdiperiksa kadar moisture- nya untuk keperluan regenerasi drier ,

yang kemudian dipisahkan pada C 3splitter. Uap propylene terbentuk di bagian atas overhead dan propanedi bagian bottom. Propane pada bottom akan dikirim ke tangki penampungan, sedangkan uap propylene dikompresikan menjadi cair, dimana sebagian akan direfluks dan sebagian lagi digunakan untuk memanaskan propane di C3 splitter sebelum kembali ke flash drum dalam bentuk cair . Propylene cair yang terbentuk dipisahkan kandungan COS-n ya (Carbonyl Sulfide)

di COS removal. COS merupakan jenis kontaminan yang terbentuk dari sisa-sisa sulfur yang masih terkandung dalam Natural Gas Plant di unit RCC . Untuk menghilangkan COS dari LPG digunakan Mono Ethanol Amine


Gambar II-18 Diagram Alir Proses Propylene Recovery Unit


111

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat C.2.5. Unit 20: Catalytic CondensationUnit (CCU) Catalytic condensation merupakan suatu reaksi alkilasi dan polimerisasi

dari senyawa olefin menjadi produk dengan fraksi tinggi dengan katalis Solid Phosporus Acid . Unit ini berfungsi untuk mengolah campuran butane/butilene dari Propylene Recovery Unit (Unit 19) menjadi gasoline dengan angka oktan

yang tinggi. Unit ini berkapasitas 13.000 BPSD dengan tiga reaktor paralel. Selain butana, produk yang dihasilkan dari unit ini adalah gasoline dengan berat molekul tinggi yang disebut polygasoline. Produk polygasoline ini dibentuk dari campuran senyawa-senyawa C4 tak jenuh (butilen) dan butan dari RCC Complex dengan proses UOP. Produk yang dihasilkan CCU ini yaitu polygasoline

dan butane. Reaksinya: CH3

CH3

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Hasil reaktor disaring oleh filter untuk mencegah katalis padat terikut dalam produk. Effluent nya masuk ke flash rectifier . Di dalam rectifier ini, effluent dipisahkan dengan cara penguapan menghasilkan saturated LPG , polygasoline , dan unreacted umpan sebagai hasil bawah. Sedangkan hasil atasnya berupa uap butilen dan butan yang dialirkan ke rectifier receiver untuk dijadikan kondensat seluruhnya. Kondensat yang terbentuk sebagian dikembalikan ke flash rectifier sebagai refluks dan sebagian sebagai produk recycle untuk kembali direaksikan pada reaktor. Hasil bawah flash rectifier masuk ke stabilizer . Seksi Stabilizer

Umpan masuk ke tray 16 dari 30 tray, dimana pada seksi ini terjadi pemisahan secara distilasi. Hasil atas berupa LPG butana kemudian masuk ke stabilizer receiver dan dihilangkan airnya dengan water boot . Kondensat yang ada

sebagian dikembalikan ke stabilizer dan sebagian dialirkan ke caustic wash (untuk


Gambar II-19 Diagram Alir Proses Catalytic Condensation


114

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat D. Propylene Olefin Complex (POC)

Di PT Pertamina RU VI Balongan terdapat unit terbaru yaitu unit POC. Unit POC menerima umpan dari off gas RCC dan menghasilkan produk propilen. POC terdiri atas beberapa unit, yaitu: D.1. Unit 34 : Low Preassure Recovery Tahapan Proses:

Ada 7 tahapan proses pada unit ini, yaitu : a. Amine/Water Wash Tower Amine/water wash tower (34-C-101) berfungsi untuk menghilangkan

gas asam dari umpan offgas RCC yang terbawa dari sistem OSBL. Wash water diperoleh dari OSBL dan dikembalikan ke SWS. Pelarut amin masuk

dari amine regenerationpackage (34-A-101) sedangkan larutan amin yang sudah jenuh diregenerasi di amine regeneration package (34-A-101).

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat 2.

COS  Merkaptan

3.

SO2 Merkaptan

4. NOx + Hidrogen  Amonia + Air 5. Nitril  Amina 6.

HCN  Amonia

7.

Sianida organic  Amina

Katalis ada Oxygen Converter dapat mengurangi pengotor-pengotor pada umpan, arsen, posfin pada off gas. c.

Caustic Water Wash

Fungsi Caustic/Water Wash Tower adalah untuk menghilangkan sisa gas asam yaitu H2S dan CO 2 dari aliran offgas RCC. Untuk menghilangkan gas-gas asam tersebut, ditambahkan soda kaustik. Soda kaustik yang tersisa akan dicuci dengan wash water untuk mencegah terjadinya carry over .

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat offgas cooler (34-E-107) berbentuk cold box yang casingnya terbuat dari baja

dan bagian dalamnya diinsulasi dengan insulasi berjenis loose perlite . Untuk menghindari kondisi yang lembab dan menjaga atmosfer tetap inert maka cold box tersebut di purging dengan nitrogen.

f.

Front End Deethylenizer

Unit 34-C-104 ini bertujuan memisahkan etilena dalam aliran produk bawah Demethanizer dari etana dan komponen-komponen lain yang lebih berat. Produk atas dari kolom ini dikondensasikan dengan refrigerant biner sedangkan produk bawahnya dipanaskan kembali dengan kedua media dan refrigerant biner yang lebih berat.

Produk atas unit 34-C-104 mengandung 99,95% mol etilena dan pengotorpengotornya yang berupa metana dan etana yang akan dipompakan ke OCU reactor (37-R-101A/B). Produk bawahnya mengandung etana dan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Umpan campuran C 4 dari OSBL dikirim ke C 4Feed Water Wash Tower (35-C-101) untuk menghilangkan kaustik yang terbawa ke dalam

umpan. Kolom C-101 merupakan kolom ekstraksi cair-cair. Umpan campuran C4 masuk ke dalam kolom melalui bagian bawahnya dan dicuci dengan air pencuci (kondensat dingin) secara berlawanan arah. Umpan campuran C4 keluar melalui bagian atas kolom dan dikirim ke C 4Feed Surge Drum (35-V103).

b.

Selective C 4 Hydrogenation Unit

Umpan C4 dari Feed Treater Effluent Filters (35-S-101A/B) dikirim ke unit Selective C 4 Hydrogenation Unit (SHU) yang didesain untuk memproduksi aliran keluaran yang memiliki konsentrasi maksimum 50 ppm dari butadiene dengan rasio 3 dari 1-butena/1-butena dan pembentukan n butana maksimum 1,5 %wt yang melewati reaktor. Umpan H 2 + C4 untuk

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat dan beberapa residual butadiene yang berasal dari feed C4. Dalam distilasi konvensional, sebagian besar 1-butene akan hilang di overhead dengan distilasi isobutene di feed C4 karena titik didih isobutena dan 1-butena yang dekat. Untuk

memaksimalkan recovery n-butene (1- dan 2-butene), bed katalis disediakan di CD Hydro Deisobutenizer untuk mengisomerisasi 1-butene menjadi 2-butene dan menghidrogenasi beberapa residual butadiene. Produk bawah yang telah kaya akan 2-butene, dikirim ke Olefin Conversion Unit . Hampir semua isobutane yang berada di dalam feed akan dihilangkan di produk atas CD Hydro Deisobutenizer sedangkan n-butane di feed C4 sebagian besar akan menuju produk bawah. Overhead CD Hydro Deisobutenizer di dinginkan dengan kombinasi udara

dan cooling water . Vent condensor yang berukuran kecil disediakan dengan refrigerant yang paling panas untuk mengurangi buangan buangan ( vent ) gas dari

Deisobutanizer Reflux Drum. Buangan ( vent ) gas kemudian dikirim ke fuel gas

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat drum dirancang untuk menahan kapasitas selama 10 menit ketika tercapai

level LLL dan HLL berdasarkan kombinasi aliran umpan. DP Reactor feed/effluent exchanger (37-E101) digunakan untuk menguapkan dan

memanaskan DP reactor feed . Produk bawah deisobutanizer mengandung n-butene diperlukan untuk DP reaksi, tetapi sebelumnya harus di olah terlebih dahulu sebelum menjadi umpan OCT Reactor untuk menghilangkan potensi keracunan katalis, seperti oksigen, sulfur, alkohol, karbonil, dan air. Aliran yang kaya n-butene dari produk bawah deisobutanizer dikombinasikan dengan recycle C4 dalam Fresh/recycle C4 Surge Drum. Campuran C 4 dari drum ini dipompa ke DP reactor pressure dan kombinasikan dengan etilen fresh atau recycle ,

dicampur dalam static mixer dan kemudian didinginkan oleh air pendingin yang melarutkan etilen dalam C4 cair, kemudian di treatment di OCT feed

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat propilen serta membentuk reaksi samping. Laju alir etilen fresh ke olefin conversion unit yang dibutuhkan kontan sejak saat start-of-run (SOR) ke

operasi end-of-run (EOR). Rasio molar etilen dengan n-butene (E/B) akan secara bertahap berkurang dari 2.35 saat SOR hingga 2.0 saat operasi EOR yang secara bertahap pula meningkat dalam C 4recycle selama siklus operasi. Untuk menjaga produksi propilen dan mengganti konversi butene yang rendah, C4s di daurulang dari deprophylenizer dengan Fresh/Recycle C4 surge drum dan kembali ke DP reactor . C4 recycle secara bertahap meningkat

dari SOR ke EOR untuk mengganti pengurangan konversi butene. Reaksinya mendekati isotermal. Suhu meningkat hingga 6 oC. Katalis DP reactor memerlukan regenerasi secara periodik untuk menghilangkan akumulasi kokas dari katalis dan mengembalikan aktivitas katalisnya. Siklus operasi DP reaktor diperkirakan 15-30 hari. DP reactor catlysts akan memerlukan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat menara. peralatan yang ada pada sistem ini adalah Deethylenizer (37-C-101), Deethylenizer Feed Chiller (37E-103A/B), Deethylenizer Condenser (37-E104), Deethylenizer Reboiler (37-E105), Deethylenizer Reflux/Recycle Pumps (37-P-102A/B), Deethylenizer Reflux Drum (37-V-102), Condensate pot for 37-E105 (37-V-103)

d) Depropanizer Tujuan dari deproylenizer (37-C-102) adalah untuk menghasilkan polimer yang setara dengan propilen melalui proses pemisahan dari C3s di produk bawah deethylenizer dari C4s dan fraksi berat. Produk atas menara terkondensasi oleh udara pendingin dan produk bawah direboiler oleh LP steam. Depropylenizer dirancang untuk memisahkan C 3s dari C4s dan fraksi berat. Setiap propan di umpan C4 akan menjadi produk propilen. Depropilenizer dirancang untuk total komponen C 4 8 ppmw pada produk atas

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Regenerasi off gas dryer /treaters (34-V-104A/B), OCT Feed Treaters (37-V-108A/B) dan Nitrogen Feed Treater (38-V-103) dilakukan dengan gas regenerasi, yang dikombinasikan dengan Demethanizer (34-C-103), produk atas Deethanizer (34-C-105) dan gas venting dari Deisobutanizer Vent Condenser (36E-102). Gas regenerasi secara parsial dipanaskan dalam Feed / Effluent Exchanger (38-E-101) diikuti dengan pemanasan lebih lanjut

dengan HP Steam dalam Dryer /Treater Regeneration Heater (38-E-102). Pemanasan akhir untuk memenuhi suhu regenerasi yang dibutuhkan terjadi di dalam Trim Electric Heater (38-E-104). Gas regenerasi dari dryer/treaters didinginkan di dalam Dryer /Treater Feed / Effluent Exchanger (38-E-101), kemudian diikuti dengan air pendingin dalam Dryer/Treater EffluentCooler (38-E-103). Effluent yang telah didinginkan dikirim ke Regeneration Gas Knock Out Drum (38-V-101). Uap yang dihasilkan di dalam KO Drum

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat dengan blower 38-K-101B dipasang sebagai cadangan. Gas regenerasi dipanaskan dengan HP Steam dalam C 4Treater Regeneration Heater (38-E110) untuk menyediakan panas pada gas regenerasi. Gas regenerasi selanjutnya dipanaskan menjadi suhu panas regenerasi dalam C 4 Treater TrimHeater (38-E111). Gas regenerasi yang dingin disediakan dengan

pendinginan keluaran C 4Treater Regeneration Blower dalam air pendingin. Keluaran gas regenerasi dari C4FeedTreater didinginkan oleh air pendingin dalam C4Treater Regeneration Cooler (38-E-107A/B). Keluaran yang telah didinginkan tersebut mengalir ke C 4Feed Treater Regeneration KO Drum (38-V-105). Uap dari KO Drum tersebut diresirkulasi ke suction C4Treater Regeneration Blower . Terdapat make up gas regenerasi segar yang konstan

yaitu sebesar 2000 kg/jam, dari penyedia gas regenerasi dan aliran purging, di bawah pengendalian tekanan, yang dikirim ke sistem fuel gas pada batasan

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Aliran keluaran dari kompresor ketiga didinginkan dan sebagian dikondensasikan dengan cooling water dan akan dipisahkan didalam heavy binary refrigerant accumulator. Kondensat yang terbentuk dari drum ini

ditetapkan sebagai heavy binary refrigerant(HBR) yang nantinya akan dialirkan kedalam Front-End Deethylenizer Reboiler sebelum dipisahkan untuk berbagai pengguna. Salah satu bagian dari HBR yang keluar dari Front-End Deethylenizer Reboiler akan diturunkan tekanannya dan akan diuapkan untuk dijadikan

pendinginan pada Dryer Feed Chiller . Uap yang meninggalkan exchanger ini akan dikirim ke Binary Refrigerant Third-Stage Suction Drum. Bagian kedua dari HBR akan diturunkan tekanannya kemudian diuapkan untuk dijadikan pendinginan pada Deethylenizer Feed Chiller . Uap yang meninggalkan exchanger ini akan dikirim ke Binary Refrigerant Third-Stage Suction Drum .

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat Sisanya akan terkondensasi sebagian di aliran overhead Demethaniz er dan Deethanizer , CD Hydro Deisobutanizer vent gas , dan binary refrigeran t di

dalam RCC Offgas core exchanger . Kedua bagian tersebut akan dikirim ke Medium Binary Refrigerant Accumulator . Kondensat dari accumulator

tersebut yang dijadikan medium binary refrigerant (MBR). Uap yang terbentuk dari accumulator ini akan dijadikan light binary refrigerant (LBR). MBR akan dipisahkan menjadi tiga bagian. Satu bagian akan teruapkan sebagian dan dicampurkan dengan HBR terlebih dahulu untuk dijadikan pendingin (chilling ) di Deethanizer dan DeethylenizerCondenser . Seperti yang dijelaskan di atas, uap yang meninggalkan exchanger tersebut akan dipanaskan di RCC Offgas core exchanger dan kemudian dialirkan ke Binary Refrigerant Second-Stage Suction Drum .

Bagian yang kedua dari MBR akan didinginkan lebih lanjut ( subcooled )

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan, Jawa Barat exchanger dan kemudian masuk ke Binary Refrigerant Vent Drum . Sebagian

yang tidak dapat dikondensasikan dalam bagian LBR akan di venting ke flare dari drum ini. Liquid LBR dari drum ini kemudian diturunkan tekanannya dan diuapkan untuk menjadi pendingin di Demethanizer intercooler dan mendinginkan RCC Offgas dan C2+wash liquid di dalam RCC Offgas core exchanger . Uap LBR yang meninggalkan exchanger ini kemudian dikirim ke Binary Refrigerant First-Stage Suction Drum .

BAB II.deskripsi Proses

Recommend Documents