Lap KP Plaju

TK 4090 KERJA PRAKTEK

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY U N I T  III   III PLAJU-SUNGAI GERONG

LAPORAN UMUM

Oleh: Maya Oktaviani Sari (13008012)

LEMBAR PENGESAHAN TK 4090 KERJA PRAKTEK Semester I  –  2011/2012  2011/2012

dilaksanakan tanggal: 6 Juni-5 Agustus 2011

LEMBAR PENGESAHAN TK 4090 KERJA PRAKTEK Semester I  –  2011/2012  2011/2012

LAPORAN

dilaksanakan tanggal: 6 Juni-5 Agustus 2011

di:

PT. PERTAMINA (PERSERO) REFI NERY NERY UNIT I I I  PLAJU-SUNGAI GERONG

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas rahmat dan karunianya-Nya sehingga penulis dapat melaksanakan kegiatan kerja praktek dengan lancar dan juga menyelesaikan penulisan laporan kerja praktek dengan baik. Kegiatan kerja praktek yang dilaksanakan di PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit   III  berlangsung pada tanggal 6 Juni hingga 5 Agustus 2011. Dalam pelaksanaan kerja praktek dan penulisan laporan kerja praktek ini, penulis mendapat banyak bantuan, bimbingan, dorongan semangat, dan sumbangan pemikiran dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada: 1. Sigit Purnomo, S.T. selaku Kepala Bagian  Process Engineering  PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III, 2. Ery Gunarto, S.T. selaku pembimbing kerja praktek di  Proses Engineering   PT.

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ....................................................................................................... i DAFTAR ISI .....................................................................................................................ii DAFTAR TABEL ............................................................................................................vi DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix BAB I PENDAHULUAN ................................................................................................. 1 1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO).................................................................... 1 1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III ........................................ 4 1.3 Visi dan Misi PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III .............................. 5 1.4 Garis Besar Deskripsi Proses ..................................................................................... 6 1.5 Kegiatan Kerja Praktek .............................................................................................. 7 1.6 Tujuan Kerja Praktek ................................................................................................. 8

BAB IV DESKRIPSI PROSES ...................................................................................... 27 4.1 Proses Pengolahan Pertama ( Primary Process) ....................................................... 27 4.1.1 Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP) ........................................................... 28 4.1.2 Crude Distiller II (CD-II)....................................................................................... 30 4.1.3 Crude Distiller III (CD-III) .................................................................................... 33 4.1.4 Crude Distiller IV (CD-IV) ................................................................................... 34 4.1.5 Crude Distiller V (CD-V) ...................................................................................... 36 4.1.6 Crude Distiller VI (CD-VI) ................................................................................... 38 4.1.7 High Vacuum Unit (HVU) II ................................................................................. 39 4.1.8 Stabilizer C/A/B ..................................................................................................... 41 4.1.9 Straight Run Motor Gas Compressor (SRMGC) ................................................... 42 4.1.10 Butane-Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC) .......................................... 43 4.1.11 Butane-Butylene Distiller  (BB Distiller ) ............................................................. 43 4.1.12 BB Treating .......................................................................................................... 46

6.1.2 Produk Non-BBM .................................................................................................. 70 6.1.3 Produk Petrokimia .................................................................................................. 71 6.2 Limbah ..................................................................................................................... 72 6.2.1 Limbah Gas ............................................................................................................ 72 6.2.2 Limbah Cair ........................................................................................................... 72 6.2.3 Limbah Padat ......................................................................................................... 73 BAB VII SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH ................................. 75 7.1 Sistem Utilitas .......................................................................................................... 75 7.1.1 Rumah Pompa Air (RPA) ...................................................................................... 75 7.1.1.1 Water Treatment Unit (WTU) ............................................................................. 76 7.1.1.2 Demineralization Plant ....................................................................................... 77 7.1.1.3 Cooling Tower Unit ............................................................................................ 79 7.1.1.4 Drinking Water ...................................................................................................79 7.1.2 Pembangkit Kukus ................................................................................................. 80

LAMPIRAN A DIAGRAM ALIR PROSES ............................................ .................................................................. ...................... 98 LAMPIRAN B SPESIFIKASI BAHAN MENTAH ............................................ .................................................... ........ 115 LAMPIRAN C SPESIFIKASI PRODUK ............................................ ................................................................... ......................... 119 119

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III................... RU- III.......................................... ............................ ..... 4 Tabel 1.2 Jadwal J adwal Kegiatan Kerja Praktek .......................... ................................................. .............................................. ......................... 8 Tabel 2.1 Komposisi Minyak Bumi ............................ .................................................. ............................................. .............................. ....... 11 11 Tabel 2.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan US Bureau US  Bureau of Mines ......................... ......................... 14 Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Characterization Factor  Characterization Factor  ................... 15 Tabel 3.1 Umpan Unit Primary Unit  Primary Process ........................................... .................................................................. .............................. ....... 25 Tabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process ........................................... .................................................................. .......................... ... 25 Tabel 3.3 Bahan-Bahan Penunjang ............................. ................................................... ............................................. .............................. ....... 25 Tabel 4.1 Deskripsi Proses Crude Distiller II Distiller II ....................................... ............................................................. .......................... .... 30 Tabel 4.2 Deskripsi Proses Crude Distiller II Distiller II (lanjutan) ................................................ ................................................ 31 Tabel 4.3 Data Komposisi Produk Crude Distiller II Distiller II ........................................... ..................................................... .......... 33

Tabel 5.3 Kondisi Operasi Opera si dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-III .......................... 60 Tabel 5.4 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-IV .......................... .......................... 61 Tabel 5.5 Kondisi Operasi Opera si dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-V ........................... 62 Tabel 5.6 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama Stabilizer C/A/B Stabilizer C/A/B .......... 62 Tabel 5.7 Spesifikasi Kompresor SRMGC ............................ .................................................. ......................................... ................... 62 Tabel 5.8 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Distiller  BB  Distiller ................. ................. 63 Tabel 5.9 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Treating  ................. 63 Tabel 5.10 Kondisi Operasi Alat Proses Utama Unit Polimerisasi ................................. ................................. 64 Tabel 5.11 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama Unit Alkilasi .............. 64 Tabel 5.12 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-VI ........................ ........................ 65 Tabel 5.13 Kondisi Operasi Operas i Kolom Distilasi Distil asi HVU II I I ........................................... ..................................................... .......... 65 Tabel 5.14 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama RFCCU ...................... ...................... 66 Tabel 5.15 Kondisi Operasi Reaktor dan Regenerator pada RFCCU ............................. ............................. 66 Tabel 5.16 Kondisi Operasi Kolom Depropanizer  Kolom  Depropanizer Kilang Kilang Polipropilen..................... Polipropilen......................... .... 67

Tabel C.11 Spesifikasi LPG Campuran ........................................................................ 124 Tabel C.12 Spesifikasi Solvent ...................................................................................... 125 Tabel C.13 Spesifikasi MusiCool ................................................................................. 126

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Lokasi setiap unit pengolahan PT. PERTAMINA (PERSERO) ................... 3 Gambar 2.1 Butiran aspal ................................................................................................ 22 Gambar 4.1 Diagram proses PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III............................ 27 Gambar 4.2 Diagram blok Kilang Polipropilen .............................................................. 53 Gambar 4.3 Diagram blok bagian purifikasi Kilang Polipropilen .................................. 54 Gambar 7.1 Unit penukar ion demineralisasi .................................................................. 78 Gambar 7.2 Skema pengelolaan limbah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ......... 83 Gambar 8.1 Denah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III .......................................... 87 Gambar 8.2 Denah Kilang Plaju ..................................................................................... 88 Gambar 8.3 Denah Kilang Sungai Gerong ..................................................................... 89 Gambar 9.1 Struktur organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) .................................. 90

Gambar A.16 Diagram alir proses Kilang Polipropilen ................................................ 113 Gambar A.17 Diagram alir Sistem Utilitas ................................................................... 114

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO)

Minyak bumi di Indonesia pertama kali ditemukan oleh pengusaha Belanda, yang  bernama Jan Reerink dan Van Hoevel dalam eksplorasi pada tahun 1871 di kaki Gunung Ceremai, Jawa Barat. Usaha eksplorasi tersebut mengalami kegagalan dan dilanjutkan oleh pengusaha Belanda lainnya, yang bernama Aeiko Jan Ziljker di Telaga Tunggal. Pada tahun 1885, usaha eksplorasi tersebut berhasil menemukan sumur minyak bumi komersil pertama di Indonesia. Kilang minyak mulai didirikan setelah banyak ditemukannya sumber minyak mentah di Indonesia, seperti di Telaga Said (Sumatera Utara) pada tahun 1885, Krika (Jawa Timur) pada tahun 1887, Ledok (Cepu) pada tahun 1901, dan Talang Akar

a. PN PERTAMIN berdasarkan PP No. 3/ 1961  b. PN PERMINA berdasarkan PP No. 198/ 1961 c. PN PERMIGAN berdasarkan PP No. 199/ 1961 Pada tahun 1965, PN PERMIGAN dibubarkan dan semua kekayaannya, yaitu sumur minyak dan penyulingan di Cepu, diserahkan kepada Lemigas, sedangkan fasilitas  produksinya diserahkan kepada PN PERMINA dan fasilitas pemasarannya diserahkan kepada PN PERTAMIN. Pada 1968, berdasarkan PP No. 27/ 1968, PN PERTAMIN dan PN PERMINA digabung menjadi satu perusahaan yang menjadi pengelola tunggal di bidang industri minyak dan gas bumi di Indonesia, yang diberi nama Perusahaan  Negara Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN PERTAMINA). Pada tahun 1971, PN PERTAMINA berubah nama menjadi Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PERTAMINA). Berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971, PT. PERTAMINA memiliki tugas utama sebagai berikut;

c. Pembekalan dan Pendistribusian Kegiatan ini meliputi penampungan, penyimpanan, serta pendistribusian bahan  baku ataupun produk akhir yang siap dikirim. d. Penunjang Kegiatan penunjang mencangkup segala kegiatan yang dapat menunjang terselenggaranya

bagian-bagian

di

atas,

seperti

pengadaan

penyuluhan

keselamatan kerja, dan lain-lain. PT. PERTAMINA (PERSERO) memiliki tujuh unit pengolahan ( refinery), namun  pada tahun 2007,  Refinery Unit   I di Pangkalan Brandan berhenti beroperasi karena  permasalahan pasokan bahan umpan. Keenam unit pengolahan lain yang masih  beroperasi saat ini, yaitu: 1.  Refinery Unit  II Dumai-Sei Pakning, Riau, 2.  Refinery Unit  III Plaju-Sungai Gerong, Sumatera Selatan, 3.  Refinery Unit  IV Cilacap, Jawa Tengah,

1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refi nery Uni t III

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terdiri dari dua buah kilang, yaitu Kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong. Kilang Plaju terletak di sebelah selatan Sungai Musi dan di sebelah barat Sungai Komering. Kilang Plaju didirikan pada tahun 1903 dengan kapasitas 100 MBCD (million barrels per calendar day) oleh pemerintah Belanda. Kilang Sungai Gerong terletak di persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering. Kilang ini didirikan oleh perusahaan Amerika, yaitu PT. Stanvac pada tahun 1926 dengan kapasitas 70 MBCD. Kilang Plaju mengolah minyak mentah yang berasal dari Prabumulih dan Jambi. Pada tahun 1957, kilang ini diambil alih oleh PT. Shell Indonesia dan pada tahun 1965  pemerintah Indonesia mengambil alih kilang tersebut. Kilang Sungai Gerong dibeli oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) pada tahun 1970. Oleh karena adanya penyesuaian terhadap unit yang masih ada, kapasitas produksi Kilang Sungai Gerong berkurang menjadi 25 MBCD. Pada tahun 1973, proses integrasi dilakukan terhadap Kilang Plaju

1994

2002 2003 2007

PKM II: Pembangunan Kilang Polipropilen baru dengan kapasitas 45.200 ton/ tahun, revamping dan redesign RFCCU (Sungai Gerong) dan Unit Alkilasi, modifikasi unit Redistilling  I/II Plaju, pemasangan Gas Turbine Generator Complex (GTGC) dan perubahan frekuensi listrik dari 60 Hz ke 50 Hz, dan pembangunan Water Treatment Unit  (WTU) dan Sulphuric Acid Recovery Unit  (SARU) Pembangunan jembatan integrasi yang menghubungkan Kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong Jembatan integrasi Kilang Musi yang menghubungkan Kilang Plaju dengan Sungai Gerong diresmikan Kilang TA/PTA berhenti beroperasi

Berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971, tugas pokok dari PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III adalah menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan  pertumbuhan industri dalam negeri, yaitu secara khusus mengolah bahan bakar (BBM) dan non-BBM. Bahan bakar yang diproduksi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III adalah avigas, avtur, kerosin, premium, solar, IDO ( Industrial Diesel Oil ), refinery fuel oil , dan FO/ LSWR ( Fraction Oil/ Low Sulphur Waxy Residue). Sedangkan produk non-

1. Clean (Bersih) Dikelola

secara

menoleransi

suap,

profesional, menjunjung

menghindari tinggi

benturan

kepercayaan

kepentingan, dan

integritas,

tidak dan

 berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive (Kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong  pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar bia ya dan menghargai kinerja. 3. Confident (Percaya Diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa. 4. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan) Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan  pelayanan terbaik kepada pelanggan.

mengolah produk agar memenuhi spesifikasi produk yang diharapkan, yaitu dengan  penghilangan zat pengotor atau pencampuran dengan zat aditif. Pada proses pengolahan pertama, minyak bumi mentah dipisahkan menjadi fraksifraksinya dengan menggunakan prinsip distilasi. Hasil distilasi tersebut terbagi menjadi  produk yang dapat langsung digunakan dan produk yang harus melewati tahap  secondary process terlebih dahulu. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah Crude Distiller   (CD), yang terdiri dari unit CD-II, CD-III, CD-IV, CD-V, dan CD-VI,  High Vacuum Unit (HVU), Stabilizer   C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas Compressor ), dan BBMGC ( Butane-Butylene Motor Gas Compressor ), serta BB  Distiller  ( Butane-Butylene Distiller ). Proses pengolahan lanjut bertujuan untuk mengolah fraksi-fraksi dari hasil proses  pengolahan pertama dengan dekomposisi molekul (cracking ), kombinasi molekul (polimerisasi dan alkilasi), dan perubahan struktur molekul (reforming ), serta proses proses lain, seperti proses petrokimia. Unit – unit yang beroperasi pada proses ini adalah

Tanggal 6 Juni 2011 7 Juni 2011

8-10 Juni 2011

Tabel 1.2 Jadwal Kegiatan Kerja Praktek Kegiatan Pembuatan badge dan briefing  umum keamanan lingkungan PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III oleh bagian Sekuriti Pengenalan keselamatan, keamanan, dan bahaya ole h bagian  Health, Safety and Environment  (HSE) Pengenalan umum laboratorium PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III : laboratorium Litbang, Analisis dan Gas, Motor, Pengamatan, dan Polipropilen,

2. Orientasi khusus (13 Juni – 5 Agustus 2011) yang meliputi kegiatan sebagai  berikut; a.

Orientasi lapangan ke unit Gas Plant   dan unit-unit lainnya, yaitu CDU, HVU, Utilitas, RFCCU, dan Kilang Polipropilen.

 b.

Studi literatur, pengumpulan data, dan konsultasi dengan pembimbing untuk pengerjaan tugas khusus.

c.

Pengerjaan tugas khusus.

1.7 Ruang Lingkup Kerja Praktek

Ruang lingkup laporan kerja praktek ini meliputi penjelasan mengenai proses proses pengolahan yang dilalui bahan baku (crude oil ) sampai menghasilkan produk yang siap dipasarkan dan mengenal perusahaan secara keseluruhan melalui orientasi umum, serta membuat simulasi proses Unit Polimerisasi (Gas Plant ) dengan menggunakan software HYSYS.

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Minyak Bumi

Minyak bumi (crude oil ) merupakan cairan kental, berwarna coklat gelap atau kehijauan yang tersusun dari campuran kompleks hidrokarbon dengan atom oksigen, nitrogen, sulfur, dan zat-zat pengotor lainnya (Prasad, 2000). Minyak bumi terbentuk dari bahan organik yang ditemukan di dalam formasi geologi di bawah permukaan  bumi. Bahan organik tersebut berasal dari jasad binatang dan tumbuhan yang terkumpul selama jutaan tahun dan kemudian terdekomposisi oleh bakteri menjadi lemak, protein, dan karbohidrat. Lemak yang tertinggal dan bahan yang terlarut dalam lemak secara  perlahan-lahan bereaksi membentuk minyak bumi dengan titik didih rendah. Semakin lama minyak bumi terpendam, maka kandungan senyawa hidrokarbon dengan titik didih

Tabel 2.1 Komposisi Minyak Bumi (Prasad, 2000) Unsur %-b Karbon (C) 83,9-86,8 Hidrogen (H) 11,0-14,0 Belerang (S) 0,06-8,00  Nitrogen (N) 0,02-1,70 Oksigen (O) 0,08-1,82 Logam 0,0-0,14 Senyawa hidrokarbon yang menyusun minyak bumi terdapat dalam beragam jenis, antara lain sebagai berikut; 1. Parafin/ alkana Parafin memiliki rumus molekul C nH2n+2. Masing-masing atom karbon saling  berikatan dengan ikatan tunggal, sedangkan ikatan sisanya jenuh dengan atom hidrogen. Oleh karena ikatan tunggalnya, parafin memiliki kestabilan yang cukup tinggi. Pada jumlah atom karbon lebih dari tiga, parafin dapat memiliki struktur yang berbeda-beda untuk jumlah atom karbon dan hidrogen yang

4. Aromatik Aromatik merupakan hidrokarbon yang sangat berbeda secara fisik dan kimia dengan parafin dan naften. Hidrokarbon aromatik memiliki cincin benzen yang tidak jenuh, tapi sangat stabil dan sering berkelakuan seperti senyawa yang  jenuh. Aromatik mempunyai rumus molekul C nH2n-6  dan biasanya dihasilkan dari reaksi adisi atau substitusi, bergantung pada kondisi reaksi. Senyawa ini  banyak ditemukan dalam reformat hasil reaksi katalitik di platforming . Contoh senyawa aromatik yang banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah toluen. Senyawa non-hidrokarbon yang terkandung pada minyak bumi antara lain, sebagai  berikut; 1. Senyawa sulfur Sulfur merupakan komponen non-hidrokarbon yang cukup banyak dalam minyak bumi. Minyak mentah tergolong sebagai minyak yang asam apabila kandungan sulfurnya lebih dari 0,5%-b, sehingga diperlukan pengolahan

dalam jumlah yang sangat sedikit, misalnya kurang dari 1 ppb. Logam ini tidak diinginkan karena dapat menimbulkan reaksi-reaksi yang merugikan dan juga mempengaruhi aktivitas katalis pada proses catalytic cracking . Hal tersebut dapat menurunkan kualitas produk, menghasilkan banyak gas, dan menambah  pembentukan kerak .

2.1.2 Klasifikasi Minyak Bumi

Klasifikasi minyak bumi dapat dilakukan dengan beberapa cara, antara lain sebagai berikut; I.

Berdasarkan kandungan dominan hidrokarbon Klasifikasi minyak mentah berdasarkan kandungan jenis hidrokarbon yang dominan dapat digunakan untuk mengetahui sifat alami minyak bumi dan indikasi mengenai komposisi kimiawi minyak bumi dan fraksi-fraksinya. Berdasarkan kandungan jenis hidrokarbon yang dominan, minyak bumi dapat diklasifikasikan

intermediate mengandung lilin, memiliki angka oktan rendah, dan kaya akan kandungan straight run gasoline. II. Berdasarkan US Bureau of Mines Klasifikasi minyak bumi berdasarkan US  Bureau of Mines dilakukan berdasarkan nilai specific gravity (SG) dari dua fraksi kuncinya. Dasar klasifikasi minyak yang digunakan adalah oAPI dan SG fraksi nomor 1 dan nomor 2 yang diperoleh melalui distilasi dengan Hempel Standard . Fraksi nomor 1 adalah fraksi minyak bumi yang memiliki rentang titik didih antara 250 dan 275ºC pada tekanan atmosferik. Fraksi nomor 2 adalah istilasi fraksi yang memiliki rentang titik didih antara 275 dan 300ºC pada tekanan 40 mmHg. SG dari kedua fraksi selanjutnya diuji dan klasifikasi minyak bumi berdasarkan SG ditunjukkan pada Tabel 2.2.

Tabel 2.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan US Bureau of Mines (Prasad, 2000) Fraksi Kunci Nomor 1 Fraksi Kunci Nomor 2 Tipe Minyak Bumi SG ºAPI SG ºAPI

IV. Berdasarkan characterization factor (K UOP) Characterization  factor   dikembangkan oleh UOP (Universal Oil Products Company) di mana menghubungkan titik didih dengan  specific gravity. Persamaan yang berlaku adalah sebagai berikut;

T b adalah titik didih rata-rata (oR) pada 1 atm dan SG adalah  specific gravity pada 15,56ºC. Titik didih rata-rata dari fraksi minyak bumi diperoleh dari kurva distilasi ASTM dengan merata-ratakan temperatur pada 10, 30, 50, 70, dan 90% volume distilat. Nilai K UOP untuk berbagai klasifikasi minyak bumi ditunjukkan pada Tabel 2.3.

Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Characterization Factor  Jenis Minyak Bumi K UOP

1. Distilasi atmosferik Distilasi atmosferik bertujuan untuk memisahkan minyak mentah berdasarkan kemudahan menguapnya pada tekanan atmosferik. Produk yang mudah menguap disebut fraksi ringan, sedangkan produk yang sulit menguap disebut fraksi berat. Kondisi operasi distilasi minyak mentah sangat dibatasi oleh temperatur, karena temperatur tinggi akan dapat menyebabkan perengkahan minyak membentuk kokas. Produk yang dapat diperoleh dari proses distilasi atmosferik adalah gas yang dapat digunakan sebagai bahan bakar kilang ataupun langsung dibuang ke  flare,  straight run, nafta, kerosin,  Light Gas Oil (LGO) dan  Heavy Gas Oil (HGO) yang merupakan komponen blending solar, dan residu yang dapat dipisahkan lebih lanjut pada distilasi vakum. 2. Distilasi vakum Distilasi vakum memiliki prinsip dan tujuan yang sama dengan distilasi atmosferik, namun memiliki kondisi operasi yang berbeda. Pada distilasi vakum,

dikehendaki. Proses ini didasarkan pada perbedaan daya kelarutan pada pemisahan fraksi yang memiliki fasa yang berbeda dengan pelarut. Stripping adalah proses pemisahan gas terlarut dalam suatu campuran gas-cair. Salah satu penerapan proses stripping dalam pengolahan minyak bumi adalah untuk menghilangkan gas CO 2 atau H2S dalam minyak bumi dengan menggunakan larutan Benfield , MEA (monoetanol amin), atau DEA (dietanol amin). III. Ekstraksi Ekstraksi dengan pelarut merupakan salah satu proses yang tertua dalam  pengilangan minyak bumi. Dalam proses ekstraksi, perbedaan kelarutan pada fraksi yang memiliki fasa yang sama dengan pelarut dimanfaatkan untuk memisahkan fraksi tersebut. Pada awalnya, ekstraksi digunakan untuk meningkatkan kualitas kerosin tetapi pada perkembangannya, ekstraksi lebih banyak digunakan untuk meningkatkan kualitas minyak pelumas. Ekstraksi juga dapat dilakukan untuk menghilangkan zat pengotor, seperti penghilangan COS, H 2S, dan CO 2

I.

Dekomposisi molekul/ perengkahan (cracking ) Dekomposisi molekul bertujuan untuk mengubah fraksi-fraksi berat minyak menjadi bensin dan fraksi minyak ringan yang bernilai jual tinggi. Reaksi dekomposisi molekul terbagi menjadi tiga jenis, yaitu: 1. Thermal cracking : proses untuk mendapatkan nafta dari fraksi vakum gas oil atau residu. Seiring dengan perkembangan proses perengkahan, thermal cracking  digantikan oleh catalytic cracking . 2.  Hydrocracking :  proses perengkahan menggunakan gas hidrogen. Reaksi utama  proses hydrocracking   adalah perengkahan zat-zat yang tidak dapat direngkah secara katalitik karena kandungan logam yang tinggi. Tekanan operasi bernilai sekitar 500-3000 psig dan temperatur operasi bernilai 500-900 oF. Produk yang dihasilkan yaitu bensin, kerosin, pelumas, bahan baku petrokimia, dan lain-lain. 3. Catalytic cracking :  proses pemutusan rantai hidrokarbon dengan menggunakan  bantuan katalis yang  bertujuan untuk meningkatkan kualitas dan sifat-sifat

gas ringan hasil perengkahan. Dua contoh proses penggabungan molekul adalah  polimerisasi dan alkilasi. Polimerisasi dilakukan untuk penggabungan olefin menjadi bensin yang memiliki angka oktan tinggi, sehingga dapat digunakan sebagai komponen pencampuran. Alkilasi merupakan penambahan jumlah atom dalam molekul sehingga terbentuk molekul yang lebih panjang dan bercabang. Proses ini terjadi dengan menggunakan katalis asam kuat seperti H2SO4, HCl, dan HF. Alkilasi dalam kilang minyak adalah alkilasi i-parafin oleh olefin agar produk parafin bercabang dengan angka oktan yang tinggi dapat diperoleh.

2.2.3 Proses Treating 

Treating  merupakan proses penghilangan sebagian atau seluruh senyawa-senyawa yang tidak diinginkan yang terdapat dalam minyak mentah, produk intermediet, dan  produk akhir. Senyawa-senyawa tersebut dapat berupa unsur logam maupun non logam,

2.3.1 Produk Bahan Bakar

Produk minyak bumi yang termasuk produk bahan bakar adalah sebagai berikut; a.  Liquefied Petroleum Gases (LPG) LPG merupakan campuran fraksi-fraksi hidrokarbon ringan yang berasal dari  pengolahan minyak bumi. Walaupun LPG digunakan sebagai gas, proses  penyimpanan dan pemindahan LPG berlangsung dalam bentuk cairan  bertekanan. LPG digunakan sebagai bahan bakar motor, bahan baku industri kimia, bahan bakar kompor rumah tangga, dan pemanas rumah. LPG umumnya merupakan campuran antara hidrokarbon jenuh dan tak jenuh dengan atom karbon yang berjumlah tiga hingga empat, seperti propana, n butana, butilen, propilen, dan iso-butana.  b. Bensin Bensin merupakan campuran isomer hidrokarbon yang mudah menguap dan terdiri dari komponen pada fraksi C4 – C12 (Ranzi, 2006). Pada tekanan

dapat digunakan sebagai bahan bakar mesin, pemanas, lampu penerangan, kompor minyak, dan pelarut. Kualitas kerosin ditentukan oleh nilai  smoke point   dan  flash point . Kerosin yang baik memiliki  smoke point   minimal 17 mm dan  flash point   minimal 100oC. Untuk jumlah atom karbon yang sama, parafin memiliki kemungkinan  pembentukan  smoke yang paling rendah dan aromatik memiliki kemungkinan  pembentukan  smoke  paling tinggi dalam kerosin, sedangkan naften berada di antaranya. Oleh karena itu, kerosin berkualitas bagus mengandung lebih  banyak hidrokarbon parafin dibandingkan dibandingkan aromatik. d.  Aviation Turbine Fuel (ATF) ATF merupakan fraksi distilat minyak bumi yang memiliki rentang titik didih antara 150-270ºC. Parafin dan naften merupakan senyawa hidrokarbon utama dalam ATF dengan rasio yang bervariasi bergantung pada lokasi sumber minyak bumi. ATF juga mengandung sejumlah kecil senyawa sulfur, nitrogen,

2.3.2 Produk Non-Bahan Bakar

Produk minyak bumi yang termasuk sebagai produk non-bahan bakar antara lain sebagai berikut; a. Aspal Aspal merupakan produk berat dari minyak bumi yang berbentuk padatan coklat hitam yang larut dalam benzen, tetapi tidak larut dalam pelarut parafin ringan (Praptowidodo, 1999). Aspal seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.1, berasal dari residu minyak bumi pada rentang titik didih 204-316 oC. Kegunaan utama aspal adalah sebagai pelapis jalan.

yang terdeposit dalam tangki penyimpanan. Lilin mikrokristalin dapat  berwarna cokelat tua hingga putih bergantung pada derajat kemurnian dan memiliki titik leleh lebih besar dari 74ºC. Petrolatum (vaselin) mengandung lilin mikrokristalin dan minyak, dan hanya dapat diproduksi dari distilat berat atau residu tertentu. Lilin parafin dapat digunakan sebagai lilin, kertas dan karton waxed, korek api, kabel, dan bahan baku produksi chlorinated hydrocarbon. Petrolatum dapat digunakan sebagai vaselin, bahan obat-obatan dan kosmetik. d.  Petroleum coke  Petroleum coke merupakan produk samping berwujud padat dari proses  pemurnian minyak bumi yang diproduksi dari minyak residu, seperti fraksi  berat dari minyak mentah. Pada dasarnya, proses coking terjadi dengan  pemanasan umpan minyak berat hingga temperatur tinggi, sehingga terjadi  proses cracking. Residu yang tersisa setelah penyingkiran produk yang lebih

BAB III BAHAN BAKU

3.1 Bahan Baku Utama

Bahan baku proses dalam PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit   III sebagian besar berupa minyak mentah (crude oil ) yang berasal dari daerah Sumatera Selatan dan sebagian lagi berasal dari luar daerah tersebut. Proses transportasi bahan  baku tersebut menggunakan dua cara, yaitu melalui sistem perpipaan dan pengapalan. Jenis minyak mentah yang ditransportasikan melalui sistem perpipaan adalah sebagai  berikut: South Palembang District  (SPD) dari DOH Prabumulih, Talang Akar Pendopo oil  (TAP) dari DOH Prabumulih,  Kaji Semoga Crude Oil  (KSCO) dari DOH Prabumulih, dan

Tabel 3.1 Umpan Unit Primary Process Unit Sumber minyak bumi CD-II Kaji, Jene, SPD, TAP CD-III Ramba, Kaji, Jene CD-IV Ramba, Kaji, Jene CD-V SPD, TAP CD-VI Geragai, Bula, Klamono Tabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process Unit Sumber minyak bumi HVU  Long residue MVGO ( Medium Vacuum Gas Oil ), HVGO RFCCU ( High Vacuum Gas Oil ), dan long residue BB ( Butane-Butylene) Unstab crack , comprimate, condensate gas, dan  Distiller  residual gas Stabilizer C/A/B SR-Tops (Straight Run-Tops) Unit Polimerisasi Fresh BB ( Butane-Butylene) Unit Alkilasi Fresh BB dari BB Distiller   Raw PP ( Propane-Propylene) dari RFCCU Kilang Polipropilen ( Riser Fluid Catalytic Cracking Unit )

Gas N2 

Polipropilen

 Fuel oil , fuel gas

Semua unit

Off gas, carrier gas Bahan bakar untuk  pembakaran dalam furnace unit

BAB IV DESKRIPSI PROSES

Proses pengolahan yang dilakukan di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terbagi menjadi 4 tahap, yaitu proses pengolahan pertama ( primary process), proses  pengolahan lanjut ( secondary process), proses  treating , dan proses pencampuran (blending ).

GAS COMP.

BB. DIST

C4-POLY

ALKYLATION

LPG

MUSICOOL

PREMIUM

STABILIZER AVIGAS

C CRUDE

D

AVTUR

KEROSENE

4.1.1 Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP)

Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan merupakan unit yang bertugas untuk mengatur sarana pengangkutan bahan baku (minyak bumi mentah/ crude oil ) dan  produk yang dihasilkan untuk dipasarkan, juga sarana penyimpanan bahan dalam  jumlah besar. Deskripsi proses kerja unit ini terbagi menjadi lima bagian, yaitu sebagai  berikut; I.

Penerimaan minyak bumi mentah (crude oil ) Tugas pertama dari unit ITP adalah menerima crude oil   sebagai bahan baku proses  pengolahan di kilang. Penerimaan crude oil  terbagi menjadi dua cara, yaitu : 1.  Metering Pipe ( pipe line) Minyak bumi mentah dari unit eksplorasi dipompakan ke unit pengolahan melalui perpipaan dan stasiun pengukuran minyak. Stasiun pengukuran minyak ini terletak di KM 3 Plaju, dekat unit pengolahan dan dilengkapi dengan

 penanganan awal perlu dilakukan terhadap minyak bumi mentah tersebut, yaitu sebagai berikut; 1. Settling  Settling   bertujuan untuk mengendapkan kandungan air pada crude oil . Semakin lama waktu pengendapan, maka kualitas crude  akan semakin baik, namun, ketersediaan crude oil   untuk unit CD perlu juga dipertimbangkan. Oleh karena itu, pada umumnya  settling time ditetapkan sebesar 1 jam untuk setiap 1 meter crude oil . 2. Pembuangan air dan bottom Pada proses settling , air akan terkumpul di bagian bawah tangki dan air tersebut  perlu dibuang hingga habis. Selain itu, endapan lumpur minyak dan emulsi air yang terdapat pada bagian bottom  tangki juga perlu dibuang ke tangki  penampung. Di dalam tangki penampung, yang dilengkapi dengan  steam coil , endapan lumpur dan emulsi dipanaskan sehingga air dan lumpur terpisah dan

Selain bahan baku, unit IKP juga menyalurkan produk hasil kilang. Produk hasil kilang terbagi menjadi dua, yaitu  finished product   dan unfinished product (produk yang masih harus dicampur dengan produk lain atau ditambahkan zat aditif). Semua  produk tersebut disimpan ke dalam tangki sesuai dengan jenis produknya. V.  Loading  dan unloading produk BBM dan non-BBM Selain melalui sistem perpipaan, proses transportasi produk juga dilakukan dengan menggunakan kapal. Sebelum proses loading   produk, beberapa persiapan harus dilakukan, yaitu : 1. Persiapan di darat Setelah surat perintah loading  diterima, maka tangki penampung, pipa yang akan dipakai, dermaga yang akan digunakan, durasi loading   hingga tanker/tongkang  jalan, dan pengambilan sampel harus dipersiapkan. 2. Persiapan di kapal Diskusi antara  Loading  Master dengan Chief Officer   kapal untuk mengetahui

treatment

Kondisi operasi

Produk

dipompa dengan P-31/32/33 ke HE 6-5/6 dan HE 6-1/2/3/4, dan o dipanaskan menjadi 138 C. Kemudian dipanaskan lagi di dalam Furnace I.  Flash zone : T = 255oC P = 1,8 kg/cm 2 Produk atas : komponen C 1-C16 Produk bawah : komponen C 17C50

Refluks

Umpan masuk pada tray 10 dengan P = 2 kg/cm 2(g), dan T top = 152oC Produk atas : komponen C 1-C10 Side stream : komponen C 11-C14 Produk bawah : komponen C 14C16 Produk atas kolom II (masuk  pada tray 13) Produk bawah kolom V

P = 0,5 kg/cm2, Ttop = 118oC, dan T bottom = 192oC Produk atas : komponen C 11-C12 Produk bawah : LKD (C13-C14) Produk atas kolom II

Tabel 4.2 Deskripsi Proses Crude Distiller  II (lanjutan) Kolom

Umpan

III

Side stream kolom V

Umpan

IV A : produk bawah evaporator  B : produk bawah kolom I dan  side stream kolom IV Umpan A dipompa dengan P-1/2 dan dipanaskan di Furnace II o hingga 344 C.

V

Produk atas kolom I

Tabel 4.3 Data Komposisi Produk Crude Distiller  II Produk  Gas Crude Butane SR-Tops  Naphta II LKD LCT  Long Residue Total

Komposisi (%-b) 0,3 0,4 9,2 8,8 2,5 32,6 46,1 100

4.1.3 Cru de Di stil ler   III (CD-III)

CD-III mengolah minyak bumi yang berasal dari Kaji Ramba (Karam) dan Ramba Cophy untuk menghasilkan produk berupa gas, Crude Butane, SR-Tops,  Naphta  II,  Naphta  III, LKD, HKD ( Heavy Kerosene Distillate), LCT , HCT ( Heavy Cold Test ), dan  Long Residue. CD-III dirancang untuk mengolah umpan dengan kapasitas 4.000 ton/hari. CD-III memiliki 1 buah kolom  stabilizer dan 3 buah kolom fraksionator, dengan umpan, kondisi operasi, dan produk dari masing-masing kolom pemisahan

Tabel 4.5 Deskripsi Proses Crude Distiller  III (lanjutan) Kolom Umpan  Pre-treatment 

II

III Produk atas kolom I

Produk bawah kolom I Umpan dipanaskan dalam furnace II hingga 311 oC

Kondisi operasi

Umpan masuk pada tray 13 dengan P = 0,3 kg/cm 2, dan T bottom = 336oC

Umpan masuk pada tray 10 2 dengan P = 1,5 kg/cm , dan o Ttop = 93 C

Produk

Produk atas : komponen C 12-C16  vapor heat exchanger 6-5/6/7/8 dan cooler 4-11/12/13/14  akumulator 8-2  LKD dan refluks kolom II Side stream (pada tray 30)  HKD Stripper  2-3, terbagi menjadi dua aliran : - Produk atas  refluks kolom II - Produk bawah : komponen C 16-C20 reboiling  Stripper  2-3 dan menjadi HKD Side stream (pada tray 20)  LCT Stripper  2-2, terbagi menjadi dua aliran : - Produk atas  refluks kolom II - Produk bawah  LCT Side stream (pada tray 13)  HCT Stripper  2-1, terbagi menjadi dua aliran : - Produk atas  refluks kolom II - Produk bawah  HCT Produk bawah : long residue (komponen C31-C50)

Produk atas  condenser  51/2/3/5/9  akumulator 8-3, terbagi menjadi dua aliran, yaitu : - Produk gas  SRMGC - Produk liquid : komponen C5-C7  SR-Tops dan refluks kolom III Produk bawah : komponen C8-C10  Naphta II, refluks kolom I, reboiling kolom III

ton/hari. Secara umum proses pemisahan pada CD-IV hampir sama dengan proses dalam CD-III, tetapi terdapat beberapa modifikasi aliran agar fraksi  Naphta III (avtur) yang didapatkan lebih banyak. CD-IV memiliki 1 buah kolom  stabilizer   dan 3 buah kolom fraksionator, dengan deskripsi proses masing-masing kolom ditunjukkan pada Tabel 4.7 dan Tabel 4.8.

Tabel 4.7 Deskripsi Proses Crude Distiller  IV Kolom Umpan

 Pre-treatment

Kondisi operasi

Stabilizer

Crude oil Umpan dari tangki penyimpanan ke  preheater HE 6-2, HE 6-1, HE 63/4/5/6, HE 6-11/12, dan HE 6-7/8, dan dipanaskan hingga 148 oC Umpan masuk pada tray 20 dengan 2 o P = 2,4 kg/cm , Ttop = 91 C, dan T bottom o = 155 C Produk atas : komponen C 1-C5  akumulator, terbagi menjadi dua aliran:

I Produk bawah stabilizer

Umpan masuk pada tray 13 dengan 2 o P = 0,3 kg/cm , Ttop = 135 C, dan T bottom = o 238 C Produk atas : komponen C 5-C10 Side stream  Stripper  2-5: - Produk atas  refluks kolom I Produk bawah : komponen C -C 

Refluks

- Produk bawah  HCT Produk bawah : long residue (komponen C31-C50) Produk akumulator 8-2, produk atas Stripper  2-1, 22, dan 2-3 Untuk boil -up : produk bawah kolom II yang melewati Furnace II terlebih dahulu

(boil -up) Produk bawah kolom III

Data komposisi produk dari unit CD-IV ditunjukkan pada Tabel 4.9. Tabel 4.9 Data Komposisi Produk CD-IV Produk 

Gas Crude Butane SR-Tops  Naphta II  Naphta III LKD HKD LCT HCT  Long Residue

Komposisi (%-b) 3,0 2,3 8,8 5,3 4,7 11,6 7,4 6,5 6,6 43,7

Refluks

Produk bawah akumulator Untuk  boil -up : produk bawah Stabilizer  yang melewati Furnace I terlebih dahulu

menghasilkan : - Produk atas  refluks kolom I - Produk bawah : komponen C 12-C16  reboiling stripper dan menjadi LKD Produk bawah  umpan kolom II dan reboiling  kolom I Produk atas Stripper  2-2 Side stream pada tray 29 setelah didinginkan hingga 82 oC Untuk boil -up : produk bawah kolom I yang melewati Furnace I terlebih dahulu

Tabel 4.11 Deskripsi Proses Crude Distiller  V (lanjutan) Kolom

II

III

Umpan

Produk bawah kolom I

Produk atas kolom I

 Pretreatment 

Umpan dipanaskan dalam Furnace II o hingga 311 C

Kondisi operasi

P = 0,2 kg/cm 2, Ttop = 200oC, dan T bottom = 340oC

P = 0,8 kg/cm 2, Ttop = 105oC, dan T bottom = 160oC

Produk atas : kondensor 5-1/2/3/4  akumulator  HKD (komponen C 17C )

Produk atas  condenser  55/6/7/8/12  akumulator 81, terbagi menjadi dua

IV Produk liquid akumulator 8-1

P = 0,8 kg/cm , Ttop = 70oC, dan T bottom = 100oC Produk atas  condenser  5-

 Naphta I  Naphta II  Naphta IV LKD HKD LCT HCT  Long Residue Total

10,1 4,7 1,6 7,9 7,6 7,2 6,8 50,9 100

4.1.6 Cru de Di stil ler   VI (CD-VI)

CD-VI mengolah minyak bumi yang berasal dari Ramba Cophy dengan kapasitas pengolahan 15 MBCD. CD-VI memisahkan fraksi-fraksi minyak bumi  berdasarkan perbedaan titik didih pada distilasi atmosferik. Unit ini terdiri dari dua  buah kolom distilasi, yaitu kolom T-1 dan kolom T-2 dengan deskripsi proses sebagai berikut; Umpan dibagi menjadi tiga aliran. Aliran 1 dipanaskan dengan HE E-7

Produk atas kolom T-1 merupakan umpan kolom T-2 yang masuk pada tray keempat, yang sebelumnya didinginkan terlebih dahulu. Produk atas kolom T-2 adalah komponen-komponen yang lebih ringan dari C 8  dan produk  bawah kolom adalah kerosin (komponen C 9-C 12 ). Produk atas kolom T-2 didinginkan pada HE E-3 dan cooler box (media  pendingin air), kemudian dialirkan ke distiller drum (D-4). Dari bagian atas drum D-4 dihasilkan gas yang dimanfaatkan sebagai  fuel gas pada  furnace HVU. Sedangkan dari bagian bawah, dihasilkan cairan yang sebagian dikeluarkan sebagai nafta (C6-C 8), sedangkan sisanya dimasukkan kembali ke kolom T-2. Produk bawah kolom T-2 terbagi menjadi dua aliran, yaitu sebagian dialirkan kembali ke kolom T-1 dan sebagian menjadi produk kerosin cair yang didinginkan di HE E-7 dan E-4 terlebih dahulu. Data komposisi produk CD-VI ditunjukkan pada Tabel 4.13.

Umpan HVU-II adalah long residue yang berasal dari unit CD II, III, IV, V dan VI. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 54 MBCD dengan deskripsi proses sebagai  berikut;  Long residue dari CD-II, III dan IV dialirkan menuju hot feed drum  (V-61001). Long residue dari CD-V dilewatkan pada box cooler   terlebih dahulu dan kemudian dialirkan menuju hot feed drum  yang sama.  Long residue  yang masuk ke hot feed drum  diharapkan memiliki temperatur 140-145 oC, dengan tekanan di 0,2 kg/cm 2 pada saat operasi normal. Sedangkan long residue  dari CD-VI dapat langsung dialirkan menuju HVU sebagai umpan. Umpan dipanaskan dengan HE ( preheater ) hingga CIT-nya 262-270 oC. Beberapa HE yang digunakan adalah E-14-006 A/B (HVGO exchanger ), E-14003 A/B/C (MVGO exchanger ), E-14-010 A (vacuum residue exchanger ) dan E-14-009 A/B/C/D (vacuum residue exchanger ). Umpan dipanaskan di dalam  furnace hingga 360-380 oC.  Furnace  HVU

Injeksi amonia pada kondensat dilakukan sebagai pencegahan terhadap korosi  pada alat, yang timbul akibat kontaminasi zat pengotor, seperti sulfur dan asam, sehingga pH kondensat dapat dijaga pada kondisi basa. Produk  Light Vacuum Gas Oil   (LVGO) dari kolom dikembalikan sebagai refluks (E-14-001) yang sebelumnya didinginkan oleh  fin-fan cooler . Sebagian lainnya kemudian menjadi produk (E-14-002) untuk komponen pencampur  produk diesel . Produk  Medium Vacuum Gas Oil   (MVGO) dan  Heavy Vacuum Gas Oil  (HVGO) dari kolom didinginkan dengan bantuan HE E-14-003 A/B/C, di mana panasnya dimanfaatkan sebagai  preheater   untuk umpan. Produk ini terbagi menjadi dua aliran, yaitu sebagian aliran dikembalikan sebagai refluks (E-14-004) dan sisa aliran digunakan sebagai umpan untuk RFCCU. Vacuum residue  didinginkan menggunakan HE E-14-009/010/011, di mana sebagian aliran dikembalikan sebagai quenching   untuk mempertahankan

Tabel 4.15 Deskripsi Proses Stabilizer C/A/B Kolom

C

A

B Produk bawah akumulator 8-1 dan 8-2

Umpan

SR-Tops dari CD

SR-Tops dari CD

 Pretreatment

Umpan dari tangki  penyimpanan dipompa dengan P-4/5 ke HE 6-1/4

Umpan dari tangki  penyimpanan dipompa dengan P-9/10 ke HE 6-1/2

Umpan dipanaskan dengan HE 6-1/2

Produk

Produk atas  condenser  5-1/2  akumulator 8-1, terbagi menjadi dua aliran : produk gas dan produk  bawah (untuk refluks Stab-C dan umpan Stab-B) Produk bawah  reboiling Stab-C dan Dip Top (LOMC)

Produk atas  condenser  54/5  akumulator 8-2, terbagi menjadi dua aliran :  produk gas dan produk  bawah (untuk refluks StabA dan umpan Stab-B) Produk bawah  reboiling Stab-A dan Dip Top (LOMC)

Produk atas  condenser  54/5  akumulator 8-6, terbagi menjadi dua aliran : produk gas dan produk bawah (untuk refluks Stab-B dan raw butane) Produk bawah  reboiling Stab-B, bergabung dengan  produk bawah  akumulator 8-2 dan SBPX-40B

Refluks

Produk bawah akumulator 8-1 Untuk boil-up : produk  bawah Stab-C

Produk bawah akumulator 8-2 Untuk boil-up : produk  bawah Stab-A

Produk bawah akumulator 8-6 Untuk boil-up : produk bawah Stab-B

Data komposisi produk dari unit Stab-C/A/B ditunjukkan pada Tabel 4.16.

digabungkan dengan aliran kondensat dari tangki 9-1/A. Aliran kondesat gabungan tersebut digabungkan dengan kondensat dari unit BBMGC, membentuk komprimat yang kemudian diumpankan ke unit BB  Distiller . Data komposisi umpan dan produk dari unit Stab-C/A/B ditunjukkan pada Tabel 4.17.

Tabel 4.17 Data Komposisi Umpan dan Produk Stabilizer  C/A/B Stream Umpan Gas ex Unit CD-II Gas ex Unit CD-III Gas ex Unit CD-IV Gas ex Unit CD-V Produk  Compressed Gas Condensed Gas Total

Komposisi

2,8% 19,4% 41,0% 36,8% 52,1% 47,9% 100%

4.1.10 Bu tane-Bu tylene M otor Gas Compr essor  (BBMGC)

Kolom absorber (1-1) Umpan berupa gas yang berasal dari residual gas  (BBMGC) dan cairan (komprimat dan kondesat) yang berasal dari SRMGC dan BBMGC. Umpan merupakan campuran dari metana, etana, propana, propilen, butane butylene, dan Tops (light naphta). Umpan gas masuk pada tray ke-16, sedangkan umpan cairan masuk pada tray ke-14. Pada puncak kolom absorber dipompakan lean oil (kerosin) yang berfungsi sebagai absorben  komponen-komponen C 3  dan komponen lain yang lebih  berat. Produk atas kolom absorber   adalah drying  gas, yang terdiri dari gas metana, etana, dan sedikit propane propylene. Produk atas tersebut dialirkan ke  surge tank   9-4 di mana terbagi menjadi dua aliran, yaitu produk gas menjadi refinery fuel gas dan produk liquid menjadi umpan kolom  stripper . Produk  bawah kolom absorber adalah lean oil   dan C3 yang terbagi menjadi dua aliran di dalam reboiler 7-1/2, yaitu sebagian dikembalikan ke kolom sebagai

Produk bawah kolom depropanizer   masuk ke dalam reboiler   7-3/4 dan terbagi menjadi dua aliran, yaitu aliran reboiling   kembali ke kolom dan aliran ke kolom debutanizer  untuk menjadi umpannya. Pengaturan refluks ke puncak kolom dilakukan agar T top  tidak melebihi dari 43oC, sehingga kandungan isobutana kurang dari 1%-b dan  propane propylene dapat dipisahkan dengan baik. Kondisi operasi kolom yang lain adalah T bottom = 160-170oC dan P = 17 kg/cm 2. Kolom debutanizer  (1-3) Umpan kolom debutanizer merupakan produk bawah kolom depropanizer  yang masuk pada tray  ke-22, tetapi untuk flexibilitas operasi umpan, umpan  juga dapat masuk ke salah satu tray ke-6, 10, 14, atau 23. Produk atas kolom debutanizer didinginkan dengan condenser   5-5/6/7/8/9/10 dan masuk ke akumulator 8-12 untuk kemudian dialirkan menjadi refluks kolom dan produk  Fresh BB. Produk bawah di dalam reboiler   7-5/6 terbagi menjadi dua aliran,

4.1.12 BB Treating 

BB Treating , dengan umpan berupa  Fresh  BB (yang berasal dari BB- Distiller ) dan FBB dari RFCCU, merupakan unit yang berfungsi untuk menghilangkan senyawasenyawa yang mungkin dapat meracuni katalis apabil a BB dipakai sebagai umpan untuk Unit Polimerisasi dan juga agar spesifikasi cooperstrip corrosion BB terpenuhi apabila BB dipakai untuk LPG dan komponen pencampur mogas/ avigas. Umpan masuk  bersama-sama soda kaustik ke dalam mixer   dan menuju ke Caustic Settler   9-26 untuk dihilangkan senyawa-senyawa belerang (H 2S, merkaptan, karbonil sulfida, disulfida, dan lain-lain) yang terkandung di dalam umpan. Setelah bereaksi, kaustik soda akan mengendap dan keluar melalui bagian bawah  settler   dan dialirkan kembali ke aliran umpan untuk sirkulasi. Kadar merkaptan sulfur (RSH) maksimum di dalam treated BB adalah 20 ppm, apabila kadar RSH lebih dari 20 ppm, maka soda kaustik yang digunakan diganti dengan yang baru. BB keluar dari bagian atas Caustic Settler   9-26 dan kemudian bercampur dengan

4.2.1 Riser F lu id Catalytic Cracking Uni t    (RFCCU)

RFCCU merupakan unit yang berfungsi untuk merengkah long residue  dan MVGO, serta HVGO menjadi fraksi-fraksi ringan dengan bantuan katalis dan panas. Katalis yang digunakan adalah serbuk silika alumina (zeolit) yang mengalami fluidisasi di dalam reaktor dan bersirkulasi di dalam reaktor dan regenerator secara kontinu. Peralatan utama yang digunakan di dalam unit ini adalah sepasang reaktor-regenerator dan kolom-kolom fraksinasi, serta unit absorber dan stripper . FCC Reaction Section Umpan yang masuk ke dalam reaktor terdiri dari long residue dan M/HVGO dengan perbandingan 1:4. Umpan dipanaskan di dalam  preheater yang memanfaatkan panas dari produk kolom fraksinasi. Kemudian umpan dipanaskan lagi di dalam  furnace hingga temperaturnya mencapai 331 oC. Ke dalam umpan panas tesebut ditambahkan antimoni untuk mencegah deaktivasi katalis akibat adanya metal content  dalam umpan.

tersebut mengalir dari reaktor ke regenerator. Katalis masuk ke dalam regenerator dengan pengaturan control air blower dan  spent slide valve  dan akan dioksidasi dengan menggunakan udara yang dialirkan dari main air blower . Kokas akan terbakar dan terbentuk gas CO, CO 2, dan H2O, di mana gas-gas tersebut akan masuk ke dalam siklon dua tahap untuk dipisahkan dengan padatan katalis yang terbawa aliran gas dan keluar untuk dimanfaatkan  panasnya di dalam Waste Heat Recovery Unit (WHRU). Katalis yang sudah  bebas kokas (0,3-0,5%-w) kemudian dialirkan kembali ke reaktor. Reaksi oksidasi kokas dapat menghasilkan panas yang dimanfaatkan untuk memanaskan campuran reaksi pada riser dan reaktor. Jika panas yang dihasilkan tidak mencukupi kebutuhan panas reaktor, maka

torch oil

( Industrial Diesel Oil / IDO) akan ditambahkan ke dalam regenerator untuk menambah panas hasil reaksi oksidasi. Pada kondisi  start up, ke dalam riser akan diinjeksikan heavy cycle oil (HCO) dan nafta agar deposit kokas pada

 stream  berupa lean oil yang sebagian dikembalikan ke kolom II dan sisanya dimasukkan ke bagian light end . Produk atas kolom II adalah gas dan  gasoline yang didinginkan di overhead partial condenser dan overhead trim condenser untuk kemudian ditampung di dalam tangki distilat. Pada tangki ini terjadi  pemisahan air dari produk dan dihasilkan dua fasa, yaitu fasa cair gasoline dan nafta yang sebagian dikembalikan ke kolom II dan sisanya diambil sebagai  produk, dan fasa gas (wet gas) yang juga diumpankan ke bagian light end .  Light Ends and Gas Compression Section  Light ends and  gas compression section  merupakan bagian yang berfungsi untuk memisahkan hasil bagian fraksinasi RFCCU sehingga didapatkan fraksi minyak bumi yang lebih baik. Peralatan utama yang terdapat di dalam bagian ini adalah kompresor gas,  primary absorber ,  sponge absorber ,  stripper , debutanizer , dan stabilizer . Wet gas yang berasal dari tangki distilat kolom fraksinasi II dikompresi oleh

Fasa cair dari vessel compression suction drum  diolah lebih lanjut di dalam  stripper. Produk atas kolom ini dikembalikan ke drum dan produk bawahnya terbagi menjadi dua aliran, yaitu sebagian dipanaskan ulang dan dikembalikan ke kolom stripper dan sisanya dialirkan untuk umpan kolom debutanizer . Aliran umpan yang akan masuk ke kolom debutanizer dipanaskan terlebih dahulu di dalam  preheater , yang memanfaatkan produk bawah kolom ini, hingga temperaturnya mencapai 126 oC. Kemudian umpan akan dipisahkan menjadi produk atas dan produk bawah di dalam kolom butanizer . Produk atas yang dihasilkan didinginkan di dalam kondenser dan ditampung di dalam akumulator, di mana gas yang terkondensasi dikembalikan sebagian ke kolom debutanizer dan sisanya diumpankan ke kolom  stabilizer ; gas yang tidak terkondensasi menjadi off gas. Produk bawah kolom debutanizer dikembalikan ke kolom dan juga dimanfaatkan untuk memanaskan umpan yang kemudian dikeluarkan sebagai produk HOMC.

4.2.2 Unit Polimerisasi

Unit Polimerisasi terdiri dari tiga set converter , yaitu set A, B, dan C. Setiap set tersebut terdiri dari tiga buah converter   dengan kapasitas 30 ton/hari per converter . Converter merupakan reaktor tubular yang berisi katalis P 2O5 ( solid phosphoric acid / SPA) pada bagian tube dan fluida untuk menjaga temperatur reaksi (heating oil ) pada  bagian shell . Umpan, yaitu treated   BB dari unit BB Treating akan mengalir masuk ke dalam tube converter   dengan dipanaskan terlebih dahulu dalam  preheater   6-1/3/5 dan  final heater   6-2/4/6 oleh heating oil   (solar) yang telah dipanaskan dulu dalam  furnace. Reaksi polimerisasi berlangsung pada tekanan dan temperatur yang tinggi, yaitu 32 kg/cm2 dan 160oC. Produk hasil reaksi dari tiap converter   akan mengalir ke kolom Stabilizer untuk dipisahkan polimer yang terbentuk dengan butana. Produk atas dari kolom  stabilizer  didinginkan dengan cooler  5-1/2/3/4 dan masuk ke akumulator 8-1. Pada akumulator 81 aliran terbagi menjadi dua, yaitu produk gas yang akan mengalir ke  flaring dan

dipisahkan, supaya air tidak mengencerkan katalis (H 2SO4) dan menurunkan kecepatan reaksi. Kemudian aliran umpan, katalis dan sirkulasi produk reaktor dialirkan masuk ke propane chiller  3-3/1/2 untuk didinginkan hingga 3-10 oC. Reaksi alkilasi di dalam reaktor berlangsung pada 3-8oC dengan mekanisme yang diharapkan terjadi sebagai berikut;

CH3 CH3 – C=CH2 isobutilen

CH3 +

CH3 CH3 – C – CH3 isobutana

CH3

CH3 – C – CH2 – CH – CH3 CH3 2,2,4-trimetil pentana

Produk keluar dari bagian bawah reaktor dan terbagi menjadi dua aliran, yaitu aliran sirkulasi (bercampur dengan umpan reaktor) dan aliran ke reactor acid  separator . Produk bawah reactor acid separator   merupakan larutan katalis

Sistem Pendingin Sistem pendingin yang digunakan pada alkilasi adalah HE 6-2/3 dan  propane chiller . Pada HE 6-2/3, produk hasil reaksi merupakan fluida pendingin, sedangkan umpan merupakan fluida yang hendak didinginkan. Pada  propane chiller , fluida pendingin yang digunakan adalah propana cair yang dihasilkan dari produk atas kolom depropanizer . Sebelum menjadi fluida pendingin,  propana cair yang dihasilkan dari kolom depropanizer   ditampung di dalam akumulator 9-6 dan dialirkan ke chiller   untuk mendinginkan umpan reaktor. Setelah dari chiller , propana cair tersebut masuk ke dalam refrigerant scrubber  9-5 untuk mengalami proses evaporasi dan kemudian dikompresi dengan kompresor. Uap propana bertekanan tersebut dikondensasikan dengan menggunakan kondensor 5-7/8/9/10 dan setelah terkondensasi, propana dikembalian ke akumulator 9-6 untuk bercampur dengan propana dari produk atas kolom depropanizer dan mengulangi sirkulasi pendinginan.

4.2.3.1 Bagian Penyiapan Katalis

Bagian ini bertugas untuk menyiapkan katalis agar dapat di gunakan dalam reaksi  polimerisasi. Terdapat tigas jenis katalis yang digunakan, yaitu main catalyst   sebagai katalis utama, AT catalyst   sebagai ko-katalis, dan OF  catalyst   sebagai elektron donor. Katalis tersebut berbentuk bubuk, sehingga perlu dilarutkan terlebih dahulu, yaitu menggunakan pelarut heksana.  Main catalyst , AT catalyst , dan OF catalyst  slurry dicampurkan dengan pelarut heksana dan membentuk slurry. Kemudian gas propilen ditambahkan ke  slurry tersebut sehingga terjadi prepolymerization antara uap propilen dengan katalis pada temperatur dibawah 25oC dan tekanan 0,5 kg/cm 2g oleh sealing   nitrogen. Dengan bantuan tekanan nitrogen, selanjutnya campuran tersebut diumpankan menuju reaktor I. Setelah  pengoperasian selama tiga hari, katalis yang digunakan diganti dengan katalis yang baru ( fresh catalyst ).

yaitu DEA (dietanol amin) dengan konsentrasi 20%-b. Selanjutnya raw PP yang telah  bebas COS dialirkan ke ekstraktor NaOH untuk diekstraksi menggunakan pelarut  NaOH, di mana pada kolom ini, senyawa yang tersisa CO 2, merkaptan, dan H 2S dihilangkan. Keluaran kolom ini memiliki kadar H 2S 1 ppm dan kadar CO 2 maksimum 5 ppm. Ekstraksi pada ekstraktor DEA dan ekstraktor NaOH dilakukan secara counter current  dan setelah selesai digunakan, masing-masing pelarut diregenerasi dalam kolom regenerator sehingga dapat digunakan kembali untuk ekstraksi berikutnya. Raw PP kemudian diumpankan ke pengering sehingga kadar airnya dapat dikurangi hingga kurang dari 10 ppm. Adsorben yang digunakan pada alat ini adalah tipe molecular sieve 3A dan silika gel. Regenerasi adsorben dilakukan dengan menggunakan propana. Umpan kemudian dimasukkan ke dalam kolom distilasi untuk dipisahkan propana dan propilen. Kolom distilasi yang digunakan terdiri dari tiga buah kolom distilasi yang disusun secara seri yang disebut depropanizer column. Produk atas kolom adalah propilen dengan kemurniaan 99,6%, sedangkan produk bawahnya adalah

4.2.3.3 Bagian Polimerisasi

Bagian ini berfungsi untuk mengolah propilen menjadi suatu homopolimer  polipropilen melalui reaksi polimerisasi. Bagian polimerisasi terdiri dari dua buah reaktor yang disusun secara seri, yaitu reaktor I dan reaktor II. Umpan masuk ke dalam reaktor I bersama dengan  slurry katalis yang telah mengalami  pre-polimerization. Slurry katalis tersebut didinginkan terlebih dahulu dengan etilen glikol untuk mencapai rentang temperatur 5-15oC. Temperatur  pre-polimerization yang rendah dapat memicu terjadinya penggumpalan pada sistem perpipaan sehingga laju alir umpan harus lebih  besar dibandingkan laju alir slurry katalis. Umpan masuk ke bagian tengah reaktor I dan akan mengalir turun ke bawah akibat gaya gravitasi, lalu umpan akan mengalir naik dengan bantuan motor pengaduk. Selama reaksi polimerisasi berlangsung, pengadukan dilakukan terus menerus. Pada reaktor ini, reaksi polimerisasi berlangsung ada fasa cair dan produk reaksi ( slurry dan gas hidrogen) dikeluarkan pada bagian bawah reaktor. Produk masuk ke  fine particle

dilengkapi dengan sistem pendinginan berupa evaporator condensation reflux system dan jacket cooling system.

4.2.3.4 Bagian Pelletizing  / Finishing 

Bagian ini berfungsi untuk mengubah bentuk serbuk PP menjadi pelet. Selain itu, zat-zat aditif juga ditambahkan untuk memenuhi spesifikasi pelet PP yang dibutuhkan, seperti AE-STAB ( primary heat stabilizer ), AI-STAB ( secondary heat  stabilizer ), HD-STAB (whitening agent ), SB-STAB ( slip agent ), dan lain-lain. Pertamatama, serbuk PP dicampur dengan aditif menggunakan mixer  dan dimasukkan ke dalam extruder   yang bersuhu 250-270 oC dan berputar dengan kecepatan 1000 rpm. Dengan adanya pemutaran dan pemanasan tersebut, campuran meleleh dan menjadi kental. Campuran mengalir dan melewati blade yang berbentuk piringan berlubang dan pisau yang berputar sangat cepat sehingga campuran terpotong-potong dan langsung didinginkan dengan air pendingin. Potongan-potongan tersebut langsung membentuk

BAB V SISTEM PROSES DAN PENGENDALIAN PROSES

5.1 Sistem Proses

Unit produksi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III memiliki unit-unit proses dan setiap unit proses terdiri dari beberapa peralatan proses. Dalam Tabel 5.1 ditunjukkan  peralatan dan fungsinya yang digunakan dalam unit-unit produksi di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III.

Tabel 5.1 Peralatan Proses di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III Alat Fungsi Unit Pengguna CDU, BBMGC, BB  Distiller , Stab Sebagai tangki pengumpul kondensat dari C/A/B, Unit Akumulator kolom distilasi. Kondensat tersebut dapat Alkilasi, Unit

 Final Settler  Heater  Heat  Exchanger Kolom absorpsi Kolom distilasi Kompresor

Kondensor Pompa

menggunakan media berpori Perlakuan akhir suatu campuran dari pengotor BB Treating   pengotor yang tidak diinginkan Memanaskan temperatur aliran (umpan) dengan  pertukaran panas dengan steam atau dengan CDU  produk reaksi Mempertukarkan panas antara fuida panas dan Semua unit dingin Memisahkan gas dan cairan dengan prinsip FCCU, BB Distiller , absorpsi BBMGC CDU, BB Distiller , Memisahkan komponen-komponen dalam suatu Unit Alkilasi, campuran berdasarkan perbedaan titik didih RFCCU, Stab C/A/B Mengalirkan dan menekan gas, untuk RFCCU, Gas Plant , menghasilkan gas dengan tekanan yang lebih BBMGC, SRMGC tinggi CDU, BB Distiller , Mengembunkan uap jenuh yang dihasilkan oleh Unit Alkilasi,  bagian atas kolom distilasi RFCCU, Stab C/A/B Mengalirkan fluida cairan pada sistem Semua unit

5.1.1 Sistem Proses Cru de Di stil ler   dan Gas Plant   (CD&GP)

Unit CD&GP PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terletak di kilang Plaju dan terbagi menjadi beberapa unit, yaitu: 1. Crude Distiller  II (CD-II) Peralatan proses utama di CD-II terdiri dari empat kolom distilasi dan satu kolom evaporator . Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses ditunjukkan pada Tabel 5.2.

Tabel 5.2 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-II Temperatur No Tekanan Diameter Jumlah Nama Alat 2 Tray  Alat (kg/cm g) (m) ( C) 3-1 Evaporator  Flash : 255 1,8 Top : 95 1-1 Kolom-I 2,0 2,7 16  Bottom : 155 Top : 118 1-2 Kolom-II 0,5 1,8 16  Bottom : 192 Top 181

 Feed   Reb.suct. 2-3 2-4 2-5

Stripper Stripper Stripper

: 147 : 194 1,176 1,176 1,176

6 6 6

3. Crude Distiller  IV (CD-IV) Peralatan proses utama di CD-IV terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu kolom stabilizer . Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses ditunjukkan pada Tabel 5.4.

Tabel 5.4 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-IV Temperatur No Nama Tekanan Diameter Jumlah 2 Alat Alat (kg/cm g) (m) Tray  ( C) Top : 91  Feed  : 148 1-4 Stabilizer 2,4 2,1 30  Reboiler  : 198

Tabel 5.5 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-V Temperatur No Tekanan Diameter Jumlah Nama Alat 2 Alat (kg/cm ) (m) Tray  ( C) Top : 150 1-1 Kolom I 1,2 3,2 31  Reb.suct. : 243 Top : 200 1-2 Kolom-II 0,2 2,7 33  Reb.suct. : 340 Top : 105 1-3 Kolom-III 0,8 2,9 30  Reb.suct. : 160 Top : 70 1-4 Kolom-IV 0,8 2,1 30  Reb.suct. : 100 2-1 Stripper 0,8 8 2-2 Stripper 0,8 6 2-3 Stripper 0,8 8 2-4 Stripper 0,9 6 5. Stabilizer  C/A/B Peralatan proses utama di Stabilizer C/A/B terdiri dari tiga kolom, yaitu kolom C, A, dan B. Adapun kondisi operasi dan spesifikasi alat proses

Tipe Ukuran (inch)  Rate Disc Press (psig)  Max Work Press (psig)  Max Disc Temp ( F)  Max Cool Water Press (psig) Kapasitas (kg/jam) RPM

2RDS2 20,5 x 5,5 13 x 5,5 450 180 350 75 4175 1000

2RDS2 20,5 x 5,5 13 x 5,5 450 180 350 75 4175 1000

2RDS2 20,5 x 5,5 13 x 5,5 450 215/550 350 75 4175 1000

7.  Butane-Butylene Distiller  (BB Distiller ) Unit  Butane-Butylene Distiller   terdiri dari kolom absorber ,  depropanizer , debutanizer , dan  stripper . Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses ditunjukkan pada Tabel 5.8.

Tabel 5.8 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Distiller  Temperatur No Tekanan Diameter Jumlah Nama Alat 2

9. Unit Polimerisasi Unit Polimerisasi memiliki peralatan utama yang terdiri dari converter  (reaktor) dan kolom  stabilizer . Unit ini memiliki tiga set converter , masingmasing set tersebut terdiri dari tiga buah converter . Pada kondisi normal hanya dua set converter   yang dijalankan, sedangkan satu set yang lain berada dalam kondisi penggantian katalis. Converter   yang digunakan adalah reaktor tubular. Di dalam bagian tube terdapat katalis yang merupakan tempat terjadinya reaksi, sedangkan minyak dialirkan pada bagian luaran ( shell ) sebagai pengatur kestabilan temperatur reaksi. Kondisi operasi dan spesifikasi alat pemroses  pada Unit Polimerisasi ditunjukkan pada Tabel 5.10.

Tabel 5.10 Kondisi Operasi Alat Proses Utama Unit Polimerisasi 2 No. Alat Nama Alat Tekanan (kg/cm ) Temperatur ( C) CONV A/1-2-3 Converter  Inlet : 30 160

5.1.2 Sistem Proses Cru de Di stil ler   dan Li ght Ends   (CD&L)

Unit produksi CD&L yang berada di kilang Sungai Gerong terdiri dari tiga unit, yaitu unit pengolahan primer, unit pengolahan sekunder dan unit treating . Unit  pengolahan primer terdiri dari CD-VI, HVU, dan Stabilizer   3, sedangkan unit  pengolahan sekunder adalah RFCCU. 1. Crude Distiller  VI (CD-VI) CD-VI memiliki dua kolom fraksinator dengan kondisi operasi dan spesifikasi alat tersebut ditunjukkan pada Tabel 5.12. Tabel 5.12 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-VI Temperatur No Nama Tekanan Jumlah Dimensi Alat Alat (psi) Tray  ( F)  Flash zone : 670  Flash zone : 19.6 Top : 480 d = 10’ T-1 Kolom I Top : 18 10 D.oil draw off : 540 h = 30’  Bottom : 645  Flash zone 300  Flash zone : 14

RFCCU ditunjukkan pada Tabel 5.14, sedangkan kondisi operasi reaktor dan regenerator RFCCU ditunjukkan pada Tabel 5.15.

Tabel 5.14 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama RFCCU Temperatur Tekanan Jumlah No Alat Nama Alat 2 (kg/cm ) Tray  ( C) Upper  : 676 FC-D-1 Reaktor 1,21  Lower  : 672 FC-D-2 Regenerator 520 1,60 Top : 269 6 tray +  Primary FC-T-1  Feed  : 520 1,21 1 fixed  Fractionator  Bottom : 370 bed  Secondary Top : 130 FC-T-20 1,02 22  Fractionator  Bottom : 232 Top : 226 FC-T-2 LCGO Stripper  4  Bottom : 218 40 FLRS-T Primary Top : 51 401  Absorber  Bottom : 45

 Effluent reactor Regenerator Temperatur dilute phase Temperatur dense phase Tekanan Laju alir Flue Gas

Laju alir udara Sirkulasi katalis  Make-RU  katalis

ton/hari kg/jam ton/hari

2,4 123.248 2.958

C C kg/cm2g kg/jam ton/hari kg/jam ton/hari ton/menit ton/hari

676 672 1,4 72.676 1.744,2 67.714 1.625 13,27 1,5

5.1.3 Sistem Proses Kilang Polipropilen

Proses yang berlangsung di dalam Kilang Polipropilen terbagi menjadi tiga tahap, yaitu tahap purifikasi, tahap reaksi polimerisasi, dan tahap  finishing . Tahap purifikasi  berlangsung di dalam dua kolom, yaitu kolom absorbsi dan kolom distilasi

Produktivitas, kr-PP/gr-kat  Melt flow rate, gr/10mt

12 3

20 3

5.2 Sistem Pengendalian Proses

Sistem pengendalian proses merupakan susunan sistem terintegrasi yang berfungsi untuk menjaga kondisi operasi alat proses dari gangguan eksternal sehingga alat proses dapat bekerja dalam kondisi yang stabil. PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III menggunakan sistem pengendalian proses yang dirangkai dalam alat-alat digital dan  juga manual. Sistem pengendalian ini dilakukan di dalam sebuah ruang kendali agar dapat memantau variabel proses, seperti tekanan, temperatur, ketinggian/ level, dan laju alir. Pada pengendalian digital, komputer menerima sinyal yang ditransmisikan oleh transducer di mana transducer   berfungsi untuk mengubah besaran yang terukur (tekanan, temperatur, ketinggian, dan laju alir) menjadi sinyal yang dapat ditangkap oleh komputer. Setiap variabel yang dikendalikan memiliki suatu nilai yang diatur

BAB VI PRODUK DAN LIMBAH

6.1 Produk

Produk-produk yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit  III terbagi menjadi 3 kelompok produk, yaitu kelompok produk BBM (bahan bakar minyak), kelompok produk non-BBM, dan kelompok produk petrokimia.

6.1.1 Produk BBM

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III menghasilkan berbagai macam produk BBM, yaitu: Avtur Avtur merupakan bahan bakar untuk pesawat terbang bermesin turbo (pesawat

( Riser Fluid Catalytic Cracking Unit ) dan bahan bakar beroktan rendah dari unit CD. Solar/ ADO (automotive diesel oil ) Solar merupakan bahan bakar kendaraan bermotor bermesin diesel. Solar dihasilkan dari unit CD dengan kapasitas produksi 30,82 MBCD. IDO ( Industrial Diesel Oil) IDO adalah bahan bakar untuk mesin diesel untuk keperluan industri (mesinmesin pabrik). Perbedaan dari IDO dan ADO (solar) adalah pada segi kualitas dan harga, yaitu kualitas dari IDO berada di bawah ADO, sehingga harga jual dari IDO lebih murah dibandingkan ADO. IDO dihasilkan dari unit CD dengan kapasitas produksi 1,75 MBCD. IFO ( Industrial Fuel Oil ) IFO adalah bahan bakar untuk mesin bensin pada industri. Perbedaan dari IFO dan bensin adalah dari segi kualitas dan harga, yaitu kualitas dari IFO berada di

LSWR ( Low Sulfur Waxy Residue) Residue) LSWR merupakan bahan bakar untuk industri kimia dan dihasilkan dari unit RFCCU. Solvent  :  : SBPX 40B, LAWS, Musisol, Plasol SBPX, LAWS, Musisol, dan Plasol adalah produk pelarut yang banyak digunakan dalam industri kimia, seperti industri cat. SBPX merupakan produk dari unit Stabilizer   C/A/B, sedangkan LAWS adalah produk dari unit GP, dengan kapasitas produksi keduanya 1,19 MBCD. Musisol dan Plasol diproduksi dengan kapasitas 2,05 MBCD. Musicool Musicool merupakan refrigeran ramah lingkungan yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III. Musicool memiliki kandungan propana mencapai 99,8%. Musicool dipakai sebagai pengganti chlorofluorocarbon (CFC) yang penggunaannya dilarang karena dapat merusak lingkungan.

6.2 Limbah

Proses pengolahan yang dilakukan di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III menghasilkan berbagai jenis limbah. Berdasarkan wujudnya, limbah proses terbagi menjadi tiga jenis, yaitu limbah gas, cair, dan padat.

6.2.1 Limbah Gas

Limbah gas yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III pada umumnya berasal dari buangan sistem pembakaran atau pemanasan, dan juga berasal dari gas yang lepas di tangi penguapan. Limbah gas yang dihasilkan adalah sebagai  berikut; 1. Oksida Nitrogen (NO x) Senyawa oksida nitrogen merupakan salah satu sumber utama hujan asam yang membahayakan lingkungan hidup dan juga dapat menyebabkan korosi pada  bangunan dan peralatan logam. Senyawa Sen yawa NO x dapat menyebabkan iritasi pada

1. Kaustik Kaustik merupakan basa kuat yang berbahaya jika dibuang langsung. Kaustik digunakan dalam unit BB Treating untuk menghilangkan kadar merkaptan dari umpan BB. 2. DEA (dietanol-amin) DEA digunakan pada kolom ekstraktor cair-cair untuk memisahkan kandungan sulfur di Kilang Polipropilen. Limbah berupa DEA yang sudah jenuh terpakai tergolong sebagai limbah B3. 3. Asam sulfat (H2SO4) Dalam Unit Alkilasi, asam sulfat digunakan sebagai katalis untuk reaksi alkilasi. Asam sulfat merupakan asam kuat yang berbahaya bagi manusia dan  bersifat sangat korosif. Apabila H2SO4 mengenai kulit, sejenis luka bakar akan terbentuk dan apabila terhirup, H 2SO4  akan menimbulkan iritasi pada saluran  pernapasan. Asam sulfat juga termasuk ke dalam golongan limbah B3,

2. Produk polytam Pada Kilang Polipropilen, pengambilan sampel produk polytam yang akan dianalisa oleh laboratorium seringkali menyebabkan pembuangan sia-sia  produk sehingga menjadi limbah. 3. Limbah perkantoran Pertamina RU-III juga menghasilkan limbah-limbah perkantoran yang dapat digolongkan menjadi limbah B3, contohnya adalah limbah sisa cartridge  printer.

BAB VII SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH

7.1 Sistem Utilitas

Proses pengolahan yang dilakukan di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III tidak akan dapat berjalan tanpa dukungan yang baik dari sistem utilitasnya. Sistem utilitas merupakan bagian yang sangat penting dalam suatu kilang agar dapat menunjang kelancaran proses dan juga kebutuhan lainnya, seperti perkantoran, pemukiman, dan  pengolahan limbah. Berdasarkan lokasi unit-unitnya, sistem utilitas di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terbagi menjadi tiga bagian, yaitu: a.  Power Station I  (PS I) : Rumah Pompa Air (RPA) I, II, dan III,  Boiler  2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10, dan 11, Water Treatment Plant  (WTP), dan Air Plant.

 Drinking water digunakan untuk fasilitas kebersihan, air minum, dan juga  safety  shower , serta eye wash station. Rumah pompa air terdiri dari RPA I hingga RPA VI. RPA I, II, II, V, dan VI hanya digunakan untuk mengolah air mentah untuk keperluan air pendingin sekali jalan, di mana air setelah dipakai akan dikembalikan langsung ke sungai, tanpa mengalami  proses recycle. RPA IV digunakan untuk mengumpan air mentah menuju unit WTU, sedangkan RPA V (Bagus Kuning) digunakan untuk mengumpan air mentah menuju unit WTP.

7.1.1.1 Water T r eatment Un i t  (WTU)

WTU merupakan unit pengolahan pertama air yang berasal dari RPA IV dan V. WTU menghasilkan air olahan yang berupa treated water ,  service water , dan drinking water. Treated water   merupakan air olahan yang akan digunakan untuk proses  pendingin atau sebagai air umpan boiler   untuk menghasilkan  steam. Service water 

 pembentukan flok berlangsung dengan sempurna. Selain itu, raw water   juga akan diberikan poli-elektrolit untuk mengatur koagulasi/ penggumpalan partikel dan kaustik soda untuk mengatur nilai pH yang diinginkan. Clarifier   dilengkapi dengan pengaduk agar pengendapan dapat berlangsung dengan cepat. Dari clarifier , air akan mengalir menuju bak pembagi ( splitter  tank ), kemudian mengalir ke  sand filter   secara gravitasi. Setelah melalui  gravity dan  sand  filter, air yang jernih akan mengalir ke clear well tank  2202-F dengan kapasitas 5000 m 3 (net). Kondisi operasi di dalam WTU ditunjukkan pada Tabel 7.1.

Tabel 7.1 Kondisi Operasi WTU Kondisi operasi Nilai Kapasitas clarifier  1.067 m /jam Kapasitas filter 266,5 m /jam Kapasitas clear well tank  5.000 m /jam Konsentrasi aluminium 20-80 ppm sulfat

Treated water 

 Air minum

Air demineralisasi

 Activated carbon Filter 

Cation Exchanger 

 Anion Exchanger 

Mixed Bed

Gambar 7.1 Unit penukar ion demineralisasi  Demin plant   menggunakan resin polimer  styrene  dan divynil benzene  (DVB) sebagai penukar ion. Treated water dari clear well  pertama-tama dilewatkan pada activated carbon filter . Lalu air sudah dapat digunakan sebagai air mi num, kemudian air

Anion: RCl + NaOH

 ROH

+ NaCl

7.1.1.3 Cooli ng Tower U ni t 

CTU merupakan unit yang berfungsi untuk mengolah air yang digunakan untuk  pendingin. Air yang diproses dalam unit ini disebut air pendingin sirkulasi, yang digunakan sebagai fluida pendingin heat  exhanger . PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III memiliki dua buah unit cooling tower   bertipe induced draft , yaitu CT Plaju (kapasitas 12.000 ton/jam) dan CT Sungai Gerong (4.000 ton/jam). Air akan diumpankan pada bagian atas CT dan mengalir turun sehingga terjadi kontak antara air dan udara yang diisap ke bagian atas CT. Kontak antara air dengan udara akan meningkatkan temperatur udara dan temperatur air akan turun, sehingga sebagian air akan menguap, untuk mengatasi kekurangan air akibat penguapan maka sejumlah air harus ditambahkan ke dalam CT agar jumlah air pendingin HE tidak  berkurang. Selanjutnya air akan ditampung di bagian bawah tower   (basin) dan siap

7.1.2 Pembangkit Kukus

Kukus digunakan sebagai pemanas, penggerak (driver ), dan pelecutan O2  secara fisika pada deaerator. Kukus dihasilkan oleh dua jenis pembangkik kukus, yaitu boiler ( packed boiler ) dan waste heat recovery unit   (WHRU) merupakan kukus dengan tekanan tinggi dan kukus bertekanan sedang. Jenis-jenis pembangkit kukus yang dimiliki PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III adalah sebagai berikut: 1.  Package boiler (PS-2) Terdapat dua buah  package boiler yang beroperasi dengan kapasitas masingmasing memiliki 50 ton/jam. Air umpan boiler   berasal dari Demin Plant   Plaju.  Boiler   ini menghasilkan kukus dengan tekanan 42 kg/cm 2. Pada packed   boiler ini terdapat 10 burner tip  yang tersusun melingkar dan menggunakan bahan  bakar berupa fuel gas dengan tekanan fuel  3,5kg/cm2. 2.  Kettle boiler (PS-1)  Kettle boiler yang beroperasi berjumlah 9 buah unit, yang memiliki kapasitas

dioperasikan apabila terjadi gangguan pada unit generator lain dan digerakkan dengan  bantuan bahan bakar diesel. Unit ini menghasilkan daya yang lebih kecil jika dibandingkan dengan daya yang dihasilkan unit lainnya, yaitu sebesar 0,75 MW. Listrik yang diproduksi ini akan digunakan untuk menjalankan alat-alat proses, perkantoran,  perumahan dan kebutuhan lainnya. Selain itu, PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III  juga menjual sebagian listrik yang dihasilkan ke PT. PLN Palembang.

7.1.4 Ni trogen Plant 

 Nitrogen  Plant   berperan dalam menghasilkan nitrogen yang dibutuhkan untuk  beragam kebutuhan, seperti  purging   peralatan, aeration  silo,  protection  silo, dan lainlain. Kapasitas desain nitrogen plant   ini adalah 336 Nm 3/jam untuk nitrogen cair dan 1650 Nm3/jam untuk gas nitrogen. Proses produksi nitrogen di dalam unit ini dilakukan dengan cara distilasi kriyogenik, yaitu dengan memisahkan nitrogen dari udara.  Nitrogen yang diperoleh dengan distilasi ini dapat mencapai kemurnian 99,9%.

 penyimpan. Sebagian oksigen cair dimanfaatkan untuk mendinginkan umpan yang masuk ke cool box pada main heat exchanger .

7.1.5 Sistem Udara Bertekanan

Unit ini berfungsi untuk menekan udara yang akan digunakan sebagai umpan pada nitrogen plant , instrument air , dan  plant air . Kompresor yang digunakan adalah kompresor multi tahap (multi-shaft speed ). Kompresor yang dimiliki unit udara  bertekanan berjumlah enam buah dengan kapasitas total produksinya sebesar 26,100  Nm3/jam dan tekanan operasi kurang lebih 8,5 kg/cm 2g. Produk yang dihasilkan dari utilitas ini adalah  service air , yang digunakan untuk keperluan pembersihan peralatan proses, dan instrument air , yang digunakan sebagai  penggerak elemen pengendali akhir, contoh untuk mengatur bukaan valve.

7.1.6 F uel Gas System 

agar limbah yang dilepaskan sesuai dengan baku mutu yang ditetapkan oleh pemerintah. Limbah yang dihasilkan akan diolah berdasarkan jenisnya dan dilakukan pengawasan dari pemerintah terhadap limbah secara rutin. Sistem pengelolaan limbah yang dilakukan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Gambar 7.2.

Process & Drain water (oily water)

Unit kilang

Chemical ex. Trating BB Storage Handling

Neutralizer 

Oil + Chemical Entraint Ment + Drain Water 

Oil Separator 

River 

Utilitas

Process Water   Atmosfer 

Sludge

PP

Incenerator  Solid Waste Burning pit

Tabel 7.2 Sumber Limbah dan Upaya Pengelolaan Limbah di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III Faktor Sumber Tolak Ukur Upaya No Lingkungan yang Dampak dampak Pengelolaan Terpengaruh 1. Emisi Gas a. Emisi gas Kualitas udara Emisi gas masih Pengendalian  NOx, CO, ambien di terkendali, di kadar S dan N SO2, dan Komperta Sei  bawah baku mutu. crude oil   partikulat Gerong, Dispersi gas dari stack  Plaju, dan  berada di bawah RFCCU  pemukiman  baku mutu Sei. Rebo kualitas udara ambien.  b. Emisi gas Lingkungan kerja Dispersi SO2 dari Pengendalian SO2 dari dalam radius 100 m SAR unit emisi CO yang  stack SAU dari stack   berbahaya bagi lolos dari FGC 1 operator & dan mungkin  peralatan  perlu ditambahkan RFG. Pengendalian sisa

3.

Limbah Padat a. Sisa katalis RFCCU

 b. Sludge minyak

c. Sisa absorben

- Mungkin terjadinya rembesan  Ni & V dalam air limbah di dumping area

- Rembesan diperkirakan tidak melebihi 225 m, tetapi metode dumping harus dihentikan

- Mungkin terjadi rembesan minyak ke dalam air tanah - Rembesan logam  berat Ni, V, Cr, Pb terdapat dalam sisa  sludge ke dalam air tanah - Tidak berdampak

- Minyak dalam tanah mengalami  biodegradasi, tetapi metode  buang harus dihentikan

- Membuang sisa  sludge dalam

- Dijual ke pabrik semen Baturaja sebagai aditif semen atau dimanfaatkan untuk bahan konstruksi  bangunan - Membangun  sludge oil recovery yang disesuaikan dengan PKM II

- Dibuang dalam area kilang atau

BAB VIII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK

8.1 Lokasi Pabrik

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III merupakan salah satu unit proses produksi PT. PERTAMINA (PERSERO) yang terletak di Plaju, Palembang, Sumatera Selatan. Kilang PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terbagi menjadi dua bagian, yaitu kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong. Kilang Plaju terletak di kotamadya Palembang dan  berbatasan dengan Sungai Musi di sebelah selatan, serta berbatasan dengan Sungai Komering di sebelah Barat. Kilang Sungai Gerong terletak di Kabupaten Musi Banyu Asin, yaitu di antara persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering. Pada tahun 2003, dibangun jembatan integrasi untuk menghubungkan kedua bagian kilang PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III. Total luas wilayah yang ditempati kedua kilang

c. Kilang Selatan : BBMGC, BB  Distiller , BB Treating , Unit Polimerisasi, Unit Alkilasi, Gas Plant  Unit proses yang terdapat di Sungai Gerong adalah Crude Distiller & Light End  (CD&L). Unit ini terdiri dari CD-VI,  Redistiller   III/ IV, Vacuum Distillation Unit   II, RFCCU. Unit redistiller   digunakan untuk mengolah produk off-spec, namun kini unit tersebut sudah tidak digunakan lagi karena kurang efisien dan fungsinya dapat digantikan oleh unit CD.

8.2 Denah Pabrik

Denah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Gambar 8.1, Gambar 8.2, dan Gambar 8.3.

BAB IX ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN

9.1 Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO)

PT. PERTAMINA (PERSERO) dipimpin oleh seorang  President Director   & CEO yang membawahi 7 orang director . Ketujuh director   tersebut adalah  Director  Investment ,  Planning, and Risk Management ,  Director Upstream,  Director Refinery,  Director Marketing and Trading , Director General Affairs, Director Human Resources, dan  Director  Finance. Struktur organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) tersebut ditunjukkan pada Gambar 9.1. President Director & CEO

Gambar 9.2 Struktur organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III 9.3 Struktur Organisasi Pr ocess En gin eer ing   (PE) PT. PERTAMINA (PERSERO)

3. Bekerja sama dengan bagian operasi dalam menyelesaikan masalah teknis. Masalah teknis yang biasa diselesaikan bukan yang bersifat harian, melainkan masalah harian yang bersifat kontinu. 4. Memberikan saran kepada bagian operasi untuk melakukan perbaikan atau  perubahan agar dapat mencapai kondisi proses yang optimum. 5. Melakukan modifikasi pada proses sehingga kondisi operasi proses dapat dicapai lebih efisien dan ekonomis. Struktur organisasi PE PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Gambar 9.3.

1. Ketentuan umum a. Tamu atau rekan tidak diizinkan masuk ke daerah kilang tanpa persetujuan/ izin dari manajer kilang dan security.  b.  Badge tanda pengenal harus dikenakan pada tempat yang mudah dilihat saat memasuki ataupun di daerah kilang. c. Tidak diperbolehkan membawa senjata api, senjata tajam, korek api atau alat  pembuat api lainnya, obat bius/ minuman yang beralkohol ke dalam area  pabrik/kilang. d. Dilarang menyentuh dan mengoperasikan alat-alat operasi. 2. Ketentuan khusus a. Dilarang keras membawa rokok di daerah kilang kecuali di tempat khusus yang telah disetujui oleh pimpinan perusahaan.  b. Dilarang membawa handphone dan alat potret ke dalam kilang. c. Apabila terjadi keadaan darurat maka semua perlengkapan kemungkinan

keamanan dan keselamatan kerja ini, yaitu bagian  Health, Safety, and Environment  (HSE). HSE melaksanakan tugas yang berlandaskan pada UU No.1/1970 tentang keselamatan kerja karyawan yang dikeluarkan oleh Departemen Tenaga Kerja. Tugas HSE adalah sebagai berikut; 1. Menyusun rencana kerja jangka pendek dan jangka panjang bagian Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LK&KK) di daerah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III Plaju-Sungai Gerong. 2. Menyusun anggaran biaya rutin dan non-rutin guna melaksanakan rencana kerja  bagian LK&KK. 3. Mengawasi, membimbing dan memberikan petunjuk pelaksanaan, pencegahan dan penanggulangan bahaya kebakaran, kecelakaan kerja, pencemaran, dan  perlindungan lingkungan. 4. Mengadakan kerjasama dengan instansi pemerintah dalam hal pencegahan dan  penanggulangan

kebakaran,

kecelakaan,

dan

pengawasan

perlindungan

2. Laboratorium Analisa dan Gas Peran utama dari laboratorium ini adalah melakukan pengujian dan inspeksi rutin terhadap sampel dari masing-masing produk yang berasal dari unit  pengolahan dari segi kimiawi. Laboratorium ini melakukan inspeksi pada bahan  baku produksi (umpan) dan produksi setengah jadi yang dihasilkan dari setiap  jenis produksi. 3. Laboratorium Pengamatan Tugas utama laboratorium ini adalah melakukan inspeksi dan mengendalikan kualitas bahan baku produksi, produk setengah jadi, sampai produk jadi yang dihasilkan dari unit produksi, yaitu produk-produk bahan bakar min yak (BBM). 4. Laboratorium Petrokimia Tugas utama laboratorium petrokimia adalah menangani pengujian dan  pengendalian kualitas (quality control ) rutin terhadap sampel-sampel produk dari Kilang Polipropilen. Sampel-sampel yang diambil berasal dari umpan,

2. Jumat

: pk. 07.00 –  15.30 dengan jam istirahat pk. 11.30 –  13.00

3. Sabtu – Minggu : Libur

DAFTAR PUSTAKA

Arifianto,

Diandoro,

“Unit

Alkilasi

dan

Polimerisasi”,

PT.

PERTAMINA

(PERSERO), 2006. Praptowidodo, V. S., “Pengilangan Minyak Bumi: Pengolaha n Pertama dan Pengolahan Lanjut”, Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Bandung, 1999. Prasad, Ram., “ Petroleum Refining Technology”, Khanna Publishers, Delhi, 2000. PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit   III, “Deskripsi Proses Unit CD&GP”, 2010. PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit   III, “Deskripsi Proses Unit CD&L”, 2010. PT. PERTAMINA (PERSERO)  Refinery Unit   III, “Deskripsi Proses Unit Oil  Movement ”, 2010.

LAMPIRAN A DIAGRAM ALIR PROSES

8

7

6

5

4

3

2 GAS TO SRMGC 0,9

H

1

Gambar C.1

9,5

H

4-7/8 8-9

5-3/4/5/6/7,8-2C

152

114

610

14

G

P-30/30A

258 13

8-7

G

8-8

KOLOM-V

KOLOM-I

CRUDEBUTANE

P-46/47/48

63

405

F

10

118

P-42/43

9

K O

SR-TOPS K O

F

8

7

6

5

2

1

Gambar C.5 H

G

BUFFER TANK 9-1 C-3

C-2

F

C-1

F

5.5

GAS dari STAB-CAB

E

3

0.8

H

G

4

4-3

4-2

4-1

E

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.6

to F.GAS

H

GAS From SRMGC + Reforming

4

H

NOTE :

DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000

G

G

Steam 3-1

MGC-3

MGC-2

MGC-1

1201

F

61

4-7

E

F

22

4-8

4-9

4 - 10

E

8

7

6

5

4

3

2 35.1

H

5-5/6/7/8/ 9/10

5-1/2/3/4

H NOTE :

DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000

8 - 11

G

5-11/12 80

50

42

40

8 - 12

8 - 13

G

4-1

  S   A   G   S   E   R

4-2/3 P-9/10

P-11/12

29.6

P-7/8 72.7

31.4

E

Gambar C.7

76.5 UNSTAB

F

RFG

9-4

1

  E   T   A   M

  1   0   2   1

ABSORBER COL 1-1

DEPROPAN COL 1-2

DEBUTAN COL 1-3

STRIPPER COL 1-4

F STAB. CR.TOP

E

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.8 H

H

SETTLER - A

NC

NC

FBB ke Tk. 1252/53 & 1205/06

G FBB dari BBDIST F

4

CAUSTIC SETTLER

WATER SETTLER

FINAL SETTLER

9 - 26

9 - 28

9 - 29

4

NC

3.5

NC

F

B NC

A E

NC

G

S - 20 NaOH FRESH

E

8

7

6

5

4

3

2

1 GAS

H

5

5 - 1/2

90

95

G

5 - 4/5 72

8-1

H

13

3

5 - 4/5

Gambar C.9

5

8-6

NOTE :

DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000

8-6

G

POLA

SPBX F

F 150

200

COL. C E

P-6/7 70

170

COL. A

P-25/26 100

COL. B

P-25/26 40

E

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.11 H

H

FBB from tk.1205/ 06

G

P-1/2/3/ 4 FEED PUMP 61

41

62

CW

FINAL HEATER

COOLE R

PREHEATE R

42

64

CW

FINAL HEATER

COOLE R

63 PREHEATE R

43

66

CW

FINAL HEATER

COOLE R

G

65 PREHEATE R

5-1/2/3/ 4 54

FLARIN G

140

F

CW

F 81

E

CON AV1

CON AV2

CON AV3

CON BV1

CON BV2

CON BV3

CON CV1

CON CV2

CON CV3

P-8/ 9 COL 1 1

E

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.12 H

H cw

Diesel oil

E-5

G

E-4

G

Kerosine

cw

F

F

E-3 E-6

E-7

14 10

E-2

9 8 7

E

D-2

D-3

12 11 9

Naphta

D-4

E

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.14 H

H

G

G

F

F

E

E

8

7

6

5

4

3

E-203

H

S-201

2

Gambar C.15

FUEL HEADER

H E-303 A/B

V-205

V-204 FLARE

G

1

P-208 A/B

V-203

V-303

DRYER UNIT

G E-306 A/B E-307 A/B

V-207

P 305 A/B

P-204 A/B

F

C-201

C-202

C-203

C-204

C-205

C-320 C

C-206

C-320 A

C-320 B

F T-102 T-103 1-104

P-301 A/B

E

PW

E

Gambar C.17 Bahan Baku

UDARA from Atm

UNIT PROSES/UNIT OPERASI UTILITAS Compressed Air Plant Kap. Desain PL: (5x4350)+(1x1000) SG: (4x750) Nm3/J

RAW WATER ex.RPA Kap.total:15000 T/J PL:1/2/3/4 SG:5/6B BK:5

IA/SA (Plant Air)

Kap.Disain: PS-2/PL=2x1100 T/J

Dampak Lingkungan

Udara Kempa

Bising, Ceceran Lube Oil, Silika Gel

Nitrogen Gas & Cair 

Perlite, Freon, Sil.Alumina Adsorber 

OT.CW (Once Through)

Bising, Ceceran Lube Oil, Lumpur 

Air Pendingin Sirkulasi (CT.CT)

Chemical’s Corr .inh, Scale inh, Biocide, Drain rutin, Gas Clorin

Air Bersih

Chemical’s Alum, Caustic,

Nitrogen Plant Kap. Desain: LIN=336 Nm3/J GAN=1650 Nm3/J

Coling Water Once Through, Fire Water 

Water Treating Plant (WTP)

Produk

Cooling Tower  PL=12000 T/J + SG=4000 T/J

LAMPIRAN B SPESIFIKASI BAHAN MENTAH

B.1 Spesifikasi Minyak Mentah

Tabel B.1 Spesifikasi Minyak Mentah Ramba No. 1 2

3

Parameter Specific Gravity at 60/60oF Light Hydrocarbon Analysis (GLC) Metana Etana Propane I-Butane n-Butane I-Pentane n-Pentane Heksan& Heavier Distillation

Satuan

% wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt

Standar ASTM D-1298 ASTM D-1945

Nilai 0.8505

0.300 0.600 1.900 7.500 8.100 81.60 ASTM D-285

17 18

Congealing Point of Waxes Metal Content : V  Ni  Na Fe

%wt Ppm Ppm Ppm Ppm

ASTM D-938 AAS AAS AAS AAS

62.00 0.900 4.460 33.70 3.300

Tabel B.2 Spesifikasi Minyak Mentah SPD No. 1

2

3

Parameter Specific Gravity at 60/60oF Gravity oAPI at 60 oF Light Hydrocarbon Analysis (GLC) Metana Etana Propane I-Butane n-Butane I-Pentane n-Pentane Heksan& Heavier Distillation : Initial Boiling Point 10% Vol. Rec.

Satuan

% wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt

Standar ASTM D-1298 ASTM D-287 ASTM D-1945

Nilai 0.8599 33.1

0.2 1.6 2.0 2.8 93.4 ASTM D-285

o

C C

o

35 118

 Ni  Na Fe

ppm ppm ppm

AAS AAS AAS

2.88 18.76 8.28

Tabel B.3 Spesifikasi Minyak Mentah TAP No. 1

2

Parameter Specific Gravity at 60/60oF Gravity oAPI at 60 oF Distillation : Initial Boiling Point 10% Vol. Rec. 20% Vol. Rec. 30% Vol. Rec. 40% Vol. Rec. 50% Vol. Rec. 60% Vol. Rec. 70% Vol. Rec. 80% Vol. Rec. 90% Vol. Rec. Recovered at 100oC Recovered at 150oC o

Satuan

o

C C o C o C o C o C o C o C o C o C %vol %vol o

Standar ASTM D-1298 ASTM D-287 ASTM D-285

Nilai 0.8425 36.5

50 124 160 204 246 288 >300

4.0 17.3

B.2 Spesifikasi Bahan Mentah Produksi Polipropilen ( Polytam )

Tabel B.4 Spesifikasi Propilen Produk RFCCU RU-III Parameter  Propilen content  C1+C2+C3  Butanes and Butenes Water Content  Total Sulphur  CO CO2  Arsine

Satuan %-mol %-mol  ppm mol  ppm mol  ppm mol  ppm mol  ppm mol  ppm wt

Nilai Min 99,6 Max 0,4 Max 10,0 Max 1,00 Max 1,00 Max 0,20 Max 4,00 Max 0,03

LAMPIRAN C SPESIFIKASI PRODUK

Tabel C.1 Spesifikasi Avgas 100 dan Avgas 100LL Sifat

Satuan

Appearance

Avgas 100 Avgas 100LL Min Max Min Max Visually clear, bright, and free from solid matter and undissolved matter at normal ambient temperatur 

Density at 15oC

report

Report

Color 

Green

Green

Color Lovibond: -Blue -Yellow

1,7

2,9

1,7

3,5

1,5

2,7

-

-

Knock Rating: - Lean Mixture, F2

ON

99,5

-

99,5

-

- Rich Mixture, F4

PN

130

-

130

-

Lead Content

gr.Pb/L

-

1,12

-

0,56

Specific Energy

MJ/Kg

43,5

-

43,5

-

Tabel C.2 Spesifikasi Avtur Sifat

Satuan

Appearance

Density at 15oC

kg/m3

Avtur Min Max Visually clear, bright, and free from solid matter and undissolved matter at normal ambient temperatur 

775,0

Color 

840,0 Report

Particulate Contaminant Total Acidity

mg/L

1,0

mg KOH/g

-

0,015

%vol

-

25,0

Sulphur Total

%mass

-

0,30

Sulphur Mercaptane

%mass

-

0,0030

Specific Energy

MJ/Kg

42,8

-

Aromatic

o

C

-

-

10% vol recovered

o

C

-

205,0

50% vol recovered

o

C

Report

90% vol recovered

o

C

Report

Distilation: IBP

Tabel C.3 Spesifikasi Premium dan Premium Tanpa Timbal Sifat

Satuan

Density at 15oC

kg/m3

Doctor Test, and or  Mercaptant Sulphur  Kandungan Senyawa (MTBE)

Premium Min Max To be reported

Premium Tanpa Timbal Min Max

To be reported

 Negative %wt

-

0,0020

 Negative -

0,0020

Oksigenat %vol

Sulphur Content Existent Gum Induction Period o

Copper Strip Corrosion, 3hr/50 C o

Reid Vapour Pressure at 37,8 C Knock Rating F-1 Lead Content Distillation : IBP 10% vol recovered

11

%wt

-

0,20

-

0,20

mg/100ml

-

4

-

4

minutes

240

-

240

-

gr.Pb/L

ASTM No.1

ASTM No.1

kPa

-

62

-

62

RON

88,0

-

88,0

-

grPb/L

-

0,30

-

0,013

o

-

-

-

-

o

-

74

-

74

C C

Tabel C.5 Spesifikasi Pertamax dan Pertamax Plus Sifat o

Satuan

Density at 15 C Doctor Test, and or 

kg/m

Mercaptant Sulphur  Sulphur Content Existent Gum Induction Period

%wt %wt mg/100ml minutes

Copper Strip Corrosion, 3hr/50oC Reid Vapour Pressure at 37,8oC Knock Rating F-1 Lead Content Distillation : IBP 10% vol recovered 50% vol recovered 90% vol recovered End Point Residue Loss

gr.Pb/L

Pertamax

Pertamax Plus

Min Max 715,0 780,0  Negative

Min Max 715,0 780,0  Negative

480

0,0020 0,10 4,0 -

ASTM No.1

480

0,0020 0,10 4,0 -

ASTM No.1

kPa

45

60

45

60

RON

92,0

-

95,0

-

grPb/L

-

0,013

-

0,013

77 -

70 110 180 205 2,0 -

77 -

70 110 180 205 2,0 -

o

C C o C o C o C %v/v %vol o

Tabel C.7 Spesifikasi Solar Sifat

Satuan

Density at 15oC Cetane Number, or Calculated Cetane Index Viscosity Kinematic at 37,8oC Pour Point Flash Point P.M. CC Distillation Recovery at 300 oC Sulphur Content Copperstrip Corrosion 3hr/100 oC Conradson Carbon Residue, or Micro Carbon Residue (on 10% distil. Residue) Ash Content Water Content Sediment by Extraction Strong Acid Number Total Acid Number Color ASTM

kg/m3

cSt o C o C %vol %wt %wt %wt %vol %wt mgKOH/g mgKOH/g

Solar (H.S.D) Min Max 815 870 45 48 1,6 5,80 18 60 40 0,50 ASTM No. 1 0,10 0,10 0,01 0,05 0,01 Nil 0,6 3,0

Tabel C.10 Spesifikasi Fuel Oil  Properties Specific Gravity at 60/60 °F

Satuan

Min

Max 0.990

ASTM D1298

Viscosity Redwood I at 100 °F

sec

400

1,250

D 445

Pour Point

°F

80

D 97

Flash Point P.M. CC

°F

150

D 93

Sulphur Content

% wt

3.5

D 1552

Conradson Carbon Residue

% wt

14

D 189

Calorific Value

BTU/lb

Water Content

% vol

0.75

D 95

Sediment by Extraction

% wt

0.15

D 473

mg KOH/g

 Nil

D 974

Strong acid Number 

18.000

D 240

Ref :SK. Peraturan Dirjen MIGAS No. 03/P/DM/1986 Tanggal 14 April 1986  Note : Spesifikasi BBM jenis Fuel Oil-2 Sama seperti Fuel Oil 1, kecuali untuk Visco dan Pour Point :

Tabel C.12 Spesifikasi Solvent  PRODUK  Properties

LAWS-2 Satuan

Specific Gravity at 60/60 °F

SBP-2

MINASOL-2

PERTASOL-1

Min

Max

Min

Max

Min

Max

Min

Max

ASTM

0.770

0.810

-

0.700

0.689

0.691

0.736

0.7425

D 1298

Distillation : °C

End Point

°C

Color Saybolt Flash Point Abel

°F

Aromatics

% vol.

Copperstrip corrosion *)

°C

Refractive Index *) *)

143

-

45

-

+25

200

-

-

+25

90 15

min

40

-

115

-

-

+28

-

51

-

115

-

162

-

+28

-

-

30

ASTM No.1

Doctor Test

Drying time

Others

D 86

IBP

Aniline Point

METODE

-

IP-170

ASTM No.1

D 156

ASTM No.1

D 1319 ASTM No.1

D 130

 Negative

 Negative

 Negative

v

v

v

v

-

-

-

-

D 611

v

v

v

v

-

-

-

-

D 1218

v

v

-

-

-

-

125

 Negative

IP-30

GT