lap kp balongan

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN INDRAMAYU PERIODE 18 JANUARI 2016 – 18 FEBRUARI 2016

OLEH : Anggi Novarita Simbolon

114120044

Syahirah

114120006

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA INSTITUT TEKNOLOGI INDONESIA SERPONG 2016

[Type here]

[Type here]

[Type here]

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN INDRAMAYU PERIODE 18 JANUARI 2016 – 18 FEBRUARI 2016

Disusun sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar sarjana strata (S-1) bidang Teknik Kimia

Disusun oleh : Anggi Novarita Simbolon

1141200444

Syahirah

114120006

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA INSTITUT TEKNOLOGI INDONESIA SERPONG 2016

Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

Anggi Novarita Simbolon 114120044 Syahirah 114120006

LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN INDRAMAYU, JAWA BARAT Periode 18 Januari 2016 – 18 Februari 2016

Disusun oleh : Anggi Novarita Simbolon

114120044

Syahirah

114120006

Laporan ini telah diperiksa dan disetujui Mengetahui,

Pembimbing Kerja Praktek

Lead of Energy Conserva

Angger Mahiswara Sasongko

Ris Agus Broto S.

Senior Officer BP Refinery



Fatimah Aradani



HALAMAN PENGESAHAN Laporan kerja praktek ini diajukan oleh : Nama

: Anggi Novarita Simbolon Syahirah

Judul

114120044 114120006

:

Telah berhasil dipertahankan dihadapan Dewan Penguji dan diterima sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Indonesia DEWAN PENGUJI Pembimbing

:Yuli Amalia Husnil, ST. MT. Ph.D.

(……………………….)

Pembimbing

: Angger Mahiswara Sasongko

(……………………….)

Penguji

: Yuli Amalia Husnil, ST. MT. Ph.D.

(……………………….)

Ditetapkan di : Serpong Tanggal

: Februari 2016

Mengetahui,

Koordinator Kerja praktek

(Dra. Ermiziar, T. M.Si)


Ketua Program Studi Teknik Kimia

(Dr.Ir. Sri Handayani, MT)




KATA PENGANTAR Segala puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, yang telah melimpahkan rahmat dan karunia-NYA, sehingga penulis dapat melaksanakan kerja praktek di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan serta dapat menyelesaikan laporan kerja praktek ini Kerja praktek ini merupakan serangkaian tugas yang harus dilaksanakan oleh setiap mahasiswa sebagai salah satu syarat untuk menyelesaikan studi Strata-1 Teknik Kimia, Institut Teknologi Indonesia , Serpong. Pada kesempatan ini, penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih yang sebesarbesarnya kepada semua pihak yang turut membantu dan mendukung di dalam penyusunan laporan kerja praktek ini, terutama kepada : 1. Allah SWT yang telah memberikan pertolongan, kekuatan dan kelancaran dalam pelaksanaan kerja praktek di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. 2. Dr.Ir Sri Handayani, MT selaku Ketua Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Indonesia. 3. Dra. Ermiziar, T. M.Si selaku coordinator kerja praktek Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Indonesia. 4. Yuli Amalia Husnil, ST. MT. Ph.D.selaku dosen pembimbing kerja praktek Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Indonesia. 5. Angger Mahiswara Sasongko selaku pembimbing lapangan kerja praktek di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. 6. Orang tua yang telah banyak membantu baik secara moril maupun materi, juga kakak dan adik dirumah. 7. Pak Indra Sanjaya, Pak Yanto, Pak Toni serta semua personil DCS dan satpam yang telah membantu pengarahan saat pertama dan selama masa overview didalam kilang 8. Teman-teman OJT (On Job Training) yang selalu bersama sama dalam suka dan duka pada saat kerja praktek di PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


9. Teman-teman mahasiswa ITI angkatan 2012 yang telah memberikan dukungan dan semangat, serta menjadi tempat berbagi suka dan duka selama menjalani kerja praktek di PT PERTAMINA (Persero) 10. Semua pihak yang turut membantu penulis dalam penyusunan proposal ini yang tidak dapat kami sebutkan satu persatu Penulis menyadari bahwa di dalam penyusunan laporan kerja praktek ini masih banyak terdapat kekurangan-kekurangan. Oleh karena itu, dengan segala kerendahan hati, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun. Akhir kata, penulis berharap semoga laporan ini dapat memberikan manfaat bagi pembaca.

Serpong , 18 Februari 2016

Penulis



DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN………………………………………………………………………iii HALAMAN PENGESAHAN……………………………………………………………………iv KATA PENGANTAR…………………………………………………………………………….v DAFTAR ISI…………………………………………………………………………………….vii DAFTAR GAMBAR……………………………………………………………………………..xi DAFTAR TABEL…………………………………………………...………………………….xiii BAB I……………………………………………………………………………………………...1 1.1 Latar Belakang.......................................................................................................................1 1.2 Tujuan Kerja Praktek.............................................................................................................4 1.3 Manfaat Kerja Praktek...........................................................................................................4 1.4 Ruang Lingkup kerja Praktek................................................................................................5 1.5 Tempat dan Waktu Pelaksanaan.............................................................................................6 1.5.1 Lokasi Pelaksanaan Kerja Praktek..................................................................................6 1.5.2 Waktu Pelaksanaan..........................................................................................................6 1.6 Batasan Masalah....................................................................................................................6 BAB II PROFIL PERUSAHAAN………………………………………………………………...7 2.1 Sejarah Singkat PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan...................................................7 2.2

Macam – macam Kilang PT Pertamina (Persero).............................................................9

2.3

Visi, Misi, Slogan PT. PERTAMINA (Persero)..............................................................10

2.4 Sejarah Logo PT Pertamina (Persero)..................................................................................11 2.5 PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.....................................................................13 2.6 Logo dan Slogan PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan...............................................15 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


2.7 Visi dan Misi PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan......................................................16 2.8 Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan...............................................................16 2.9 Proyek dan Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan...............................19 2.10 Pengertian Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan....................................22 2.11 Bahan Baku PT.PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan...............................................22 2.11.1 Bahan Baku Utama......................................................................................................22 2.11.2 Bahan Baku Penunjang dan Aditif...............................................................................25 2.12 Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.....................................................29 2.12.1 Produk Utama..............................................................................................................29 2.12.2 Produk Unit Proses PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan............................37 2.13 Sistem Kontrol...................................................................................................................38 2.14 Struktur Organisasi Perusahaan.........................................................................................38 1.13 Proyek Kilang Langit Biru Balongan................................................................................39 1.14 Jam Kerja...........................................................................................................................40 1.14.1 Jam kerja shift.............................................................................................................40 1.14.2 Jam kerja regular.........................................................................................................40 1.15 Sarana dan Prasarana.......................................................................................................41 BAB III…………………………………………………………………………………………..43 DESKRIPSI PROSES……………………………………………………………………………43 3.1 Hydro Skimming Complex (HSC).......................................................................................44 3.1.1 Distilation and Treating Unit (DTU).............................................................................44 3.1.2 Naphta Processing Unit (NPU).....................................................................................56 3.2 Unit DHC (Distillation & Hydrotreating Complex)............................................................66 3.2.1 Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (Unit 12 dan 13)..............................66 3.2.2 HTU (Hydro Treating Unit )..........................................................................................72 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


3.3 Residue Catalytic Complex Unit (RCCU)...........................................................................82 3.3.1 Residue Catalytic Cracker (RCC).................................................................................82 3.3.2 Light End Unit (LEU)....................................................................................................86 3.4 RCC Off Gas to Prophylene Product (ROPP)......................................................................98 3.4.1 Low Pressure Unit (LPR)..............................................................................................99 3.4.2 Selective C4 Hydrogenation Unit (SHU)......................................................................102 3.4.3 Catalytic Distilation Hydro Deisobutanizer (CDHDIB).............................................103 3.4.4 Olefin Conversion Unit (OCU)...................................................................................103 3.4.5 Regeneration Unit.......................................................................................................104 3.4.6 Binary Refrigeration Unit...........................................................................................105 BAB IV…………………………………………………………………………………………106 ALAT PROSES DAN INSTRUMENTASI……………………………………………………106 4.1 Alat Proses Utama dan Penunjang....................................................................................106 4.1.1 Crude Distilation Unit (CDU) – Unit 11.....................................................................106 3.1.2 Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit - Unit 12/13..................................110 3.1.3 Residue Catalytic Cracking Unit - Unit 15.................................................................113 3.2 Instrumentasi dan Sistem Pengendalian Proses................................................................114 BAB V UTILITAS, PENGOLAHAN LIMBAH DAN LABOROTARIUM………………….116 5.1 Sistem Utilitas....................................................................................................................116 5.1.1 Penyediaan Air.............................................................................................................118 5.1.2

Sistem Penyediaan Steam......................................................................................120

5.1.3 Sistem Penyediaan Listrik...........................................................................................121 5.1.4 Sistem Penyediaan Gas...............................................................................................122 5.1.5 Sistem Penyediaan Udara Tekan.................................................................................122 5.2 Pengolahan Limbah...........................................................................................................123 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


5.2.1 Limbah.........................................................................................................................123 5.2.2 Pengolahan Limbah Cair / Waste Water Treatment (Unit 63).........................................123 5.2.3 Pengolahan Limbah Padat...........................................................................................127 5.2.4 Pengolahan Limbah Gas..............................................................................................128 5.3 Laboratorium......................................................................................................................128 5.3.1 Program Kerja Laboratorium......................................................................................128 5.3.2 Alat-alat Laboratorium................................................................................................130 BAB VI KESELAMATAN DAN KESEHATAN KERJA…………………………………….132 6.1

Keselamatan dan Kesehatan Kerja................................................................................132

DAFTAR PUSTAKA…………………………………………………………………………..135

DAFTAR GAMB Gambar 2.1 Logo PT Pertamina (Persero)..................................................................13 Gambar 2.2 Logo Baru PT Pertamina (Persero)..........................................................14 Gambar 2.3 Logo PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan...........................................17 Gambar 2.4 Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan.........................................19 Gambar 2.5 Diagram Blok Proses RU VI Balongan Secara Umum...................................38 Gambar 2.6 Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI..........................40Y Gambar 3.1. Pembagian unit-unit proses di kilang RU VI Balongan.................................44 Gambar 3.2. Peralatan Proses Crude Distillation Unit...................................................46 Gambar 3.3. Blok Diagram Crude Distillation Unit......................................................49 Gambar 3.4. Peralatan proses Amine Treatment Unit (ATU)...........................................51 Gambar 3.5. Peralatan Proses Sour Water Stripper (SWS)..............................................53 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gambar 3.6. Blok Diagram Sour Water Stripper Unit...................................................55 Gambar 3.7. Peralatan proses Sulphur Plant..............................................................56 Gambar 3.8. Peralatan proses Naptha Hydrotreating Unit..............................................58 Gambar 3.9. Blok Diagram Naphtha Hydrotreating Process Unit....................................59 Gambar 3.10. Peralatan Proses Platforming Unit.........................................................60 Gambar 3.11. Blok diagram Platforming Unit............................................................62 Gambar 3.12. Peralatan proses PENEX Unit..............................................................65 Gambar 3.13. Blok Diagram Penex Unit....................................................................66 Gambar 3.1.4 Perlatan Proses Atmospheric Residue Hydrodemetallization.........................69 Gambar 3.15. Blok Diagram Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit....................70 Gambar 3.16. Peralatan proses Hydrogen Plant...........................................................73 Gambar 3.17. Blok Diagram Hydrogen Plant.............................................................77 Gambar 3.18. Peralatan Proses GO HTU...................................................................78 Gambar 3.19. Blok diagram Unit GO HTU................................................................80 Gambar 3.20. Peralatan Proses LCO HTU................................................................81 Gambar 3.21. Blok Diagram Light Cycle Hydrotreating Unit..........................................83 Gambar 3.22. Blok Diagram Residue Catalytic Cracker Unit..........................................87 Gambar 3.23. Peralatan Proses Unsaturated Gas Plant..................................................88 Gambar 3.24. Blok diagram Unsaturated Gas Plant.....................................................90 Gambar 3.25. Peralatan Proses LPG Treatment...........................................................91 Gambar 3.26. Blok diagram LPG Treatment..............................................................92 Gambar 3.27. Peralatan proses Gasoline Treatment......................................................93 Gambar 3.28. Blok diagram Gasoline Treatment.........................................................94 Gambar 3.29. Peralatan proses Propylene Recovery Unit..............................................95 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gambar 3.30. Blok Diagram Propylene Recovery Unit.................................................96 Gambar 3.31. Peralatan Proses Catalytic Condensation Unit..........................................97 Gambar 3.32. Blok Diagram Catalytic Condensation Unit.............................................98 Gambar 3.33. Peralatan Proses ROPP

10

Gambar 5 .1. Flow Diagram Utilitas......................................................................118



DAFTAR TABEL Tabel 2.1. Kronologis Sejarah Berdirinya PT Pertamina (Persero).................................................9 Tabel 2.2. Kapasitas Kilang PT Pertamina (Persero).....................................................................10 Tabel 2.3. Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan.............................................21 Tabel 2.4. Daftar Unit Proses Beserta Kapasitasnya.....................................................................21 Tabel 2.5. Jenis Produk..................................................................................................................23 Tabel 2.6. Spesifikasi minyak bumi Duri, Minas, Jatibarang, Arjuna, Azeri, Nile Blend dan Mudi...........................................................................................................................................…25 Tabel 2.7. Spesifikasi minyak bumi Banyu Urip, Cinta, Lalang, Sarir..........................................26 Tabel 2.8. Katalis dan Resin PT.PERTAMINA (Persero)..............................................................29 Tabel 2.9. Produk-Produk Kilang RU VI Balongan......................................................................30 Tabel 2.10. Spesifikasi Bahan Bakar Minyak Jenis Minyak Tanah...............................................30 Tabel 2.11. Spesifikasi LPG...........................................................................................................31 Tabel 2.12. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis bensin 88.........................................................31 Tabel 2.13. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis bensin 92.........................................................32 Tabel 2.14. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis bensin 95.........................................................33 Tabel 2.15. Spesifikasi bahan bakar minyak minyak solar............................................................34 Tabel 2.16. Spesifikasi propylene..................................................................................................35 Tabel 2.17. Spesifikasi Decant Oil................................................................................................36 Tabel 2.18. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis minyak diesel (IDF)........................................37 Tabel 2.19. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis minyak bakar (IFO)........................................37



Tabel 3. 1. Kapasitas pengolahan SWS.........................................................................................53 Tabel 3. 2.Spesifikasi DMAR........................................................................................................68 Tabel 3. 3.Produk AHU...............................................................................................................72Y Tabel 5.1. Kondisi Operasi Pengambilan Air dari Sungai Cipunegara........................................119



BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Indonesia adalah salah satu negara yang sedang berkembang saat ini. Perkembangan yang dibangun salah satunya adalah pada sektor industri. Pemerintah sendiri ingin mewujudkan perekonomian yang stabil dan berkelanjutan melalui sektor tersebut. Untuk mencapai tujuan itu, diperlukan adanya pemahaman dalam perkembangan teknologi dan ilmu-ilmu yang berkelanjutan pada bidang-bidang penerapan yang ada. Sejalan dengan hal itu, maka diperlukan peranan akademisi untuk memberikan kontribusi dalam perkembangan sektor industri melalui pemikiran-pemikiran yang baru terhadap perkembangan industri yang ada Dilihat dari kondisi yang terjadi di Indonesia, minyak bumi merupakan salah satu sumber energi yang banyak digunakan. Sejak ditemukan pada abad ke-17 sampai sekarang, minyak telah berkontribusi banyak membantu mencukupi kebutuhan energi masyarakat. Saat ini Bahan Bakar Minyak yang dijuluki sebagai emas hitam yang memiliki ciri fisik cairan kental atau cokelat gelap yang mudah terbakar ini sudah menjadi salah satu kebutuhan primer. Manusia telah mengenal minyak bumi sejak lama yaitu sekitar 6000 tahun yang lalu, yang digunakan untuk keperluan pengobatan, bahan bakar, penerangan, bahan pembuat jalan raya, bangunan dan untuk peperangan (Hartaty, 2013) Di Indonesia, minyak bumi diolah oleh PT. PERTAMINA (Persero) yang terangkum dalam Unit Pengolahan (Refinery Unit). Dalam mengemban tugasnya, PERTAMINA mengoperasikan beberapa Refinery Unit, antara lain RU I pangkalan Brandan, RU II Dumai, RU III Plaju, RU IV Cilacap, RU V Balikpapan, RU VI Balongan dan yang terbaru, RU VII Kasim. Sasaran utama pengadaan Refinery Unit dalam menunjang pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup dengan kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan, terjamin, dan ekonomis. Pemenuhan kebutuhan BBM merupakan tugas yang cukup berat karena peningkatan kapasitas pengolahan minyak yang dimiliki PERTAMINA tidak berjalan dengan lonjakan konsumsi BBM yang dibutuhkan masyarakat (Nahla, 2012). Salah satu Unit Pengolahan handal yang dimiliki PT. Pertamina (Persero) adalah Refinery Unit VI Balongan merupakan kilang keenam dari tujuh kilang Direktorat Pengolahan PT



Pertamina (Persero) dengan kegiatan bisnis utamanya adalah mengolah minyak mentah (crude oil) menjadi produk-produk BBM (Bahan Bakar Minyak), Non BBM, dan Petrokimia. Refinery Unit VI Balongan mulai beroperasi sejak tahun 1994. Kilang ini berlokasi di Indramayu (Jawa Barat) sekitar ± 200 km ke arah timur Jakarta, dengan wilayah operasi di Balongan, Mundu, dan Salam Darma. Bahan baku yang diolah di Kilang Refinery Unit VI Balongan adalah minyak mentah Duri dan Minas yang berasal dari Propinsi Riau (Hendri, 2012) Refinery Unit VI Balongan di rancang untuk mengolah Crude dengan kapasitas residu yang cukup besar sekitar 62% dari total feed. Refinery Unit VI Balongan memiliki ciri utama yaitu RCC yang terdiri atas dua alat utama adalah reaktor dan regenerator. Oleh karena ciri utama tersebut, RU-VI Balongan mengambil logo berbentuk reaktor dan regenerator. Sebagai kilang yang relatif baru dan telah menerapkan teknologi terkini, Pertamina Refinery Unit VI juga memiliki beberapa unit-unit yang menjadi andalan seperti CDU, ARHDM, NPU, H 2 Plant, ROPP, LEU, Platformer, HTU, CCU dan lain-lain. Dengan produk-produk unggulan seperti Premium, Pertamax, Pertamax Plus, Solar, Pertamina DEX, LPG, Propylene. (Auliya, 2012).

Jurusan Teknik Kimia merupakan suatu ilmu pengetahuan yang muncul dan berkembang untuk memenuhi kebutuhan tenaga ahli dan terampil dalam mengelola sistem produksi atau sistem industri kimia, yang melibatkan komponen-komponen manusia, material, dan mesin/fasilitas produksi. Dunia industri dan perguruan tinggi merupakan satu kesatuan yang saling berkaitan.Hubungan tersebut sering disebut sebagai kemitraan. Seorang mahasiswa yang sedang menuntut ilmu, khususnya Mahasiswa jurusan teknik perlu memahami kondisi nyata yang ada didunia industri. Mahasiswa tidak hanya mengerti teori dan melakukan praktek diperkuliahan saja namun juga perlu mengerti kondisi perusahaan yang sesungguhnya. perubahan teknologi dan percepatan informasi telah mempengaruhi aspek-aspek dalam proses produksi diperusahaan. Dengan adanya peranan perguruan tinggi, sebagai research and development diharapkan mampu menjawab tantangan dalam perubahan tersebut. Oleh sebab itu, sejalan dengan usaha untuk membangun perekonomian yang stabil dan berkelanjutan melalui sektor industri yang kokoh, maka diperlukan adanya keseimbangan antara dunia pendidikan dan industri guna menghasilkan sarjana yang berkualitas, yang memiliki pemahaman dan keterampilan yang berkaitan dengan perkembangan teknologi dan penerapannya. Dengan kemampuan akademis yang handal dan keterampilan di bidang Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


industri

yang mendukung dan cukup, diharapkan tenaga-tenaga kerja yang dihasilkan

nantinya dapat mengembangkan kreativitas dan penalaran untuk memberikan sumbangan pemikiran dalam pembangunan industri di Indonesia. Berdasarkan uraian diatas terlihat bahwa sektor Peminyakan merupakan subjek pembelajaran lapangan yang sangat penting dan baik bagi mahasiswa khususnya Teknik Kimia untuk melihat aplikasi dari proses pembelajaran selama dikampus dengan objek yang tepat sebagai media pembelajaran, salah satunya adalah PT Pertamina (Persero) Refinery Unit VI Balongan yang bertujuan agar mahasiswa dapat melihat langsung kasus-kasus proses kimia aktual yang terjadi dilapangan serta mengetahui proses pengolahan minyak bumi mulai dari

unit operasi, utilitas, sistem peralatan beserta fungsi dan cara kerjanya, pengolahan limbah dan manajemen pabrik sebagai media pembelajaran sebelum memasuki dunia pekerjaan pasca kampus. Selain itu secara tidak langsung mahasiswa dituntut untuk mengingat kembali materi pembelajaran yang didapatkan selama bangku kuliah. Sehingga dari sini mahasiswa akan mendapatkan sesuatu yang baru baik itu dalam hal pengalaman maupun pola berpikir khususnya yang berhubungan dengan dunia perminyakan (petroleum). Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Indonesia adalah salah satu perguruan tinggi dengan sasaran pengembangan dan penggunaan proses industri, unit operasi, dan perancangan dalam skala besar dimana bahan mengalami perubahan fisik dan kimia tertentu. Mahasiswa Teknik Kimia FTI-ITI sebagai bagian dari sumber daya manusia Indonesia secara khusus disiapkan untuk menjadi design engineer, project engineer, process engineer, peneliti, dan pendidik. Untuk mencapai tujuan diatas maka Jurusan Teknik Kimia FTI-ITI menjembatani mahasiswanya untuk melaksanakan Kerja Praktek sebagai kelengkapan teori (khususnya dalam bidang keahlian) yang dipelajari di bangku kuliah.

Sesuai dengan kurikulum Jurusan Teknik Kimia ITI, yaitu adanya Kerja Praktek (2 SKS), kami memilih PT. PERTAMINA Refinery VI sebagai tempat Kerja Praktek, dengan tujuan mendalami sistem Proses Industri Kimia pada perusahaan ini, khususnya dibagian Oil and Gas, dengan mempelajari tentang proses pengolahan minyak bumi mulai dari unit operasi, utilitas, sistem peralatan, pengolahan limbah dan manajemen pabrik. Harapan kami semoga melalui kerja praktik ini dapat menambah pemahaman dan membuka wawasan keilmuan yang kami dapatkan dari perguruan tinggi untuk membantu memecahkan permasalahan khususnya di bidang Teknik Kimia. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


1.2 Tujuan Kerja Praktek Tujuan dari pelaksanaan Kerja Praktek di PT. PERTAMINA Refinery VI ini, adalah sebagai berikut : 1. Mendapatkan pengalaman dalam lingkungan kerja dan mendapat peluang untuk berlatih menangani permasalahan dalam industri serta melaksanakan studi perbandingan antara teori yang didapat di dalam kuliah dengan penerapan di industri. 2. Menambah wawasan aplikasi keteknik-kimiaan dalam bidang industri. 3. Dunia usaha mampu mewujudkan kepedulian dan partisipasinya dalam memberikan kontribusi pada sistem pendidikan nasional. 4. Menciptakan dan menumbuhkan pola pikir konstruktif yang berwawasan bagi mahasiswa dan dunia kerja. 5. Mengetahui perkembangan teknologi modern pada bidang Industri, terutama yang diterapkan di

PT. PERTAMINA Refinery VI Memperoleh pemahaman yang

komprehensif dalam dunia kerja melalui learning by doing. 6. Untuk memenuhi

beban satuan kredit semester (SKS) yang harus ditempuh sebagai

persyaratan akademis di Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri ITI.

1.3 Manfaat Kerja Praktek Adapun manfaat-manfaat yang diharapkan dari pelaksanaan Kerja Praktek ini adalah : 1.3.1 Manfaat bagi Mahasiswa : 1. Mendapatkan gambaran tentang kondisi real dunia industri dan memiliki pengalaman yang terlibat langsung dalam aktivitas industri, serta mendapatkan kesempatan untuk mengaplikasikan ilmu-ilmu yang diperoleh di bangku kuliah untuk mendapatkan pemahaman yang lebih baik lagi mengenai dunia industri. 2. Kegiatan Kerja Praktek ini dapat mengembangkan wawasan dalam berpikir, bernalar, menganalisa, dan mengantisipasi suatu problem dengan mengacu pada materi teoritis dari disiplin ilmu yang ditempuh dan mengaitkannya dengan kondisi sesungguhnya, sehingga mahasiswa dapat lebih sigap dan siap menghadapi berbagai problema di



lapangan, serta mempunyai kemampuan untuk mengembangkan ide-ide kreatif dan inovatif. 3. Memperoleh pengalaman kerja yang praktis dan mengenal lebih jauh relevansi ilmu yang diterima selama kuliah, di mana teori dan praktek yang diperoleh dapat diterapkan dalam situasi yang sesungguhnya dilapangan/industri. 1.3.2 Manfaat bagi Perusahaan : 1. Membantu menyelesaikan tugas dan pekerjaan sehari-hari di perusahaan tempat Kerja Praktek. 2. Sarana untuk menjembatani hubungan kerja sama antara perusahaan dengan Institut Teknologi Indonesia, khususnya mengenai rekruitmen tenaga kerja. 1.3.3 Manfaat bagi Perguruan Tinggi : 1. Sebagai masukan untuk mengevaluasi sampai sejauh mana Mahasiswa Teknik Kimia memahami dan mempraktekkan apa yang telah dipraktekkan diperkuliahan untuk diaplikasikan atau digunakan diperusahaan. 2. Mencetak tenaga kerja yang terampil, kreatif, dinamis, profesional, jujur dan bertanggung jawab dalam melakukan suatu pekerjaan. 3. Sebagai tambahan referensi khususnya mengenai perkembangan industri di Indonesia maupun proses dan teknologi yang mutakhir yang dapat digunakan oleh pihak-pihak yang memerlukan. 1.4 Ruang Lingkup kerja Praktek Ruang lingkup kerja praktek dilaksanakan didalam area kilang bagian energy convertion control & loss dalam unit Hydrogen Plant

Materi yang dipelajari antara lain: 1. Profil Perusahaan (Sejarah dan Manajemen Industri). 2. Pengenalan Proses Pengolahan a. Jenis proses pengolahan yang diterapkan. b. Diagram alir proses pengolahan. c. Kapasitas produksi. 3. Peralatan-peralatan utama yang digunakan. 4. Alat kontrol : performance dan cara kerja. 5. Pemeliharaan, terutama dari bahaya scale, korosi. 6. Laboratorium : uji kualitas bahan baku dan sampel produksi. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


7. Sistem utilitas a. Unit pengolahan air untuk industri. b. Unit pengadaan steam/uap dan sistem pendingin. c. Unit pengolahan limbah. d. Utilitas pendukung lainnya ( pengadaan energi listrik, dll ). 8. Optimalisasi. 9. Tugas khusus : Mengetahui kinerja furnace 22-F-101 pada unit Hydrogent Plant 1.5 Tempat dan Waktu Pelaksanaan 1.5.1 Lokasi Pelaksanaan Kerja Praktek Lokasi pelaksanaan Kerja Praktek adalah di PT. Pertamina RU VI Balongan, yang terletak di Jln. Raya Balongan km. 9, Balongan – Indramayu, Jawa Barat. 1.5.2 Waktu Pelaksanaan Waktu pelaksanaan Kerja Praktek disesuaikan dengan kalender Institut teknologi Indonesia yang berlangsung selama satu bulan, yaitu pada tanggal 18 Januari hingga 18 Februari 2016. 1.6 Batasan Masalah Pada penulisan laporan kerja praktek ini, untuk menganalisa masalah yang ada diperlukan adanya batasan-batasan agar lebih tertuju dan terkonsentrasi pada permasalahan yang akan dibahas. Ruang lingkup kajian laporan ini dibatasi pada studi kasus tentang analisa performa heat exchanger yang meliputi: a. Melakukan evaluasi kinerja pada furnace 22-F-161 pada Hydrogen PlantUnit dengan cara menghitung efisiensi furnace menggunakan 3 metode yaitu heat absorbed and released method, gas loss method, API method. b. Membandingkan hasil perhitungan data aktual dengan data desain yang ada.



BAB II PROFIL PERUSAHAAN 2.1 Sejarah Singkat PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan Energi merupakan salah satu kebutuhan yang sangat penting bagi kehidupan manusia. Sampai saat ini minyak bumi masih menjadi komoditas utama di Indonesia, baik sebagai sumber energi maupun sebagai bahan dasar produk turunan untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat. Proses pengolahan minyak bumi menjadi produk dengan nilai ekonomi tinggi merupakan tujuan utama dari perusahaan- perusahaan yang bergerak dalam bidang eksplorasi sampai dengan industri petrokimia hilir. Pengelolaan sumber daya ini diatur oleh negara untuk kemakmuran rakyat seperti yang tertuang dalam UUD 1945 pasal 33 ayat 3. Hal ini ditujukan untuk menghindari praktik monopoli dan mis-eksploitasi kekayaan alam. Kegiatan pengeboran minyak bumi pertama kali dilakukan didunia pada tahun 1859 oleh Kolonel Edwin L.Drake dan William Smith de Titusville di Negara bagian Pensilvania, Amerika Serikat. Sedangkan Usaha pengeboran minyak di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink pada tahun 1871 di Cibodas dekat Majalengka (Jawa Barat), namun usaha tersebut mengalami kegagalan. Kemudian dilanjutkan oleh Aeilo Jan Zykler yang melakukan pengeboran di Telaga Tiga (Sumatera Utara) dan pada tanggal 15 Juni 1885 berhasil ditemukan sumber minyak komersial yang pertama di Indonesia. Sejak itu berturut-turut ditemukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur) tahun 1887, Ledok Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901, Pamusian Tarakan tahun 1905 dan di Talang Akar Pendopo (Sumatera Selatan) tahun 1921. Penemuan-penemuan dari penghasil minyak yang lain mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutsche Company, Shell, Stanvac, Caltex dan maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia. Setelah kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Soetowo, PT EMTSU diubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT PERMINA). Kemudian dengan PP No. 198/1961 PT PERMINA dilebur menjadi PN PERMINA. Pada tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, PN PERMINA dan PN PERTAMINA Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


dijadikan satu perusahaanyang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PN PERTAMINA). Sebagai landasan kerja baru, lahirlah UU No. 8/1971 pada tanggal 15 September 1971. Sejak itu, nama PN PERTAMINA diubah menjadiPT. PERTAMINA, dan dengan PP No. 31/2003 PT. PERTAMINA menjadi (Persero), yang merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yan berwenang mengelola semua bentuk kegiatan di bidang industri perminyakan di Indonesia. Berikut ini adalah kronologis sejarah berdirinya PT Pertamina (Persero) dapat dilihat pada Tabel 2.1 berikut: Tabel 2.1. Kronologis Sejarah Berdirinya PT Pertamina (Persero) Tahun 1945

Keterangan Berdirinya Perusahaan Tambang Minyak Negara Republik Indonesia (PTMNRI) di Tarakan, yang merupakan perusahaan minyak nasional

pertama di Indonesia April 1954 PT PTMNRI → Tambang Minyak Sumatera Utara (TMSU) 10 Desember 1957 TMSU berubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT 1 Januari 1959

PERMINA) NVNIAM berubah menjadi PT Pertambangan Minyak Indonesia

Februari 1961

(PT PERMINDO) PT PERMINDO berubah menjadi Perusahaan Negara Pertambangan Minyak (PN PERTAMIN) yang berfungsi sebagai satu-satunya

1 Juli 1961 20 Agustus 1968

distributor minyak di Indonesia. PT PERMINA dijadikan PN PERMINA (PP No. 198/1961) Peleburan PN PERMINA dan PN PERTAMIN menjadi Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN PERTAMINA)

15 September

sesuai PP No. 27/1968 PN PERTAMINA berubah menjadi PT. PERTAMINA berdasarkan

1971 17 September

UU No. 8/1971 PT. PERTAMINA menjadi PT. PERTAMINA (Persero) sesuai PP

2003 No. 31/2003 (Sumber : PERTAMINA, 2005) 2.2 Macam – macam Kilang PT Pertamina (Persero) Sebagai salah satu elemen penting dalam usaha pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia tantangan yang dihadapi PT Pertamina (Persero) semakin berat karena lonjakan kebutuhan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


BBM harus diiringi dengan peningkatan pengolahan minyak bumi agar suplai BBM tetap stabil. Dalam pembangunan nasional, PT Pertamina(Persero) memiliki tiga peranan penting, yaitu: 1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM. 2. Sebagai sumber devisa negara. 3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan. Untuk memenuhi dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM, PT Pertamina (Persero) membangun tujuh buah kilang di berbagai wilayah Indonesia namun hanya mengoperasikan enam buah unit kilang dengan kapasitas total mencapai 1.046,70 ribu barrel. Adapun kapasitas produksi untuk masing-masing unit pengolahan PT Pertamina (Persero), sebagai berikut: Tabel 2.2. Kapasitas Kilang PT Pertamina (Persero) NAMA KILANG RU I Pangkalan Brandan RU II Dumai, Riau RU III Plaju, Sumatera Selatan RU IV Cilacap, Jawa Tengah RU V Balikpapan, Kalimantan Timur RU VI Balongan, Jawa Barat RU VII Kasim-Sorong, Papua

KAPASITAS (BPSD) Non aktif 177.000 145.000 348.000 266.000 175.000 10.000

BPSD

: Barrel Per Stream Day

Sumber

: PT PERTAMINA ( Persero ) 2011, Operational Report

Sejak tahun 2007 PT Pertamina(Persero) RU I Pangkalan Brandan, Sumatera Utara yang tadinya memiliki kapasitas pengolahan sebesar 5.000 BPSD sudah tidak beroperasi lagi dikarenakan beberapa sumur yang menjadi sumber feed sudah tidak berproduksi. 2.3 Visi, Misi, Slogan PT. PERTAMINA (Persero) Dalam peranannya sebagai elemen penting dalam pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia, PT Pertamina (Persero) mempunyai visi danmisi, yaitu : 

Visi PT. PERTAMINA (Persero) Menjadi perusahaan energi Nasional kelas Dunia.





Misi PT. PERTAMINA (Persero) Menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru dan terbarukan secara terintegrasi, berdasarkan prinsip- prinsip komersial yang kuat.

 Slogan PT. PERTAMINA (Persero) PT Pertamina (Persero) juga memiliki slogan yaitu “Selalu Hadir Melayani”. Slogan ini diharapkan dapat mendorong seluruh jajaran pekerja untuk memiliki sikap enterpreneurship dan customer oriented yang terkait dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi perusahaan. Selain itu Pertamina berjalan sesuai dengan pedoman perilaku yang menjadi dasar dalam menjalankan pekerjaannya. Pedoman Perilaku ini adalah komitmen Pertamina untuk patuh pada ketentuan hukum dan standar etika tertinggi dimana saja Pertamina melakukan kegiatan bisnis/operasionalnya. Model-model perilaku yang diberikan dalam Pedoman Perilaku ini bersumber dari Tata Nilai Unggulan 6C (Clean, Competitive, Confident, Customer Focused, Commercial dan Capable) yang diharapkan menjadi nilai-nilai yang dijunjung tinggi dan menjadi perilaku khas Insan Pertamina. Nilai tersebut adalah sebagai berikut : A. Clean Perusahaan dikelola secara profesional dengan : 

Menghindari benturan kepentingan;



Tidak mentolerir suap;



Menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas; serta



Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik.

B. Competitive Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja. C. Confident Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN dan membangun kebanggaan bangsa. D. Customer Focused Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan yang pelayanan terbaik kepada pelanggan. E. Commercial Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial dan mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat. F. Capable Dikelola oleh pemimpin dan pekerja profesional yang memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan. (www.pertamina.com) 2.4 Sejarah Logo PT Pertamina (Persero) PT Pertamina (Persero) adalah salah satu dari berbagai perusahaan yang memiliki suatu logo yang telah dikenal oleh kalangan masyarakat. Logo PT Pertamina (Persero) dari tahun ke tahun mengalami perubahan dan pembaharuan. Logo kuda laut yang saling berhadapan mengapit bintang merupakan logo PT Pertamina (Persero) pertama yang diresmikan berdasarkan keputusan direksi PT PERTAMINA 914/kpts/dr/du/1971.PT

Gambar 2.1. Logo PT Pertamina (Persero)

Makna dari logo : Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia




Kuda Laut : Fosil–fosil yang mengandung minyak dan mempunyai daya hidup yang besar.



Pita (banner) : Ikatan penggalang persatuan dan kebulatan tekad.



Warna Merah : Keuletan, ketegasan, dan keberanian dalam menghadapi berbagai kesulitan.



Warna Kuning : Keagungan cita–cita yang hendak dicapai dalam ketekunan dan penuh keyakinan.



Warna Biru : Kesetiaan pada Tanah Air Indonesia, dasar negara Pancasila, dan UUD 1945. PT Pertamina (Persero) kembali mengalami pergantian logo pada tahun 2005. Hal ini

didorong karena hadirnya kompetisi yang baru sehingga pergantian lambang atau logo ini diharapkan dapat membangun semangat baru dalam hal mendorong daya saing dalam menghadapi perubahan – perubahan yang terjadi serta mendapatkan image yang baik diantara gas companies dan gas oil. PT Pertamina(Persero) mengukuhkan pergantian logo menjadi huruf P yang telah terdaftar pada Direktorat Hak Cipta Desain Industri Desain Tata Letak Sirkuit Terpadu dan Rahasia Dagang Departemen Hukum dan HAM RI dengan surat pendaftaran ciptaan No. 028344 pada tanggal 10 Oktober 2005.

Gambar 2.2 Logo Baru PT Pertamina (Persero) Logo PT Pertamina(Persero) yang baru memiliki makna sebagai berikut: 1. Elemen logo huruf P yang menyerupai bentuk panah, menunjukkan PT Pertamina (Persero) sebagai perusahaan yang bergerak maju dan progresif. 2. Warna-warna yang berani menunjukan alir besar yang diambil PT Pertamina(Persero) dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana : Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia




Biru berarti andal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab



Hijau berarti sumber energi yang berwawasan lingkungan



Merah berarti keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam kesulitan.

2.5 PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan Dalam kaitan dengan upaya mengamankan kebijakan nasional di bidang energi tersebut, keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar, tidak saja bagi PT.PERTAMINA (Persero), tetapi juga bagi bangsa dan negara. Di satu pihak ini dapat meningkatkan kapasitas pengolahan di dalam negeri yang masih sangat dibutuhkan, di lain pihak juga dapat mengatasi kendala sulitnya mengekspor beberapa jenis minyak di dalam negeri dengan mengolahnya di kilang minyak di dalam negeri. Sehingga pada tahun 1991, Balongan dipilih sebagai lokasi kilang yang dinamakan proyek kilang EXOR-I (Export Oriented Refinery-I) Keberadaan kilang Balongan ini juga merupakan langkah proaktif PT.PERTAMINA (Persero) untuk dapat memenuhi kebutuhan dalam negeri yang semakin hari semakin bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi kelayakan yang telah dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran antara lain : 1. Pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya 2. Peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor 3. Memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri 4. Pengembangan daerah Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan Proyek Exor (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai lokasi Proyek Exor I berdasarkan atas: 1. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat. 2. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu : Depot UPMS III, Terminal DOH 3. 4. 5. 6.

Karangampel, Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy Mooring (SBM). Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JJB (Jawa Bagian Barat) dan BP. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif. Tersedianya sarana infrastruktur. Kilang Balongan dibangun dengan system project financing dimana biaya investasi

pembangunannya dibayar dari revenue kilang Balongan sendiri dan dari keuntungan PT Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Pertamina(Persero) lainnya. Dengan demikian maka tidak ada dana atau equity dari pemerintah yang dimasukkan sebagai penyertaan modal sebagaimana waktu membangun kilang-kilang lainnya sebelum ATMOSPHERIC 1990. Oleh karena itu kilang Balongan disebut kilang milik PT Pertamina (Persero). Kilang Balongan merupakan kilang yang dirancang untuk mengolah minyak mentah jenis Duri sebanyak 80% dan minyak mentah Minas sebanyak 20%. Pada tahun 1990-an, crude Duri mempunyai harga jual yang relatif rendah karena kualitasnya yang kurang baik sebagai bahan baku kilang. Kualitas yang rendah dari crude Duri dapat terlihat diantaranya dari kandungan residu yang sangat tinggi mencapai 78%, kandungan logam berat dan karbon serta nitrogen yang juga tinggi. Teknologi kilang yang dimiliki di dalam negeri sebelum adanya kilang Balongan tidak mampu mengolah secara efektif dalam jumlah besar, sementara itu produksi minyak dari lapangan Duri meningkat cukup besar dengan diterapkannya metode Secondary Recovery. Saat ini, feed yang digunakan pada kilang Balongan merupakan campuran crude Duri, Minas, JMCO (Jatibarang), Mudi dan Banyu Urip (Cepu), AZERI (Azerbaijan), dan Nile Blend. Start Up Kilang PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dilaksanakan pada bulan Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. Peresmian ini sempat tertunda dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) dikarenakan unit Residue Catalytic Cracking (RCC) di kilang mengalami kerusakan. Unit RCC ini merupakan unit terpenting di kilang PERTAMINA RU-VI karena merupakan unit yang merubah residu menjadi minyak ringan yang lebih berharga. Kapasitas unit ini merupakan yang terbesar di dunia untuk saat ini. Kilang RU-VI Balongan memiliki beberapa keunikan dan keunggulan, antara lain : 1. Dirancang dengan Engineering adecuacy yang memenuhi kebutuhan operasional dengan tingkat fleksibilias tinggi. Hal ini menunjukan bahwa pada umumnya parameter operasional telah dicapai rata-rata berada di atas unjuk kerja yang dirancang. 2. Merupakan unit RCC terbesar di dunia saat ini. 3. Fitur dari unit proses RCC baik berupa kemampuan peralatan untuk mendukung pola operasi beyond design ataupun field product yang dihasilkan merupakan produk konsep rekayasa dan rancang bangunnya optimal. 4. Fleksibilitas feed yang tinggi terutama Unit CDU, yaitu rata-rata rasio feed crude pada saat ini Duri : Minas = 50 : 50 dibanding desain awal (80:20), sedangkan Unit RCC yang



menyesuaikan kapasitas rasio feed dapat dioperasikan, yaitu AR : DMAR = 45 : 55 dibandingkan dengan desain awal 35 : 65. 5. Peralatan utama Unit RCC, yaitu Main Air Blower dan Wet Gas Compressor yang dioperasikan untuk menunjang operasi Unit RCC kapasitas 115%. Rancangan konsep CO Boiler merupakan pertama di dunia yang memiliki tiga fungsi, yaitu : sebagai CO Boiler, auxiliaries boiler dan waste heat boiler. 6. Pada saat ini merupakan satu-satunya kilang dalam negeri yang memproduksi premium (bensin) tanpa timbal (Kilang Langit Biru Balongan). 2.6 Logo dan Slogan PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan memiliki logo sendiri untuk kilang RU VI Balongan. Berikut adalah logo PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan :

Gambar 2.3. Logo Unggulan PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan

Logo Unggulan PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan memiliki makna sebagai berikut: 1. Lingkaran : fokus ke bisnis inti dan sinergi 2. Gambar : konstruksi regenerator dan reaktor di unit RCC yang menjadi ciri khas dari PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan 3. Warna  Hijau : berarti selalu menjaga kelestarian lingkungan hidup  Putih : berarti bersih, profesional, proaktif, inovatif dan dinamis dalam setiap  

tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran Biru : berarti loyal kepada visi PT Pertamina (Persero) Kuning : berarti keagungan PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan



2.7 Visi dan Misi PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan PT Pertamina (Persero) RU VI Balongan, dalam beroperasi mempunyai visi dan misi sebagai berikut: Visi Menjadi Kilang Terkemuka di Asia Tahun 2025 Misi 1. Mengolah crude dan naphta untuk memproduksi BBM, BBK, Residu, NBBM. dan Petkim secara tepat jumlah, mutu, waktu dan berorientasi laba serta berdaya saing tinggi untuk memenuhi kebutuhan pasar. 2. Mengoperasikan kilang yang berteknologi maju dan terpadu secara aman, andal, efisien, serta berwawasan lingkungan. 3. Mengelola aset RU VI secara profesional yang didukung oleh sistem manejemen yang tangguh berdasarkan semangat kebersamaan, kepercayaan, dan prinsip bisnis saling menguntungkan. 2.8 Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI didirikan di Balongan, yang merupakan salah satu daerah kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk penyiapan lahan kilang, yang semula sawah tadah hujan, diperlukan pengurukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah. Pulau ini berjarak +70 km arah bujur timur dari pantai Balongan. Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu empat bulan. Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang. Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 buah sumur berhasil digali dan yang berhasil diproduksi adalah sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan lepas pantai. Sedangkan produksi migasnya sebesar 239,65 MMSCFD disalurkan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong, dan Palimanan. Depot UPPDN III sendiri baru dibangun pada tahun 1980 untuk mensuplai kebutuhan bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Area kilang terdiri dari: a. Sarana kilang : 250 ha daerah konstruksi kilang dan 200 ha daerah penyangga b. Sarana perumahan : 200 ha

Gambar 2.4. Lokasi PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor pendukung, antara lain : a. Bahan Baku Sumber bahan baku yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RUVI Balongan adalah: 1. Minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed). 2. Minyak mentah Minas, Dumai (awalnya 20%, saat ini 50% feed). 3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard Cubic Feet per Day (MMSCFD). b. Air Sumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang lebih 65 km dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara pipanisasi dengan pipa berukuran 24 inci dan kecepatan operasi normal 1.100 m3 serta kecepatan maksimum 1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchangers (sebagai pendingin), air minum, dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


kilang Balongan ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan. c. Transportasi Lokasi kilang RU-VI Balongan berdekatan dengan jalan raya dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities. d. Tenaga Kerja Tenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan terdiri dari dua golongan, yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian Kilang Balongan yang berupa tenaga kerja lokal non-skill sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar. Sedangkan golongan kedua, yang dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA (Persero) yang telah berpengalaman dari berbagai kilang minyak di Indonesia. 2.9 Proyek dan Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Proyek kilang balongan semula dinamakan EXOR-I. Setelah beroperasi, menjadi kilang BBM PERTAMINA Balongan dan merupakan unit pengolahan VI yang dimiliki PT. PERTAMINA (Persero). Teknologi proses yang dipilih ditujukan untuk memproduksi premium, kerosin, dan solar sebanyak 72% sedangkan lainnya berupa prophylene, LPG, fuel oil, dan decant oil. Produk ini merupakan produk paling mahal dibandingkan premium, kerosin, dan solar. Kegiatan Engineering Procurement and Construction (EPC) dilakukan oleh konsorsium yang terdiri dari JGC dan Foster Wheeler. Kegiatan EPC diatur dalam EPC Agreement. Sebagai product offtacker (pembeli) adalah British Petroleum (BP). Jangka waktu pelaksanaan adalah 51 bulan, yaitu sejak EPC Agreement ditandatangani pada tanggal 1 September 1990 dan berakhir pada bulan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


November 1994. Pada Tabel 2.3 dapat dilihat kronologis konstruksi proyek PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan. Tabel 2.3. Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan WAKTU

KEGIATAN

1 September 1990

EPC Agreement

51 bulan

Kegiatan proyek dan konstruksi

25 Agustus 1994

Mechanical Completion

5 Mei 1994

Start Up CDU

25 Oktober 1994 1 –3 Desember

Performance Test

1994

Demo Test

30 November 1994

Operation Acceptance As Whole

16 Januari 1995

Turn Over EXOR I kepada PT. PERTAMINA

24 Mei 1995

Peresmian kilang

2005

Pembangunan Naphtha Processing Unit

2008 Sumber: PERTAMINA, 2007

Persiapan peningkatan produksi Propylene

Adapun daftar unit proses beserta kapasitasnya serta kualifikasi feed dan produk seperti pada Tabel 2.4 Tabel 2.4. Daftar Unit Proses Beserta Kapasitasnya No.

Kode/Unit Kilang Kapasitas Lisensi Masukan PROCESS COMMON (10–39)

Keluaran Offgas (C2min),

11 –CDU

12.500

Foster

Minas & Duri

1.

naphtha, kerosene, ADO/GO, atm

(Crude Distillation Unit)

BPSD

Wheeler (FW)

Crude Residue Offgas (C4min),

2.

12/13 –ARHDM (Atmospheric Residue

58.000 BPSD


Chevron

Atmospheric residue & H2

naphtha, kerosene, ADO/GO &


Hydrodemetallization) 14 –GO HTU

demetalization AR 32.000

3.

(Gas Oil Hydrotreater

Untreated gas oil/ Offgas (C2min), Wild UOB

BPSD

ADO, H2

nafta, ADO/GO

Unit) RESIDUE CATALYTIC CRACKER COMPLEX (15–20) Offgas (C2min), 4.

5.

15 –RCC (Residue Catalytic

83.000

Cracker) –Unsaturated gas

BPSD

UOB

16 Plant

-

Atm Residue& demetalization AR

UOB

naphtha, DCO, & untreated LCO LPG mix& UGP

RCC Nafta Naphtha (RON-92)

22.500 6.

17 –LPG Treater Unit –Gasoline Treater

7.

LPG mix&caustic Merichem

BPSD 47.500

18 Unit

LPG mix treated Soda UGP Nafta &

Merichem BPSD

Motor gasoline-92 caustic soda Propylene, propane,

19 –PRU (Propylene

7.000

8.

dan UOB

Recovery Unit) 20 –Catalytic

BPSD 13.000

Condensation Unit 21 –LCO HTU (Light

BPSD

9.

butane mix Butane& Polygasoline UOB

Cycle Oil/Kerosene

Butane Mix (RON-98)

15.000 10.

LPG Mix Treated

LCO, Kerosene & Saturated gas (C2 min), UOB

BPSD

Hydrogen gas

76

Natural gas & RF

Wild nafta, kerosene

Hydrotreater Unit) 11.

22 –H2Plant

FW

12.

23 –Amine Unit

MMSCFD 57.774 m3/h

JGC

13.

24 –SWS (Sour Water 132,80 m3/h

JGC

Stripper) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

Hydrogen gas Gas Saturated & Refinery fuel gas unsaturated gas Sour Water Stripped Sour water Stripping


Sumber: (Refleksi dan Proyeksi, Sewindu Operasi Kilang Pertamina RU VI Balongan Menuju Kilang Unggulan) 2.10 Pengertian Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Produk yang dihasilkan PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dibagi menjadi tiga bagian, yaitu jenis produk dalam bentuk BBM, Non BBM dan jenis BBK (Bahan Bakar Khusus). Jenis produk, kapasitas, dan satuannya sesuai Tabel 2.5 Tabel 2.5. Jenis Produk No

Jenis Produk

Jumlah

Satuan

A

Produk BBM

1

Decant Oil

5.750

BPSD

2

Industrial Diesel Fuel(IDF)

16.000

BPSD

3

Kerosene

11.950

BPSD

4

Solar

27.000

BPSD

5

Premium, Pertamax, Pertamax Plus

58.950

BPSD

B

Produk Non BBM

1

Sulfur

27

Ton/hari

2

Propylene

454

Ton/hari

3

LPG

565

Ton/hari

2.11 Bahan Baku PT.PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Terdapat tiga kategori bahan baku yang digunakan, yaitu : bahan baku utama yang berupa minyak mentah (Crude Oil), bahan baku penunjang dan aditif berupa bahan kimia, katalis, gas alam dan resin, serta bahan baku sistem utilitas berupa air dan udara. 2.11.1 Bahan Baku Utama Kilang RU VI-Balongan dirancang untuk mengolah minyak bumi di Indonesiasebesar 125.000 BPSD. Bahan baku utama yang digunakan pada PT. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan adalah minyak Duri dan minyak Minas yang berasal dari Dumai dan Riau, serta campuran minyak mentah Nile Blend dari Afrika Selatan. Pada awalnya bahan baku utama yang digunakan adalah minyak mentah yang berasal dari Duri dan Minas dengan perbandingan Duri : Minas adalah 80% : 20%. Namun dalam perkembangan selanjutnya dengan pertimbangan optimasi yang lebih baik, jumlah perbandingan dari minyak Duri dan minyak Minas yang dicampurkan hampir sama, yaitu mendekati perbandingan 50% : 50%. Selain itu juga dilakukan penambahan pencampuran minyak JMCO (Jatibarang Mixed Crude Oil), Nile Blend, MUDI (Gresik), Banyu Urip, AZERI (Malaysia) dalam jumlah yag kecil mengingat kandungan minyak Duri dan Minas yang sudah mulai terbatas dan sifat dari minyak mentah tersebut yang sesuai dengan kondisi dari PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan. Tabel 2.6. Spesifikasi minyak bumi Duri, Minas, Jatibarang, Arjuna, Azeri, Nile Blend, dan Mudi.



Tabel 2.7.

Spesifikasi minyak bumi Banyu Urip, Cinta, Lalang, Sarir.



2.11.2 Bahan Baku Penunjang dan Aditif Bahan-bahan penunjang digunakan untuk mendukung proses-proses pengolahan dan menghindari terjadinya kerusakan-kerusakan pada unit-unit pemproses. Bahan bahan penunjang ini berupa bahan kimia, katalis dan resin yang digunakan pada unit-unit proses di kilang Balongan. Bahan-bahan penunjang ini dapat dikelompokkan menjadi bahan penunjang proses, penunjang produk dan penunjang utilitas. Beberapa bahanJurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


bahanpenunjang yang digunakan pada kilang Balongan adalah sebagai berikut: 1. Bahan Kimia a) Soda Kaustik (NaOH) berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan

menyerap senyawa

sulfur seperti H2S, merkaptan, COS dan CS2. b) Corrosion inhibitor, berfungsi untuk mencegah terjadinya korosi pada overhead kolom distilasi (11-C- 101), mencegah korosi sepanjang cooling water, dan mengurangi laju korosi di overhead sistem flash rectifier dengan pembentukan film. c) Amina monoetanol (C2H4OH)NH2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS dan CS2 serta senyawa sulfur lainnya yang terkandung dalam C3. d) Demulsifier, berfungsi untuk menghindari dan memecah emulsi minyak yang terbentuk sehingga dapat mempercepat pemisahan pada desalter. Demulsifier diinjeksikan ke crude charge secara kontinyu pada suction pump untuk membantu difusi kimia ke dalam minyak. e) Anti foulant, berfungsi untuk menghindari fouling-fouling yang dapat terjadi pada preheater. f) Wetting Agent, berfungsi memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut dari fasa minyak ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan. g) Sodium nitrat (NaCO3) dan soda ash (Na2CO3), berfungsi untuk menetralkan senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater. h) Trisodium phosphate (Na3PO4), berfungsi untuk menghindari fouling dan mengatur pH. i) Clorine (Cl2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah terbentuknya lumut atau kerak. j) Sodium phospat monohydrat (NaH2PO4.H2O), berfungsi untuk

membantu

penyerapan senyawa dasar nitrogen (amoniak) dan entrainment solvent. k) LPG odorant, berfungsi sebagai detektor kebocoran LPG. Anti foam, digunakan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


untuk mencegah terjadinya foaming pada amine regenerator. l) Karbon aktif, digunakan sebagai media penyerap produk korosi yang terbawa dalam larutan lean amine. Karbon aktif dipakai pada 23-S-102 (carbon filter). CO Promotor digunakan untuk mempercepat pembakaran CO menjadi CO2 pada CO boiler dan meminimalisir peningkatan temperatur yang ditimbulkan seperti after burning padadilute phase regenerator. Metal Passivation, digunakan untuk menurunkan efek metal terhadap katalis. 2. Bahan Penunjang Produk. a) Demulsifier, berfungsi untuk menghindari dan memecah emulsi minyak yang terbentuk sehingga dapat mempercepat pemisahan pada desalter. Demulsifier diinjeksikan ke crude charge secara kontinyu pada suction pump, untuk membantu difusi kimia ke dalam minyak. b) Clay, berfungsi untuk menstabilkan warna pada produk kerosin. c) Anti oksidan (C14H24N2), berfungsi untuk mencegah pembentukan endapan yang menggumpal (gum) pada profuk nafta dan gasolin. Gum dapat menyebabkan terjadinya penyumbatan pada filter atau karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium atau poligasolin. 3. Katalis, Resin, dan Adsorbent. Beberapa jenis katalis dan resin yang digunakan di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dapat dilihat pada tabel 2.8 :

Tabel 2.8. Katalis dan Resin PT.PERTAMINA (Persero)





2.12 Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan Terdapat dua kategori bahan produk yang dihasilkan yaitu : produk utama yang berupa kerosine, solar, premium, pertamax, pertamax plus, LPG dan produk samping berupa Decant Oil dan Propylene. 2.12.1 Produk Utama Produk yang dihasilkan PT.PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dibagi menjadi tiga bagian, yaitu jenis produk dalam bentuk BBM, Non BBM dan jenis BBK (Bahan Bakar Khusus). Jenis produk, kapasitas dan satuannya adalah sebagai berikut: Tabel 2.9. Produk-Produk Kilang RU VI Balongan

Tabel-tabel di bawah ini menunjukkan spesifikasi dari tiap produk tersebut. Tabel 2.10. Spesifikasi Bahan Bakar Minyak Jenis Minyak Tanah Sifat

Satuan

Densitas pada 15°C Titik asap Nilai jelaga (char value) Distilasi:  Perolehan pada 200 °C  Titik akhir Titik nyala Abel Kandungan belerang Bau dan warna

Kg/m3 Mm mg/kg


%vol °C °C %wt

Batasan Min Max 835 15 40 18 310 38 0,2 Dapat dipasarkan


Tabel 2.11. Spesifikasi LPG Sifat

Satuan

Vapor pressure, 100°F Weathering test at 36°F Coppercorrosion Total sulphur Watercontent Komposisi:  C2  C3 dan C4  C5+ (C5 and heavier)  Ethyl atau buthyl

Psig %vol 1 jam/100°F Grains/100 cuft

Batasan Min Max 145 95 ASTM no.1 -

15

No freewater %vol %vol %vol ml/1000 AG

97,0 50

0,8 2,0 -

mercaptan added

Tabel 2.12. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis bensin 88 Karakteristik

Satuan

Batasan Min Max 88 360 0,05 0,013

Bilangan oktana RON Stabilisasi oksidasi (periode reduksi) Menit Kandungan sulfur %m/m Kandungan timbal (Pb) g/l Distilasi:  10% vol penguapan °C 74 °C 75 125  50% vol penguapan °C 180  90% vol penguapan °C 215  Titik didih akhir %vol 2,0  Residu Kandungan oksigen %m/m 2,7 Washed gum mg/100 ml 5 Tekanan uap (RVP) kPa 69 Berat jenis (pada suhu 15 °C) kg/m3 715 780 Korosi bilah tembaga Merit Kelas 1 Uji doctor Negative Sulfur mercaptan %massa 0,002 Jurusan Teknik Kimia Anggi Novarita Simbolon 114120044 Penampilan visual Jernih dan terang InstitutKandungan Teknologi pewarna Indonesia 114120006 g/100Syahirah ml 0,13 Bau Dapat dipasarkan

Tabel 2.13. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis bensin 92 Karakteristik

Satuan

Bilangan oktana Stabilisasi oksidasi (periode reduksi) Kandungan sulfur Kandungan timbal (Pb) Kandungan phosphor Kandungan logam Kandungan silicon Kandungan oksigen Kandungan olefin Kandungan aromatic Kandungan benzene Distilasi:  10% vol penguapan  50% vol penguapan  90% vol Karakteristik penguapan  Titik didih akhir Bilangan oktana  Residu Stabilisasi Sedimen oksidasi (periode reduksi) Kandungan sulfur Unwashed gum Kandungan Washed gumtimbal (Pb) Kandungan Tekanan uapphosphor Kandungan logamsuhu 15 °C) Berat jenis (pada Kandungan Korosi bilahsilicon tembaga Kandungan Uji doctor oksigen Kandungan olefin Sulfur mercaptan Kandungan Penampilanaromatic visual Kandungan benzene Kandungan pewarna Distilasi: Warna  10% vol penguapan  50% vol penguapan  90% vol penguapan  Titik didih akhir  Residu Sedimen Unwashed gum Washed gum Karakteristik Tekanan uap Berat jenis (pada suhu 15 °C) Korosi bilah Bilangan tembaga cetana  Angka cetana Uji doctor Sulfur mercaptan Jurusan Teknik Kimia Penampilan visual Institut Teknologi Indonesia Kandungan pewarna Warna

RON Menit %m/m g/l mg/l mg/l mg/l %m/m %v/v %v/v %v/v °C °C Satuan °C °C %vol RON Menit mg/l %m/m mg/100 ml g/l mg/100 ml kPamg/l 3 mg/l kg/m mg/l Merit %m/m %v/v %massa %v/v %v/v g/100 l

Batasan Min Max 92 480 0,05 0,013 Tak terdeteksi Tak terdeteksi Tak terdeteksi 2,7 *) 50,0 5,0

*)apabila kandungan olefin di atas 20%, hasil pengujian

angka

stabilitas oksidasi minimum

1000

menit. Tabel 2.14. Spesifikasi bahan bakar minyak

70 jenis bensin 95 77 110 *)apabila 130 Batasan 180 Max - Min 215 kandungan - 95 2,0 olefin di atas - 480 1 - 700,05 20%, hasil 0,013 5 pengujian Tak terdeteksi 45 60 angka stabilitas 715 Tak terdeteksi 770 Tak terdeteksi Kelas 1 oksidasi 2,7 Negative minimum 1000 - 0,002*) 40,0 Jernih- dan terang menit. 0,135,0 Tabel Biru °C 70 2.15. °C 77 110 Spesifikasi °C 130 180 °C 205 bahan bakar %vol 2,0 minyak mg/l 1 mg/100 ml 70 minyak solar mg/100 ml 5 Batasan kPaSatuan 45 60 kg/m3 715Min 770 Max Merit Kelas 1 48 Negative %massa 0,002 Anggi Novarita Simbolon Jernih dan terang114120044 Syahirah g/100 l 0,13114120006 Kuning

 Indeks cetana Berat jenis (pada suhu 15 °C) Viskositas (pada suhu 40 °C) Kandungan sulfur Kandungan FAME Kandungan methanol&etanol Kandungan abu Kandungan sedimen Kandungan air Distilasi:  T90 (90% vol max) Titik nyala Titik tuang Residu karbon Biological growth Korosi bilah tembaga Bilangan asam kuat Bilangan asam total Penampilan visual Warna

kg/m mm2/s %m/m %v/v %v/v %m/m %m/m mg/mg

45 815 870 2,0 5,0 0,35 10 Tak terdeteksi 0,01 0,01 500

°C °C °C %m/m

55 -

3

Merit mg KOH/g mg KOH/g

370 18 0,1 Nihil Kelas 1

0 0,6 Jernih dan terang 3,0

Tabel 2.16. Spesifikasi propylene Senyawa Propylene Total paraffin Methane Ethylene Ethane Cyclopropane C4 hydrocarbons Pentene Acetylene Methyl acetylene Propadiene 1,3 Butadiene Total butenes Pentane H2 N2 CO CO2 O2 Water Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

Satuan % mol % mol wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm vol ppm wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm vol ppm vol ppm wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm wt ppm

Spesifikasi 99,6 min 0,4 max 20 max 25 max 200 max 10 max 5 max 10 max 1 max 2 max 2 max 2 max 100 max 100 max 20 max 100 max 0,1 max 1 max 1 max 2,5 max


Methanol(+IsopropylAlcohol) Chloride Total sulphur Total carbonyl as MEK COS Arsine S Phospine Ammonia Antimony

wt ppm wt ppm wt ppm mol ppm wt ppb wt ppb wt ppm wt ppm wt ppm wt ppb

5 max 1 max 1 max 10 max 30 max 30 max 1 max 0,03 max 5 max 30 max

Tabel 2.17. Spesifikasi Decant Oil Karakteristik Specific gravityat 60°/60°F Kinematic viscosity at 50°C Flash point PMCC Pour point Watercontent Sulphurcontent Catalyst as Al

Satuan cSt °C °C vol% wt% Ppm

Spesifikasi 0,999 max 180 max 60 min 24 max 0,80 max 0,25 max 450 max

Tabel 2.18. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis minyak diesel (IDF) Batasan Sifat

Satuan

Densitas pada 15°C Viskositas kinematik (pada suhu 40 °C)

Kg/m3 mm2/s

Titik nyala PMCC Titik tuang Micro carbon residue Kandungan abu Sedimen dengan ekstraksi Kandungan air Angka cetana Kandungan sulfur Vanadium Aluminium+silicon Warna

°C °C %m/m %m/m %m/m %v/v


Diesel I Min Max 900 2,5 11,0 60

Diesel II Min Max 920 24,0 60

18 0,5 0,02 0,02 0,25

21 3,0 0,05

1,5 100 25

2,0 100 25

0,3

35 %m/m mg/kg mg/kg Class

6

6


Tabel 2.19. Spesifikasi bahan bakar minyak jenis minyak bakar (IFO) Sifat Nilai kalori Densitas pada 15°C Viskositas kinematik (pada suhu 50 °C) Titik nyala Titik tuang Residue carbon Kandungan abu Sedimen total Kandungan air Kandungan sulfur Vanadium Aluminium+silicon


Batasan IFO I IFO II Satuan Min Max Min Max 41,8 MJ/kg 41,87 7 3 Kg/m 991 991 mm2/s 180 380 °C 60 60 °C 30 40 %m/m 16 20 %m/m 0,10 0,15 %m/m 0,10 0,10 %v/v 0,75 1,0 %m/m 3,5 4,0 mg/kg 200 mg/kg 80


2.12.2 Produk Unit Proses PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan Di kilang RU VI Balongan, untuk mendapatkan produk yang bernilai Crude Oil diolah pada unit-unit produksi yang dibagi menjadi tiga kelompok besar yang terilihat pada gambar di bawah ini:

Gambar 2.5. Diagram Blok Proses RU VI Balongan Secara Umum

2.13 Sistem Kontrol Pada PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan mempunyai sistem kontrol yang sebagian besar menggunakan kontrol automatik dan manual. Sebagian besar kontrol terpusat pada DCS (Distributed Control System) yaitu RCC complex, HTU complex, ARHDM complex, CDU complex dan H2 plant. Kontrol yang digunakan adalah pneumatik karena yang diproses adalah bahan yang mudah terbakar dan kemudian diubah menjadi signal elektrik (Digital) agar dapat terbaca di DCS



2.14 Struktur Organisasi Perusahaan Tujuan adanya struktur organisasi adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan tugas dan diharapkan akan memudahkan pencapaian tujuan organisasi yang telah ditetapkan. SENIOR VICE PRESIDENT

GM REFINERY SECRETARY

SENIOR MAN. OP & MANUFACTURING

IT AREA RU VI BLG MANAGER ENGINEERING & DEVELOPMENT MANAGER

PRODUCTION-I MANAGER

UNIT MANAGER HR RU VI

RELIABILITY MANAGER

PRODUCTION-II REF INTERNAL AUDIT BLG MANAGER PROCUREMENT MANAGER MANAGER

REFINERY PLANNING & OPTIMIZATION REF FINANCE OS MANAGER REG. V MANAGER

HSE MANAGER

COORDINATOR OPI HOSPITAL BLG DIRECTOR MAINTENANCE PLANNING & SUPPORT MANAGER GENERAL AFFAIRS MANAGER

MAINTENANCE EXECUTION MANAGER

MANAGER LEGAL CONSUL

MARINE REG. III MANAGER TURN / AROUND MANAGER

Gambar 2.6. Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI



1.13 Proyek Kilang Langit Biru Balongan Proyek langit biru didesain untuk menunjukkan partisipasi dan peran aktif Kilang Balongan dalam mengurangi kadar polusi udara yang ditimbulkan oleh pembakaran bahan bakar (terutama bahan bakar bertimbal) dan dalam rangka mengantisipasi Program Indonesia MOGAS Unleaded (MUL) yang merupakan program Effective 2003, maka dilaksanakan program MUL yang telah dicanangkan pada tanggal 1 Juli 2001 untuk wilayah Jabotabek dan Kilang Balongan merupakan satu-satunya penghasil MOGAS Unleaded. (Wheeler Foster, 1993) 1.14 Jam Kerja Berdasarkan jam kerja, karyawan dapat dibedakan atas karyawan shift dan karyawan regular. 1.14.1 Jam kerja shift Jam kerja shift dilakukan secara bergilir, berlaku bagi karyawan yang terlibat langsung dalam kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja shift diatur sebagai berikut: Day shift

:

08.00-16.00 WIB

Swing shift

:

16.00-24.00 WIB

Night shift

:

24.00-08.00 WIB

Karyawan shift terbagi atas 4 kelompok yaitu A,B,C dan D dimana jadwal kerja dari masing-masing kelompok adalah bekerja selama 3 hari berturut-turut pada shift yang sama dan setelah itu bergeser ke jam shift berikutnya untuk 3 hari selanjutnya, setiap kelompok akan mendapatkan libur selama 1 hari. 1.14.2 Jam kerja regular Jam kerja regular ini berlaku bagi karyawan yang tidak terlibat lansung dalam kegiatan produksi dan pengamanan. Jam kerja ini berlaku bagi karyawan tingkat staff ke atas. Jadwal kerja jam regular sebagai berikut: Senin-Kamis


: 07.00 - 15.30 WIB


Istirahat

: 12.00 - 12.30 WIB

Jumat

: 07.00 – 15.30 WIB

Istirahat

: 11.30 – 13.30 WIB

Sabtu dan Minggu libur 1.15 Sarana dan Prasarana PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan menyediakan sarana dan prasarana bagi karyawan dan keluarganya. Sarana dan prasarana tersebut antara lain: 1) Perumahan Perumahan dinas dibangun di sekitar pabrik dengan tipe rumah, yaitu: a) b) c) d)

Tipe B : untuk tim managemen Tipe C : untuk jabatan kepala bagian Tipe D : untuk staf Tipe E : untuk karyawan bidang produksi

Disamping itu, PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan juga memberikan pinjaman uang bagi karyawan untuk kepemilikan rumah BTN di lokasi kompleks Sibayak Permai. 2) Sekolah Untuk saat ini, PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan baru membangun sarana pendidikan Taman Kanak-kanak. Tujuannya ini adalah agar anak-anak karyawan dapat membaur dan bersosialisasi dengan penduduk di sekitar lokasi pabrik. 3) Transportasi Sarana transportasi telah tersedia untuk mengantar karyawan yang pulang dari kerja shift dan disediakan pula transportasi untuk antar jemput anak-anak keluarga PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan ke sekolah. 4) Sarana Ibadah Masjid Jati dibangun di tengah Wisma Jati dan di lokasi perumahan juga telah dibangun sarana ibadah berupa masjid dan gereja. 5) Balai Kesehatan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Balai kesehatan dibangun di dua tempat, yaitu dilokasi pabrik serta rumah sakit di lokasi perumahan.

6) Kantin Disediakan kantin dilingkungan pabrik bagi karyawan-karyawan reguler. Sedangkan bagi karyawan shift disediakan dapur di gedung control dan untuk karyawan yang mendapat tugas malam disediakan makanan ekstra oleh perusahaan. 7) Sarana Olahraga dan Rekreasi Sarana olahraga juga disediakan bagi karyawan dan keluarga dimana sarana tersebut terletak didalam lingkungan perumahan karyawan, seperti: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

Lapangan tenis Lapangan futsal dan sepak bola Lapangan golf Lapangan voli Lapangan bulu tangkis Kolam renang Lapangan basket Ruang serba guna Asuransi

Setiap karyawan dijamin oleh Asuransi Tenaga Kerja (ASTEK) dan asuransi jiwa raya.



BAB III DESKRIPSI PROSES

Gambar 3.1. Pembagian unit-unit proses di kilang RU VI Balongan

Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dibedakan menjadi tiga, yaitu: 1) Hydro Skimming Complex (HSC) Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphta Processing Unit (NPU). 2) Distilation & Hydrotreating Complex (DHC) Unit ini terdiri dari Atmospheric Residue Hydrometallization Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). 3) Residue Catalytic Complex (RCC) Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Cracker Unit (RCCU) dan Light End Unit Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


(LEU). 4) RCC Offgas to Propylene Project (ROPP) ROPP merupakan unit terbaru yang memulai start-upnya pada Januari 2013. Unit ini terdiri dari Low Pressure Recovery Unit (Unit 34), Selective C4 Hydrogenation Unit (Unit 35), Catalytic Distillation Deisobutenizer (Unit 36), Olefins Conversion Unit (Unit 37), Regeneration Systems(Unit 38), Binary Refrigeration System (Unit 39). (Wheleer Foster, 1993) 3.1 Hydro Skimming Complex (HSC) Pada proses Hydro Skimming Complex dibagi menjadi dua kelompok besar yaitu Distillation and Treating Unit (DTU) dan Naphta Treating Unit (NPU). Proses yang terjadi pada Hydro Skimming Complex Unit adalah proses distilasi dan treating dari limbah yang dihasilkan dari crude oil serta proses treating produk naphtha. Unit HSC terdiri dari Crude Distillation Unit (CDU) dan Naphtha Processing Unit (NPU). 3.1.1 Distilation and Treating Unit (DTU) Unit ini terdiri dari Crude Distillation Unit (Unit 11), Amine Treatment (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit 24), dan Sulphur Plant (Unit 25). Penjelasan dari tiap-tiap unit adalah sebagai berikut : 3.1.1.1 Crude Distillation Unit (Unit 11) Crude Distillation Unit (CDU) merupakan primary processing. Kapasitas dari unit ini adalah sebesar 125.000 BPSD (828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah yang digunakan pada saat ini terdiri dari 60% crude oil Duri dan 40% crude oil Minas dalam rangka optimalisasi kilang RU-VI, tetapi saat ini juga digunakan komposisi dari crude oil lain yang memiliki karakteristik mendekati crude oil Duri dan Minas yaitu Jatibarang mixed crude oil, Neil Blend crude oil, dan Mudi crude oil. Crude Distillation Unit terdiri dari dua seksi/bagian yaitu: a. Seksi Crude Distillation dirancang untuk memisahkan fraksi-fraksi hidrokarbon yang ada di dalam campuran menjadi produk overhead distillation, combined gas-oil, dan atmospheric residue. b. Seksi overhead fraksinasi dan Stabilizer dirancang untuk memisahkan lebih lanjut produk overhead distilat sehingga diperoleh produk akhir berupa off gas, naphta dan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


kerosin. Seksi ini juga dirancang untuk memproses wild naphta dari unit Gas Oil Hydrotreating Unit dan Light Cycle Oil Hydrotreating Unit. Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran wild naptha dari gas oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beropreasi dengan baik pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor on stream 0,91.Kapasitas saat ini 100% adalah 754 ton/jam.

Gambar 3.2. Peralatan Proses Crude Distillation Unit Tahapan proses : Feed berupa campuran crude oil dialirkan oleh Crude Oil Charge Pump (11-P101 A/B) dan dipanaskan melewati rangkaian alat penukar panas (Cold Preheater Train, 11-E-101 s/d 11-E-105) untuk menaikkan temperatur. Crude oil kemudian dialirkan menuju Desalter untuk mengurangi kandungan garam yang ada di dalam crude oil. Garam dapat terpecah menjadi asam dan dapat mengakibatkan korosi pada sistem perpipaan. Wash Water untuk pencuci crude oil pada Desalter dipanaskan oleh Desalter Effluent Water pada Exchanger (11-E-116), kemudian diinjeksikan pada crude oil di Upstream Mixing Valve pada Desalter Crude Oil Charge Pump (11-P-102 A/B) melalui Hot Preheating Train. Mixing Valve berguna untuk meningkatkan pencampuran yang homogen antara air dengan minyak sehingga air dapat menyerap garam pada minyak dengan baik. Karena pencampuran air dengan minyak dapat menyebabkan emulsi sehingga terjadi upset (air masuk ke



kolom uap) maka diberikan demulsifier. Kondisi operasi Desalter berkisar 150°C dengan tekanan 8 kg/cm2.g sehingga air tetap berwujud cair. Desalted Crude Oil lalu dipanaskan kembali dengan Hot Preheater Train (11-E106 s/d 11-E-111) dan dipanaskan lebih lanjut di Furnace (11-F-101) hingga 340 – 360°C. Minyak mentah yang berupa uap masuk ke dalam Main Fractionator (11-C101) yang terdiri dari 34 tray dimana feed masuk pada tray ke 31. Main Fractionator (11-C-101) untuk fraksinasi steam ke stripping. Stripping menggunakan low pressure steam yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101) menjadi superheated steam sebelum diinjeksikan ke stripper. Dari kolom ini akan dihasilkan top product berupa off gas, naphta, dan kerosin; Side Stream Product berupa untreated Light Gas Oil (LGO) dan untreated Heavy Gas Oil (HGO) serta bottom product berupa Atmospheric Residue (AR). Untuk memanfaatkan dan mengambil panas dari (11-C-101) digunakan tiga Pump Around Stream, yaitu Top Pump Around Stream (P-104), Middle Pump Around Stream (P105) dan Bottom Pump Around Stream (P-106). Top Pump Around Stream diambil dari tray nomor 5 dan digunakan sebagai fluida pemanas pada Cold Preheater Train (11-E-104) kemudian dikembalikan di top tray. Middle Pump Around Stream diambil dari tray nomor 15 dan diambil panasnya untuk Splitter Reboiler (11-E-122) dan Hot Preheater Train (11-E-106), lalu dikembalikan ke tray nomor 12. Bottom Pump Around Stream diambil dari tray nomor 25 dan panasnya digunakan oleh Stabilizer Reboiler (11-E-12) dan Hot Preheater Train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray nomor 22. Top Product dari Main Fractionator (11-C-101) dikondensasi dengan Fin Fan Cooler (11-E-114) serta diinjeksikan ammonia dan Corrosion Inhibitor kemudian dialirkan menuju vessel (11-V-102). Pada (11-V-102) dipisahkan antara fraksi minyak, gas dan airnya. Fraksi air dialirkan ke unit Sour Water Stripper. Fraksi gasnya dialirkan menuju (11-V-103) dan akan digunakan sebagai fuel gas untuk furnace (11-F-101). Sementara fraksi minyaknya dialirkan menuju stabilizer (11-C104) dengan sebelumnya dipanaskan terlebih dahulu pada exchanger (11-E-118) dan (11-E-119). Stabilizer berfungsi untuk memisahkan hidrokarbon fasa gas dan fasa minyak. Hidrokarbon fasa gas sebagai top product akan dikondensasikan dan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


dimasukkan ke Stabilizer Overhead Drum (11-V-104). Pada drum ini akan dipisahkan fraksi off gas dan fraksi airnya. Fraksi off gas dikirim ke unit Amine Treatment sedangkan fraksi minyak yang terikut dalam kondensat, akan dikembalikan lagi ke stabilizer sebagai refluks. Sementara itu hidrokarbon fraksi minyak sebagai bottom product dari 11-C-104 akan diproses lebih lanjut di dalam splitter (11-C-105). Sebelum masuk splitter, panas dari bottom product dimanfaatkan untuk memanaskan feed yang akan masuk ke stabilizer (11-E-11). Pada splitter ini dihasilkan produk atas berupa naphta dan produk bawah berupa kerosin. Produk naphta dialirkan menuju Naphta Processing Unit (NPU) dan tangki, sementara setelah didinginkan dengan Fin Fan Cooler (11-E-124) dan kondensor (11-E-126). Sedangkan kerosin, disimpan di dalam tangki setelah didinginkan terlebih dahulu dengan Fin Fan Cooler (11-E-125) dan kondensor (11-E-127). Side Stream Product dari Main Fractionator (11-C-101) berupa Light Gas Oil (LGO) dan Heavy Gas Oil (HGO) masing-masing di stripping menggunakan Low Pressure Steam kemudian dicampurkan sehingga didapatkan Combined Gas Oil (CGO). Tujuan dari stripping tersebut adalah untuk melucuti fraksi ringan dari masing-masing LCO dan HGO untuk dikembalikan ke Main Fractionator (11-C101). Sebelum dicampur menjadi CGO, panas dari LGO dan HGO dimanfaatkan untuk memanaskan crude oil.Sebagian dari Combined Gas Oil (CGO) dialirkan ke Gas Oil Hydrotreating Unit (Unit 21) untuk diproses lebih lanjut dan sisanya ditampung di tangki setelah didinginkan terlebih dahulu. Striping Stream untuk kolom 11-C-101, 11-C-102 dan 11-C-103 menggunakan Low Pressure Steam (LPS) yang sudah dipanaskan di bagian konveksi Furnace (11F-101) menjadi superheated steam yang mempunyai suhu 350°C sebelum diinjeksikan ke dalam stripper. Bottom product dari Main Fractionator (11-C-101) berupa Atmospheric Residue yang mengandung hidrokarbon fraksi berat digunakan panasnya untuk memanaskan crude oil di Preheater Exchanger (11-E-111, 11-E-110, 11-E-107, 11-E-105, dan 11E-103) lalu diproses lebih lanjut di Residue Catalytic Cracking Unit dan sisanya disimpan di tangki setelah didinginkan di dalam Residue/Tempered Water Exchanger (11-E-11 `5). (Pertamina, 1992) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gambar 3.3. Blok Diagram Crude Distillation Unit 3.1.1.2 Amine Treatment (Unit 23) Amine Treatment (Unit 23) merupakan unit proses yang berfungsi untuk memurnikan refinery gas dari impurities (unsur-unsur pengotor) berupa gas H 2S. Pembersihan ini dilakukan agar off gas dapat digunakan sebagai bahan baku Hydrogen Plant dan fuel gas. Proses penyerapan H2S yang tadinya menggunakan larutan Diisopropanolamine (DIPA), sekarang diganti dengan menggunakan larutan Methyl Diethanolamine (MDEA) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 12.5 – 15%. Pada unit ini diharapkan kandugan H2S pada produk tidak melebihi 50%. Reaksi yang terjadi antara lain adalah : a. Reaksi dengan H2S menjadi senyawa sulfida. (C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2S → (C2H5SH)2-N-CH3 + 2H2O b. Hidrasi CO2 menghasilkan asam karbonat. CO2 + H2O → H2CO3 c. Reaksi MDEA dengan asam karbonat. (C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2CO3 → (C2H5CO3)2-N-CH3 + 2H2O Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

(Pers 2.1) (Pers 2.2) (Pers.2.3)


Amine treatment dirancang untuk mengolah sour gas (gas asam) guna menghilangkan gas H2S menggunakan lisensi proses SHELL ADIP. Pada dasarnya unit 23 terdiri dari dua unit gas absorber (offgas absorber dengan kapasitas 18.552 Nm3/j dan RCC unsaturated gas absorber dengan kapasitas 39.252 Nm3/j) dan satu buah amine regenerator. Offgas absorber berfungsi mengolah sour offgas yang mengandung H2S dari unit CDU, AHU, dan GO/LCO HTU. Letak dari absorber ini adalah di GO/LCO HTU. Offgas yang telah diolah di unit ini selanjutnya dialirkan ke fuel gas system dan digunakan sebagai bahan baku untuk H 2 Plant maupun sebagai refinery fuel gas. RCC unsaturated gas absorber mengolah sour gas dari RCC. Absorber ini ditempatkan di unit 16 Unsaturated gas Plant. Produk treated offgas selanjutnya dialirkan ke fuel gas system sebagai fuel gas. Amine regenerator berfungsi untuk melepaskan kembali gas H 2S yang terikat di dalam rich amine dan menyuplai

a.

lean amine untuk digunakan di kedua offgas absorber. Unit ini terdiri dari dua Gas Absorber dan sebuah Amine Regenerator : Off Gas Absorber (14-C-201) Off gas Absorber terletak di unit GO/LCO HTU (Unit 14) dan berfungsi untuk mengolah Sour Off Gas yang mengandung H2S dari unit CDU, ARHDM, GO HTU dan LCO HTU. Gas yang telah diolah dari unit ini akan dialirkan ke

b.

Fuel Gas System dan digunakan sebagai bahan baku untuk Hydrogen Plant. RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) RCC Unsaturated Gas Absorber terletak di Unit Unsaturated Gas Plant (Unit 16) dan berfungsi untuk mengolah Sour Off Gas dari RCC. Produk Treated Off Gas dari Absorber ini dialirkan ke Fuel Gas System sebagai Fuel

c.

Gas. Amine Regenerator (23-C-101) Amine Regenerator terletak di area Treating (Unit 23). Amine Regenerator ini berfungsi untuk melepaskan kembali gas H2S yang terikat dalam Rich Amine dan menyuplai Lean Amine untuk digunakan di kedua Absorber.



Gambar 3.4. Peralatan proses Amine Treatment Unit (ATU) Tahapan Proses: Semua off gas dari unit CDU (Unit 11), GO-HTU (Unit 14), LCO-HTU (Unit 21) dan ARHDM (Unit 12-13) dialirkan ke Off Gas Absorber (14-C-201) setelah melalui Off Gas Absorber Feed Gas Cooler (14-E-201 A/B) dan Off Gas Knockout Drum (14V-201). Bottom product dari (14-V-201) merupakan hidrokarbon yang akan dikirim ke flare untuk dibakar sedangkan Top Product yang berupa off gas diproses lebih lanjut didalam Off Gas Absorber (14-C-201). Seksi Off Gas Absorber (14-C-201) dilengkapi dengan 14 valve Trays untuk tempat berlangsungnya proses absorbsi. Off Gas dialirkan dengan Lean Amine yang disuplai dari Amine Regenerator (23-C-101). Gas H2S yang terdapat dalam off gas akan diserap oleh larutan amine. Treated Off Gas yang dihasilkan dialirkan ke Treated Gas KO Drum (62-V-102). Treated Off Gas disuplai ke Hydrogen Plant sebagai feed gas atau digunakan pada Refinery Fuel Gas. Sedangkan larutan amine kaya pengotor (rich amine) yang merupakan bottom product dialirkan ke Amine Regenerator (23-C-101). RCC Unsaturated Gas yang mengandung H2S dialirkan melalui bagian bawah kolom RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) dan dikontakkan secara berlawanan arah dengan larutan Lean Amine. Seksi RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) dilengkapi dengan 9 Valve Trays untuk tempat berlangsung nya proses absorbsi. Treated Off Gas yang dihasilkan dialirkan ke Unsaturated Gas KO Drum (16-V-107) kemudian dialirkan ke Fuel Gas System sebagai bahan bakar kilang. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Sedangkan larutan amine yang telah menyerap H2S (rich amine) yang merupakan bottom product dialirkan ke Amine Regenerator (23-C-101). Seksi Amine Regenerator (23-C-101) mengolah larutan rich amine dari Off Gas Absorber (14-C-201) dan RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105). Sekitar 20% larutan rich amine dilewatkan ke Rich Amine Filter (23-S-103) untuk menyaring endapan atau partikel sampai dengan ukuran 10 mikrometer untuk mencegah akumulasi atau penumpukan dikolom regenerator. Kolom regenerator (23-C-101) mempunyai 16 Valve Trays. Gas H 2S yang terserap dalam larutan rich amine dilepaskan akibat pemanasan yang dihasilkan reboiler (23-E-103).Larutan rich amine yang sudah tidak mengandung H2S disebut Lean Amine. Uap atau gas yang keluar sebagai Overhead Condensor (23-E-104) dan gas asam (H2S) selanjutnya dipisahkan dari liquid pada Regenerator Reflux Drum (23-V-101). Gas asam dialirkan ke Sulphur Plant sebagai feed dan liquidnya dijadikan refluks dan dikembalikan ke regenerator dengan sebelumnya ditambahkan make-up water. Lean Amine hasil regenerasi dicampur dengan Lean Amine dari Amine Tank (23-T-101) untuk digunakan sebagai fluida panas pada (23-E-102) dan kemudian sebagian dilewatkan di Lean Amine Filter (23-S-101) serta Lean Amine Carbon Filter (23-S-102). Lalu keluaran dari (23S-102) dialirkan menuju Exchanger (23-E-101) dan diteruskan ke Off Gas Absorber dan RCC Unsaturated Gas Absorber untuk digunakan kembali. (Pertamina, 1992) 3.1.1.3 Unit Sour Water Stripper (Unit 24) Unit Sour Water Stripper adalah unit proses yang berfungsi untuk menghilangkan kandungan H2S dan NH3 terlarut dalam air sisa proses. Produk yang ramah lingkungan dan dapat disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau digunakan kembali untuk proses unit-unit pengolahan lainnya. Selain itu, unit ini juga bertugas untuk mengoksidasi komponen sulfur yang terdapat dalam larutan Spent Caustic sehingga larutan Spent Caustic dapat dialirkan ke produk air dari SWS yaitu kandungan NH3 nya < 25 ppm dan kandungan H2S nya < 10 ppm. Selain itu, dihasilkan Off Gas yang kaya akan gas H2S untuk dikirim sebagai umpan pada Sulphur Plant dan Off Gas yang kaya akan NH3 akan dibakar di Incinerator. Unit ini



terbagi menjadi dua seksi, yaitu seksi Sour Water Stripper (SWS) dan seksi Spent Caustic Treating. Tabel 3. 1. Kapasitas pengolahan SWS

Gambar 3.5. Peralatan Proses Sour Water Stripper (SWS) Tahapan Proses: a. Seksi Sour Water Stripper (SWS). Seksi Sour Water Stripper (SWS) terdiri dari dua train yang perbedaannya berdasarkan asal feed berupa air buangan proses yang diolah. Pengadaan dua train dilakukan karena air buangan dari unit non-RCC mengandung H 2S dan NH3 yang lebih banyak sehingga perlu dilakukan dua kali stripping sedangkan untuk air buangan dari unit RCC, hanya mengandung sedikit H2S sehingga hanya diperlukan satu kali stripping. Pada SWS Train I, Sour Water dimasukkan ke dalam Surge Drum agar terpisah dari fase minyak dan gas. Minyak yang telah dipisahkan dialirkan ke Slop Header sedangkan Sour Water dialirkan ke Stripper. Sour Water lalu dipanaskan terlebih dahulu lalu masuk ke General H2S Stripper (24-C-101) untuk dihilangkan kandungan H2Snya. H2S yang terpisahkan digunakan sebagai feed di Sulphur Plant. Kemudian aliran dilanjukan ke General NH3 Stripper (24-C-102) untuk dihilangkan kadar NH3 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


nya. Gas NH3 keluar dari bagian atas kolom dikirim ke Incinerator (25-F-102). Sour Water yang sudah bebas dari H2S dan NH3 keluar dari bawah Stripper dan didinginkan sebelum masuk ke Unit Water Waste Treatment (WWT) atau digunakan kembali ke Unit CDU dan ARHDM. Pada SWS Train II, Sour Water juga dimasukkan ke dalam Surge Drum agar terpisah dari fase minyak dan gas. Minyak yang telah dipisahkan dialirkan ke Slop Header sedangkan Sour Water dilewatkan ke RCC SWS Coalescer (24-S-101). Sour Water dipanaskan dan dialirkan ke RCC Sour Water Stripper (24-C-201). Gas H2S dan NH3 dilepaskan dengan cara pemanasan menggunakan Stripper Reboiler (24-E203). Overhead Sour Gas (NH3 dan H2S) akan keluar dibagian atas stripper. Gas NH3 yang keluar dari bagian atas stripper selanjutnya digabung dengan gas yang keluar dari Train I untuk selanjutnya dikirim ke Incinerator (25-F-102). Sour Water yang bebas dari H2S dan NH3 akan keluar dari sisi bawah kolom (24-C-201) lalu didinginkan sebelum dikirim ke Unit Water Waste Treatment (WWT). Selanjutnya air yang telah diolah tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau digunakan kembali ke Unit CDU dan ARHDM. b. Seksi Spent Causting Treating. Pada unit 24 juga terdapat Spent Caustic Treating Sebagai Train III. Train ini berguna untuk mengoksidasi sulfur yang terkandung di Spent Caustic yang berasal dari berbagai unit. Spent Caustic yang diolah di SWS Train III berasal dari LPG Treatment,

Naphta

Treatment

GO-HTU,

LCO-HTU,

PRU

dan

Catalytic

Condensation Unit.Treating ini dilakukan dengan cara mengatur pH Spent Caustic dengan menggunakan Caustic Soda atau H2SO4 dari tangki, kemudian disalurkan ke Effluent Facility. (Pertamina, 1992)



Gambar

3.6.

Blok Diagram Sour Water Stripper Unit 3.1.1.4 Sulphur Plant (Unit 25) Sulphur Plant dirancang untuk mengambil elemen sulfur dari gas asam unit Amine Treatment (Unit 23) dan Sour Water Stripping (Unit 24) dan membakar gas sisa unit Claus Sulphur Plant dan NH3 Rich Gas dari Unit SWS di Incinerator. Unit ini terdiri dari Unit Claus yang berfungsi untuk menghasilkan cairan sulfur yang kemudian diikuti oleh pembentukan serpihan sulfur, unit penyimpanan sulfur padat, dan unit pembakaran untuk mengolah gas sisa dari Unit Claus dan untuk membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari Unit SWS. Kapasitas unit ini didesain untuk menghasilkan sulfur sebesar 29.8 ton per hari dengan kemurnian 99.9%. H2S yang masih tersisa dibawa ke Incinerator. Selain menghasilkan sulfur sebanyak 29.8 ton per hari, Sulphur Plant juga dapat mengurangi pencemaran udara yang disebabkan oleh emisis Sulfur Oksida (SOx) dan Nitrogen Oksida (NOx). Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut: H2S + ½O2 → SO2 + H2O H2S + ½SO2 → ½S + H2O


(Pers 2.4) (Pers 2.5)


Gambar 3.7. Peralatan proses Sulphur Plant Tahapan Proses: Umpan gas asam dari Amine Treatment harus dipisahkan dari liquid yang terikat untuk mencegah flooding di Sulphur Plant. Gas asam (H2S) lalu diumpankan ke dapur reaksi (Reaction Furnace) (25-F-101). Dalam dapur reaksi ini berlangsung reaksi pembakaran H2S yang membentuk SO2. Gas hasil proses didinginkan terlebih dahulu, dan diembunkan di Sulphur Condensor (25-E-101). Cairan sulfur hasil kondensasi dialirkan ke Sulphur Pit sedangkan non-condensable gas dipanaskan dan diumpankan ke reaktor (25-R-101). Didalam reaktor, gas H2S dan SO2 dikonversikan menjadi elemen sulfur dengan bantuan panas dan katalis.Gas hasil reaksi dari reaktor dialirkan ke Sulphur Condensor. Gas sulfur yang terkondensasi akan dialrikan ke Sulphur Pit. Proses yang sama akan diulangi untuk reaktor 2 dan reaktor 3 serta Sulphur Condensor 3. Non-condensable gas dan gas yang tidak bereaksi dari Sulphur Condensor 4 dilewatkan melalui Sulphur Coalceser (25-S-101) untuk memisahkan Entrainment Liquid sebelum dibakar ke Incinerator. Sulfur yang terkumpul di Sulphur Pit dialirkan ke Sulphur Degasser untuk menghilangkan H2S atau SO2 terlarut. Cairan sulfur yang telah di-degassing dipompakan ke Oil Movement Facility.(Pertamina, 1992).



3.1.2 Naphta Processing Unit (NPU) Naphta Processing Unit terdiri dari 3 unit proses, yaitu: Naphta Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit 32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32) dan Penex Unit (Unit 33). Unit ini dibangun untuk mengolah dan meningkatkan nilai oktan dari nafta. Peningkatan bilangan oktan dilakukan dengan cara menghilangkan impurities yang dapat menurunkan bilangan oktan seperti propana, butana, dan pentana. Sebelumnya dilakukan penambahan TEL (Tetra Ethyl Lead) dan MTBE (Methyl Tertier Butyl Eter) untuk meningkatkan bilangan oktan dan nafta. Namun, saat ini pemakaian TEL dan MTBE telah dilarang karena dapat berbahaya bagi kesehatan karena timbal dapat masuk dan mengendap di dalam tubuh sehingga menghambat pembentukan sel darah merah. 3.1.2.1 Naptha Hydrotreating Treatment (NHDT) Unit Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT atau NTU) memiliki fungsi utama sebagai operasi pembersihan dimana unit ini didesain untuk proses pemurnian katalitik dengan menggunakan katalis dan aliran gas H2 murni untuk mengolah Straight Run Naptha dari CDU agar dibersihkan pengotornya seperti sulfur, nitrogen, logam, oksigen, dan klorida yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon yang selanjutnya akan dipisahkan menjadi Heavy Naphta dan Light Naphta. Heavy Naphta akan digunakan sebagai feed untuk unit Platforming (Unit 32) sedangkan Light Naphta akan digunakan sebagai feed unit Penex (Unit 33). Naptha yang diolah berasal dari berbagai unit pengolahan PERTAMINA (UP-III, UP-IV, UP-V) dan juga dari unit 11 Crude Distillation Unit (CDU). Kapasitas dari NHU ini sebesar 52.000 BPSD. Proses pembersihan pengotor pada naphta menggunakan bantuan katalis dan aliran gas H2 murni.



Gambar 3.8 Peralatan proses Naptha Hydrotreating Unit Tahapan Proses : Unit NHTU didesain oleh UOP. Unit ini terdiri dari empat seksi yaitu: a. Seksi oxygen stripper Feed naptha masuk ke unit NHTU dari tangki intermediate yaitu 42-T-107 A/B/C atau dari proses lainya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas blanketing untuk mencegah O2 yang terlarut dalam naphta, khususnya feed dari tangki. Kandungan O2 atau olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya polimerisasi dari olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat juga terjadi apabila kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan sebelumnya. Hal ini akan menyebabkan terjadinya fouling yang berakibat hilangnya efisiensi transfer panas. Keberadaan campuran O 2 juga dapat merugikan Operasi Unit Platformer. Setiap campuran O 2 yang tidak dihilangkan pada unit hydrotreaterakan menjadi unit Platforming akan terganggu. b. Seksi Reactor Seksi reaktor mencakup reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem pemanas atau sistem pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen akan meracuni katalis di Platforming serta membentuk H2S, NH3 yang akan masuk ke reaktor dan selanjutnya dibuang ke downstream. Recycle gas compressor saat reaksi hydrotreating dengan tekanan H2 pada kondisi atmosfer. c. Seksi Naptha Stripper



Seksi ini didesain untuk memproduksi “sweet naphtha‟ yang akan membuang H2S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas hydrogen dari produk yang keluar dari reaktor. d. Seksi Naphtha Splitter Seksi ini dirancang untuk memeisahkan “sweet naphtha‟ menjadi “light naphtha‟ yang akan dikirim ke unit Penex dan “heavy naphtha‟ yang akan dikirim ke unit Platforming. (Pertamina, 1992) ]

Gambar 3.9. Blok Diagram Naphtha Hydrotreating Process Unit 3.1.2.2 Platforming Unit (Unit 32) Platforming Process Unit dirancang untuk mengolah 29.000 BPSD heavy naphtha dari unit proses NHT. Umpan naptha ke unit platforming berisi parafin, naphtha, dan aromatik C6 – C11. Unit platforming didesain dengan tujuan untuk menghasilkan aromatik dari naptha dan paraffin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor karena memiliki bilangan oktan yang tinggi. Bilangan atau angka oktan dari produk unit platforming diharapkan mencapai 97. Reaksi-reaksi yang terjadi di unit Platforming adalah sebagai berikut: a. Dehidrogenasi naphtha b. Isomerisasi naphtha dan paraffin c. Dehydrocyclisasi paraffin d. Hydrocracking Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


e. Demethylasi f. Dealkylasi aromatic Unit Platforming Process terdiri atas beberapa seksi yaitu: a.Seksi reaktor b. Seksi net gas kompresor c. Seksi debutanizer d. Seksi recovery plus Net gas (hydrogen) dari unit proses CCR platforming ditransfer untuk digunakan pada unit proses NHT dan unit Penex.

Gambar 3.10 Peralatan Proses Platforming Unit Tahapan Proses : Proses dimulai dengan dipanaskannya feed pada Combined Feed Exchanger (32E-101) dan kemudian dicampurkan dengan sulfida dan air. Penambahan sulfida ini bertujuan untuk mengaktivasi katalis yang akan digunakan pada reaktor. Setelah melewati (32-E-101) feed dimasukkan ke dalam tiga buah Reaktor (32-R101/102/103) yang dipasang secara seri. Katalis untuk reaktor ini berasal dari unit CCR yang dimasukkan dari bagian atas reaktor. Katalis ini memiliki inti metal berupa platina dan inti asam berupa klorida. Di dalam reaktor terjadi reaksi reforming yang bersifat endoterm, dimana terjadi penataan ulang struktur molekul hidrokarbon dengan menggunakan panas, hidrogen, dan katalis. Feed dimasukkan ke dalam reaktor pertama, kemudian keluarannya dipanaskan kembali menggunakan Charge Heater (32-F-101) dan dimasukkan kembali ke dalam reaktor berikutnya. Pemanasan kembali effluent reaktor sebagai feed reaktor berikutnya terus dilakukan hingga feed memasuki reaktor yang ketiga. Keluar dari reaktor ketiga, katalis akan diregenerasi di CCR Regeneration Section. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gas buangan dari charge heater dapat dimanfaatkan sebagai penghasil HP Steam. Panas hasil reaksi (effluent reaktor) dimanfaatkan untuk memanaskan feed pada Heat Exchanger (32-E-101 dan 32-E-102) dan kemudian dimasukkan ke dalam separator. Di dalam separator fraksi-fraksi gas yang berupa hidrogen, off gas, fraksi LPG, dan senyawa klorin yang berasal dari katalis dipisahkan dengan fraksi nafta. Gas yang berhasil dipisahkan di dalam separator dialirkan ke Recycle Compressor (32-K-101) dan sebagian gasnya digunakan untuk purge gas katalis. Purge gas katalis berfungsi untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan katalis sebelum dikirim ke unit CCR. Sebagian dari fraksi gas yang tidak terkondensasi akan dicampurkan dengan gas dari CCR dan debutanizer, lalu akan dikirim ke Net Gas Chloride Treatment (32-V-106A/B) untuk menghilangkan kandungan klorida yang sangat berbahaya bila terdapat dalam bentuk gas. Net gas yang berupa hidrogen, off gas, dan LPG kemudian akan digunakan dalam unit CCR dan Platforming, dan sebagian lainnya digunakan sebagai fuel gas. Sebagian gas ada yang dipisahkan menjadi hidrogen untuk digunakan pada unit NHU dan Penex. Gas-gas hidrokarbon yang berupa LPG dan off gas dikembalikan ke Separator (32-V-101). Aliran campuran nafta dari Recovery Plus System akan diproses di Debutanizer (32-C-101) untuk memisahkan fraksi nafta dengan fraksi gas yang masih mengandung LPG. Sebelum dimasukkan ke dalam kolom, feed kolom harus dipanaskan terlebih dahulu menggunakan Debutanizer Feed-Bottom Exchanger (32E-111). Produk atas debutanizer yang berupa fraksi gas kemudian didinginkan di Debutanizer Trim Condenser (32-E-113) dan dipisahkan antara fraksi gas dan fraksi airnya di Debutanizer Receiver (32-V-107). Fraksi gas ringan akan dikembalikan ke Net Gas Chloride Treatment. Fraksi LPG sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian lagi dimasukkan ke dalam LPG chloride treater untuk diolah menjadi unstabillized LPG yang akan diolah di unit Penex. Air yang terpisah akan diolah di unit SWS. Sementara itu, produk bawah debutanizer yang berupa nafta reformat akan langsung dikirim ke Gasoline Blending System untuk dicampurkan dengan produk lainnya. (Pertamina, 1992)



Gambar 3.11 Blok diagram Platforming Unit 3.1.2.3 Continuous Catalyst Regeneration (Unit 32) Continuous Catalyst Regeneration (CCR) merupakan unit yang dirancang untuk meregenerasi katalis dari unit Platforming yang telah terdeaktivasi sehingga dapat digunakan kembali. Regenerasi katalis dilakukan dengan menghilangkan pengotor-pengotor yang menutupi pusat aktif katalis dimana pengotor-pengotor ini dihilangkan dengan pembakaran, klorinasi, dan pengeringan sehingga terjadi pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis yang membuat reaksi platforming dapat terus berlangsung. Tahapan Proses : Feed berupa katalis yang telah digunakan dalam reaktor unit platforming disemprot dengan purge gas untuk membersihkan katalis dari karbon yang menempel pada permukaan katalis. Selanjutnya, katalis yang masih mengandung coke dilewatkan ke Disengaging Hopper (32-V-115) dan dikirim ke Regeneration Tower (32-R-104). Disengaging Hopper berfungsi untuk mengatur level katalis dalam Regeneration Tower. Di dalam Regeneration Tower, katalis dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi reaksi pembakaran. Berikut adalah reaksi yang terjadi : C(s) + O2→ CO2 (g) (Pers 2.6) Reaksi pembakaran bertujuan untuk memisahkan coke dari katalis. Selanjutnya katalis diklorinasi untuk meningkatkan inti asamnya yang telah berkurang akibat reaksi platforming. Setelah melewati proses kedua, yaitu oksi-klorinasi, katalis Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


melalui tahap ketiga, yaitu pengeringan. Selanjutnya, katalis didinginkan dengan udara dingin dan dibawa ke Lock Hopper (32-V-114) untuk dikirim kembali ke reaktor platformer. Lock Hopper berfungsi untuk mengatur level katalis di dalam reaktor. Selain itu, pada CCR juga terdapat Dust Collector (32-A-110) dan Vent Gas Wash Tower (32-C-103). Dust Collector befungsi untuk mengumpulkan debu yang telah dihilangkan dari katalis menggunakan gas nitrogen sedangkan Vent Gas Wash Tower berfungsi untuk mencuci gas buang yang dihasilkan menggunakan larutan kaustik. (Pertamina, 1992) 3.1.2.4 Pentane Hexane Isomerization (PENEX) Unit (Unit 33) Unit Penex dirancang untuk melakukan proses catalytic isomerization dari light naphta, yang terdiri dari pentana dan heksana dari NTU (Unit 31). Produk dari unit Penex adalah nafta isomerat yang berangka oktan 87. Nafta isomerat dan nafta reformat akan di-blending untuk mendapatkan produk akhir berupa pertamax yang memiliki angka oktan 92. Untuk mendapatkan produk yang diinginkan, diinjeksikan gas hidrogen pada reaktor fixed bed pada kondisi tertentu sehingga dapat mengarahkan proses isomerasi dan meminimalisasi proses hydrocracking. Proses pada unit ini dilakukan pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV (Liquid Hourly Surface Velocity) yang tinggi, dan tekanan hidrogen parsial yang rendah.Unit Penex terdiri dari lima bagian utama yaitu: a. Sulphur Guard Bed Tujuan utama dari sulphur guard adalah untuk melindungi katalis dari sulfur yang terikut di dalam liquid feed, walaupun sebagian besar sulphur telah mengalami pengurangan di dalam unit NHT. Kandungan sulfur diharapkan berada di bawah level aman selama operasi HOT (Hydrogen One Throught) Penex sebagai jaminan apabila kandungan sulfur di dalam feed cukup tinggi akibat adanya gangguan pada unit NHT. b. Liquid Feed dan Make Up Gas Dryer Umpan dan make up hydrogen harus dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Dryer berfungsi sebagai alat untuk membersihkan atau



menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan meracuni katalis pada saat digunakan. c. Reactors, Associated Heaters dan Exchangers. Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk mengoptimalkan utilitas. Proses Isomerisasi yang berlangsung didalam reaktor, mengubah normal paraffin menjadi isoparaffin hingga 100% efficiency. Untuk mengurangi kerugian akibat pemakaian katalis, katalis dapat diganti sebagian saja. Proses isomerisasi dan benzene hidrogenasi merupakan proses yang eksotermik. Oleh karena itu, disyaratkan menggunakan sistem dua reaktor untuk mengatur temperature tinggi dengan reactors dan heat exchanger dengan media pendingin cold feed. Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperature rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. d. Product Stabilizer Product stabilizer berfungsi untuk memisahkan produk, yaitu penexate yang mengandung isoparafin, dengan stabilizer gas. Kandungan stabilizer gas 

adalah sebagai berikut: Gas hydrogen yang tidak terpakai di dalam reaktor  Gas-gas ringan (C1 – C4) yang dimasukkan dengan make up gas, dan 

timbul di dalam reaktor akibat terjadinya proses hydrocracking. HCl (bermula dari perchloride) yang mana dapat dibersihkan di caustic

scrubber. e. Caustic Scrubber Caustic scrubber diperlukan untuk membersihkan hydrogen chloride (HCl). Material balance untuk scrubber ini menunjukan 10% wt larutan caustic diturunkan hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai dengan menginjeksikan Sulfuric acid ke dalam aliran ini.



Gambar 3.12 Peralatan proses PENEX Unit Tahapan proses : Proses dimulai dengan dimasukkannya feed dari unit NHU ke dalam Feed Driers (33-V-105). Pada driers ini dikurangi kadar airnya sampai batas yang telah ditetapkan sehingga gangguan-gangguan terhadap proses yang akan berlangsung di dalam reaktor dapat dihindari. Sementara itu, make up gas dari CCR Platforming Unit dikeringkan di Unstabilized LPG Driers (33-V-101A/B) dan di Gas Drier (33-V103A/B). Selanjutnya, aliran feed yang telah dikeringkan dimasukkan ke dalam Feed Surge Drum (33-V-107). Aliran keluaran dari drum ini digabung dengan aliran gas hidrogen dari Gas Drier (33-V-103A/B) dilewatkan ke exchanger (33-E105/106/107) kemudian dipompakan ke Penex Reactor (33-R-101 & 31-R-102). Pada kedua reaktor ini, terjadi reaksi isomerisasi untuk menggabungkan fraksi ringan light naphta dari NHU. Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. Aliran keluaran dari Penex Reactor dan aliran gas dari Unstabilized LPG Driers dialirkan ke dalam Stabilizer (33-C-101). Tujuan dari stabilizer adalah untuk memisahkan fraksi gas ringan berupa hidrogen dan hidrokarbon ringan (C1– C3/C4) dan fraksi gas berat. Fraksi gas ringan yang keluar dari bagian atas stabilizer akan didinginkan dan dialirkan ke Stabilizer Receiver (33-V109). Pada (33-V-109) ini terjadi pemisahan hidrokarbon ringan (C1 dan C2) serta komponen penyusun LPG, Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


yaitu C3 dan C4. C3 dan C4 akan keluar dari bagian bawah Stabilizer Receiver dan dimasukkan ke LPG Stripper (33-C-102). Dari kolom ini akan didapatkan LPG Product. Sementara itu, produk atas dari Stabilizer Receiver dialirkan ke Net Gas Scrubber (33-C-104). Pada scrubber ini akan dibersihkan kandungan HCl nya dengan menggunakan bantuan kaustik 14,4%-berat. Top product dari scrubber ini akan dialirkan ke Fuel gas System, sedangkan spent caustic-nya diolah di Spent Caustic Degassing Drum (33-V-112). Fraksi berat keluaran dari (31-C-101) dilanjutkan pemrosesannya ke Deisohexanizer (33-C-103). Pada (33-C-103) akan dipisahkan antara senyawa isoheksan, yang akan berlaku sebagai bottom product dan nonisoheksan yang akan berlaku sebagai top product. Senyawa non-isoheksan kemudian akan didinginkan dan akan dicampur kembali dengan aliran bottom product ex (33-C103). Hal ini dilakukan untuk mengatur nilai oktan yang akan dihasilkan oleh produk keluaran unit Penex. (Pertamina, 1992)

Gambar 3.13 Blok Diagram Penex Unit 3.2 Unit DHC (Distillation & Hydrotreating Complex) Produk intermediate minyak bumi pada unit Distillation and Hydrotreating Complex akan mengalami proses treating lebih lanjut. Tujuan proses treating adalah mengurangi atau menghilangkan kandungan impurities dari minyak bumi seperti nitrogen, sulfur, kandungan logam (Nikel dan Vanadium), dan kandungan MCR (Micro Carbon Residue). Unit DHC Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


terdiri dari Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). Pengolahan pada unit-unit disini dilakukan dengan bantuan hidrogen, sehingga terdapat juga unit yang memproduksi kebutuhan hidrogen pada unit-unit pemrosesan. 3.2.1 Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (Unit 12 dan 13) Unit AHU memiliki kapasitas operasi 58.000 BPSD (384 m3/jam) dan mengolah Atmospheric

Residue

dari Crude Distillation Unit (CDU) menjadi produk

Demetallized Atmospheric Residue (DMAR) yang disiapkan sebagai umpan (feed) untuk Residue Catalytic Cracker (RCC). Selain DMAR, unit AHU juga menghasilkan produk lain seperti off gas, naphta, kerosene, dan gas oil. Fungsi utama unit AHU adalah untuk mengurangi pengotor yang tidak diinginkan seperti sulfur, nitrogen, Micro Carbon Residue (MCR), dan terutama logam nikel (Ni) dan vanadium (V) yang dibawa oleh residu dari unit CDU. Nikel (Ni) dan Vanadium (V) merupakan logam berat yang dapat mematikan katalis secara permanen. Reaksi utama yang terjadi pada proses AHU adalah sebagai berikut: a. Carbon residue removal Carbon residue adalah bagian dari residue yang berbentuk residue padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya hydrogen. Carbon residue biasanya diukur sebagai micro carbon residue (MCR). Tahapan pengambilan MCR adalah sebagai berikut: 1

Penjenuhan cincin polyaromatic dengan H2.

2

Pemecahan cincin jenuh polyaromatic.

3

Konversi (perubahan) molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul kecil.

b. Hydrodemetallization Nikel dan Vanadium terdapat dalam larutan kompleks organo metalic seperti porphyrin atau nonporphyrin. Kedua larutan kompleks ini terdapat pada produk dengan titik didih 370°C dan terkandung dalam asphaltene dan polar aromatic (resin). Dua tahap hydrodemetallization adalah sebagai berikut: 1

Initial reversible hydrogenation (reaksi hidrogenasi)

2

Terminal hydrogenolysis dari ikatan metal hydrogen. c. Hydrodenitrogenasi (HDN)



Nitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi membentuk ammonia (NH3) dan hidrokarbon. Ammonia diambil dari reaktor effluent, sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal di dalam produk. d. Hydrocracking Proses pemecahan (hydrocracking) dari molekul hidrokarbon dari titik didih yang lebih tinggi menjadi molekul dengan titik didih yang lebih rendah, terjadi pada semua proses dengan lingkungan hydrogen yang berlebih. Contoh dari reaksi pemecahan adalah sebagai berikut: RCH2CH2CH2CH3 + H2

CH3CH2CH3 +RCH3

(Pers 2.7)

e. Hydrodesulphurization Hidrodesulfurisasi adalah hidrogenasi dari komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrokarbon dan H2S. H2S selanjutnya akan diambil dari effluent sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal di dalam produk minyak. Tabel 3. 2. Parameter

Sulfur

Jumlah

Keuntungan

Max 0,5%-b

Tidak perlu ditambahkan unit flue gas desulfurization di RCC

Mengurangi kebutuhan Carbon residue Max 7- 10%-b pendinginan katalis 5-25 Nickel+Vanadium ppm Mengurangi konsumsi katalis Spesifikasi DMAR



Gambar 3.14 Perlatan Proses Atmospheric Residue Hydrodemetallization Tahapan Proses : Feed dialirkan ke dalam Filter (J-501) melewati Heat Exchanger (E-501 A-H). Pada exchanger ini feed dipanaskan sampai temperatur 245oC. Filter digunakan untuk membersihkan feed dari solid yang ikut di dalam aliran. Prinsip filter yang digunakan adalah berdasarkan pressure drop-nya. Ketika pressure drop-nya mencapai 2 kg/cm2g, filter tersebut akan di-backwash menggunakan air yang disemprotkan ke dalamnya. Ukuran saringannya sebesar 25 mikron. Setelah di filtrasi, feed tersebut di tampung di dalam surge drum (V-501). Kemudian aliran feed yang akan dialirkan ke dalam furnace dibagi menjadi dua. Aliran pertama adalah aliran utama yang bergabung dengan recycle gas dan make up gas sebelum masuk ke heat exchanger (12/13-E-102) dan (12/13-E101A/B). Aliran kedua adalah aliran cabang langsung masuk ke dalam furnace. Pada furnace (13-F-101) feed dipanaskan hingga mencapai temperatur inlet reaktor. Feed yang keluar dari furnace dimasukkan ke dalam 3 reaktor fixed bed yang disusun secara seri. Karena reaksi yang terjadi (hydrotreating) bersifat eksotermis, maka dilakukan injeksi cold quench recycle gas diantara reaktor yang berguna untuk mengatur temperatur dan tekanan agar sesuai kondisi proses sehingga runaway (reaksi yang berkelanjutan) tidak terjadi. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Di

dalam

reaktor

(13-R-101/102/103)

terjadi

reaksi

hydrocracking,

Hydrodemetalization, hydrodesulphurization, hydrodenitrogenation, dan carbon residue removal. Selanjutnya, atmospheric residue keluaran reaktor dipisahkan antara fraksi cair dan gasnya di dalam Hot High Pressure Separator (HHPS). Fungsi dari HHPS adalah untuk mengambil residue oil dari keluaran reaktor sebelum didinginkan karena residu akan menyumbat exchanger di effluent vapor cooling train. Cairan panas yang keluar dari HHPS dialirkan ke HLPS (Hot Low Pressure Separator) sedangkan uap panas yang mengandung H2, NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon lainnya, dan cairan hidrokarbon dialirkan ke dalam CHPS (Cold High Pressure Separator) setelah didinginkan dengan beberapa HE dan finfan. Untuk mencegah terjadinya kebuntuan dan korosi, diinjeksikan kondensat dan larutan polysulfide ke pipa masuk finfan. Fungsi dari polysulfide adalah sebagai cleaning tube pada fin fan. Didalam CHPS recycle gas yang kaya hidrogen terpisah dari minyak dan air akan keluar menuju ke Recycle Gas Compressor (13-K-101) dan Hydrogen Recovery Unit (12-A-501). Aliran recycle gas ini berfungsi untuk mengembalikan tekanan yang hilang selama gas mengalir ke furnace, reaktor, dan separator.

Gambar 3.15 Blok Diagram Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit 3.2.1.1 Hydrogen Recovery Unit (HRU) HRU merupakan membran yang berfungsi untuk memurnikan hidrogen agar dapat dipakai kembali di reaktor dan sebagai media quenching pada reaktor. Sebelum Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


memasuki HRU, aliran gas dimasukkan ke dalam scrubber untuk mengurangi kandungan ammoniak hingga batas maksimum 30 ppm. Prinsip dari scrubber ini adalah pencucian gas memakai air sehingga gas bebas dari ammoniak, sedangkan air akan melarutkan ammoniak tersebut. Air yang keluar dari CHPS dikirim ke SWS sedangkan minyak yang telah berhasil dipisahkan dialirkan ke CLPS (Cold Low Pressure Separator). CLPS memiliki fungsi yang sama dengan CHPS tetapi memiliki tekanan operasi yang lebih rendah. Air pada bagian bawah drum dialirkan ke SWS, sour gas (keluaran atas) dialirkan ke fuel gastreating, dan minyaknya dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501) setelah dipanaskan terlebih dahulu di beberapa HE. Sementara itu, fraksi cair dari HHPS dialirkan ke dalam HLPS untuk di-flash. Fraksi yang mengandung banyak H2 dipisahkan untuk di-recovery dan produk minyak berat dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501).Flash gas dari HLPS didinginkan dengan Exchanger (12-E-502) dan Air Cooler (12-E-503) sebelum di-flash di Cold LowPressure Flash Drum (CLPFD) (12-V-103). Flash gas dari CLPFD kaya akan H2dandialirkan ke make up gas compressor. Liquid dari CLPFD digabung dengan aliran dari CHPS dan masuk ke CLPS. Keluaran dari kolom (C-501) merupakan nafta, kerosene, gas oil, dan DMAR. Aliran minyak dari HPLS berupa Hot Heavy Oil dimasukkan ke dalam tray 33, sedangkan aliran minyak dari CLPS berupa Cold Heavy Oil dimasukkan ke dalam tray 28. Top product dari fraksionator ini (steam dan hidrokarbon) akan dialirkan melewati Fin Fan Cooler untuk di kondensasikan dan kemudian dimasukkan ke dalam Overhead Accumulator (12-V-505). Selanjutnya, uap keluaran Overhead Accumulator dikompresi menggunakan kompresor stage pertama (12-K-502 A/B), lalu keluarannya didinginkan interstage cooler sebelum dimasukkan ke dalam Interstage KO drum. Vapor keluaran Interstage KO drum dikompresi lebih lanjut pada kompresor stage kedua (12-K-502 A/B). Fraksi liquid yang berasal dari overhead accumulator dicampur dengan aliran vapor yang telah melalui kompresor stage kedua. Campuran ini dialirkan melewati cooler dan kemudian dimasukkan ke dalam Sour Gas Separator (12-V-507). Sour Gas Separator ini melakukan pemisahan terhadap aliran masuknya sehingga akan didapat unstabillized naphtha, sour water, dan sour gas. Unstabillizednaphta akan dialirkan menuju Naphta Stabillizer (12-CJurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


504) dengan dipanaskan terlebih dahulu menggunakan produk stabilized naphta. Pada Naphta Stabilizer akan dipisahkan antara stabilized naphta dan off gas. Kemudian stabillized naphtha akan dikirim ke tangki penampungan dengan didinginkan terlebih dahulu, sedangkan off gas-nya akan dikirim menuju fuel gas treating. Sementara sour water dialirkan ke (12-V-502), dan off gas dilairkan ke fuel gas treating. Side stream product dari fraksinator berupa kerosene akan dimasukkan kedalam Kerosene Sidecut Stripper (12-C-503) dan dipanaskan. Kemudian kerosene akan dimasukkan ke dalam clay treater untuk penstabilan warna lalu dikirim ke tangki. Sidestream product lainnya dari tray 28 fraksinator adalah gas oil. Gas oil ini akan dialirkan menuju Gas oil Stripper (12-C-502) dan sebagian keluarannya dikirim ke unit 14 (GO-HTU), dan sebagian lainnya dikirim ke storage dengan dilewatkan pada fin fan cooler terlebih dahulu. DMAR yang dihasilkan sebesar 86% dari total produk yang dihasilkan akan dialirkan ke unit RCC dan dimasukkan ke tangki penampungan dengan melewati proses pendinginan terlebih dahulu menggunakan cooler. DMAR yang dialirkan ke tangki sejumlah 10% dari aliran yang ada. Produk yang dihasilkan oleh AHU berupa C4, naphta, kerosene, gas oil dan residue.

(Pertamina,1992)

Tabel 3. 3. Produk AHU C4

170500 Nm3 /h

Naphta

900 Nm3 /h

Kerosene

2550 Nm3 /h

Gas oil

5900 Nm3 /h

Demetallized Atmospheric Residu

50300 Nm3 /h Sumber: Pertamina,2005



3.2.2 HTU (Hydro Treating Unit ) Hydro Treating Unit (HTU) terdiri dari Hydrogen Plant (Unit 22), Gas Oil Hydrotreating Unit /GO HTU (Unit 14), dan Light Cycle Oil Hydrotreating Unit / LCO HTU (Unit 21). Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities (nitrogen, senyawa sulfur organic dan senyawa logam) yang terikut bersama minyak bumi dan fraksi-fraksinya serta memperbaiki colour stability dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari Hydrogen Plant dengan bantuan katalis. 3.2.2.1 Hydrogen Plant Unit (Unit 22) Unit-unit proses yang terdapat pada kilang RU VI Balongan sebagian besar membutuhkan hydrogen yang akan digunakan dalam reaksi hidrogenasi, hydrocracking, dan hydrotreating. Reaksi hidrogenasi biasanya dimanfaatkan untuk menghilangkan impurities (pengotor) yang terikut bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya. Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99,9% sebesar 76 MMSFSD dengan umpan yang berasal dari refinery off gas dan natural gas. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan di unit-unit Light Cycle Oil Hydrotreating Unit (LCO HTU), Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU), dan unit Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU).

Gambar 3.16 Peralatan proses Hydrogen Plant



Tahapan Proses : Proses yang terjadi dalam hydrogen plant dapat dibagi menjadi tiga tahap, yaitu tahap permurnian umpan, tahap pembentukan H2 di reformer, dan tahap permurnian H2 di pressure swing unit. Proses dasar hydrogen plant mencakup : 1.

Feed dan Gas Supply Seksi ini berfungsi untuk menampung dan menyiapkan umpan sebelum masuk

ke proses selanjutnya. Pertama-tama umpan ditampung kemudian dikompresi dan kemudian dilakukan pemanasan awal dengan menggunakan teknik economizer. 2. Hydrogenasi dan Desulfurisasi Pada proses ini, kadar sulfur yang terdapat dalam feed gas dihilangkan sehingga memenuhi kadar yang sesuai untuk masuk reformer. Pada bagian ini terjadi reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis cobalt atau molybdenum. Umpan yang berasal dari gas supply akan masuk ke reaktor hidrogenasi (22-R101) untuk mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S. Reaksi yang terjadi pada reaktor (22-R-101) yaitu : COS + H2

H2S + CO

(Pers. 2.7)

RHS + H2

RH + H2S

(Pers. 2.8)

Gas H2S yang dihasilkan pada reaktor kemudian akan diserap di sulfur adsorber (22-R-102 A/B). Pada reaktor terjadi reaksi desulfurisasi antara gas H 2S dengan zat ZnO. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : H2S + ZnO

ZnS + H2O

(Pers 2.9)

Umpan hidrokarbon yang telah dikurangi kandungan sulfurnya (maksimum 0.2 ppm) kemudian dicampur dengan HP steam melewati flow ratiocontrol dengan ratio steam/karbon tertentu. 3.

Steam Reforming Bagian ini berfungsi untuk memproses atau mengkonversi gas hidrokarbon

yang direaksikan dengan steam menjadi gas hydrogen, CO, dan CO2. Kecepatan feed ke reformer dan derajat konversi yang dicapai sangat mempengaruhi hasil produksi. Pembakaran bahan bakar di dalam reformer bagian radiasi harus dalam temperatur yang tinggi karena reaksi reforming bersifat endotermis. Reaksi Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


reforming yang terjadi pada reformer (22-F-101) adalah sebagai berikut : Methane : CH4 + H2O

CO + 3H2

(Pers 2.10)

Ethane : C2H6 + H2O

CO + 5H2

(Pers 2.11)

4. Pemurnian Hidrogen Pemurnian gas hidrogen ini dilakukan dengan tujuan mendapatkan hidrogen murni 99.9%. Agar didapatkan hidrogen dengan tingkat kemurnian tinggi, maka dilaksanakan dalam dua tahap, yaitu : a. High Temp Shift Converter (HTSC) & Waste Heat Recovery (WHR) High Temperatur Shift Converter bertujuan untuk merubah CO menjadi CO 2, sekaligus menambah perolehan hidrogen. Reaksinya pada (22-R-103) adalah: CO + H2O

CO2 + H2

(Pers 2.12)

Reaksi terjadi dibantu dengan katalis C12-4. Waste Heat Recovery bertujuan mengambil panas produk reformer maupun produk HTSC. Panas yang diambil dapat digunakan untuk membangkitkan kukus. Setelah melalui seksi HTSC dan WHR, gas hidrogen kemudian didinginkan

kembali

dengan

menggunakan

fan

coller,

kemudian

kondensatnya dipisahkan pada KO drum. Setelah itu kondensat dari KO drum masuk ke seksi proses pemurnian kondensat yang bertujuan memurnikan kondensat agar dapat digunakan sebagai umpan pembangkit kukus (boiler feed water). b. Pressure Swing Adsorption (PSA) Proses PSA yang dipakai untuk memurnikan hydrogen memanfaatkan perbedaan kapasitas loading pada tekanan yang berbeda untuk memisahkan campuran gas menjadi komponen masing-masing gas. Pada saat gas masuk ke bed adsorben pada tekanan tinggi maka beberapa komponen akan terpisah karena adanya daya untuk adsorpsi (adsorption force) ke permukaan adsorben dan akhirnya akan terikat (teradsorpsi) pada adsorben disertai timbulnya panas adsorpsi. Dalam sistem adsorpsi dynamic, komponen-komponen yang mudah diserap akan bergerak lambat melalui adsorben dibandingkan dengan komponen yang sulit teradsorp. Dalam proses ini konsentrasi pengotor berkurang. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Pada suatu titik, adsorben akan jenuh. Oleh karena itu diperlukan pembersihan impurities dari adsorben bed yang disebut dengan regenerasi. Dengan penurunan tekanan, kapasitas pengisian adsorben akan berkurang, adsorben mulai melepaskan pengotor. Proses pembersihan impurities dilakukan dengan memanfaatkan gas yang memiliki impurities dengan konsentrasi rendah. Tahapan Proses : Feed gas dan RCC off gas dikirim ke feed gas compressor dan kemudian dipanaskan di feed gas preheater yang ada di bagian konveksi reformer. Selanjutnya feed gas langsung diumpankan ke dalam hidrogenator yang berfungsi untuk mereaksikan sulfur dengan hydrogen. Gas mengalir melalui unggun katalis, dimana sulfur akan diubah menjadi hydrogen sulfide, dan sejumlah kecil olefin akan dijenuhkan. Gas yang telah direaksikan selanjutnya dialirkan ke sulphur absorber untuk diambil senyawa sulfur yang terkandung didalamnya. Unit ini memiliki dua unit sulphur absorber yang dipasang secara seri, dimana salah satunya akan berperan sebagai penyerap H2S terbanyak. Kandungan sulfur yang terdapat dalam umpan reformer harus kurang dari 0,2 ppm. Gas umpan selanjutnya dicampur dengan steam dan dialirkan ke tube-tube berisi katalis di dalam reformer. Untuk meminimalisir sisa methane yang tidak bereaksi, reaksi reforming memerlukan temperatur yang tinggi. Produk yang dihasilkan oleh reformer disebut sebagai syngas (syntetis gas) yang memiliki temperatur 850°C. Syngas panas dimanfaatkan untuk membangkitkan steam di Reformer Waste Heat Boiler. Keluar dari WHB, syngas dimasukkan ke HTSR (High Temperature Shift Reactor) pada temperature 375°C dan mengalir ke bawah melalui Iron – Chrome catalyst yang ada di unggun HTSR. Pada HTSR terjadi reaksi antara karbon monoksida dengan uap air menjadi karbon dioksida dan gas H2 yang bersifat eksotermis. Produk HTSR memiliki temperatur sekitar 438°C. Panas ini juga dimanfaatkan untuk membangkitkan steam pada HTSR WHB. Setelah didinginkan hingga mencapai 40°C, syngas yang kemudian dipisahkan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


dengan kondensat yang terbentuk dialirkan ke PSA unit. Kondensat yang terbentuk dari pendinginan syngas selanjutnya akan di treatment di process condensate trearment dan akan digabungkan dengan cold condensate untuk keperluan steam. (Pertamina, 1992)

Gambar 3.17 Blok Diagram Hydrogen Plant 3.2.2.2 Gas Oil Hydrotreating Unit (Unit 14) Unit Gas Oil Hydrotreating ini mengolah gas oil yang tidak stabil dan korosif (mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen menjadi gas oil yang memenuhi ketentuan pasar dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m 3/jam). Selain itu unit ini juga memperbaiki colour stability gasoil dengan menjenuhkan senyawa-senyawa tak jenuh melalui hydrotreating denganmedia hidrogen. Katalis yang digunakan pada unit ini adalah Ni/Moyang berada di dalam alumina base dan berbentuk bulat atau extrudate. Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude Distillation Unit (CDU), Atmospheric Residue Hydrometalization Unit (ARDHM) dan tangki penyimpanan. Make up hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh Steam Methane Reformer dan unit Pressure Swing Adsorption (PSA) di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrudate.



Gambar 3.18 Peralatan Proses GO HTU Tahapan Proses : Feed yang berupa untreated gas oil dialirkan melalui Feed Filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang ukurannya>25 mikron, kemudian masuk ke dalam Surge Drum (14-V-101), dan dipisahkan antara fraksi air dan minyaknya. Air yang terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, sedangkan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tak tercampur ke suction feed pompa kemudian dialirkan ke SWS (unit 24). Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara. Selanjutnya, fraksi minyak dipompakan oleh pompa (14-P-102 A/B) ke Combined Feed Exchanger (14-E-101 A/B). Setelah melewati exchanger, gas oil dinaikkan temperaturnya di dalam Reactor Charge Heater (14-F-101) sampai 311oC. Bahan bakar yang digunakan pada furnace ini adalah fuel gas. Pada unit 14 ini terdapat dua furnace dengan bentuk yang berbeda. Bentuk Furnace (14-F-101) adalah balok sedangkan (14-F-102) berbentuk silinder. Furnace dengan bentuk balok dapat mengolah gas oil dengan kapasitas dua kali lebih besar dari furnace silinder. Feed diolah di dalam reaktor (14-R-101). Reaktor ini merupakan fixed bed reactor, dimana di dalamnya terdapat dua bed yang masing-masing diisi oleh katalis. Pada reaktor ini terjadi reaksi desulfurisasi, deoksigenasi, denitrifikasi, dan penjenuhan olefin. Karena reaksi yang terjadi bersifat eksotermis, temperatur produk menjadi lebih tinggi daripada temperatur feed reaktor. Panas dari produk inilah yang diambil untuk Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


memanaskan feed di combined feed exchanger. Produk keluaran (14-R-101) dialirkan ke Separator (14-V-102) dengan sebelumnya dilewatkan ke (14-E-101 A/B) sebagai fluida penukar panas dan dilewatkan di Fin Fan Cooler (14-E-102). Pada (14-V-102) fraksi gas, fraksi minyak, dan fraksi air dipisahkan. Seperti pada unit-unit lainnya, fraksi air langsung dikirimkan ke unit 24 dan fraksi minyaknya dialirkan ke High Pressure Stripper (14-C-101). Sementara itu, fraksi gasnya masuk ke dalam Kompresor (14-K-102) dan bergabung dengan make up H2. Aliran make up H2 berfungsi untuk mempertahankan tekanan di (14-V-102). Selanjutnya, fraksi gas ini selanjutnya dikirim ke combined feed exchanger. Selama pengaliran feed ke (14-C-101) diinjeksikan hidrogen ke dalam pipa. Pada Stripper (14-C-101) digunakan bantuan steam untuk memisahkan fraksi minyak dan gasnya. Fraksi gas yang merupakan produk atas dikondensasikan oleh Fin Fan Cooler (14-E-105) kemudian dialirkan ke Vessel (14-V-106). Di dalam (14-V-106) fraksi air dan off gas akan terpisah. Air yang terpisah, dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (14E-102) dan ke tiap tube bundle (14-E-102) sebagai wash water, atau ke (14-V-103). Lalu sisanya dikirimkan ke unit 24 dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga aliran minimum pompa.Sementara off gas dikirimkan ke Amine Treatment (unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (14-V102). Selain itu, jika terdapat fraksi minyak yang berasal dari Stripper (14-C-101) yang terikut, maka akan dimasukkan kembali ke dalam stripper. Gas oil yang merupakan produk bawah Stripper (14-C-101) dinaikkan temperaturnya dengan bantuan Fractionator Charge Heater (14-F-102) dari temperatur 217oC menjadi 260oC. Kemudian gas oil ini difraksinasi di dalam fractionator (14-C102) menggunakan pemanas steam. Produk atas yang dihasilkan adalah wild naphta yang akan dialirkan ke CDU sedangkan produk bawahnya adalah gas oil. Gas oil ini dikondensasikan kemudian dialirkan ke Coaleser (14-S-101) yang berfungsi untuk memisahkan air sisa kondensasi yang ikut terbawa oleh gas oil. Selanjutnya gas oil dikeringkan di dalam Dryer (14-V-108) dan dialirkan ke tangki penyimpanan. Produk yang dihasilkan GO-HTU berupa off gas, wild naphta (750 BPS), dan treated gas oil (31.600 BPSD). (Pertamina, 1992) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gambar 3.19 Blok diagram Unit GO HTU 3.2.2.3 Light Cycle Hydrotreating Unit (Unit 21) Unit 21 Light Cycle Oil Hydrotreater Unit (LCO HTU) atau Kero HTU adalah unit proses yang mengolah light cycle oil (LCO) dari unit 15 (RCC). LCO yang berasal dari unit RCC masih banyak mengandung senyawa organik seperti nitrogen dan sulfur. Light Cycle Oil Hydrotreater Unit (LCO HTU) unit yang mempunyai kapasitas 15.000 BPSD (99,4 m3/jam), dibangun dengan tujuan untuk menghilangkan nitrogen dan sulfur yang terkandung dalam umpan dengan batuan katalis tanpa perubahan rentang titik didih sehingga produk yang dihasilkan dapat memenuhi syarat dan spesifikasi produk yang bisa dipasarkan. Selain umpan berupa LCO proses yang terjadi dalam unit ini juga memerlukan katalis serta gas hydrogen. Make-up hydrogen akan disuplai dari unit 22 Hydrogen Plant. Dan katalis yang digunakan adalah katalis hydrotreating UOP yang mengandung oksida nikel/molybdenum (S-12) dan Cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base serta dibuat denganbentuk bulat. LCO HTU terdiri dari dua seksi, yaitu : 1

Seksi reaktor terjadi reaksi antara feed LCO dengan katalis dan hidrogen.

2

Seksi fraksionasi untuk memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain seperti off gas, wild naphtha dan hydrotreated light cycle oil.



Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU meliputi : 1 Feedstock LCO diperoleh dari RCC kompleks. 2 Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/molybdenum

(S-12) dan

Cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat berbentuk bulat atau extrude. 3 Make-up Hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant unit. Produk LCO HTU berupa : 1

LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki dan siap dipasarkan.

2

Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus diolah lagi.

3

Off Gas di kirim ke Refinery Fuel Gas System.

4

Wild naptha dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut.

Gambar 3.20 Peralatan Proses LCO HTU Tahapan Proses : Feed yang berupa untreated LCO dari RCC dan tangki penyimpanan dialirkanmasuk ke dalam Surge Drum (21-V-101). Pada vessel ini dipisahkan antara fraksi air dan minyaknya. Fraksi air yang keluar langsung dikirim ke unit SWS (unit 24) dan fraksi minyaknya dipompakan ke Reactor Charge Heater (21-F-101) untuk meningkatkan temperatur LCO dari 223oC sampai 241oC. Bahan bakar yang digunakan pada furnace ini adalah fuel gas.Sebelum dimasukkan ke dalam Heater (21-F-101), untreated LCO dipanaskan terlebih dahulu oleh Heater (21-E-101) untuk mengurangi Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


beban kerja (21-F-101). Selanjutnya, feed diolah di dalam reaktor fixed bed (21-R-101) yang terdiri dari dua bed yang masing-masing diisi oleh katalis.Pada reaktor ini berlangsung reaksi desulfurisasi, deoksigenasi, denitrifikasi, dan penjenuhan olefin. Produk keluaran (21-R-101) dilewatkan ke (21-E-101 A/B) dan dikondensasikan di Fin Fan Cooler (21-E-102) lalu dialirkan ke Separator (21-V-102).Pada (21-V-102), fraksi gas, fraksi minyak, dan fraksi air dipisahkan. Fraksi air yang berada di bagian bawah separator dikirimkan ke unit 24 sedangkan fraksi minyak di alirkan ke High Pressure Stripper (21-C-101). Sementara itu, fraksi gasnya masuk ke dalam Kompresor (21-K102) dan bergabung dengan make up H2. Aliran make up H2 berfungsi untuk mempertahankan tekanan di (14-V-102). Selanjutnya, fraksi gas ini selanjutnya dikirim ke combined feed exchanger. Selama pengaliran feed ke (21-C-101), diinjeksikan hidrogen ke dalam pipa. Pada Stripper (21-C-101), digunakan bantuan steam untuk memisahkan fraksi minyak dan gasnya. Fraksi gas yang merupakan produk atas dikondensasikan oleh Fin Fan Cooler (21-E-105) kemudian dialirkan ke Vessel (21-V-106). Di dalam (21-V-106) fraksi air akan terpisah dan dikirimkan ke unit 24 dan off gas dikirim ke Amine Treatment (unit 23). Selain itu, jika terdapat fraksi minyak yang berasal dari Stripper (21-C-101) yang terikut, maka akan dimasukkan kembali kedalam stripper. LCO keluaran Stripper (21-C-101) dinaikkan temperaturnya dengan bantuan Fractionator Charge Heater (21-F-102) dari temperatur 196oC menjadi 272oC. Kemudian LCO ini difraksinasi di dalam Fractionator (21-C-102) menggunakan pemanas steam. Produk atas yang dihasilkan adalah wild naphta yang akan dialirkan ke CDU sedangkan produk bawahnya adalah LCO. LCO ini dikondensasikan kemudian dialirkan ke Coaleser (21-S-101) yang berfungsi untuk memisahkan air sisa kondesasi yang ikut terbawa oleh gas oil. Selanjutnya gas oil dikeringkan di dalam Dryer (14-V108) dan dialirkan ke tangki penyimpanan. Produk yang dihasilkan LCO-HTU berupa off gas, wild naphta, dan treated kerosene. (Pertamina, 1992)



Gambar 3.21 Blok Diagram Light Cycle Hydrotreating Unit 3.3 Residue Catalytic Complex Unit (RCCU) Kelompok RCC terdiri dari dua kelompok unit besar yaitu Residue Catalytic Cracker (RCC) dan Light End Unit (LEU). RCC merupakan suatu kompleks unit yang dibangun dengan tujuan mengolah residue yang memiliki nilai jual rendah, sehingga didapatkan produk akhir yang bernilai jual lebih tinggi dengan cara perengkahan menggunakan katalis pada temperatur yang tinggi. 3.3.1 Residue Catalytic Cracker (RCC) Residue Catalytic Cracker (RCC) berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan reisdu yang merupakan campiran dari DMAR dan AR dengan metode perengkahan menggunakan katalis. RCC dirancang untuk mengolah DMAR yang berasal dari unit AHU dengan desain 53.000 BPSD. Reduced crude sebagai umpan RCC adalah campuran dari parafin, olefin, naphta dan aromatik yang sangat kompleks yang terdiri dari rangkaian fraksi mulai dari gasoline dalam jumlah kecil sampai fraksi berat dengan jumlah atom C panjang. Didalam RCC terdapat reaktor, regenerator, catalyst condenser, main airblower, cyclone, catalyst steam dan CO boiler. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant unit yang akan mengelola produk puncak main column RCC unit menjadi stabilized gasoline, LPG dan non-condensable lean gas. Produk-produk yang dihasilkan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


antara lain Liquified Petroleum Gas (LPG), gasoline dari fraksi naphta, Light Cycle Oil (LCO) dan Decant Oil (DO). Produk bawah DCO dijual ke Jepang dimanfaatkan untuk Independent Power Plant untuk pembangkit listrik dan digunakan untuk carbon black. Produk lainnya dikirim ke LEU untuk diolah lebih lanjut. Reaksi yang terjadi di unit ini adalah reaksi cracking (secara katalis dan termal). Thermal cracking terjadi melalui pembentukan radikal bebas, sedangkan catalytic cracking melalui pembentukan ion carbonium tersier. Reaksi cracking merupakan reaksi eksotermis. Katalis yang digunakan yang digunakan terdiri atas zeoilt, silica dan lainlain. Salah satu fungsi bagian asam dari katalis adalah untuk memecah molekul yang besar. Persamaan reaksi cracking antara lain: Parafin terengkah menjadi olefin dan parafin yang lebih kecil: CnH2n+2 → mCH2m + CpH2p+2 Parafin

(Pers. 2.13)

Olefin Parafin

Olefin terengkah menjadi olefin yang lebih kecil: CnH2n → CmH2m + CpH2p Olefin

Olefin

(Pers. 2.14)

Olefin

Perengkahan rantai samping aromatik: Aromatik CnH2n-1 → Aromatik CH2m-1 + CmH2m+2

(Pers. 2.15)

Naphthane (cycloparaffin) terengkah menjadi olefin: Cyclo-CnH2n → Cyclom CH2m ++Cp H2p Olefin

(Pers. 2.16)

Olefin

Jika sikloparafin mengandung sikloheksane: Cyclo-CnH2n → C6H12 + CmH2m + CpH2p Sikloheksana

(Pers. 2.17)

Olefin Olefin

Tahapan Proses: Umpan untuk RCC unit disebut raw oil atau biasa disebut reduced crude. Raw oil berasal dari campuran Treated Atmospheric Residue (DMAR) dan Untreated Atmospheric Residue (AR) yang berasal dari unit AHU, CDU dan storage. Campuran tersebut dicampur di Feed Surge Drum (15-V-105) dengan syarat tertentu. Selanjutnya feed dibagi menjadi tiga aliran, aliran pertama digunakan sebagai torch oil, aliran kedua Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


dialirkan ke main column (15-C-101) dan aliran ketiga dilewatkan heat exchanger (16-E101 dan 16-E-106) untuk dipanaskan. Kandungan logam Ni, V dan MCR pada umpan harus dijaga karena logam-logam tersebut akan menjadi racun dan merusak katalis RCC. Sebelum mencapai riser, raw oil panas di-atomize (dikabutkan) oleh steam berdasarkan perbedaan tekanan dan masuk ke dalam reaktor dengan metode tip and plug. Pada reaksi ini diperlukan katalis. Katalis yang digunakan terdiri atas zeolit, silika dan zat lain. Pengontakkan katalis dengan feed dilakukan dengan cara mengangkat regenerated catalyst dari regenerator ke riser menggunakan lift steam dan lift gas dari off gas hasil Gas Concentration Unit. Katalis kemudian kontak dengan minyak dan mempercepat reaksi cracking, selain itu katalis juga memberikan panas pada hidrokarbon (raw oil) sehingga lebih membantu mempercepat reaksi cracking yang terjadi. Katalis dan hidrokarbon naik kebagian atas riser karena kecepatan lift steam dan lift gas yang sangat tinggi. Aliran katalis ke riser ini diatur untuk menjaga suhu reaktor. Setelah reaksi terjadi dibagian atas riser (reaktor) maka katalis harus dipisahkan dari hidrokarbon untuk mengurangi terjadinya secondary cracking sehingga rantai hidrokarbonnya menjadi lebih kecil dan akhirnya membentuk coke. Pada bagian atas sebagian besar katalis akan terpisah dari atomized hydrocarbon dan jatuh ke seksi stripping, selain itu katalis juga dipisahkan pada cyclone dekat reaktor denganmemanfaatkan gaya sentrifugal sehingga katalis terpisah dari atomized hydrocarbon berdasarkan perbedaan densitasnya dan jatuh ke seksi stripping. Steam diinjeksikan ke stripping untuk mengambil hidrokarbon yang masih menempel pada permukaan spent catalyst. Atomized hydrocarbon yang terkumpul di Plenum Chamber keluar dari top riser mengalir ke main column (15-C-101) pada seksi fraksinasi. Regenerator dibagi menjadi dua bagian, yaitu bagian atas dan bagian bawah. Dari stripping, spent catalyst turun ke regenerator ( 15-R-101) pada bagian uppergenerator. Spent catalyst diregenerasikan dengan membakar coke yang menempel dengan mengalirkan udara pada katalis. Coke terjadi akibat reaksi cracking dan tidak bisa diambil oleh steam pada stripping sehingga mengurangi aktivitas katalis. Pada bagian uppergenerator terjadi partial combution dimana coke akan dibakar menjadi CO. Coke yang dibakar hanya 80%. Sedangkan pada bagian lower generator terjadi total combustion, dimana semua sisa coke dibakar menjadi CO2. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gas CO dari upper regenerator ini tidak langsung dibuang karena dapat mencemari lingkungan, tetapi dibakar terlebih dahulu pada CO boiler menjadi CO2. Hal ini dilakukan dengan melewatkan fuel gas yang mengandung CO tersebut ke dalam cyclone terlebih dahulu untuk mengambil partikel katalis yang terikut. Tekanan fuel gas yang keluar dikurangi dengan memanfaatkan panas hasil pembakaran CO menjadi CO 2 dalam CO boiler untuk memproduksi steam tekanan tinggi. Setelah dibakar di upper regenerator, katalis dialirkan ke lower generator. Aliran katalis ini diatur untuk mengontrol level lower regenerator, temperatur lower regenerator slide valve dan catalyst cooler slide valve. Kelebihan udara dalam lower regenerator digunakan untuk membakar coke yang tersisa dan diarahkan pembakarannya menjadi CO2. Katalis panas dari lower generator dialirkan ke riser melalui regenerated slide valve untuk kembali beroperasi, tetapi sebelumnya didinginkan dengan catalyst cooler terlebih dahulu. Catalyst cooler (15-V-501) mengambil kelebihan panas dari regenerator oleh boiler feed water (BFW) dan diubah menjadi steam. Atomized hydrocarbon hasil reaksi cracking dialirkan dari reaktor ke main column (16-C-101) untuk dipisahkan menjadi Decant Oil atau Slurry Oil (DCO), Heavy Cycle Oil (HCO), Light Cycle Oil (LCO), naptha, unstabilized gasoline dan wet gas.Atomized hydrocarbon masuk ke bottom kolom dan didinginkan sebelum pemisahan terjadi. Pendinginan ini dilakukan dengan sirkulasi sebagian DCO dari bottom kolom yang melalui steam generator (15-E-104) dan beberapa heat exchanger. Sirkulasi DCO dingin dikembalikan ke kolom sebagai refluks. Sebagian DCO masuk ke stripper untuk dipisahkan dari fase gasnya, kemudian melalui beberapa exchanger untuk memanaskan feed dan masuk ke tangki produk. Dari seksi DCO terjadi penguapan atau fraksinasi pertama, yaitu seksi HCO. HCO tidak diambil dan hanya digunakan sebagai refluks pendingin. Pengatur penguapan dan pemanas

untuk

raw

oil

preheater

dan

debutanizer

reboiler

didalam

gas

concentrationsection. HCO digunakan untuk menjaga temperatur kolom bagian bawah tempat masuknya feed yang panas agar tetap dibawah 350°C sehingga mencegah terbentuknya coke. Net HCO kadang-kadang diambil untuk bahan bakar pada torch oil. Dari seksi HCO, penguapan terus terjadi dan masuk ke seksi LCO. Sebagian produk LCO dikirim ke sponge absorber dalam Unsaturated Gas Concentration Unit Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


(Unit 16). LCO akan mengabsorp C3, C4 dan beberapa C5 dan C6 yang terikut dari material sponge gas dan dikembalikan ke main column (15-C-103) untuk mengatur flashpoint. Sebelum LCO masuk ke storage atau diolah berikutnya di unit 21, panasnyadigunakan untuk raw charge preheater, gas concentration unit dan stripper reboilerdebutanizer. Produk atas main column lainnya adalah heavy naphta. Heavy naphta tidak diambil menjadi produk sama halnya dengan HCO. Sirkulasi naphta digunakan dalam preheater umpan atau peralatan penukar panas lain sebelum kembali ke kolom sebagai refluks. Sebelum kembali ke kolom, heavy naphta ditambahkan wild naphta yang akan dihasilkan RCC pada seksi teratas kolom. Light gas dan naphta teruapkan melalui top column dan melewati overhead condenser untuk dikondensasikan dan dipisahkan dalam (15-V-106) menjadi fraksi air, fraksi minyak dan fraksi gas. Fraksi minyak dikirim kembali ke main column sebagai refluks, dikembalikan ke riser dan dikirim ke Gas Concentration Unit (16-E-103) untuk diproses lebih lanjut. Fraksi air dikirim ke unit SWS dan fraksi gas dikirim ke Wet Gas (16-V-106) atau dibakar di flare. (Pertamina, 1992)

Gambar 3.22 Blok Diagram Residue Catalytic Cracker Unit 3.3.2 Light End Unit (LEU) Unit LEU (Light End Unit) ini terdiri atas beberapa unit yaitu Unsaturated Gas Plant (Unit 16), LPG Treatment (Unit 17), Gasoline Treatment Unit (Unit18), Propylene Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Recovery Unit (Unit 19) dan Catalytic Condensation Unit (Unit 20). Berkut ini adalah penjelasan untuk masing-masing unit proses.

3.3.2.1 Unsaturated Gas Plant (Unit 16) Unit 16 Unsaturated gas Concentration merupakan unit proses lanjutan dari residue catalytic cracking unit yang berfungsi untuk memisahkan produk atasmain column RCC (15-C-101) menjadi LPG, stabilized gasoline, dan non-condensable lean gas yang sebagian akan dipakai sebagai lift gas sebelum ditreating di unit 23 (amine treatment) sebagai offgas. Unit yang dirancang oleh Universal Oil Product (UOP) ini memiliki kapasitas 83.000 BPSD Atmospheric Residue. Untuk menghasilkan Sweetened fuel gas yang dikirim ke Refinery Fuel Gas System untuk diproses lebih lanjut.Unit ini juga mengahasilkan untreated LPG yang akan diproses lebih lanjut di LPG Treatment Unit (Unit 17) dan gasoline yang akan diproses lebih lanjut di gasoline Treatment Unit (Unit 18).

Gambar 3.23 Peralatan Proses Unsaturated Gas Plant Tahapan Proses : Proses awal dimulai dengan memasukkan feed berupa top product dari RCU ke dalam High Pressure (HP) Receiver (15-V-106). Pemisahan pada alat ini menggunakan prinsip kompresi sehingga dihasilkan hidrokarbon fraksi ringan (condensable) dan hidrokarbon fraksi berat (non condensable). Hidrokarbon fraksi berat akan dikirim ke primary absorber (16-C-101). Sementara itu, untuk fraksi ringan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


hidrokarbon fraksi ringan akan dialirkan ke vessel (16-V-101) untuk menghilangkan kandungan air yang ada di dalam aliran gas sebelum memasuki Wet Gas Compressor (WGC). WGC pada unit ini terdiri dari 2 stage, yaitu (16-K-101) dan (16-K-102). Diantara kedua WGC ini terdapat vessel (16-V-102) dan intercooler. Vessel (16-V-102) berfungsi untuk memisahkan gas yang terkondensasi sedangkan intercooler berfungsi untuk menjaga temperatur operasi WGC. Selanjutnya hidrokarbon fraksi ringan di lewatkan ke heat exchanger (16-E-102) dan dialirkan ke vessel (16-V-104). Pada (16V-104) top product yang berupa off gas dialirkan ke primary absorber (16-C-101) sedangkan bottom product yang berupa hidrokarbon fraksi berat yang masih terbawa dilewatkan ke heat exchanger (16-E-108) dan dimasukkan ke stipper (16-C-103). Pada stripper ini akan dipisahkan hidrokarbon fraksi ringan (C 1 dan C2) dengan hidrokarbon fraksi berat (C3-C7). Top product dari stripper yang berupa fraksi ringan dialirkan kembali ke (16-V104). Sementara itu bottom productnya yang berupa hidrokarbon C3-C7 dialirkan ke debutanizer (16-C-104). Pada debutanizer ini, C3 dan C4 dipisahkan dari nafta (C5-C7) dan dimasukkan ke dalam vessel (16-V-106). Pada vessel (16-V-106) gas yang masih mengandung hidrokarbon C5 dikembalikan ke dalam debutanizer, sedangkan gas C3 dan C4 nya langsung dialirkan ke unit proses LPG Treatment (unit 17). Sementara itu, bottom product dari debutanizer yang merupakan hidrokarbon C5-C7 dilewatkan di heat exchanger (16-E-108) san dipisahkan antara produk akhirnya yang berupa nafta dengan off gas yang terikut didalamnya. Nafta akan dialirkan ke unit Gasoline Treatment (unit 18) sedangkan off gas nya akan dialirkan ke primary absorber (16-C101). Off gas yang dialirkan ke 16-C-101 akan dipisahkan dari fraksi C3dan C4.Fraksi C3 dan C4 ini diabsorbsi dengan nafta yang keluar dari 15-V-106 kemudian dikembalikan ke vessel (16-V-104). Sementara itu, sisa off gas sebagai top product 16C-101 akan dialirkan ke sponge absorber (16-C-102) di absorbsi hidrokarbon fraksi beratnya (>C5) dengan light cycle oil (LCO). Top product dari sponge absorber yang berupa off gas dimasukkan ke vessel (16-V-105) sedangkan bottom product yang berupa hidrokarbon fraksi berat dialirkan ke RCU (unit 15). Pada vessel 16-V-105, off Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


gas dipisahkan dri LCO kemudian dialirkan ke Amine Absorber (16-C-105) yang berfungsi untuk menyerap hidrogen sulfida (H2S) yang terkandung pada off gas. Treated off gas akan digunakan di Fuel System.

Gambar 3.24 Blok diagram Unsaturated Gas Plant 3.3.2.2 LPG Treatment (Unit 17) Unit LPG Treatment merupakan unit yang dirancang untuk memurnikan LPG yang berasal dari unit proses Unsaturated Gas Plant (unit 16) dengan menyingkirkan pengotor yang terkandung didalamnya. Pengotor yang terdapat didalam LPG tersebut yaitu 30 ppm hidrogen sulfida (H2S) serta 65 ppm merkaptan (RSH). Penyingkiran pengotor dilakukan dengan mekanisme reactive extraction menggunakan bantuan kaustik. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : H2S + 2NaOHS+ H→ 2 ONa

(Pers. 2.18)

2Na2S + 2O2 + H2O → 2 SONa3+ 2NaOH

(Pers. 2.19)

RSH + NaOH → 2O NaSR + H

(Pers. 2.20)

2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH

(Pers. 2.21)

Batas maksimum pengotor yang diperbolehkan keluar dari unit ini adalah 10 ppm H2S, 5 ppm sulfur, dan 0,5 ppm Na+. Produk yang dihasilkan unit ini yaitu treatedmixed LPG untuk selanjutnya dikirim ke Propylene Recovery Unit (unit 19). Kapasitas dari unit proses LPG Treatment ialah sebesar 22.500 BPSD. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Gambar 3.25 Peralatan Proses LPG Treatment Tahapan Proses : Feed berupa produk atas debutanizer (untreated LPG) dari unit 16 dimasukkan ke Strainer (17-S-101 A/B) untuk dipisahkan dari solid yang ukurannya lebih besar dari 150 mikron. Selanjutnya LPG yang sudah bebas solid dimasukkan ke dalam Separator (17-V-101) yang dilengkapi dengan Fiber Film Contactor (17-A-202) untuk dihilangkan H2Snya. LPG dikontakkan dengan kaustik, kemudian H 2S dihilangkan dengan mekanisme reactive extraction. Produk bawah dari separator ini berupa spent caustic yang telah menyerap H2S sedangkan produk atasnya berupa LPG yang bebas H2S. LPG yang keluar dari (17-V-101) dialirkan ke separator kedua dan ketiga (17-V102 dan 17-V-103). Pada kedua separator ini kandungan merkaptan disingkirkan dengan menggunakan bantuan kaustik. Prinsip alatnya sama seperti (17-V-101) yaitu dengan mengontakkan kaustik dengan LPG di Fiber Film Contactor (17-A-202 dan 17-A-203). Mercaptide caustic dari kedua separator ini akan diregenerasi di Oxidation Tower (17-V-105). Mercaptide (RSNa) dioksidasi menjadi disulfida (DSO) kemudian dihilangkan dari kaustik menggunakan solvent yang berupa gasoline di dalam Separator (17-V-106) yang dilengkapi dengan Fiber Film Contactor (17-A-209). LPG yang telah bebas merkaptan dan hidrogen sulfida dimasukkan ke dalam Vessel (17-V-104). Pada vessel ini terjadi proses aquafining, yaitu proses pencucian kaustik yang terikut pada LPG dengan bantuan air. Pada akhirnya, akan didapatkan treated. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


LPG yang akan digunakan sebagai feed pada Propylene Recovery Unit (Unit 19). Produk yang dihasilkan oleh LPG Treatment berupa treated RCC LPG, fuel gas, spent solvent, dan spent water. (Pertamina, 1992)

Gambar 3.26 Blok diagram LPG Treatment 3.3.2.3 Gasoline Treatment (Unit 18) Unit proses Gasoline Treatment (Unit 18) berfungsi untuk mengolah ulang produk nafta dengan cara mengurangi kadar hidrogen sulfida (H 2S) dan merkaptan (RSH) dalam untreated naphtha. Pengurangan kadar H2S dan merkaptan bertujuan untuk memenuhi standar kualitas nafta sebagai blending component pada pembuatan produk premium. Penyingkiran pengotor dilakukan dengan mekanisme reactive extraction menggunakan bantuan kaustik. Reaksi yang terjadi pada proses ini adalah : 2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

(Pers 2.22)


2RSH + ½ O2 → RSSR2O + H

(Pers 2.23)

2NaOH + H2S → 2S + HNa2O

(Pers 2.24)

2Na2S + 2O2 + H2O →2SO3 Na+ 2NaOH

(Pers 2.25)

Unit 18 ini dirancang untuk mengolah feed berupa nafta yang berasal dari bottom product kolom debutanizer dari unit 16. Kapasitas unit ini adalah 47.500 BPSD.

Gambar 3.27 Peralatan proses Gasoline Treatment Tahapan Proses: Feed berupa untreated naphta dimasukkan ke dalam Strainer (18-S-101) untuk disaring dari partikel-partikel padat yang berukuran 150 mikron. Aliran feed yang telah bebas dari solid dialirkan ke Separator (18-V-101 dan 18-V102). Sebelum dimasukkan ke dalam separator, aliran feed dibagi dua dan diinjeksikan udara tambahan untuk oksidasi. Seperti pada unit 17 feed yang masuk ke separator dikontakkan dengan kaustik pada Fiber Film Contactor (18-A-201 dan 18-A-204) untuk memisahkan H2S dan merkaptan dari nafta. Selanjutnya, dalam separator dipisahkan treated naphta dan kaustiknya. Treated naphta yang keluar dari separator dialirkan ke storage, sedangkan kaustiknya dialirkan ke tangki penampungan kaustik dan sebanyak 20% volume disirkulasikan kembali ke dalam fiber film contactor. Produk yang dihasilkan Gasoline Treatment Unit berupa treated gasoline, fresh solvent, dan fresh water. (Pertamina, 1992)



Gambar 3.28 Blok diagram Gasoline Treatment 3.3.2.4. Propylene Recovery Unit (Unit 19) Propylene Recovery Unit (Unit 19) merupakan unit proses lanjutan dari LPG Treating Unit yang dirancang dengan maksud untuk memisahkan campuran propan (propane dan propylene) dan campuran butan (butane dan butane) supaya dihasilkan propylene dengan kemurnian yang tinggi (min. 99,6%) yang dapat dipakai sebagai bahan baku untuk pembuatan di Propylene Unit. Produk yang dihasilkan yaitu Propylene dengan kapasitas terpasang 7150 BPSD 82776 kg/hr atau 146,9 m3/hr, Propana, dan campuran Butana. Proses yang digunakan adalah Selective Hydrogenation Process (SHP) dengan reaktor Huels. Reaksi kimia SHP ini berlangsung dalam kondisi fase cair dalam fixed bed catalyst dengan jumlah H2 yang digunakan hanya secukupnya. Reaksi yang terjadi: CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH2=CH-CH2-CH3 (1-butene)

(Per 2.26)

CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH3-CH=CH-CH3 (2-butene)

(Per 2.27)



Jenis kontaminan yang harus dihilangkan dari aliran produk adalah Carbonyl sulfide (COS) yang terbentuk dari sisa-sisa sulfur yang masih terkandung dalam natural gas dalam RCC unit. H2S + CO2

COS + H2O

(Per 2.28)

Untuk Menghilangkan COS dari LPG, digunakan Mono Ethanol Amine (MEA) dan NaOH dengan reaksi sebagai berikut: COS + 2MEA

Diethanol Urea + H2S

H2S + 2 NaOH

Na2S + 2H2O

COS + 2MEA +2NaOH

Diethanol urea + Na2S +2H2O

(Per 2.29)

Gambar 3.29 Peralatan proses Propylene Recovery Unit Tahapan Proses : Umpan untuk PRU berasal dari LPG Treatment Unit dengan kapasitas 82,776 ton/jam yang telah diolah pada Unit Gas Concentration, dipompakan ke C3 atau C4 splitter (19-C-101) untuk memisahkan campuran C3 pada bagian atas dari campuran C4 pada bagian bawah. Uap yang terbentuk di bagian overhead masuk ke C3/C4Spiltter

Condenser,

sedangkan

kondensat

yang

terbentuk

masuk

ke

C3/C4Spiltter Recevier. Sebagian campuran C3 direfluks ke C3/C4 Splitter dan sebagian lagi dikirim ke solvent settler. Pada Solvent Settler campuran C3 dihilangkan kandungan sulfurnya. Air di Water Boot dikirim ke Water Degassing Drum, selanjutnya ke unit Sour Water Splitter (unit Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


24). Campuran C4 yang terbentuk di bottom C3/C4 Spiltter sebagian dipanaskan di C3/C4 Splitter Reboiler dan sebagian lagi dikirim ke unit Catalytic Condensation (unit 20). Jika campuran C4 masih tersisa, maka dikirim ke tangki penampungan. Proses unit ini dirancang oleh UOP (Universal Oil Product). Solvent Settler campuran C3 dikirim ke Wash Water Column untuk dikontakkan dengan larutan fosfat dari arah berlawanan (counter current). Produk atas kolom ini dipisahkan dari airnya pada sand filter, sedangkan produk bottom sebagian di recycle dan sebagian lagi di tampung di water degassing drum untuk kemudian dikirim ke unit 24. Campuran C3 dari sand filter dikeringkan di C3 Feed Driers. Keluaran Feed Driers tersebut diperiksa kadar moisture-nya untuk keperluan regenerasi drier, campuran C3 ini kemudian dipisahkan pada C3 Splitter. Uap propylene terbentuk di bagian atas overhead dan propane di bottom. Propane dikirm ke tangki penampungan sedangkan sebagian propylene di refluks dan sebagian dikompresikan untuk memanaskan propana di C3 Splitter Flash Drum. Propylene yang terbentuk dipisahkan kandungan COSnya di COS Removal dan dipisahkan dari logam menggunakan metal treater. Dari metal treater, propylene dimasukkan ke reaktor SHP untuk mengubah kandungan diane dan acetylene yang ada menjadi mono olefin guna memenuhi persyaratan produksi. Propylene keluaran reaktor didinginkan dan dikirim ke tangki penampungan dengan dilengkapi analisa kandungan propane. (Pertamina, 1992)

Gambar 3.30 Blok Diagram Propylene Recovery Unit



3.3.2.5 Catalytic Condensation Unit (Unit 20) Unit ini berfungsi untuk mengolah campuran butan atau butilen dari Unit 19 menjadi poly gasoline dengan berat molekul yang tinggi menggunakan bantuan katalis Solid Phosporus Acid (SPA) untuk reaksi alkilasi dan polimerisasinya dimana produk poly gasoline ini dibentuk dari campuran senyawa-senyawa C4 tak jenuh (butilen) dan butan dari RCC Complex dengan proses UOP. Reaksi polimerisasi yang berlanjut akan membentuk heavy carbonated material yang akan menempel dan menumpuk pada katalis sehingga akan menurunkan keaktifan katalis, sehingga katalis harus diganti secara periodik (± 3 bulan sekali). Kapasitas dari unit ini sebesar 13.000 BPSD. .

Gambar 3.31 Peralatan Proses Catalytic Condensation Unit Tahapan Proses: Proses dimulai dengan dimasukkannya feed mixed C4 yang berasal dari PRU ke dalam Wash Water Column (20-C-101) dan dikontakkan dengan air untuk menghilangkan kandungan amine, ammonia, dan kaustiknya. Di dalam aliran air diinjeksikan asam fosfat untuk dihilangkan basic nitrogennya sehingga tidak bereaksi dengan katalis. Mixed C4 kemudian dialirkan ke Feed Surge Drum (20-V-101) untuk memisahkan larutan fosfatnya. Selanjutnya, mixed C4 dialirkan ke Reaktor (20-R-101 A/B/C) yang merupakan tiga buah reaktor paralel. Sebelum dimasukkan ke reaktor, feed diinjeksikan air Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


terlebih dahulu untuk mencegah dehidrasi katalis. Pada reaktor terdapat 5 bed yang didalamnya terjadi reaksi isomerisasi dan alkilasi dengan bantuan katalis. Sebagai pengatur temperatur di dalam unggun-unggun di dalam reaktor, diinjeksikan recycle quench melalui samping reaktor diantara dua unggun. Selanjutnya keluaran

reaktor

disaring

kotorannya

dengan

menggunakan

Reactor Filter (20-S-102) karena dapat menyebabkan kebuntuan pada peralatan lain serta korosi karena katalis yang terikut bersifat asam. Dari (20-S-102) aliran dilanjutkan ke Flash Rectifier (20-C-102). Di dalam rectifier ini, mixed C4 dipisahkan antara bottom product-nya, berupa saturated LPG, polygasoline, dan unreacted feed, dan top product-nya yang berupa uap butilen dan butan. Top product-nya dialirkan ke Rectifier Receiver (20-V-102) untuk dijadikan kondensat dan dikembalikan ke (20-C102). Sementara itu, bottom product dari rectifier dialirkan ke Stabilizer (20-C-103) untuk dipisahkan secara distilasi bertekanan sehingga menghasilkan uap butan yang keluar dari bagian atas stabilizer. Uap butan ini dikondensasi dan dialirkan ke Stabilizer Receiver(20-V-103). Selanjutnya, aliran butan dimasukkan ke dalam Caustic Wash (20-V-106) untuk dibersihkan dari senyawa sulfur. Kemudian butan dimasukkan ke Sand Filter (20-S-101) untuk menghilangkan sisa air yang terikut dan dikirim ke tangki penampungan. Bottom product dari stabilizer yang berupa poly gasoline akan dikirimkan ke tangki penampungan. Produk yang dihasilkan CCU berupa polymer gasoline, butane, wash water effluent, dan water ke PRU.



Gambar 3.

32

Blok Diagram Catalytic Condensation Unit 1. Seksi Reaktor UOP catalytic merupakan salah satu unit yang dirancang UOP untuk memproses Unsaturated

Mixed

Butan

dari

unit-unit

RCC

complex.

Feed

campuran

butane/butilene dari Propylene Recovery Unit masuk ke wash water column untuk dicuci dengan larutan fosfat secara counter current untuk memudahkan reaksi (katalis) dan menghilangkan kotoran. Wash water sebagian disirkulasi dan sisanya dibuang. Campuran butana bersama aliran rectifier dipompakan ke tiga reaktor yang dipasang secara paralel. Pada reaktor terjadi reaksi isomerisasi (membentuk isobutan dan isobutilen) dan alkilas. 2. Seksi Rectification Hasil reaktor disaring oleh filter untuk mencegah katalis padat terikut dalam produk. Effluent-nya masuk ke flash rectifier. Di dalam rectifier ini, effluent dipisahkan dengan cara penguapan menghasilkan saturated LPG, poly gasoline, dan unreacted feed sebagai hasil bawah. Sedangkan hasil atasnya berupa uap butilen dan butan yang dialirkan ke rectifier receiver untuk dijadikan kondensat seluruhnya. Kondensat yang terbentuk sebagian dikembalikan ke flash rectifier sebagai refluks dan sebagian sebagai produk recycle untuk kembali direaksikan pada reaktor. Hasil bawah flash rectifier masuk ke stabilizer. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


3. Seksi Stabilizer Umpan masuk ke tray 16 dari 30 tray dimana pada seksi ini terjadi pemisahan secara distilasi. Hasil atas berupa LPG butana kemudian masuk ke stabilizer receiver dan dihilangkan airnya dengan water boot. Kondensat yang ada sebagian dikembalikan ke stabilizer dan sebagian dialirkan ke caustic wash (untuk menyerap senyawa sulfur) kemudian dialirkan ke sand filter (untuk menyaring padatan natrium) dan selanjutnya dimasukkan ke storage. Produk bawahnya berupa polygasoline didinginkan sebelum masuk ke tangki penyimpanan. (Pertamina, 1992) 3.4 RCC Off Gas to Prophylene Product (ROPP) ROPP merupakan unit baru di RU VI Balongan. Unit ini dibangun setelah melewati berbagai pertimbangan mengenai naiknya nilai jual propilen yang masih dapat di ambil dan diolah.

Gambar 3.33 Peralatan Proses ROPP Proses produksi propilen melalui beberapa langkah yang secara garis besarnya adalah sebagai berikut : 3.4.1 Low Pressure Unit (LPR) 1. RCC Off Gas Treatment. RCC Off Gas mengandung senyawa oksigen, gas asam, dan berbagai zat pencemar lainnya. Off Gas yang berasal dari kilang existing pertama kali akan dibersihkan di unit LPR, kemudian Off Gas diolah di Amine/Water Wash Column Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


untuk menghilangkan gas asam yang terkandung di dalam Off Gas dengan menggunakan pelarut alkaline. Gas asam yang terkandung di dalam Off Gas adalah H2S, Disulfida (CS2), HCN, HCl, COS, merkaptans (Methyl dan Ethyl), Nitrogen Oksida (NOx) dan SOx.Spent Amine (amine yang sudah jenuh) kemudian dikirim ke Amine Regeneration Package Unit untuk di regenerasi. Pelarut Alkaline Amine telah dipakai secara luas di berbagai industri, terutama di industri Petrokimia dan kilang pengolahan minyak dan gas. Pelarut ini dipakai untuk menyerap zat-zat pengotor yang terbawa di dalam aliran gas, diantaranya gas CO, CO 2, dan H2S. Pelarut alkali amine yang kita kenal antara lain MEA, DEA, MDEA, DIPA, dan lain-lain. Masingmasing pelarut ini mempunyai daya larut serta selektivitas yang berbeda satu dengan yang lainnya. Pada proyek RCC Off Gas Recovery ini, pelarut alkaline amine yang akan digunakan adalah Diethanol Amine (DEA). Penyerapan zat-zat pengotor seperti CO, CO2 dan H2S terjadi dikolom Amine/ Water Wash Column. Larutan DEA dapat terdegradasi akibat reaksi irreversible dengan zat-zat pengotor yang terdapat dalam umpan gas, khususnya O2, hidrokarbon, CO2, dan COS. Proses degradasi amine berbanding lurus dengan kenaikan suhu, untuk itu suhu Amine/ Water Wash Column sangat penting untuk diperhatikan. Untuk memonitor laju degradasi serta kapasitas penyerapan gas asam dari larutan DEA, maka harus dilakukan analisa secara berkala dari sirkulasi amine. Apabila kualitas larutan amine di bawah target operasinya, maka perlu dilakukan penambahan larutan DEA, sehingga kemampuan kerja kolom Amine/Water Wash dapat dijaga pada kondisi yang optimal. Off Gas yang sudah diolah di Amine/Water Wash dipanaskan dan kemudian dikirimke Impurity Adsorber untuk diambil kandugnan arsen dan phospine yang dapat meracuni katalis. Gas yang keluar dari Impurity Adsorber akan dipanaskan dan dialirkan ke Oxygen Converter. Didalam Oxygen Converter, oksigen akan beraksi dengan hidrogen didalam Off Gas membentuk air. Kontaminan lain yang terkandung di dalam Off Gas, akan direaksikan sebagai berikut: a. Nitride dan nitrile akan dikonversi menjadi NOx, COS, H2S dan DMDS. b. Sisa H2S yang masih terkandung di dalam Off Gas direaksikan dengan O2 menjadi elemen sulfur. c. Acetylene dikonversi menjadi ethane. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


d. Ethylene dihidrogenasi menjadi ethane. e. C2 acetylene akan di konversi menjadi ethane, methylacetylene, propadiene, dan sebagian lagi akan dikonversi menjadi propylene. f. Kemudian butadiene dikonversi menjadi butane. Mekanisme pemisahan senyawa sulfur yang terkandung di dalam RCC Off Gas adalah sebagai berikut: H2S yang terkandung didalam Off Gasakan diserap di Unit Amine Treatment, dalam proses ini akan menggunakan pelarut amine yang salah satunya adalah DEA dimana fungsi pelarut ini adalah untuk menyerap zat-zat pengotor yang ada di dalam Off Gas. Gas yang dikeluarkan dari Oxygen Converter kemudian didinginkan dandiolah lebih lanjut di Caustic/Water Wash Column. Kolom ini dirancang dengan 2 packed Bed yang terdiri dari Spent Caustic dan Wash Water. Wash Water dan Spent Caustic dikirim ke Sour Water Stripper Unit dan Spent Caustic Neutralization Unit. Off Gas yang keluar dari kolom ini kemudian didinginkan dan dialirkan ke Dryer Feed Gas KO Drum, yang dirancang untuk menghilangkan kandungan air, merkaptan,senyawa nitrogen, CO2, H2S, dan COS. Selanjutnya Off Gas dialirkan ke MercuryAdsorber untuk menghilangkan mercury yang kemungkinan ada didalam Off Gas. Senyawa merkaptan di Sour Water Stripper unit akan diproses lagi menjadi H 2S dan Ammonia. H2S yang terbentuk di dalam unit SWS adalah dalam bentuk padat dan gas. Senyawa H2S dalam bentuk gas selanjutnya dialirkan ke Sulphur Plant. 2. Off Gas Chilling and Demethanaizer RCC Off Gas yang sudah dihilangkan kandungan impuritasnya kemudian didinginkan dan dicampur dengan ethylene rich vent dari kolom OCU Deethylenizer dan dialirkan ke kolom Demethanizer. Didalam kolom ini akan terjadi fraksinasi yang didasarkan apda prinsip absorpsi, dimana ethylene yang terkandung dalam RCC Off Gas akan diserap oleh cairan pencuci yang terdiri dari hidrokarbon C 2+ (Senyawa ethane yang lebih berat berat molekulnya). Cairan C 2+ yang keluar dari dasar kolom Front-End Deethylenizer didinginkan dan digunakan sebagai cairan pencuci di Demethanizer. Cairan C2+ akan menyerap ethylene dari treated RCC Off Gas, produk atas kolom Demethanizer mengandung methane dan senyawa yang lebih ringan Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


digabung dengan produk atas kolom Deethanizer kemudian dialirkan ke Regeneration Unit dan Fuel Gas System. Proses selanjutnya adalah produk bawah kolom Demethanizer dipompakan dan dialirkan ke Front-End Deethylenizer. 3. Front End Deethylenizer Produk bawah demethanizer column dialirkan ke Front-End Deethylenizer kemudian dipanaskan dengan Front-End Deethylenizer reboiler. Produk atas kolom Front-End deethylenizer yang mengandung ethylene kemudian dialirkan ke Olefin Convertion Unit (OCU). Produk bawah kolom Fron-End Deethylenizer yang mengandung ethane dan komponen yang lebih berat dibagi menjadi 2 aliran, satu bagian sebagai cairan pencuci ke kolom demethanizer, sedangkan sisanya dialirkan ke kolom deethanizer. 4.

Deethanizer Produk atas kolom deethanizer yang mengandung ethane digabung dengan

produk atas kolom demethanizer untuk dialirkan ke Regeneration Unit/Fuel Gas System. Produk bawah kolom Deethanizer yang mengandung propylene dan senyawa yang lebih berat dipompakan ke existing Propylene Recovery Unit. 3.4.2 Selective C4 Hydrogenation Unit (SHU) C4 Feed Treatment berupa campuran senyawa C4 (i-C4dan n-C4) pertama kali akan diolah dikolom C4 Feed Water Wash untuk dihilangkan kandungan sodiumnya. Mixed C4 kemudian dialirkan ke C4 Feed Surge Drum dan selanjutnya dipompakan ke C4 Feed Treater. 1. C4 Feed Treater C4 Feed Treater dirancang untuk menghilangkan kandungan senyawa yang dapat meracuni katalis, diantaranya senyawa oksigen, sulfur, alkohol, karbonil, merkaptan, dan air. Untuk menghilangkan logam arsine dan phospine, campuran C4 tersebut diolah di C4Feed Metals Treater. 2. SHU Reactor System. Unit Selective C4 Hydrogenation (SHU) berfungsi untuk hidrogenasi butadiene dan C4 Acetylene didalam mixed C4 sebelum diolah lebih lanjut di unit CD Hydro Deisobutanizer dan unit Olefin Conversion. Di unit SHU juga terjadi Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


reaksi hidro isomerisasi sebagian 1-butene menjadi 2-butene. Campuran C4 yang sudah diolah di C4 Feed Treater kemudian dialirkan ke reaktor SHU. Sebelum masuk ke reaktor SHU, aliran ini dicampur dengan aliran recycle dari produk reaktor dan kemudian dipanaskan di Feed Heater. Untuk memenuhi kebutuhan hidrogenasi, maka ditambahkan gas hidrogen pada aliran sebelum masuk Feed Heater. Aliran recycle dibutuhkan untuk mengurangi konsentrasi butadiene, sehingga kenaikan temperatur yang berlebihan di reaktor dapat dibatasi. Proses reaksi selektif hidrogenasi dan isomerisasi adalah reaksi eksotermis, oleh sebab itu akan terjadi kenaikan temperatur di reaktor. Produk reaksi ini kemudian dialirkan ke reaktor Separator Drum dimana adanya kelebihan gas hidrogen, metana dan sejumlah C4 yang teruapkan akan dipisahkan dari cairannya. Uap dari reactor Separator Drum didinginkan di Vent Condenser untuk mengkondensasikan C4. Fraksi hidrokarbon yang tidak terkondensasi dialirkan ke fuel gas system. Cairan yang keluar dari separator drum adalah produk kombinasi dan recycle streams. Aliran kombinasi ini kemudian dipompakan dan dipisahkan menjadi 2 aliran, yaitu aliran produk dikirim ke kolom CD Hydro Deisobutanizer dan aliran recycle digabung dengan fresh feed untuk dialirkan kembali ke reaktor. Di Selective C4 Hydrogenation unit aktivitas katalis secara bertahap akan berkurang karena sites aktif di katalis terjadi coking. Regenerasi katalis diperlukan apabila aktivitas katalis turun pada titik dimana inlet temperatur reaktor mencapai kondisi desain. 3.4.3 Catalytic Distilation Hydro Deisobutanizer (CDHDIB) Produk C4 dari SHU diumpan ke kolom CD Hydro Deisobutanizer bersama dengan sejumlah kecil gas hidrogen. Isobutene akan diambil bagian atas kolom CD Hydro Deisobutanizer bersama dengan isobutene dan sisa butadiene dari umpan C4+. Pada distilasi konvensional, sebagian besar 1-butene akan keluar pada bagian atas kolom disebabkan titik didih yang dekat antar isobutene dan 1-butene. Untuk memaksimalkan pengambilan normal butene, catalytic bed ditambahkan pada kolom CD

Hydro

Deisobutanizer


untuk

isomerisasi

1-butene

dan

2-butene


dan

hidrogenasisisa butadiene. Produk bawah yang kaya kandungan 2-butene, dikirmkan ke Unit Olefin Conversion. Hampir semua isobutene dalam umpan akan terambil dibagian atas kolom CD Hydro Deisobutanizer akan dijadikan sebagai komponen blending LPG. 3.4.4 Olefin Conversion Unit (OCU) 1. OCU Reactor Feed Treaters Produk bawah kolom CD Hydro Deisobutanizer mengandung n-butene yang dibutuhkan untuk reaksi di DP reaktor, tetapi harus diolah terlebih dahulu untuk menghilangkan senyawa yang dapat meracuni katalis, seperti oksigenat, sulfur, alkohol, karbonil dan air. Produk bawah kolom CD Hydro Deisobutanizer digabung dengan recycle C4 di Fresh/Recycle C4 Surge Drum dan dipompakan ke Unit OCT dan digabung dengan fresh dan recycle etilen selanjutnya diolah di OCT Reaktor Feed Treater. 2. Disproportionation OCT Reactor Umpan ke OCT reaktor dipanaskan sampai temperatur reaksi, masuk ke OCT reaktor dan didinginkan sebelum dilakukan fraksinasi. Reaksi utama pada DP reaktor adalah antara etilen dan n-butene membentuk propilen. Reaksi samping juga terjadi dan menghasilkan produk samping terutama C5-C8 olefin. 3. Fractionation Section DP reaktor meruapakan fixed bed catalytic reactor dan reaksi yang terjadi di DP reaktor adalah isotermal. Katalis pada DP reaktor merupakan silica yang direaksikan dengan magnesium oxide dan tungsten oxide. Pada regenerasi, coke yang menempel pada katalis akan dibakar dengan campuran nitrogen dan udara pada kondisi tertentu. 4. Deethylenizer Hasil reaksi di OCT mengandung campuran propilen, etilen, butene, n-butene dan komponen

5+ C

sebagai hasil reaksi samping. Pada unit OCU ini terdapat 3

kolom fraksinasi. Kolom Deethylenizer berfungsi untuk memisahkan etilen yang tidak bereaksi dan didaur ulang ke reaktor OCT. 5. Depropylenizer Kolom depropylenizer untuk memisahkan produk propilen sebagai produk atas dan produk bawah yang banyak mengandung C4 dan sebagian kecil C5+ hasil Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


reaksi samping. 6. Debutanizer Kolom Debutanizer berfungsi untuk memisahkan produk C4 LPG pada produk atas dan C5+gasoline pada produk bawah. 3.4.5 Regeneration Unit Regenerasi adsoben pada Off Gas Dryer/Treater. C4Feed Treater dan OCT Feed Treater dilakukan dengan menggunakan regerneration gas, yang merupakan kombinasi produk atas Demethanizer dan Deethanizer. Pada sistem regenerasi ini terdapat 2 independen sistem regenerasi, yaitu once-through system untuk Off Gas Dryer/Treater dan OCT Feed Treater serta sistem resirkulasi untuk C4 Feed Treater. 3.4.6 Binary Refrigeration Unit Binary Refrigeration Unit berfungsi untuk menyediakan media pendingin untuk keperluan proses. Bahan pendingin yang dipakai merupakan campuran 31% mol etilen dan 69% propilen dan sejumlah kecil metan, etana dan propana. Binary Refrigeration Unit merupakan sistem yang tertutup dan menggunakan kompresor sentrifugal 3 stage dengan penggerak steam turbine driven. Etilen disuplai dari produk atas kolom OCU Depropylenizer dari Unit RCC Sekarang. (Dini dan Mona, 2014).



BAB IV

ALAT PROSES DAN INSTRUMENTASI

4.1 Alat Proses Utama dan Penunjang Pengolahan pada kilang PT. PERTAMINA RU VI – Balongan, menggunakan alat proses yang kompleks, yang umumnya dikelompokkan menjadi dua yaitu alat proses utama dan alat proses penunjang. Setiap alat memiliki spesifikasinya untuk suatu proses tertentu, yang disesuaikan dengan kondisi operasi masing-masing. 4.1.1 Crude Distilation Unit (CDU) – Unit 11 Alat utama pada Unit CDU adalah Kolom Distilasi Fraksinasi yang ditunjang dengan alat proses penunjang yaitu LGO Stripper, HGO Stripper, Splitter, Overhead Accumulator, Stabilizer, Flare KO Drum, Steam Air Deckoning Drum, Desalter Surge Drum, Fuel Gas KO Drum, Splitter Overhead Drum, Stabilizer Overhead Drum, Accumul ator Off Gas KO Drum. Berikut merupakan alat-alat penunjang yang ada di Unit 11 – Crude Distilation Unit, antara lain : 1) Main Fractionator : 11-C-101 Fungsi : memisahkan fraksi-fraksi minyak bumi berdasarkan titik didih ID Kolom (mm) : 5000 Tinggi Kolom (mm) : 32600 Jumlah tray (buah) : 34 Pressure Drop (kg/cm2g) : 0,01 2 Tekanan desain Top/Bottom (kg/cm g) : 3,6/32,8 Temperature desain Top/Bottom (oC) : 250/393 2 Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm g) : 0,62/0,97 Temperatur Operasi Top/bottom (oC) : 169/354 Fluid : Hydrocarbon 2) LGO Stripper : 11-C-102 Fungsi ID Kolom (mm) Panjang (mm ) Jumlah tray (buah) Jarak Tray (mm) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

: PemisahanLight Gas oil : 1700 : 8400 :6 : 600 Anggi Novarita Simbolon 114120044 Syahirah 114120006

Pressure Drop (kg/cm2g/tray) : 0,014 2 Tekanan desain (kg/cm g) : 3,7 Temperature desain (oC) : 375 2 Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm g) : 0,77/0,83 Temperatur Operasi Top/bottom (oC) : 245/232 3) HGO Stripper : 11-C-103 Fungsi : PemisahanHeavy Gas oil ID Kolom (mm) : 1200 Panjang (mm ) : 8250 Jumlah tray (buah) :6 Jarak Tray (mm) : 600 Pressure Drop (kg/cm2g/tray) : 0,01 2 Tekanan desain, (kg/cm g) : 3,78 Temperature desain (oC) : 375 2 Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm g) : 0,87/0,93 Temperatur Operasi Top/bottom (oC) : 317/330 4) Stabilizer : 11-C-104 Fungsi :Penstabil kondensat dari Overhead Distillate (memisahkan campuran nafta dan kerosin dari gas-gas ringan) ID (mm) (Tray 1-11) : 1100 (Tray 12-25) : 2100 Jumlah tray (buah) : 25 Jarak Tray (mm) : 600 Pressure Drop (kg/cm2g/tray) : 0,014 2 Tekanan desain (kg/cm g) : 8,8 Temperature desain (oC) : 275 2 Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm g) : 6,7/7,5 Temperatur Operasi Top/bottom (oC) : 61/232 5) Splitter : 11-C-105 Fungsi : Pemisah naphtha dan kerosene ID (mm) : 2100 Jumlah tray (buah) : 30 Jarak Tray (mm) : 600 2 Pressure Drop (kg/cm g/tray) : 0,014 Tekanan desain (kg/cm2g) : 3,92 o Temperature desain ( C) : 241 Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm2g) : 0,8/1,22 Temperatur Operasi Top/bottom (oC) : 140/216 6) Overhead Accumulator : 11-V-102 Fungsi :Pemisah antara air, minyak, dan gas di overhead stream dari 11-E-114 Bahan : Carbon Steel Tekanan desain (kg/cm2g) : 3,5 o Temperature desain ( C) : 85 Tekanan Operasi (kg/cm2g) : 0,32 o Temperatur Operasi ( C) : 60 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Korosi shell yang diijinkan (mm) :6 Korosi internal yang diijinkan (mm) :6 7) Accumulator Off gas KO Drum : 11-V-103 Fungsi :Pemisah gas yang tidak terkondensasi pada overhead stream dengan cairan yang terikut Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm)

: Carbon Steel : 3,5 : 85 : 0,3 : 60 :3

8) Stabilizer Overhead drum : 11-V-104 Fungsi Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm) Korosi internal yang diijinkan (mm) 9) Splitter Overhead Drum : 11-V-105 Fungsi Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm) Korosi internal yang diijinkan (mm) 10) Desalter : 11-V-101 A/B Fungsi impurities padat dalam crude Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi Top/Bottom (kg/cm2g) Temperatur Operasi Top/Bottom (oC) 11) Desalter Water Surge Drum : 11-V-107 Fungsi Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

: Drum penstabil Overhead : 8,5 : 75 : 6,35 : 50 :3 :3 : Penampung Overhead dari 11-C-105 : Carbon Steel : 3,5 : 165 : 0,2 : 132 :3 :3 :

Menghilangkan

garam,

air

: Carbon Steel :9 : 140-150 : 9,3/7,6 : 147/145 : Tempat desalinasi air : Carbon Steel : 3,5 : 75 : 1,5 : 50 :3


terikut

11) Fuel gas KO Drum : 11-V-107 Fungsi Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm) 12) Fuel gas KO Drum : 11-V-107 Fungsi Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g) Temperatur Operasi (oC) Korosi shell yang diijinkan (mm) 13) Flare KO Drum : 11-V-601 Fungsi Bahan Tekanan desain (kg/cm2g) Temperature desain (oC) Tekanan Operasi (kg/cm2g)

: Penampung fuel gas : Carbon Steel : 3,5 : 75 : 1,5 : 50 :3 : Penampungfuel gas : Carbon Steel : 5,0 : 160 : 2,5 : 40 :3 : Tempatpembakaransisa gas : Carbon Steel : 3,5 : 265 : 0,25

3.1.2 Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit - Unit 12/13 Unit ARHDM merupakan unit untuk mengolah Atmospheric Residue dari unit CDU menjadi produk Demetallized Amospheric Residue (DMAR). Selain DMAR, juga dihasilkan produk lain seperti off gas, naphta, kerosin dan gas oil. Unit ARHDM beroperasi dengan kapasitas 58.000 BPSD (384 m3/jam). Selain mengolah residu, unit ini berfungsi mengurangi pengotor yang tidak diinginkan seperti sulfur, nitrogen, Micro Carbon Residue (MCR) dan terutama logam nikel (Ni) dan Vanadium (V) yang terbawa oleh residu dari unit CDU. 1) Reaktor: 12/13-R-101 Inside Diameter (mm) : 4400 Tinggi (mm) : 8400 Jumlah unggun katalis (Buah) :1 Temperatur desain (°C) : 454 Tekanan desain (kg/cm2g) : 185,9 2) Reaktor: 12/13-R-102 dan 12/13-R-103 Inside Diameter (mm) : 4400 Tinggi (mm) : 16800 Jumlah unggun katalis (Buah) :1 Temperatur desain (°C) : 454 Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


3)

4)

5)

6)

7)

8)

Tekanan desain, kg/cm2g : 185,9 Furnace: 12/13-F-101 Duty (MMkcal/hr) : 7,56 Number of tube (Piece) : 36 Number of tube passes (Piece) :2 Diameter dalam tube (mm) : 160 Diameter luar tube (mm) : 193,7 Luas area total tube (m2) :268,2 Max. walltemp. (°C) : 587 Tekanan desain (kg/cm2g) : 194,2 Hot High Pressure Separator: 12/13-V-101 Inside Diameter (mm) : 2500 Tinggi (mm) : 5875 Demister : no Coalescer : no Water boot : no Temperatur desain,(°C) : 454 Tekanan desain (kg/cm2g) : 169,2 Cold High Pressure Separator : 12/13-V-102 Inside Diameter (mm) : 2500 Tinggi (mm) : 4250 Demister : ya Coalescer : ya Water boot : tidak Temperatur desain,(°C) : 139 2 Tekanan desain (kg/cm g) : 162,4 Hot Low Pressure Separator : 12/13-V-103 Inside Diameter (mm) : 2500 Tinggi (mm) : 9700 Demister : no Coalescer : no Water boot : no Temperatur desain,(°C) : 396 Tekanan desain (kg/cm2g) : 28,2 Cold Low Pressure Separator : 12/13-V-104 Inside Diameter (mm) : 1680 Tinggi (mm) : 6100 Demister : yes Coalescer : yes Water boot : no Temperatur desain,(°C) : 120 2 Tekanan desain (kg/cm g) : 19,7 Atmospheric fractionator : 12-C-501 Inside Diameter (mm) : 3200/3660 Tinggi (mm) : 44560 Jumlah tray (Buah) : 47



Temperatur desain (°C) Tekanan desain (kg/cm2g)

: 356 : 3,6

9) Gas oil sidecut stripper Inside Diameter (mm) Tinggi (mm) Jumlah tray (Buah) Temperatur desain (°C) Tekanan desain (kg/cm2g) 10) Kerosene sidecut stripper Inside Diameter (mm) Tinggi (mm) Jumlah tray (Buah) Temperatur desain (°C) Tekanan desain (kg/cm2g) 11) Naphtha stabilizer Inside Diameter (mm) Tinggi (mm) Jumlah tray

: 12-C-502 : 1070 : 12390 :5 : 356 : 3,6 : 12-C-503 : 910 : 10395 :5 : 256 : 3,6 : 12-C-504 : 600/1800 : 19020 : terdiridengan 2 beddengan 5500 mm packing per bed : 183 : 8,6

Temperatur desain,(°C) Tekanan desain (kg/cm2g)

3.1.3 Residue Catalytic Cracking Unit - Unit 15 Residue Catalytic Cracker (RCC) berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu yang merupakan campuran dari DMAR (Demetallization Atmospheric Residue) dan AR (Atmospheric Residue) dengan perengkahan menggunakan katalis. 1. Main column (15-C-101) Diameter dalam kolom (mm) Jumlah dan jenis tray Temperatur atas (°C) Temperatur bawah (°C) Kondisi tekanan desain (kg/cm2g) Delta pressure tray (total) (kg/cm2g) 2. Net bottom stripper (15-C-102) Diameter dalam kolom (mm) Jumlah tray (Buah) Tray spacing (mm) Temperatur operasi (°C) Tekanan operasi (kg/cm2g) Tekanan desain pada top (kg/cm2g) Delta pressure tray (kg/cm2g c) Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia

: 8992 : 38 tray (valve tray &discand donut tray) : 123 : 488 : 2,5 : 0,35 : 1372 (min) :6 : 600 : 357 : 0,91 : 2,8 : 0,07 (total)


3. Light cycle oil stripper (15-C-103) Diameter dalam kolom (mm) Jumlah tray (Buah) Jenis tray Tray spacing (mm) Temperatur operasi (°C) Tekanan operasi (kg/cm2g) Tekanan desain (kg/cm2g) Delta pressure tray (kg/cm2g )

: 1829 (min) :6 : valve tray : 600 : 232 : 0,77 : 2,8 : 0,07 (total) (Wheeler Foster, 1993)

3.2 Instrumentasi dan Sistem Pengendalian Proses Pada kilang RU VI-Balongan, pengendalian dilakukan dengan cara mengubah data proses di plant kedalam sinyal analog berupa besaran elektrik menggunakan transducer, kemudian dikirim keruang kendali atau biasa disebut dengan DCS (Distributed Control System) dengan transmitter. Distributed Control System (DCS) adalah suatu pengembangan system control dengan menggunakan computer dan alat elektronik lainnya agar dapat mengontrol suatu loop system yang lebih rumit dan dapat dikendalikan oleh semua orang dengan cepat dan mudah. Proses yang dikontrol dapat berupa proses yang berjalan secara kontinyu atau proses yang berjalan secara batch. Sistem DCS dirancang dengan proses berlebih untuk meningkatkan kehandalan sistem. Konfigurasi control akan memudahkan pengguna dalam perancangan aplikasi. DCS dapat bekerja untuk satu atau lebih computer dan dapat dikonfigurasi di computer atau dari PC secara offline. Besaran elektrik yang diterima adalah arus listrik (4-20 mA) dan tegangan listrik (1-5 V). Sistem DCS merupakan penerapan dari micro computer dalam system instrumentasi industri dan digunakan untuk memantau variabel proses pada plant. Salah satu contoh pengendalian prosesnya adalah pada unit CDU yaitu unit distilasi. Unit distilasi tersebut dikendalikan melalui control tekanan. Tekanan yang terlalu tinggi tergantung dari panas yang diterima dari pembakaran bahan bakar, digunakan bahan bakar agar kerja dari unit distilasi tersebut tidak terlalu berat. Tekanan tinggi tersebut diukur dengan menggunakan pressure gauge. Hasil pengukuran oleh pressure gauge diubah menjadi sinyal antara 0,2 – 1 kg/cm2 untuk pneumatic dan 4 – 20 mA untuk elektronik. Sinyal tersebut dapat mengendalikan beberapa alat yaitu kerangan untuk mengeluarkan panas dari kolom distilasi sehingga tekanan turun, alat refluks untuk menurunkan tekanan dengan memanipulasi kecepatan arus. Ketika tekanan kolom naik maka pembakaran dikurangi, kerangan untuk pemanfaatan panas dibuka, Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


dan produk di refluks, sedangkan jika tekanan kolom kurang maka pembakaran dinaikkan, kerangan untuk pemanfaatan panas ditutup, dan produk tidak di refluks. (Pertamina,2005)



BAB V UTILITAS, PENGOLAHAN LIMBAH DAN LABOROTARIUM 5.1 Sistem Utilitas Sistem utilitas yang ada di kilang berfungsi untuk menunjang operasional kilang dalam memasok kebutuhan-kebutuhan sepertik listrik, steam, cooling water, gas N2, fuel gas system dan lain-lain. Berikut adalah unit dari sistem utilitas PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan : 1. Pembangkit Listrik dan Sistem Distribusi (Unit 51) 2. Pembangkit Steam (Unit 52) 3. Water Intake Facility (WIF) dan Fasilitas Pengolahan Air (Water Treatment Plant) SALAM DARMA (Unit 53) 4. Raw Water dan Potable Water System (Unit 54) 5. Demineralized Water Unit (Unit 55) 6. Cooling Tower System (Unit 56) 7. Sistem Udara dan Instrumen (Unit 58) 8. Nitrogen Plant (Unit 59) Sistem utilitas PT.Pertamina (Persero) RU VI Balongan terdiri dari dua plant dan new plant disebut juga OSBL (Outside Battery Limit). Perbedaan antara kedua utilitas tersebut terletak pada jumlah unit dari masing-masing plant. Peralatan yang terdapat pada xisting plant yaitu : •

3 unit demin plant

•

1 unit cooling water

•

5 unit kompresor

•

6 unit boiler

•

1 unit steam generator



Peralatan yang terdapat pada new plant yaitu : •

1 unit demin plant

•

1 unit cooling tower

•

2 unit nitrogen plant

• 3 unit kompresor • 3 unit boiler Berikut adalah diagram alir sistem utilitas:



Gambar 5 .1. Flow Diagram Utilitas Dalam pengilangan minyak bumi di RU VI Balongan, terdapat beberapa sarana penunjang seperti sistem utilitas untuk menjaga kestabilan kegiatan operasional. Sistem utilitas tersebut antara lain: 5.1.1 Penyediaan Air Penyediaan air meliputi Water Intake Facility (WIF) Salamdarma, raw water dan fire water, demineralized water, dan cooling water. 1. Water Intake Facility (WIF) Salamdarma (Unit 53) Unit 53 ini terletak di Desa Salam Darma, Subang dan berfungsi untuk memurnikan air dari Sungai Tarum dan Sungai Cipunegara untuk dapat digunakan di Kilang RU VI Balongan. Unit ini memiliki kapasitas 1300 ton/jam. Air dimurnikan dengan cara melakukan koagulasi dan flokulasi terhadap pengotor-pengotor di dalam air tersebut. Air yang telah dimurnikan pada unit ini disebut Raw Water, yang kemudian didistribusikan ke pabrik melalui perpipaan. Kebutuhan air di RU VI Balongan mencapai 1100 ton/jam. Untuk menghindari terjadinya pemborosan penggunaan air dan adanya kemungkinan menurunnya cadangan persediaan air dari sungai, maka sistem di RU VI Balongan dilengkapi dengan Refinery Unit air sisa proses agar bisa digunakan kembali. Unit ini memiliki 3 buah generator 53-G-301 A/B/C dengan daya 78 KW dan daya 53-G-301 C sebesar 360 KW.

Tabel 5.1. Kondisi operasi pengambilan air dari sungai Cipunegara



2. Raw Water System and Potable Water System (Unit 54) Raw water system mempunyai fungsi untuk menampung raw water dari Salamdarma dan didistribusikan ke demin plant, potable water, make up cooling water, service water, fire water, dan infrastruktur. Unit 54 mempunyai dua buah tangki penampung dengan kapasitas masing-masing tangki 66.000 ton/tank.Raw Water ini digunakan juga sebagai service water yang pemakaiannya adalah : a. Make-up untuk Fire Water b. Make-up untuk Cooling Water c. Make-up untuk Demineralized Water d. Make-up untuk Potable Water e. Hose Station f. Pendingin untuk pompa di offsite Service water sebelum masuk ke Potable Water Tank, disterilisasi terlebih dahulu dengan gas Chlorine yang selanjutnya dipompakan ke pemakaian.Air yang sudah disteril dinamakan Demineralized Water. 3. Demineralized Water Unit (Unit 55) Water treatment bertujuan melunakan air sesuai dengan yang diperlukan. Unit deminerilsasi bertujuan untuk menyediakan air yang sesuai dengan persyaratan boiler feed water. 3

Denim Plant terdiri dari tiga train dengan flow rate 230 m /h/train yang Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


diinstalisai out doors, tanpa atap dan di area yang tidak berbahaya. Pola operasi : 1. Demineralization Plant beroperasi secara kontinyu. 2. Masing-masing trainakan beroperasi normal secara bergantian. 3. Air buangan regenerasi yang mengandung asam, basa serta air pembilas dari masing-masing resin dibuang melalui bak penetral (untuk dinetralisasi). 4. Backwash water dari Activated Carbon Filter akan dialirkan ke Clean Drain.

4. Cooling Water System (Unit 56) Unit ini berfungsi untuk mensuplai cooling water ke sarana utilitas (boiler, steam turbin generator, kompresor, nitrogen dan demin plant), unit proses (H2 plant, RCC complex, GO/LCO HTU, CDU, AHU/ARHDM, amine treatment, sulphur plant, dan NPU), fasilitas offsite, dan ancillaries. Cooling water yang didistribusikan ke unit proses adalah sebesar 18.000 m3/jam sedangkan cooling water ke sarana utilitas adalah sebesar 14.000 m3/jam dengan temperatur 33ºC. Menara air pendingin ini memiliki beberapa bagian, yaitu : 1. Menara Pendingin (Cooling Water Tower). 2. Pompa air pendingin (Cooling Water Pump). 3. Side Stream Filter, agar tidak terjadi fouling. 4. Side Filter / Start Up Cooling Water Pump. 5. Chemical Injection berupa anti fouling dan anti corrosion. Menara dirancang untuk mendinginkan air dari temperatur 45,5ºC ke 33ºC dengan wet bulb temperatur 29,1ºC pada tipe counter flow. Menara terdiri dari 10 cell dan 10 draf fan beserta masing-masing motornya dan dua buah header supply utama untuk pendistribusian ke onsite dan utility area. Fasilitas pengolahan air digabung dengan menara pendingin yang dilengkapi injeksi gas chlorine, inhibitor korosi dan dispersant. Untuk menjaga mutu air, sebagian air diolah di side stream filter. Pada bagian header supply ke area utility, dilengkapi dengan on-line conductivity untuk memonitor mutu dari air pendingin. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


5.1.2

Sistem Penyediaan Steam Boiler (Unit 52) Boiler adalah unit yang memproduksi high pressure steam untuk digunakan sebagai penggerak alat dalam unit-unit pemrosesan lain, contohnya turbin. Umpan boiler berupa demin water. Umpan ini pertama diperoses pada deaerator, dalam deaerator kandungan O2 dihilangkan menggunakan stripping gas, akan tetapi keluaran dari deaerator ini masih mengandung O2, sehingga pada tangki penampungan keluaran dari deaerator diinjeksikan hydrazine yang membuat kandungan O2 dan mineral pada demin water hilang. Produksi steam dilakukan melalui proses ekspansi secara isoterm atau isentalpi. Ada 3 jenis steam yang dihasilkan, yaitu: a. High Pressure (HP) Steam (43 kg/cm2) HP steam digunakan untuk tenaga penggerak pada STG, FDF boiler, HBW pump, compressor, dan cooling water, serta juga untuk berbagai unit proses, diantaranya adalah RCC, H2plant, GO/LCO HTU, dan AHU. b. Medium Pressure (MP) Steam (19 kg/cm2) MP steam digunakan sebagai tenaga penggerak pompa steam turbine dan steam jet ejector. Digunakan pada MBW pump, automizing boiler, fuel oil pump, demin water pump, dan condensate pump, serta juga untuk berbagai unit proses, diantaranya adalah RCC, GO/LCO HTU, CDU, AHU, Amine/SWS, sulphur plant,offsite dan flare. c. Low Pressure (LP) Steam (3,5 kg/cm2) LP steam digunakan sebagai media pemanas pada berbagai unit utilitas seperti deaerator, KO drum, dan juga untuk berbagai unit proses, yaitu H2plant, GO/LCO HTU, CDU, AHU, Amine/SWS, sulphur plant, dan offsite area. d. Steam Laydown System (Unit 50) Unit 50 ini berfungsi untuk menyediakan steam dalam jumlah lebih banyak dengan cara mengumpankan high pressure steam ke desuperheater, dengan sebelumnya menurunkan tekanan dari high pressure steam pada temperatur tetap dan mencampurkan high pressure steam ini dengan air panas.



5.1.3 Sistem Penyediaan Listrik - Turbine dan Power Generator (Unit 51) Dalam penyediaan listrik untuk operasional yang besar, RU VI Balongan memiliki pembangkit PLTU yang terdiri dari empat Steam Turbin Generator (STG) dan PLTD berupa satu unit Diesel Engine Generator Set. Steam Turbin Generator memproduksi energi listrik serta mengekstraksi medium pressure steam dengan kapasitas 22 MW/STG. PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dilengkapi juga dengan pusat listrik tenaga diesel (PLTD) berupa satu unit Diesel Engine Generator Set dengan kapasitas sebesar 1 X 3600 KW. Unit ini digunakan sebagai initial start-up dan auto-start bila adanya kagagalan total pada STG. Pendistribusian listrik dibagi melalui beberapa sub-station. Berikut merupakan daftar pendistribusian listrik pada PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan : a. Sub-station 1

: Utilitas dan kantor

b. Sub-station 11

: H2 plant

c. Sub-station 12

: GO HTU dan LCO HTU

d. Sub-station 13

: AHU

e. Sub-station 14 A&B

: RCC Unit

f. Sub-station 15

: CDU

g. Sub-station 16

:Amine Treating, SWS, Sulfur Plant

h. Sub-station 22, 23

:Offsite Area

i. Sub-station 31

: Kompleks Perumahan Bumi Patra

5.1.4 Sistem Penyediaan Gas Unit 59 berfungsi untuk menyediakan nitrogen ke unit-unit pengolahan lain yang

membutuhkan.

Untuk

menghasilkan

nitrogen,

udara

dikompresikan

menggunakan kompresor, lalu didinginkan dengan chiller. Udara bertekanan kemudian dilewatkan dalam adsorber untuk menyerap zat yang tidak diinginkan, moisture, gas, asetilen dan metan sebelum dimasukkan ke cold box system. Dalam cold box, fraksi gas dan cair dipisahkan secara distilasi, dimana fraksi gas dari nitrogen langsung dialirkan ke unit-unit proses, sementara fraksi cairnya ditampung



dalam tangki penampungan. Nitrogen dalam tangki penampungan akan dialirkan ke unit proses dalam fasa cair maupun fasa gas dengan bantuan vaporizer. 5.1.5 Sistem Penyediaan Udara Tekan Service Air dan Instrument Air dihasilkan pada proses ini dengan pemrosesan terlebih dahulu. Umpan berupa udara luar, dikompresikan menghasilkan udara bertekanan yang disebut service air. Bila service air ini dikeringkan, maka akan dihasilkan instrument air. Yang menjadi faktor penting sehingga instrument air harus dikeringkan, agar tidak menyebabkan korosi dalam penggunaannya untuk alat – alat dalam plant. Kapasitas alat-alat tersebut adalah 3500 Nm3/jam, sedangkan kapasitas alat pengeringan yaitu 4820 Nm3/jam. (Pertamina, 1993) 5.2 Pengolahan Limbah 5.2.1 Limbah Limbah industri minyak bumi umumnya mengandung logam-logam berat, senyawa sulfur dan amine. Senyawa kimia berbahaya, serta senyawa-senyawa hidrokarbon yang mudah terbakar.PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan menghasilkan berbagai macam limbah yang terdiri dari limbah cair, limbah gas, dan limbah padat dimana dari ketiga jenis limbah yang dihasilkan tersebut limbah cair adalah limbah yang paling potensial untuk menyebabkan pencemaran lingkungan. Limbah yang paling banyak dihasilkan adalah senyawa sulfur karena minyak mentah yang digunakan memiliki kadar sulfur yang tinggi. Oleh karena itu, limbah sulfur tersebut dimanfaatkan oleh PERTAMINA RU VI Balongan pada unit Sulfur Plant sehingga menjadi produk sulfur yang dapat digunakan kembali. Produk yang dihasilkan dari proses bertahap pengolahan limbah sulfur nantinya akan menjadi off gas yang akan dijadikan sebagai bahan bakar fuel gas dan treated water yang sebagian digunakan kembali pada unit CDU dan ARHDM dan sebagian lagi dibuang ke lingkungan. 5.2.2 Pengolahan Limbah Cair / Waste Water Treatment (Unit 63) Air buangan industri minyak bumi pada umumnya mengandung logam berat, atau senyawa berbahaya lainnya. Selain itu, air buangan juga mengandung senyawa Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


hidrokarbon yang rawan terhadap bahaya kebakaran. Air buangan industri, sebelum dibuang ke lingkungan, harus diolah terlebih dahulu sampai memenuhi spesifikasi/baku mutu air limbah. Di kilang Balongan, limbah air buangan ditangani oleh unit Sewage and Effluent Water Treatment. Tujuan utama pengolahan limbah cair adalah mengurangi kandungan BOD, partikel tercampur, serta membunuh mikroorganisme patogen. Selain itu, pengolahan limbah juga berfungsi untuk menghilangkan bahan nutrisi, komponen beracun, serta bahan yang tidak terdegradasi agar konsentrasinya menjadi lebih rendah.Supaya tujuan-tujuan tersebut dapat tercapai, maka dibangun Sewage dan Effluent Water Treatment (EFT) yang digunakan untuk pengolahan lanjutan limbah hasil pengolahan pada unit Sour Water Stripper (SWS). Unit ini dirancang untuk memproses buangan dari seluruh kegiatan proses dalam batas-batas effluent yang ditetapkan oleh air bersih. Unit ini memiliki kapasitas 600 m 3/jam dimana kecepatan effluent didesain untuk penyesuaian kapasitas curah hujan yang terjadi di area proses dan utilitas yakni sebesar 180 mm/hari. Desain awal dari unit Waste Water Treatment (WWT) adalah untuk mengolah air buangan yang terdiri dari dua sistem pengolahan, yaitu: a. Dissolved Air Floatation (DAF) yang digunakan untuk memisahkan kandungan padatan dan tank area. Pada proses ini bahan yang diolah umumnya mempunyai kandungan minyak dan solid yang tinggi namun memiliki kandungan COD dan BOD yang rendah. Spesifikasi desain air yang keluar DAF adalah kandungan minyak maksimumnya 25 ppm dan solid maksimum. b. Activated Sludge Unit (ASU) yang berfungsi mengolah secara fisika, kimia dan biologi air buangan dari unit proses khususnya treated water keluaran unit SWS, desalter effluent water keluaran unit CDU, GO-HTU, RCC, dan sistem sanitasi pabrik. Air yang diolah umumnya mempunyai kandungan ammonia, COD, BOD, dan fenol sedangkan kandungan minyak dan solid berasal dari desalter effluent water. Di Pertamina RU VI Balongan, pengolahan air buangan dibagi menjadi dua yaitu: treatment oily water yang dilakukan diserangkaian separator dan treatment air Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


buangan proses yang dilakukan dengan menggunakan lumpur aktif yang merupakan campuran dari koloni mikroba aerobic. Unit pengolahan air buangan terdiri dari air floatation section, activated sludge section, serta dehydrator dan incinerator section.



a. Air Floatation Section

Air hujan bercampur minyak dari unit proses dipisahkan oleh CPI separator sedangkan air ballast dipisahkan oleh API separator kemudian mengalir ke seksi ini secara gravitasi. Campuran dari separator mengalir ke bak DAF Feed Pump dan dipompakan ke bak floatation, sebagian campuran dipompakan ke pressurize vessel. Dalam pressurize vessel udara dari plant air atau DAF compressor udara dilarutkan dalam pressure waste water. Jika pressure waste water dihembuskan ke pipa inlet bak floatation pada tekanan atmosfir, udara yang terlarut disebarkan dalam bentuk gelembung dan minyak yang tersuspensi dalam waste water terangkat ke permukaan air. Minyak yang mengapung diambil dengan skimmer dan dialirkan ke bak floatation oil.Minyak di dalam bak floatation oil dipompakan ke tangki recovery oil. Air bersih dari bak floatation mengalir ke bak impounding basin. b. Activated Oil Sludge

Aliran proses penjernihan air dengan CPI Separator dan aliran sanitary dengan pompa dialirkan secara gravitasi ke seksi activated sludge. Air hasil proses CPI dan filtrate dehydrator dicampurkan dalam bak proses effluent dan campuran air ini dipompakan ke pit aeration pada operasi normal dan pada emergency ke pit clarifier melalui rapid mixing pit dan Flocculaton pit. Apabila kualitas air off spec, maka air tersebut dikembalikan ke bak effluent sedikit demi sedikit untuk dibersihkan dengan normal proses. Ferri Chlorida (FeCl3) dan Caustic Soda (NaOH) diinjeksikan ke bak flocculation. Air yang tersuspensi, minyak, dan sulfida dalam air kotor dihilangkan dalam unit ini. Lumpur yang mengendap dalam bak clarifier dipompakan ke bak thickener. Pemisahan permukaan dari bak clarifier dilakukan secara over flow ke bak aeration. Dalam bak aeration ditambahkan nutrient. Selain itu, untuk menciptakan lingkungan aerobik bak ini dilengkapin pula dengan aerator. Treatment dengan biological ini mengurangi dan menghilangkan bendabenda organik (BOD dan COD).Setelah treatment dengan biological, air kotor bersama lumpur dikirim ke bak aeration kembali, sebagian lumpur dikirim ke bak Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


thickener. Pemisahan permukaan air dari bak sedimentasi mengalir ke atas ke Impounding Basin. Unit Sewage and Effluent Water Treatment dirancang untuk sistem waste water treatment yang bertujuan memproses buangan seluruh kegiatan dari unit proses dan area pertangkian dalam batas-batas effluent yang diterapkan air bersih. Kapasitas unit ini sebesar 600 m3/jam dimana kecepatan effluent didesain untuk penyesuaian kapasitas 180 mm/hari curah hujan di area proses dan utilitas. Unit penjernihan buangan air ini memiliki beberapa proses yaitu : 

Proses Fisik Pada proses ini diusahakan agar minyak maupun buangan padat dipisahkan secara fisik. Setelah melalui proses fisik tersebut, kandungan minyak dalam buangan air hanya diperbolehkan ± 25 ppm.



Proses Kimia Proses ini dilakukan dengan menggunakan bahan penolong seperti koagulan, flokulan, penetrasi, pengoksidasi dan sebagainya yang dimaksud untuk menetralkan zat kimia berbahaya di dalam air limbah. Senyawa yang tidak diinginkan diikat menjadi padat dalam bentuk endapan lumpur yang selanjutnya dikeringkan.



Proses Mikrobiologi Proses mikrobiologi merupakan proses akhir dan berlangsung lama, serta hanya dapat mengolah senyawa yang sangat sedikit mengandung logam berbahaya. Pada dasarnya proses ini memanfaatkan makhluk hidup (mikroba) untuk mengolah bahan organik. Semua air buangan yang biodegradable dapat diolah secara biologi. Tujuannya

untuk menggumpalkan dan memisahkan zat padat kolodial yang tidak mengendap serta menstabilkan senyawa-senyawa organik. Sebagai pengolahan sekunder, pengolahan secara biologi dipandang sebagai pengolhan yang paling murah dan efisien. Dalam beberapa dasawarsa telah berkembang berbagai metode pengolahan limbah secara biologi dengan segala modifikasinya. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


Proses ini dimaksudkan untuk mengolah buangan air proses yang mempunyai kadar BOD 810 mg/l dan COD 1150 mg/l menjadi treated water yang memiliki kadar BOD 100 mg/l dan COD 150 mg/l dengan menggunakan lumpur aktif (activated sludge). Lumpur aktif ini merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik. c. Dehydrator dan Incinerator Section Padatan berupa lumpur yang terkumpul dari floatation section dan activated sludge ditampung dalam sebuah bak. Selanjutnya lumpur tersebut dipisahkan airnya dengan bantuan bahan kimia dan alat mekanis berupa centifuge (alat yang bekerja memisahkan cairan-padatan dan dengan memutarnya pada kecepatan tinggi). Cairan hasil pemisahan centrifuge dialirkan melalui got terbuka menuju PEP di seksi ASU, sedangkan padatannya disebut cake dan ditampung pada sebuah tempat bernama Hopper (Cake Hopper). Proses selanjutnya adalah membakar cake dalam sebuah alat pembakar atau incinerator menjadi gas dan abu pada temperatur tinggi (T = 800ºC). Kapasitas desain dehydrator sebesar 5,5 m 3/jam dan kapasitas pembakaran incinerator adalah 417 kg solid/jam. 5.2.3 Pengolahan Limbah Padat Limbah padat berupa sludge dan katalis sisa perlu diolah terlebih dahulu agar tidak mencemari lingkungan.Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri minyak yang tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas karena dapat mencemari lingkungan. Sludge dihasilkan dari hasil pengolahan limbah cair di unit ETF. Pada sludge selain mengandung lumpur, pasir, dan air mengandung hidrokarbon fraksi berat yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses. Sludge ini tidak dapat dibuang langsung ke lingkungan karena butuh waktu yang sangat lama untuk dapat terurai secara alamiah. Oleh karena itu sludge ini dibakar dalam incinerator pada suatu temperatur tertentu. Sebagian lumpur dan pasir dalam sludge yang tidak ikut terbakar dibuang untuk landfill atau dibuang di daerah tertentu yang tidak merusak lingkungan.



5.2.4 Pengolahan Limbah Gas Limbah gas yang dihasilkan diolah dengan cara yang berbeda-beda, tergantung kandungan dari gas tersebut. Gas hidrogen sulfida (H 2S) diolah lebih lanjut di Sulphur Recovery Unit, dan sisanya, bersama gas karbon monoksida (CO) dan gas hidrokarbon, dibakar di incinerator atau flare. Limbah gas berupa gas karbondioksida (CO 2) dibuang langsung ke lingkungan. (Pertamina, 2005) 5.3 Laboratorium 5.3.1 Program Kerja Laboratorium Bagian laboratorium memegang peranan penting di kilang, karena pada bagian ini data-data analisa tentang raw material dan produk akan diperoleh. Dengan data-data yang telah diberikan, maka proses produksi akan selalu dapat dikontrol dan dijaga standar mutunya sesuai dengan spesifikasi yang diharapkan. Bagian laboratorium berada di bawah bidang Unit Produksi. Bagian laboratorium memiliki tugas pokok sebagai berikut: a.

Sebagai kontrol kualitas bahan baku b. Sebagai pengontrol kualitas produk c. Mengadakan penelitian dan pengembangan jenis crude minyak lain, selain crude dari minyak Duri dan Minas yang memungkinkan dapat diolah di PERTAMINA RU VI Balongan. d. Mengadakan analisa terhadap jenis limbah yang dihasilkan selama operasi proses kilang pada PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan. Pemeriksaan atau analisa yang dilakukan di Laboratorium meliputi beberapa hal di bawah ini: a. Crude oil, terutama crude Duri dan Minas. b. Stream produk yang dihasilkan dari unit AHU, RCC, CDU, Hydrogen Plant dan unit-unit lain. c. Utilitas: air, fuel gas, chemical agent dan katalis yang digunakan. d. Produk antara dan produk akhir Bagian Laboratorium dibagi menjadi tiga seksi dalam melaksanakan tugas, yaitu: 1. Seksi Teknologi (TEKNO) Seksi Teknologi (TEKNO)memiliki tugas antara lain: a. Mengadakan evaluasi crude Minas dan Duri sebagai raw material. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


b. Melakukan analisa bahan baku, stream/finish produk serta chemical dengan menggunakan metode test. c. Mengadakan blending terhadap fuel oil yang dihasilkan, agar dapat menghasilkan octane number yang tinggi dengan proses blending yang singkat tanpa penambahan zat kimia lain, seperti TEL, MTBE, atau ETBE. d. Mengadakan penelitian terhadap lindungan lingkungan (pembersihan air buangan). e. Mendukung kelancaran operasional semua unit proses, ITP, dan utilitas termasuk percobaan katalis, analisa katalis yang digunakan dalam reaktor dan material kimia yang digunakan di kilang UP-VI. 2. Seksi Analitika dan Gas (ADG) Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat kimia dari bahan baku, produk antara dan produk akhir serta bahan kimia yang digunakan. Seksi ini juga menganalisis gas stream maupun dari tangki. Beberapa tugas yang dilakukan antara lain: a. Mengadakan analisa sampling dan analisa contoh air serta chemical secara instrument dan kimiawi, sehingga diperoleh hasil yang akurat. b. Mengadakan analisa sampling dan analisa secara instrument dan kimiawiterhadap contoh minyak sesuai dengan metode test. c. Mengadakan analisa gas masuk dan gas buang dari masing-masing alat (jika diperlukan). d. Mengadakan analisa sampel gas dari kilang dan utilitas serta produk gas yangberupa LPG dan propylene. e. Mengadakan analisa sampling non rutin shift sample stream gas, LPG, propylene, fuel gas, serta hidrogen. f. Melaksanakan sampling dan analisa secara chromatography sampel non rutin darikilang dan offsite.

3. Seksi Pengamatan Seksi pengamatan mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan baku, produk antara dan produk akhir. Sifat-sifat yang diamati antara lain: a. Distilasi Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


b. c. d. e. f. g. h.

Spesific Gravity (SG) Reid Vapour Pressure/RVP (analisa tekanan uap untuk ignition gasoline) Flash and Smoke Point (analisa pembakaran tidak sempurna/jelaga) Conradson Carbon Residue (CCR) Kinematic Viscosity Cooper Strip and Silver Strip (analisa kandungan sulfur) Kandungan air

5.3.2 Alat-alat Laboratorium Alat-alat yang digunakan di laboratorium a. Analitika - Spectrofotometer - Polychromator - Infra Red Spectrofotometer - Spectro Fluoro Photometer b. Gas Chromatography Prosedur Analisa a. Analitika Dalam bidang analitika mengadakan pemeriksaan sifat-sifat kimia bahan baku, intermediate, dan finish produk. Bahan yang dianalisa setiap hari (sample shift rutin) adalah analisa air dan minyak. Adapun prosedur analisa yang digunakan antara lain : -

Atomic Absorbtion Spectrophotometric (AAS) yang digunakan untuk menganalisa

-

logam-logam yang mungkin ada dalam air. Alat yang digunakan adalah Spectrofotometer yang dilengkapi dengan detektor dan analisa hasil yang akan terlihat dalam layar monitor komputer. Prinsip kerja alat ini berdasarkan pada besarnya daya serap gelombang elektromagnetik dari

-

sample yang dihasilkan yaitu gelombang sampai 860 Å. Polychromator untuk menganalisa semua metal yang ada dalam sample air

-

maupun zat organik. Infra Red Spectrofotometer (IRS) untuk menganalisa kandungan minyak dalam

-

sample air, juga analisa aromatik minyak berat. Spectro Fluoro Photometer, untuk menganalisa kandungan minyak dalam water slop yang dihasilkan.



b. Gas Chromatography (GC) Salah satu prosedur analisa gas adalah dengan menggunakan GC. GC digunakan untuk menganalisa gas CO dan CO 2 dengan range 0,01-0,05 ppm, menggunakan sistem multikolom yang dilengkapi dengan beberapa valve dan selenoid valve yang digerakkan secara otomatis oleh program relay. Detektor yang dipakai adalah flame ionisasi detector. Prosedur analisa lain yang digunakan pada Laboratorium adalah :          

Titrasi Distilasi UOP Standard ASTM Standard Volumetri Viscosimetri Potensiometer Flash Point Tester Micro Colorimeter Gravimetri (Wheeler Foster, 1993)



BAB VI KESELAMATAN DAN KESEHATAN KERJA 6.1 Keselamatan dan Kesehatan Kerja PT

Pertamina(Persero)

telah

mengambil

suatu

kebijakan

untuk

selalu

memprioritaskan aspek KK dan LL dalam semua kegiatan untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PT Pertamina (Persero) RU VI Balongansangat mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan kerugian baik terhadap karyawan, harta benda perusahaan, terganggunya kegiatan operasi serta keamanan masyarakat sekitarnya yang diakibatkan oleh kegiatan perusahaan. Pelaksanaan tugas bidang LKKK ini berlandaskan: • UU No. 1/1970 Mengenai keselamatan kerja karyawan di bawah koordinasi Depnaker. • UU No. 2/1951 Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja di bawah koordinasi Depnaker. • PP No. 11/1979 Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja di bawah koordinasi Dirjen Migas. • UU No. 4/1982 Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup di bawah koordinasi. • KLH PP No. 29/1986 Mengenai ketentuan AMDAL di bawah koordinasi KLH. Kegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL RU VI untuk mendukung program di atas terdiri atas 5 kegiatan: a) Keselamatan Kerja. b) Pelatihan. c) Penanggulangan kebakaran. d) Lindungan Lingkungan. Jurusan Teknik Kimia Institut Teknologi Indonesia


e) Rekayasa. Kegiatan tersebut dijalankan oleh seksi-seksi: 1. Seksi Keselamatan Kerja mempunyai tugas, antara lain: •

Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang.

•

Bertanggung jawab terhadap alat-alat keselamatan kerja.

• Bertindak sebagai instruktur safety. • Membuat rencana pencegahan. 2. Seksi Lindungan Lingkunganmempunyai tugas, antara lain: • Memprogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan. • Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping. 3. Seksi Penanggulangan Kebakaran, Administrasi, dan Latihan mempunyai tugas tugas antara lain: • Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik. • Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan. • Mengadakan pemeriksan kehandalan alat-alat firing. • Membuat rencana kerja pencegahan kecelakaan. • Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar lebih menyadari tentang keselamatan kerja. • Membuat dan menyebarkan buletin KK dan LL pada karyawan agar wawasan karyawan tentang KK dan LL meningkat. • Meninjau ulang gambar-gambar dan dokumen proyek. • Melakukan evaluasi-evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK. Adanya seksi-seksi tersebut di atas bertujuan untuk mencegah kecelakaan, kebakaran, maupun pencemaran lingkungan dari segi engineering. Lingkungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LKKK) membuat program dengan pedoman A-850/E-6900/99-30:



1. Bendera kecelakaan a. Warna kuning (1 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan, yaitu tidak menimbulkan hari hilang (first aid accident). b. Abu-abu muda (2 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari kerja (lost time). c. Hitam dengan strip putih (1 bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal yaitu menyebabkan kematian. 2. Bendera kebakaran a. Merah (1 minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah US$ 10,000. b. Merah strip hitam (1 bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian melebihi US$10,000. 3. Bendera pencemaran a. Biru (1 minggu dikibarkan), untuk pencemaran di mana tidak terjadi klaim dari penduduk. b. Hitam (1 bulan dikibarkan), untuk pencemaran di mana terjadi klaim dari penduduk. 4. Papan informasi kejadian Papan ini berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan terjadinya kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya di fire station, lokasi kejadian, dan lemari on call.



DAFTAR PUSTAKA Humas PERTAMINA UP-VI Balongan. 2008. Company Profile PT. PERTAMINA Refinery Unit VI Balongan. PERTAMINA. 1992. Pedoman Operasi Kilang :dan Pertamina UP-VI Balongan. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi : Unit 11 CDU. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi : Unit 12 & 13 ARDHM Unit . JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 14 Gas Oil Hydrotreating Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 15

RCC Unit . JGC

Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 16 Unsaturated Gas Plant. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 17LPG Treatment Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 18Naphtha Treatment Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 19Propylene Recovery Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 20Catalytic Condentation Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited.



PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 21 Light Cycle Hydrotreating Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 22 Hydrogen Plant. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 23 Amine Treatment Unit. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited. PERTAMINA EXOR-1. 1992. Pedoman Operasi Kilang :Unit 24 Sour Water Stripper. JGC Corporation & Foster Wheeler (Indonesia) Limited.



lap kp balongan

Recommend Documents