LAPORAN KERJA PRAKTIK

LAPORAN KERJA PRAKTIK PT. PERTAMINA (PERSERO) RU III PLAJU – SUNGAI SUNGAI GERONG

IBRAHIM HARYA 1406531782

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA PLAJU 2017

LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KHUSUS

DENGAN TUGAS KHUSUS EVALUASI EFISIENSI FURNACE 1 DAN FURNACE 2 CRUDE DISTILLER III KILANG CD&GP DI PT. PERTAMINA(PERSERO) RU II PLAJU – SUNGAI GERONG

Oleh :

Ibrahim Harya

1406531782

Mengetahui,

CD & GP Section Head

Pembimbing Lapangan

Asrinur

Muhammad Amir

ii

Universitas Indonesia

KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa karena atas berkat dan karunia-Nya penulis dapat menyelesaikan Tugas Khusus yang berjudul

“

Evaluasi Performance Heat Exchanger 108-2B Crude Distiller III Di

Unit CD & GP PT. Pertamina (Persero) Ru III Plaj u” Tugas Khusus ini merupakan hasil dari Kerja Praktik yang dilaksanakan di Unit CD&GP PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III Plaju pada tanggal 3 Juli 2017 s.d. 10 Agustus 2017. Laporan Tugas Khusus ini disusun untuk memenuhi salah satu mata kuliah di Universitas Indonesia. Penulisan laporan Tugas Khusus ini dapat diselesaikan tidak lepas dari dukungan, bimbingan, dan bantuan dari banyak pihak yang sangat berarti. Oleh karena itu, pada kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada : 1.

General Manager PT PT PERTAMINA (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong.

2.

Unit Manager HR RU HR RU III Plaju-Sungai Gerong

3. Eng & Dev Manager PT PERTAMINA (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong. 4. Process Engineering Section Head 5.

Officer HR BP Refinery

6.

Bapak Sahat Simbolon, selaku pembimbing kerja praktik di unit CD&GP PT. Pertamina (Persero) RU III.

7.

Seluruh Staff di Unit CD&GP PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju – Plaju – Sungai Sungai Gerong.

8.

Bapak Setijo Bismo, selaku penghubung pelaksanaan kerja praktik mahasiswa di PT.Pertamina (PERSERO) RU III.

9.

Keluarga tercinta yang telah memberi bantuan dan dukungan baik materi maupun moril.

10. Teman-teman seperjuangan dalam kerja praktik di PT. Pertamina PERSERO RU III

iii


Laporan ini masih jauh dari sempurna. Oleh karena itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun untuk menyempurnakan laporan ini agar lebih baik dimasa yang akan datang. Penulis berharap semoga laporan ini dapat bermanfaat bagi semua pihak untuk memberi gambaran proses yang terdapat pada PT. PERTAMINA (Persero) RU-III Plaju Palembang.

Plaju,

Agustus 2017

Penulis

iv


DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN .......................................... ................................................................. ........................................ ................. ii KATA PENGANTAR ........................................ .............................................................. ............................................ ............................ ...... iii DAFTAR ISI ........................................ .............................................................. ............................................ ............................................ ...................... v DAFTAR GAMBAR ................................................. ....................................................................... ......................................... ................... viii DAFTAR TABEL .......................................... ................................................................ ............................................ ................................ .......... ix ix PENDAHULUAN.................................................. ......................................................................... ............................................. ........................ 1 0

1.1

Latar Belakang .......................................... ................................................................ ............................................ ........................ 1 0

1.2

Tujuan Kerja Praktik ....................................................... .............................................................................. ....................... 12

1.3

Ruang Lingkup Kerja Ker ja Praktik .......................................... ................................................................. ....................... 12

1.4

Tempat dan Waktu Pelaksanaan Kerja Praktik ...................................... ...................................... 12

1.5

Metodologi Kerja Praktik dan Penulisan Laporan ................................. ................................. 13

1.6

Sistematika Penulisan ............................ .................................................. ............................................. ........................... .... 13

PROFIL PT. PERTAMINA RU III PLAJU ........................................... .................................................... ......... 15

2.1

Sejarah ........................................... .................................................................. ............................................. .................................. ............ 15

2.1.1

Sejarah PT. Pertamina ........................... ................................................. .......................................... .................... 15

2.2

Lokasi ............................................ ................................................................... ............................................. .................................. ............ 20

2.3

Manajemen PT. Pertamina RU III Plaju ............................................ ................................................ .... 20

2.3.1 2.4

Visi dan Misi Mis i PT. Pertamina RU III Plaju Plaj u .................................. ...................................... .... 20

Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) ......................................... ......................................... 22

2.4.1

Struktur Organisasi Pertamina RU III ............................................. ............................................. 22

ORIENTASI UMUM ......................................... ............................................................... ............................................ ........................... ..... 28

3.1

Minyak Bumi .............................. .................................................... ............................................ ...................................... ................ 28

3.1.1

Komponen Minyak Bumi............................................ ................................................................ .................... 28

3.1.2

Klasifikasi Minyak Bumi ................................. ....................................................... ............................... ......... 29

v


3.1.3 3.2

Sifat – Sifat – sifat sifat Minyak Bumi .................................... .......................................................... ........................... ..... 30 Pengolahan Minyak Bumi Secara Umum ........................................... ........................................... 32

3.2.1

Pengolahan secara Fisis ( Primary Primary Process) Process) .................................... .................................... 32

3.2.2

Pengolahan Secara Konversi (Secondary (Secondary Process).................... Process)......................... ..... 32

3.2.3

Pemurnian (Treating) (Treating) .......................................................... ..................................................................... ............ 33

3.2.4

Pencampuran (Blending) (Blending) ..................................................... ................................................................ ............ 34

3.2.5

Pengolahan Air Limbah .................................................. .................................................................. ................ 35

3.3

Produk – Produk – Produk Produk Minyak Bumi.......................................... .............................................................. .................... 36

3.3.1

Produk BBM ......................................... ............................................................... .......................................... .................... 36

3.3.2

Produk Non-BBM ............................................ ................................................................... ............................... ........ 42

PROSES PRODUKSI PT. PERTAMINA (PERSERO) RU III PLAJU ....... 48

4.1

Bahan Baku ........................................... ................................................................. ............................................ ........................... ..... 48

4.1.1

Bahan Baku Utama .......................................... ................................................................. ............................... ........ 48

4.1.2

Bahan Baku Penunjang ........................................ .............................................................. ........................... ..... 50

4.2

Wilayah Operasi ...................................................... ............................................................................ ............................... ......... 53

4.3

Unit Produksi .......................... ................................................ ............................................ .......................................... .................... 53

4.3.1

Oil Movement ...................... Movement ............................................ ............................................. ...................................... ............... 53

4.3.2

Kilang Crude Distiller and Gas Plant (CD&GP) Plant (CD&GP) ........................... ........................... 57

4.3.3

Kilang Crude Distiller and Lights End (CD&L) ............................ ............................ 73

4.3.4

Unit Polyproylene ....................................................... ........................................................................... .................... 86

4.4

Unit Penunjang .......................................... ................................................................ ............................................ ........................ 97

4.4.1

Utilitas ............................................ .................................................................. ............................................ ........................... ..... 97

4.4.2

Laboratorium.................................................... ........................................................................... ............................. ...... 110

4.4.3

Tangki Timbun ............................... ..................................................... ............................................. ......................... .. 110

4.4.4

Dermaga, Dok, dan Perkapalan ........................................... ..................................................... .......... 111

4.5

Produk yang Dihasilkan .......................................... ................................................................. ............................. ...... 111

vi


4.5.1

Kilang BBM .................................................................................. 111

4.5.2

Kilang Non-BBM .......................................................................... 112

4.5.3

Produk Petrokimia ......................................................................... 113

TUGAS KHUSUS ............................................................................................. 114

5.1

Pendahuluan ......................................................................................... 114

5.1.1

Latar Belakang Masalah ................................................................ 114

5.1.2

Perumusan Masalah ...................................................................... 115

5.1.3

Tujuan Penelitian .......................................................................... 115

5.1.4

Batasan Masalah............................................................................ 115

5.2

Tinjauan Pustaka .................................................................................. 116

5.2.1

Proses Perpindahan Panas .................... Error! Bookmark not defined.

5.2.2

Furnace (Dapur) .................................. Error! Bookmark not defined.

5.3

Data Pengamatan .................................................................................. 127

vii


DAFTAR GAMBAR

viii


DAFTAR TABEL

ix


BAB 1 PENDAHULUAN 1.1

Latar Belakang

Minyak bumi pertama kali ditemukan pada sekitar tahun 221 SM yaitu ketika dilakukan penggalian tanah oleh orang-orang Cina hingga kedalaman lebih dari 3000 kaki. Namun pengeboran yang bersifat komersial pertama kali dilakukan di Titusville, Pennsylvania, AS yang dilakukan oleh Col. Drake. Usaha pengeboran minyak di Indonesia dimulai dengan dilakukannya eksplorasi di daerah Gunung Ciremai sekitar tahun 1871 oleh seorang pengusaha Belanda yang bernama Van Hoevel dan Jan Reerink , namun eksplorasi ini gagal karena tidak ditemukan minyak. Usaha pencarian minyak bumi selanjutnya dilakukan seorang pengusaha Belanda bernama Aeiko Jan Zijlker di Telaga Tunggal. Pada tanggal 15 Juni 1885, eksplorasi ini berhasil ditemukan sumur minyak bumi komersil pertama di Indonesia dengan kedalaman 121 m. Setelah keberhasilan pengeboran ini maka secara berturut-turut ditemukan sumur-sumur minyak di Telaga Sahid (Sumatera Utara), Kruka (Jawa Timur, 1887), Ledok (Cepu, 1901), Pamusian (Tarakan, 1905), dan Talang Akar Pendopo (Sumatera Selatan, 1921). PERTAMINA sebagai suatu perusahaan negara yang bernaung dibawah Departemen

Pertambangan,

Energi

dan

Sumber

Daya

Mineral.

Dalam

perkembangannya, perubahan telah banyak dialami oleh PERTAMINA dan berkembang seiring dengan perkembangan dan kemajuan ilmu pengetahuan dan teknologi di Indonesia. Pesatnya perkembangan perekonomian di Indonesia tidak terlepas dari peranan perindustrian, dalam hal ini termasuk industri minyak dan gas bumi (MIGAS) yang merupakan produk utama dari PERTAMINA, di samping produk produk lain yang diproduksi untuk mendukung proses pengolahan yang utama. PERTAMINA selaku pengelola juga mengikuti prinsip ekonomi dalam setiap tindakan untuk tetap bekerja secara efisien dan efektif sehingga dapat bertahan dan dapat diandalkan dalam persaingan dengan perusahaan-perusahaan minyak di luar negeri.

x


Dengan

latar

belakang

akademis

Teknik

Kimia,

kami

memiliki

kesempatan untuk mengaplikasikan ilmu – ilmu yang telah kami pelajari selama ini, seperti peristiwa perpindahan dalam proses refinery minyak bumi di kilang, baik perpindahan panas dan juga perpindahan massanya. Lalu pada mata kuliah perancangan alat proses, kami mempelajari perancangan alat – alat yang banyak digunakan pada kilang untuk pengolahan minyak bumi seperti pompa, kolom distilasi dan juga alat penukar panas. Pada mata kuliah pengolahan minyak bumi, kami mempelajari sebagian besar proses – proses yang terjadi pada suatu kilang minyak bumi dari minyak mentah hingga menjadi produk – produk yang berkualitas. Selain itu, pada mata kuliah utilitas dan pemeliharaan pabrik, kami mempelajari proses pemeliharaan terhadap suatu pabrik seperti kilang minyak bumi. Oleh karena itu, kami ingin mempelajari topik tentang proses pengolahan minyak bumi lebih dalam sebagai tugas kerja praktik kami. Sehingga, dibutuhkan bimbingan dari tenaga ahli PT. Pertamina RU III Plaju dalam pelaksanaan tugas kerja praktik kami di bidang pengolahan minyak bumi, untuk menyelesaikan salah satu syarat kelulusan mata kuliah kerja praktik di program studi Teknik Kimia Universitas Indonesia. Ilmu – ilmu dalam Teknik Kimia yang telah dipelajari telah mendalam, akan tetapi, ilmu tersebut masih terbatas pada aspek teoritis. Sehingga pengetahuan – pengetahuan ini akan lebih baik jika disempurnakan dengan cara mengaplikasikannya secara langsung melalui kegiatan kerja praktik di perusahaan yang mengaplikasikan konsep core competence bidang Teknik Kimia. Dengan diadakannya kerja praktik, diharapkan mahasiswa dapat mengimplementasikan materi kuliah di dunia nyata serta membuka wawasan berpikir yang lebih luas yang mungkin tidak didapatkan di dunia perkuliahaan. Selain itu kegiatan ini dapat mempersiapkan mahasiswa untuk lebih siap pada dunia kerja di masa yang akan datang.

11


1.2

Tujuan Kerja Praktik

Adapun kerja praktik yang dilakukan di PT. Pertamina RU III Plaju ini bertujuan antara lain: -

Memenuhi salah satu mata kuliah wajib spesial bagi mahasiswa untuk memperoleh gelarSarjana Strata Satu (S1).

-

Mendapatkan pengalaman langsung yang lebih aplikatif di lapangan mengenai unit – unit proses refinery di PT. Pertamina RU III Plaju, Palembang.

-

Mendapatkan pengalaman dalam suatu lingkunagn kerja dan mendapat peluang untuk berlatih menangani permasalahan dalam pabrik serta melaksanakan studi perbandingan antara teori yang didapat di kuliah dengan penerapannya di pabrik.

-

Memahami secara umum proses manajemen kesehatan keselamatan kerja dan lindung kerja.

-

Membina dan meningkatkan hubungan kerja sama yang baik dan saling menguntungkan antara pihak universitas dengan pihak industri.

1.3

Ruang Lingkup Kerja Praktik

Pelaksanaan kerja praktik di PT. Pertamina RU III Plaju dibagi menjadi dua tahap, yaitu tahap orientasi lapangan dan tahap pengerjaan tugas khusus. Pengerjaan tugas khusus dilakukan pada unit Crude Distilat & Gas Plant (CD&GP). Tugas khusus tersebut adalah Furnace. 1.4

Tempat dan Waktu Pelaksanaan Kerja Praktik

Pelaksanaan kerja praktik dilaksanakan pada: Tempat

: PT. Pertamina RU III Plaju

Alamat

: Jalan Beringin Nomor 1 Plaju, Palembang 30268

Waktu

: 3 Juli s.d. 10 Agustus 2017

12


1.5

Metodologi Kerja Praktik dan Penulisan Laporan

Metode yang digunakan dalam kerja praktik hingga penulisan laporan adalah sebagai berikut: -

Pengamatan / Observasi Melakukan tinjauan lapangan dan diskusi dengan pekerja lapangan serta operator. Selain itu kegiatan pengamatan juga bertujuan untuk mengambil data dan informasi yang dibutuhkan.

-

Studi Literatur Mengumpulkan data – data dan informasi yang berasal dari laporan harian, buku dan catatan yang berhubungan dengan penelitian te rsebut.

-

Konsultasi dengan Pembimbing Melakuka diskusi dan pembahasan dengan pembimbing lapangan untuk mendapatkan informasi dan pengetahuan yang lebih spesifik.

1.6

Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan dalam penulisan laporan ini adalah: BAB 1 : PENDAHULUAN

Berisi mengenai latar belakang kerja praktik, tujuan kerja praktik, ruang lingkup kerja praktik, tempat dan waktu kerja praktik, metodologi dan penyelesaian tugas akhir dan sistematika penulisan laporan kerja praktik. BAB 2 : PROFIL PT. PERTAMINA RU III PLAJU

Berisi mengenai sejarah PT. Pertamina, sejarah PT. Pertamina RU III Plaju, Lokasi PT. Pertamina RU III Plaju dan Manajemen PT Pertamina RU III Plaju. BAB 3 : PROSES PRODUKSI PT. PERTAMINA RU III PLAJU

Berisi mengenai bahan baku yang digunakan, wilayah operasi, unit produksi, unit penunjang, produk yang dihasilkan, limbah yang dihasilkan dan distribusi serta pemasarannya.

13


BAB 4 : ORIENTASI UMUM

Berisi mengenai minyak bumi, senyawa kimia minyak bumi, pengolahan minyak bumi dan pengolahan gas bumi. BAB 5 : TUGAS KHUSUS

Berisi mengenai pendahuluan, tinjauan pustaka yang digunakan dalam laporan, metodologi penelitian, hasil dan pembahasan laporan, serta penutup. BAB 6 : PENUTUP

Berisi mengenai kesimpulan dan saran selama menjalani kerja praktik.

14


BAB 2 PROFIL PT. PERTAMINA RU III PLAJU 2.1

Sejarah

2.1.1

Sejarah PT. Pertamina

Minyak bumi pertama kali ditemukan sekitar tahun 221 SM yaitu Ketiusahaka orang-orang Cina melakukan penggalian tanah hingga mencapai kedalaman lebih dari 3000 kaki. Namun pengeboran yang bersifat komersial pertama kali dilakukan Titusville, Pennsylvani, Amerika Serikat yang dilakukan oleh Kol. Drake Menjelang perang dunia ke-2 kondisi perindustrian minyak di Indonesia dikuasai oleh pihak asing yaitu Belanda dengan perusahaan Shell dan Amerika dengan perusahaan Stanvac. Setelah Indonesia merdeka, maka dilakukanlah usaha oleh pemerintah agar perindustrian minyak yang ada di Indonesia dapat diambil alih. Pada bulan januari 1951 didirikan Perusahaan Tambang Minyak Republik Indonesia dimana daerah yang diliputi oleh kegiatannya adalah Jawa Tengah dan Sumatera Utara. Setelah dilakukan perundingan, pada bulan Oktober 1956 ditetapkan lapangan minyak Sumatera Utara berada dibawah pengawasan pemerintah pusat yang kemudian diserahkan kepada KSAD dan kemudian dirubah namanya menjadi PT. Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera (PT. ETMSU) berdasarkan perintah Kolonel Ibnu Sutowo. Pada tanggal 10 Desember 1957 PT. ETMSU

dirubah

namanya

menjadi

PT.

Perusahaan

Minyak

Negara

(PT.PERMINA) dengan Dr. Ibnu Sutowo sebagai direktur utama. Penemuan-penemuan sumber minyak di daerah lain di Indonesia mulai banyak dilakukan, seperti di Telaga Sahid daerah pantai Sumatera Utara tahun 1885, di daerah Kruka sebelah selatan Surabaya tahun 1888, di desa Minyak Hitam daerah Muara Enim-Sumatera Selatan tahun 1898, di daerah Riam Kiwa dekat Sanga-Sanga-Kalimantan Timur tahun 1897 dan di desa Ledok-Jawa Timur tahun 1901. Dengan adanya penemuan sumber minyak bumi di Indonesia tersebut mengakibatkan tumbuhnya perusahaan-perusahaan minyak asing baik besar maupun kecil pada abad ke 19, seperti:

15


a) AS ( Andrian Stoop), pada tahun 1887 b) KNPC ( Klininklijke Nederlandsche Petroleum Company), pada tahun 1890 c) STTC (Shell Transport and Trading Company), pada tahun 1890 d) TKSG (The Kloninklijke Shell Group), pada tahun 1894 e) BPM (Bataafsche Petroleum Company), pada tahun 1894 f) DPC (Dortsche Petroleum Company), pada tahun 1894 g) NKPM ( Nederlandsche Koloniale Petroleum Maatschappij), pada tahun 1894 h) NPPM (Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij), pada tahun 1894 i) Kilang minyak di Plaju didirikan oleh Shell pada tahun 1907 j) Kilang Sungai Gerong didirikan oleh Stanvac pada tahun 1933 Setelah Indonesia memperoleh kemerdekaan, maka usaha-usaha untuk mengambil alih kekuasaan di bidang industri minyak dan gas bumi mulai dilaksanakan. Pada tanggal 10 Desember 1957, berdasarkan perintah dari Kolonel Ibnu Sutowo, PT. EMTSU diambil alih oleh Indonesia dan diubah namanya menjadi PN Permina. Tanggal ini kemudian ditetapkan sebagai hari lahirnya PERTAMINA. Ekspor pertama PN Permina dilakukan pada tanggal 24 Mei 1958. Berdasarkan UU tahun 1960, maka dibentuklah tiga perusahaan negara di sektor minyak dan gas bumi. Ketiga perusahaan negara itu adalah : 1) PN Pertamin didirikan berdasarkan PP No.3/1961. 2) PN Permina didirikan berdasarkan PP No.199/1961. 3) PN Permigan didirikan berdasarkan PP No.199/1961. Pada tahun 1965 PN Permigan dibubarkan dengan menggunakan SK Menteri Urusan Minyak dan Gas Bumi No.6/M/MIGAS/66 tanggal 4 Juni 1966. Semua kekayaan PN Permigan, yaitu sumur minyak dan penyulingan di Cepu, diserahkan kepada Lemigas. Sedangkan fasilitas produksinya diserahkan kepada PN Permina dan fasilitas pemasarannya diserahkan kepada PN Pertamin. Berdasarkan PP No.27/1968 dibentuklah Perusahaan Negara Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN Pertamina) yang merupakan penggabungan dari PN Pertamin dan PN Permina. Pembentukan ini dilakukan pada tanggal 20 Agustus 1968. Sebagai landasan kerja bagi PN Pertamina dibuatlah UU No.8 tahun 1971 yang menyatakan bahwa Pertamina sebagai pengelola tunggal

16


dibidang pengusahaan minyak dan gas bumi di Indonesia. Berdasarkan UU No.20 tahun 2001 serta PP No.31 tahun 2003 pada tanggal 17 September 2003 menyatakan bahwa Pertamina berubah nama menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO). Saat ini PT. PERTAMINA (Persero) telah mempunyai 6 buah kilang dari total 7 buah kilang, yaitu: Tabel 2. 1 Kapasitas Produksi Kilang PT. PERTAMINA (Persero)

NAMA KILANG

KAPASITAS

RU-I PANGKALAN BRANDAN

5.000 BPSD*

RU-II DUMAI

170.000 BPSD

RU-III PLAJU

133.700 BPSD

RU-IV CILACAP

300.000 BPSD

RU-V BALIKPAPAN

253.000 BPSD

RU-VI BALONGAN

125.000 BPSD

RU-VII KASIM-SORONG

10.000 BPSD

TOTAL

996.700 BPSD

Sumber: PERTAMINA * Tidak beroperasi lagi 2.1.2

Sejarah Pertamina RU III Plaju

Salah satu Refinery Unit yang dimiliki oleh PT. Pertamina (Persero) adalah Refinery Unit III Plaju yang terletak di Palembang. Kilang minyak Plaju didirikan oleh pemerintah Belanda pada tahun 1903. Kilang dengan kapasitas produksi 100 MBCD ( Million Barrel per Calendar Day) ini mengolah minyak mentah yang berasal dari Prabumulih dan Jambi. Lalu pada tahun 1957, kilang ini diambil alih oleh PT. Shell Indonesia dan pada tahun 1965 pemerintah Indonesia mengambil alih kembali kilang Plaju ini dari PT. Shell Indonesia. Kilang Sungai Gerong didirikan oleh STANVAC pada tahun 1926. Kilang yang berkapasitas produksi 70 MBCD ini kemudian dibeli oleh PERTAMINA

17


pada tahun 1970. Dengan adanya penyesuaian terhadap unit yang masih ada, maka kapasitas produksi kilang Sungai Gerong menjadi 25 MBCD. Pada tahun 1973, kedua kilang ini mengalami proses integrasi. Kedua kilang ini dikenal dengan sebutan Kilang Musi. Kilang ini berada di bawah pengawasan PT. Pertamina RU III dan bertanggung jawab dalam pengadaan BBM (Bahan Bakar Minyak) untuk wilayah Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Sejarah perkembangan Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong dapat dirangkum dalam Tabel 2.1.2 di bawah ini: Tabel 2.2 Sejarah Perkembangan Pertamina RU III Plaju

Tahun

Sejarah

1903

Pembangunan Kilang Minyak di Plaju oleh Shell (Belanda)

1926

Kilang Sungai Gerong dibangun oleh STANVAC (AS)

1957

Kilang Plaju diambil alih oleh PT. Shell Indonesia

1965

Kilang Plaju/Shell dengan kapasitas 100 MBCD dibeli oleh negara/PERTAMINA

1970

Kilang Sungai Gerong (STANVAC) dibeli oleh Negara (PERTAMINA)

1971

Pendirian kilang polypropylene untuk memproduksi pellet polytam dengan kapasitas 20.000 ton/th

1973

Integrasi operasi kilang Plaju – Sungai Gerong

1982

Pendirian Plaju Aromatic Center (PAC) dan Proyek Kilang Musi (PKM I) yang berkapasitas 98 MBSD

1982

Pembangunan High Vacuum Unit (HVU) Sungai Gerong dan revamping CDU (konservasi energi)

1984

Proyek

pembangunan

kilang

TA/PTA

dengan

kapasitas

produksi 150.000 ton/th Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017

18


Tabel 2.1.2 Sejarah Perkembangan Pertamina RU III Plaju (lanjutan)

Tahun

Sejarah

1986

Kilang PTA ( Purified Terephtalic Acid ) mulai berproduksi dengan kapasitas 150.000 ton/th

1987

Proyek pengembangan konservasi energi/ Energy Conservation Improvemant (ECI)

1988

Proyek Usaha Peningkatan Efisiensi dan Produksi Kilang (UPEK)

1990

Debottlenecking kapasitas kilang PTA menjadi 225.000 ton/th

1994

PKM II: Pembangunan unit polypropylene baru dengan kapasitas 45.200 ton/th, revamping RFCCU – Sungai Gerong dan unit alkilasi, redesign siklon RFCCU Sungai Gerong, modifikasi unit Redistilling I/II Plaju, pemasangan Gas Turbine Generator Complex (GTGC) dan perubahan frekuensi listrik dari 60 Hz ke 50 Hz, dan pembangunan Water Treatment Unit (WTU) dan Sulphuric Acid Recovery Unit (SARU)

2002

Pembangunan jembatan integrasi Kilang Musi

2003

Jembatan integrasi Kilang Musi yang menghubungkan Kilang Plaju dengan Sungai Gerong diresmikan

2007

Kilang TA/PTA berhenti beroperasi

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017

Tugas utama dari PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju tercantum dalam UU No. 8 tahun 1971, yaitu menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan pertumbuhan industri dalam negri. Peraturan ini diterjemahkan dalam kegiatan produksi yang dilakukan PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong yaitu secara khusus mengolah bahan bakar (BBM) dan non-BBM.

19


Produk-produk BBM yang dihasilkan oleh PT. Pertamina (Persero) RU III adalah Avtur, Premium, Kerosene, Pertamax Racing Fuel, ADO ( Automotive Diesel Oil ), IDO ( Industrial Diesel Oil ), serta Feul Oil. Sedangkan produk nonBBM yang dihasilkan adalah LPG, Musi Cool ( refrigerant ), LAWS ( Light Aromatic White Spirit ), dan plastic Polytam ( polypropylene). 2.2

Lokasi Unit Pengolahan III PT. Pertamina terletak di Sumatera Selatan, tepatnya

di pinggiran kota Palembang. Unit Pengolahan III ini terbagi menjadi dua kilang, yaitu kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong. Kedua kilang ini dipisahkan oleh Sungai Komering dan di sebelah utara berbatasan dengan Sungai Musi. Pada tahun 2003, telah dibangun jembatan Kilang Musi yang mempermudah transportasi antar kedua kilang. Kilang Plaju terletak di kotamadya Palembang, sedangkan Kilang Sungai Gerong terletak di kabupaten Musi Banyu Asin. Unit Pengolahan III Plaju – Sungai Gerong menempati lokasi seluas 921 hektar dan luas wilayah efektif yang digunakan oleh Pertamina RU III dapat dilihat pada Tabel 2.2. Tabel 2.3 Rincian Lokasi Unit Pengolahan III

No. Tempat

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Luas (ha)

Area perkantoran dan kilang Plaju Area kilang Sungai Gerong Pusdiklat fire & safety RDP dan Lap. Golf Bagus Kuning RDP Kenten Lap. Golf Kenten RDP Plaju, Sungai Gerong dan 3 ilir Total

229,60 153,90 34,95 51,40 21,20 80,60 349,37 921,02

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 2.3

Manajemen PT. Pertamina RU III Plaju

2.3.1

Visi dan Misi PT. Pertamina RU III Plaju

Visi PT. Pertamina RU III Plaju: “Menjadi Kilang Minyak dan Petrokimia Nasional Terkemuka di Asia Pasifik Tahun 2025”

20


Misi PT. Pertamina RU III Plaju: -

Mengoperasikan kilang secara aman, handal, efisien dan ramah lingkungan.

-

Meningkatkan fleksibilitas pengolahan dan memaksimalkan valuable product .

-

Mengelola kilang secara profesional berstandar internasional dengan memenuhi aspek GCG.

PT. Pertamina menetapkan enam tata nilai perusahaan yang dapat menjadi peodman bagi seluruh karyawan dalam menjalankan perusahaan. Keenam tata nilai PT. Pertamina adalah sebagai berikut: -

Clean (bersih) Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas – asas tata kelola korporasi yang baik.

-

Compettive (kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja

-

Confident (percaya diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN dan membangun kebanggaan bangsa.

-

Customer focus (fokus pada pelanggan) Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan yang terbaik kepada pelanggan.

-

Commercial (komersial) Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip – prinsip bisnis yang sehat.

-

Capable (berkemampuan)

21


Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan. 2.4

Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero)

PT. Pertamina dipimpin oleh seorang Presiden Direktur & CEO yang membawahi enam direktur yaitu, Direktur Hulu, Direktur Pengolahan, Direktur Pemasaran, Direktur SDM dan Umum, Direktur keuangan dan Direktur Energi Baru dan Terbarukan.

Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT. Pertamina

Direktur Pengolahan membawahi dan mengawasi enam Unit Pengolahan yang berada di seluruh Indonesia. Struktur organisasi PT. Pertamina (Persero) dapat dilihat pada Gambar 2.4 2.4.1

Struktur Organisasi Pertamina RU III

Sistem organisasi PT. Pertamina (Persero) RU-III Plaju berdasarkan surat keputusan Direksi Pertamina No. Kpts 007/C0000/99-SO tanggal 13 Januari 1999. PT. Pertamina (Persero) RU-III Plaju dipimpin oleh seorang General Manager (GM) yang bertanggung jawab langsung kepada Direktur Pengolahan Pertamina di Jakarta. General Manager PT. Pertamina (Persero) RU-III Plaju membawahi beberapa manager .

22


Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU-III Plaju dapat dilihat pada gambar 2.1 berikut :

Gambar 2.2 Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU-III Plaju

Pr ocess Engineering (PE) Process Engineering (PE) berada dibawah pengawasan langsung Manager Engineering & Development . Process Engineering dikepalai oleh Section Head Process Engineering . Struktur organisasi di PE dapat dilihat pada bagan berikut ini :

23


MANAGER, EGINEERING & DEVELOPMENT

SECTION HEAD PROCESS ENGINEERING

SENIOR

SENIOR SUPERVISOR

SENIOR SUPERVISOR

SUPERVISOR

SECONDARY

PRIMARY PROCESS

PROCESS

PROCESS CONTROL

PROCESS ENGINEER

PROCESS ENGINEER

ENGINEERING

CDU

POLYPROPYLENE

EXPERT ENVIRONMENT

EXPERT

PROCESS SAFETY CONTROL & LMI3 DC3 PROCESS ENGINEER

PROCESS ENGINEER

EXPERT

GAS PLANT

FCC

CDU, OFFSITE,

PROCESS ENGINEER

PROCESS ENGINEER

EXPERT

OFFSITE &

UTILITIES

FCC, GAS

JUNIOR ENGINEER

JUNIOR ENGINEER

ENGINEERING

PRIMARY PROCESS

SECONDARY

DATA &

ASSISTANT

PROCESS

Gambar 2.3. Struktur Organisasi di Proses Engineering (PE)

Tugas Process Engineering (PE) di PT. Pertamina (Persero) adalah sebagai berikut : 1) Melakukan studi-studi untuk pengembangan kilang RU-III. 2) Melakukan sourcing bahan-bahan kimia dan katalis-katalis baru.

24


3) Bekerja sama dengan bagian operasi dalam menyelesaikan masalah teknis. Masalah teknis yang biasa diselesaikan bukan yang bersifat harian melainkan masalah harian yang bersifat kontinu. 4) Memberikan saran kepada bagian operasi untuk melakukan perbaikan atau perubahan agar dapat mencapai kondisi proses yang optimum. 5) Melakukan modifikasi pada proses sehingga dihasilkan kondisi operasi yang lebih efisien dan ekonomis.

Laboratorium Kilang B BM dan Petroki mia Laboratorium di pertamina dibagi menjadi laboratorium kilang BBM dan laboratorium petrokimia. Fungsi laboratorium secara keseluuhan adalah menunjang operasional kilang dari segi pengendalian mutu mulai dari bahan baku, bahan-bahan ketika diolah, produk dalam kilang, hingga produk yang telah dikemas dan dikapalkan. Menurut fungsinya, laboratorium tersebut dibagi lagi menjadi: 1) Laboratorium Penelitian dan Pengembangan 2) Laboratorium Analisis 3) Laboratorium Pengamatan 4) Laboratorium Petrokimia Laboratorium Penelitian dan Pengembangan (Lab Lit&Bang) Laboratorium ini berfungsi untuk menganalisa sifat fisik bahan baku yang akan digunakan dalam proses. Bahan baku yang dianalisa antara lain crude oil , dan bahan aditif yang digunakan dalam proses pengolahan. Selain itu, Lab Lit&Bang ini juga melakukan plant test pre & post Turn Around. Untuk menunjang evaluasi sifat fisik bahan baku dan produk, laboratorium ini dilengkapi dengan alat-alat sebagai berikut: 1) Adiabatic Calorimeter yaitu alat yang digunakan untuk pengukuran kandungan kalori bahan bakar. 2) Kinematic Viscometer yaitu alat untuk mengukur kekentalan minyak. 3) Furnace

25


4)

Color ASTM/Lovibond yaitu alat yang digunakan untuk pengukuran kadar warna solar dan kerosin.

5)

Specific Gravimeter

6)

Copper strip test untuk mengukur korosivitas minyak terhadap tembaga.

7)

Alat pengukur titik beku

8)

PONA Analysis yaitu alat yang digunakan untuk mengetahui komposisi hidrokarbon.

9) Dephentanizer. Alat ini menggunakan prinsip destilasi, untuk menghilangkan fraksi ringan minyak bumi. 10) Alat pengukur smoke point minyak tanah 11) Reid Vapor Pressure yaitu alat yang digunakan untuk pengukuran tekanan uap premium, nafta, dan avigas. 12) Centrifuge 13) Alat pengukur flash point 14) Alat pengukur sedimen dengan prinsip ekstraksi 15) Alat untuk memeriksa kadar wax dalam sampel 16) Distiller untuk mengetahui TBP (True Boiling Point ) dari minyak mentah. Alat ini menyerupai crude distiller di pabrik, yang dapat memisahkan minyak mentah menjadi fraksi-fraksinya. 17) Alat pengukur pour point . 18) Alat pengukur kadar aromatik yang terdapat dalam bahan baku. Laboratorium Analisis Laboratorium ini berfungsi untuk menganalisa sifat kimia produk minyak, limbah, dan perairan lingkungan dimana PERTAMINA membuang limbahnya. Untuk fungsi tersebut, maka laboratorium ini dilengkapi dengan alat-alat sebagai berikut: 1) Atomic Adsorber Spectrophotometry untuk menganalisa logam dalam sampel. 2) Sinar UV untuk menganalisa kandungan bahan non logam dalam sampel. 3) X-Ray Test untuk menganalisa kandungan sulfur dalam minyak mentah dan produk. 4) pH meter. 5) Gas Chromatography. 26


6) Pengukur BOD konvensional. 7) Pengukur kadar garam konvensional. 8) Penganalisa TEL konvensional. Laboratorium Pengamatan Laboratorium ini untuk mengamati sifat penampakan produk, dan membandingkan hasilnya dengan spesifikasi produk. Jenis analisa yang dilakukan sama dengan yang dilakukan pada laboratorium Lit&Bang tetapi dengan menggunakan sampel produk. Analisa lain yang digunakan di dalam la boratorium ini yang tidak dilakukan dalam laboratorium Lit&Bang adalah analisa Octane Number dan Cetane Number , dan juga doctor test dengan menggunakan Pb untuk mengetahui kandungan merkaptan. Laboratorium Petrokimia Laboratorium ini menganalisa bahan baku dan produk PP dan PTA. Analisa dilakukan pada MFR, Ash Content , Isotactic index, Volatile loss, Bulk Density, warna, pH, kadar air, dan penampakan luar bahan. Alat yang digunakan untuk melakukan analisa tersebut antara lain GC, AAS, Spectrophotometer, Polarograph, dan Color LC.

27


BAB 3 ORIENTASI UMUM 3.1

Minyak Bumi Minyak bumi atau Crude Oil adalah suatu campuran alam yang

merupakan persenyawaan kimia yang sangat kompleks dan sebagian besar terdiri atas hidrokarbon yang mengandung oksigen, nitrogen dan sulfur serta zat-zat terkandung lainnya seperti air, zat organik dan gas. Minyak bumi berasal dari zat-zat organik makhluk hidup dan tanaman yang selama ribuan tahun tersimpan di lapisan bumi dalam jumlah yang sangat besar. Bahan organik yang berasal dari hewan dan tumbuhan tersebut terdekomposisi secara parsial oleh bakteri menjadi gas dan komponen yang larut di dalam air. 3.1.1

Komponen Minyak Bumi Minyak bumi sebagian besar terdiri dari hidrokarbon yaitu senyawa yang

mengandung atom hidrogen (H) dan karbon (C). Selain itu terdapat senyawasenyawa lain dalam jumlah yang sangat kecil seperti belerang, oksigen, dan nitrogen. Komposisi kimia dan sifat-sifat minyak bumi sangat bervariasi. Komposisi komponen penyusun minyak bumi dapat dilihat pada tabel 3.1 dibawah ini : Tabel 3.1 Komponen Penyusun Minyak Bumi

Jenis atom

% Berat

Karbon

83,90 – 86,80

Hidrogen

11,40 – 11,00

Sulfur

0,06 – 8,00

Nitrogen

0,11 – 1,70

Oksigen

0,50

Metal (Fe, V, Ni, Zn)

0,03

Sumber : Apabila ditinjau dari tipe struktur hidrokarbon, maka dalam minyak bumi terdapat struktur : 28


1) Alifatik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh untuk rantai lurus atau bercabang. 2) Siklik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh 3) Kombinasi alifatik dan siklik. Berdasarkan hidrokarbon yang dikandung, minyak bumi dapat dibagi menjadi tiga golongan, yaitu : 1) Parafinik (Parafin, Isoparafin dan Naptanik) 2) Napthanik (Napta) 3) Intermediate (Antara parafin dan naptanik) Minyak bumi tersusun dari zat-zat yang titik didihnya berlainan dari titik didihnya rendah sampai titik didih tinggi. Dengan kata lain minyak bumi tersusun oleh fraksi-fraksi yaitu zat yang mempunyai titik didih tertentu. 3.1.2

Klasifikasi Minyak Bumi Minyak bumi dapat diklasifikasikan berdasarkan :

a) Spesifik Gravity Spesifik Gravity (SpGr) dapat dinyatakan dengan menggunakan persamaan : SpGr

o zat (60 F ) 

air (60 o F )

Sedangkan API ( American Petroleum Institute) mempunyai persamaan : API

141,5 



SpGr

131,5

Berdasarkan SpGr dan API, minyak bumi dapat diklasifikasikan seperti pada tabel 3.2 berikut : Tabel 3.2. Klasifikasi Minyak Bumi

Klasifikasi

SP Gravity

API

Ringan

< 0,830

> 39,0

Medium Ringan

0,830 – 0,850

39,0 – 35,0

Medium Berat

0,850 – 0,865

35,0 – 32,1

Klasifikasi

SP Gravity

API

Berat

0,865 – 0,905

32,1 – 24,8

Sangat Berat

> 0,905

> 24,8

Sumber :

29


b)

Komposisi Hidrokarbon Klasifikasi

minyak

bumi

berdasarkan

komposisi

hidrokarbon

dapat

ditentukan dengan metode KUOP ( Klasifikasi Universal Oil Product ), klasifikasinya adalah sebagai berikut : Tabel 3.3 KUOP

KUOP

Jenis

12,5 – 13,0

Parafinik

11,0 – 12,0

Napthanik

9,8 – 11,0

Aromatik

Sumber : 3.1.3

Sifat – sifat Minyak Bumi Minyak bumi memiliki berbagai sifat-sifat yang harus dipertahankan

untuk menentukan kualitas dan gambaran operasi yang akan dilakukan dalam pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya. Sifat-sifat tersebut antara lain : 1) Titik Tuang Titik tuang atau pour point adalah temperatur terendah dimana suatu minyak bumi dapat mengalir. Titik tuang merupakan indikasi jumlah lilin dalam minyak mentah. Titik tuang juga mengindikasikan kandungan parafinik dan aromatik. Semakin rendah titik tuang, semakin rendah kandungan parafin dan semakin tinggi kandungan aromatik. Titik tuang merupakan salah satu tolak ukur mutu minyak diesel dan minyak pelumas. 2) Kandungan Belerang Semakin rendah kandungan belerang, semakin baik minyak mentah tersebut. Minyak dengan kandungan belerang yang tinggi memerlukan pengolahan yang lebih ekstensif untuk menghasilkan produk yang memuaskan. Sulfur menyebabkan korosi pada peralatan proses. Kandungan sulfur dalam minyak bumi biasanya dinyatakan dalam persen berat.

30


3) Kandungan Nitrogen Kandungan nitrogen yang tinggi dalam suatu minyak mentah tidak dikehendaki karena nitrogen dapat mengganggu dalam reforming katalis dan dapat menyebabkan masalah kestabilan produk. Kandungan nitrogen di atas 0,25 % dapat dikatakan tinggi. 4) Residu Karbon Karbon residu merupakan ukuran potensi minyak bumi untuk membentuk karbon pada pemrosesan, terutama pada proses perengkahan. Semakin kecil residu karbon maka semakin tinggi nilai minyak tersebut. Minyak mentah dengan residu karbon yang lebih rendah lebih berharga karena mengandung stok yang lebih baik untuk pembuatan minyak pelumas. Residu karbon ditentukan dengan cara destilasi residu kokas tanpa udara. Pada umumnya residu karbon berkisar antara 0,1 sampai 5 % namun dapat juga sampai mencapai 15 %. 5) Kandungan Garam Kandungan garam dalam minyak mentah dapat mencapai 0,6 lb/barel minyak mentah. Deposit garam dalam tungku pemanas dan penukar panas dapat menurunkan kapasitasnya. Senyawa klorida dapat membebaskan asam klorida yang bersifat korosif. Minyak dengan kandungan garam yang tinggi memerlukan proses desalting sebelum proses pengilangan. 6) Rentang Titik Didih Distilasi Rentang titik didih destilasi menunjukkan jumlah variasi produk yang dapat dihasilkan dari suatu minyak bumi. Jenis analisa yang biasa digunakan untuk menentukan titik didih adalah true boiling point distillation. 7) Viskositas Viskositas menyatakan kemudahan mengalir suatu fluida. 8) Kandungan Logam Logam dalam minyak mentah berupa garam terlaut dalam air yang tersuspensi dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometalik. Kandungan logam dalam minyak bumi bervariasi dari beberapa ppm sampai 1000 ppm.

31


3.2

Pengolahan Minyak Bumi Secara Umum Pengolahan berfungsi mengubah minyak mentah menjadi suatu produk

jadi dengan suatu proses. Pada prinsipnya tingkat pengolahan minyak bumi dibagi menjadi empat golongan : 3.2.1

Pengolahan secara Fisis ( Primary Process) Primary Process merupakan awal yang terdapat didalam industri

perminyakan, ini merupakan proses utama di kila ng. Tujuan dari proses ini adalah memisahkan campuran hidrokarbon yang terdapat didalam crude oil menjadi fraksi-fraksi yang diinginkan. Pada proses ini tidak terjadi perubahan struktur minyak bumi. Pengolahan secara fisis dapat dibagi menjadi : 1)

Pemisahan berdasarkan titik didih atau distilasi, dapat dibedakan : a) Atmosferik, yaitu distilasi pada tekanan udara b) Vakum, yaitu distilasi dengan reduksi tekanan untuk mereduksi titik didih, umumnya untuk komponen berat c) Bertekanan, yaitu pemisahan gas-gas dengan jalan mencairkannya

2)

Pemisahan berdasarkan perbedaan kelarutan (ekstraksi dan absorpsi)

3)

Pemisahan berdasarkan titik leleh

4)

Pemisahan berdasarkan ukuran molekul

3.2.2

Pengolahan Secara Konversi ( Secondary Process) Produk dari pengolahan Primary Process belum sesuai dengan spesifikasi

yang diinginkan, maka dapat dilakukan pengolahan secara konversi, yaitu suatu proses yang mengolah produk menjadi produk lainnya dengan perubahan struktur kimia dari komponen minyak. Selain menambah kualitas dan kuantitas produk, dengan proses konversi dapat dihasilkan produk lain yang lebih ekonomis. Pengolahan secara konversi dapat dibagi menjadi : 1)

Perengkahan (Cracking ) Tujuannya adalah untuk memecah ikatan kimia antara lain C – H dan C – C. Proses ini yang sekarang masih dilaksanakan adalah Catalic Cracking di Kilang Sungai Gerong.

32


2)

Perubahan Struktur Molekul ( Reforming ) Tujuannya adalah untuk merubah struktur molekul dari hidrokarbon menjadi bentuk aromatik, sehingga diperoleh bilangan oktan yang lebih tinggi. Proses ini yang masih beroperasi adalah Thermal Reforming di Kilang Plaju.

3)

Penggabungan Molekul Proses penggabungan molekul terdiri dari : a) Polimerisasi Penggabungan dua molekul atau lebih menjadi senyawa yang sama atau berbeda dengan bentuk suatu molekul dengan mempertahankan bentuk susunan atom molekul. b) Alkilasi Proses dengan suatu gugus alkil ditambah kesuatu senyawa. Dalam pengolahan minyak mentah, alkali adalah reaksi antara olefin dan isoparafin menghasilkan suatu isoparafin yang lebih besar.

3.2.3

Pemurnian (Treating) Treating adalah proses pemurnian produk hasil pengolahan yang

berfungsi: 1)

Menghilangkan atau mengurangi senyawa-senyawa yang tidak diinginkan, misalnya sulfur, merkaptan dan nitrogen.

2)

Menyempurnakan warna

3)

Menghilangkan guna, resin dan material asphaltic

4)

Menyempurnakan campuran dengan aditif

Proses Treating ini dibagi dua yaitu : 1)

Caustic Treating Unit Bertujuan untuk memperbaiki kualitas dari fraksi napta, heavy reformate, dan top reformate agar produk akhir memenuhi spesifikasi yang diinginkan. Reaksi yang terjadi : R – SH + NaOH

RSNa + H2O

R – OH + NaOH

RONa + H2O

33


2) Doctor Treating Unit Bertujuan untuk mengubah senyawa merkaptan yang ada dalam mogas komponen menjadi sulfide dengan memakai larutan doctor (Na2PbO2).

3.2.4 Pencampuran (Blending) Peningkatan fleksibilitas operasi dan keuntungan akan dihasilkan ketika

operasi pengolahan minyak bumi menghasilkan produk yang dapat dicampurkan (blend ) sehingga dapat dihasilkan berbagai variasi spesifikasi produk akhir. Tujuan dari product blending adalah untuk mengalokasikan komponen dasar blending yang tersedia untuk dicampurkan sehingga didapatkan spesifikasi produk yang diinginkan dengan biaya minimal dan akan memaksimalkan keuntungan. Sekarang, proses pengolahan minyak bumi memakai kontrol komputer untuk melakukan blending gasoline dan produk lain dengan volume tinggi. Ketika volume tertentu dari produk dispesifikasikan, komputer memakai model program linear untuk mengoptimasi operasi blending dengan memilih komponen blending untuk menghasilkan volume yang diperlukan sehingga didapatkan biaya yang terendah. Product blending digunakan untuk memenuhi spesifikasi produk yang harus dipenuhi sebelum bisa dipasarkan, dan proses product blending ini menggunakan aditif untuk membuat suatu produk mencapai spesifikasi yang diinginkan. Beberapa produk turunan minyak bumi yang melalui proses product blending adalah solar, bensin, avtur dan pelumas. Penelitian dan pengembangan di bidang aditif untuk proses product blending terus dilakukan demi mencapai hasil yang maksimal.

34


Gambar 3.1 Skema Proses Product Blending

3.2.5

Pengolahan Air Limbah

Proses pengolahan air limbah (waste water treatment ) bertujuan untuk memurnikan air dari proses suatu unit dan juga saluran pembuangan. Sebanyak mungkin, uap air limbah yang telah dimurnikan akan digunakan kembali ke unit pengolahan minyak bumi. Aliran air limbah tersebut dapat mengandung padatan yang tersuspensi, garam yang terlarut, senyawa fenol, amonia, senyawa sulfida dan juga senyawa lainnya. Aliran tersebut berasal dari hampir semua unit proses yang ada di kilang minyak bumi, terutama unit yang menggunakan air pembersih, kondensat stripping water , kaustik, atau asam penetralisasi. Proses pengolahan air limbah ini terbagi menjadi tiga, yaitu proses primer, sekunder dan tersier. 

Proses Primer

Proses primer pada pengolahan air limbah menggunakan settling pond untuk membuat sebagian besar padatan yang tersuspensi untuk terpisah dari air limbah. Padatan yang tersuspensi tersebut akan terbawa ke bagian bawah kolam, lalu hidrokarbon akan terpisah ke bagian atas dan lumpur yang mengandung minyak akan dibuang. Emulsi air dan minyak yang sulit untuk dipisahkan akan dipanaskan untuk mempermudah separasi.

35




Proses Sekunder

Beberapa padatan yang tersuspensi masih tersisa di dalam air limbah dari proses primer. Padatan yang masih tersisa tersebut akan dihilangkan dengan cara filtrasi, sedimentasi, atau dengan pengapungan udara. Senyawa flokulasi dapat ditambahkan untuk mengikat padatan sehingga akan lebih mudah untuk dihilangkan dengan proses filtrasi atau sedimentasi. Lumpur teraktivasi digunakan untuk mengambil komponen organik yang larut dalam air. Unit steam stripping digunakan untuk menghilangkan senyawa sulfida dan amonia, lalu proses ektraksi pelarut digunakan untuk menghilangkan fenol. 

Proses Tersier

Proses tersier berguna untuk menghilangkan polutan yang spesifik, termasuk sisa – sisa benzena dan juga hidrokarbon yang larut sebagian. Proses pengolahan air limbah tersier dapat terdiri dari penukar ion, klorinasi, ozonasi, reverse osmosis, atau adsorpsi dengan karbon yang teraktivasi. Oksigen yang terkompresi mungkin digunakan untuk meningkatkan oksidasi. Penyemprotan air ke udara atau mengalirkan gelembung udara dalam air dapat menghilangkan sisa – sisa komponen kimia yang mudah menguap seperti fenol dan amonia. 3.3

Produk – Produk Minyak Bumi

3.3.1

Produk BBM



Solar

Solar adalah salah satu jenis bahan bakar yang dihasilkan dari proses pengolahan minyak bumi, pada dasarnya minyak mentah dipisahkan fraksi- fraksinya pada proses destilasi sehingga dihasilkan fraksi solar dengan titik didih 250°C sampai 300°C. Kualitas solar dinyatakan dengan bilangan cetane (pada bensin disebut oktan), yaitu bilangan yang menunjukkan kemampuan solar mengalami pembakaran di dalam mesin serta kemampuan mengontrol jumlah ketukan (knocking), semakin tinggi bilangan cetane ada solar maka kualitas solar akan semakin bagus.Pada umumnya solar digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermesin diesel ataupun peralatan-peralatan industri

36


lainnya. Agar menghasilkan pembakaran yang baik, solar memiliki syarat-syarat agar memenuhi standar yang telah ditentukan. Bahan bakar mesin diesel sebagian besar terdiri dari senyawa hidrokarbon dan senyawa non-hidrokarbon. Senyawa hidrokarbon yang dapat ditemukan dalam bahan bakar diesel antara lain adalah parafinik, naftenik, olefin dan aromatik. Sedangkan untuk senyawa non-hidrokarbon terdiri dari senyawa yang mengandung unsur non-logam seperti S, N, O dan unsur logam seperti vanadium,

nikel dan besi.

Gambar 3.1 Komposisi Senyawa Karbon pada Solar

Gambar 37 3.2 Komposisi Kimia pada Solar Universitas Indonesia



Bensin

Bensin atau gasoline adalah cairan campuran yang berasal dari minyak bumi dan sebagian besar tersusun dari hidrokarbon mulai dari C4 sampai dengan C12. Dengan kata lain, bensin terbuat dari molekul yang hanya terdiri dari hidrogen dan karbon yang terikat antara satu dengan yang lainnya sehingga membentuk rantai yang memiliki rentang titik didih 100 oF – 400oF / 1oC – 180 oC berdasarkan metode ASTM. Bensin bisa didapatkan dari proses penyulingan bertingkat minyak bumi ( straight run), proses perengkahan (cracking ) fraksi-fraksi berat minyak bumi, atau polimerisasi/alkilasi fraksi ringan minyak bumi. Dari hasil produk distilasi minyak bumi, bensin merupakan produk paling banyak yang dihasilkan. Bensin adalah zat cair yang mempunyai kemampuan untuk menguap pada suhu yang rendah. Molekul-molekul pada gasoline memiliki kecenderungan untuk lepas dari permukaan lebih besar dibandingkan dengan zat cair lainnya, makin tinggi temperatur maka makin cepat pula molekul-molekul gasoline lepas dari permukaannya. Sebagai bahan bakar, bensin harus memiliki standar tertentu agar dapat melakukan pembakaran secara baik dan mampu memberikan tenaga pada mesin kendaraan. Karakteristik yang paling penting pada bensin dan dapat menentukan kualitasnya adalah angka oktan (RON). Angka oktana merupakan rasio isooktana dengan normal oktana yang menjadi metode representatif carbon number yang mewakili komponen – komponen dalam bensin. Bilangan oktana bensin ialah bilangan bulat yang terdekat pada persen campuran volume iso-oktana (iso-oktana murni diberi indek 100) dengan heptana normal (heptana normal murni diberi indek nol) yang menyamai sifat-sifat berdetonasi dari bensin yang ingin diketahui bilangan oktannya. Jadi bensin dengan bilangan oktana 80 artinya bensin tersebut mempunyai kecenderungan berdetonasi sama dengan campuran yang terdiri dari 80% volume iso-oktana dan 20% volume heptana normal. Karakteristik jenis ini juga menjadi

parameter terpenting didalam

spesifikasi gasoline karena angka oktana berkaitan langsung dengan kualitas

38


bahan bakar yang akan mempengaruhi proses pembakaran di dalam ruang bakar dan sekaligus menentukan tingkat efisiensi termal motor. Angka oktana ini akan mempengaruhi peristiwa knocking, peristiwa terbakarnya bagian-bagian yang belum di kenai oleh percikan api busi dalam ruang pembakaran. Terbakarnya bagian-bagian yang belum dikenai api ini berlangsung sangat cepat dan menyebabkan kenaikan tekanan yang sangat tinggi yang membuat mesin kendaraan pun rusak. Semakin tinggi angka oktan maka pembakaran yang terjadi sebelum saatnya akan sulit terjadi. Tabel 3.4 Jenis – Jenis Bensin di Indonesia

Jenis Gasoline

Produsen

Nilai Oktan

Premium

Pertamina

88

Pertamax

Pertamina

92

Pertamax Plus

Pertamina

95

Pertamax Racing

Pertamina

100

Primax

Petronas

92

Primax 95

Petronas

95

Performance 92

Total

92

Performance 95

Total

95

Sumber : 

Avtur

Aviation Turbine Fuel (AVTUR) atau secara internasional lebih dikenal sebagai Jet A-1 (atau Jet A, jenis avtur yang umum digunakan di Amerika Serikat) adalah bahan bakar untuk mesin jet atau turbo jet pesawat. Selain menghasilkan sumber energi untuk pesawat, avtur juga digunakan sebagai aliran hidraulik dalam sistem kontrol mesin dan sebagai pendingin untuk komponen-komponen khusus.

39


Avtur adalah campuran dari berbagai macam jenis hidrokarbon. Rentang ukuran molekul – molekul yang terkandung dibatasi oleh proses distilasi, titik beku, kandungan naftalen, dan juga titik asapnya. Bahan bakar pesawat tipe kerosene memiliki nomor karbon pada rentang C 8 dan C16 , sementara bahan bakar pesawat tipe wide-cut memiliki nomor karbon pada rentang C 5 dan C15. Kebanyakan

hidrokarbon

pada

bahan

bakar

pesawat

ini

adalah

hidrokarbon dengan jenis parafin, naftena atau aromatik. Jenis – jenis hidrokarbon yang terkandung dalam bahan bakar ini sangat mempengaruhi titik didih dan juga titik beku bahan bakar tersebut. Untuk senyawa dengan nomor karbon yang sama, bentuk struktur senyawa tersebut yang memiliki titik didih paling rendah hingga paling tinggi adalah isoparafin, n-parafin, naftena dan aromatik. Perbedaan titik didih antara isoparafin dan aromatik untuk hidrokarbon dengan nomor karbon yang sama lebih besar jika dibandingkan dengan perbedaan titik didih antara hidrokarbon dengan struktur yang sama tetapi nomor karbonnya berbeda 1. Titik beku juga bertambah dengan penambahan nomor krabon senyawa tersebut, tetapi titik beku ini lebih dipengaruhi oleh struktur molekul hidrokarbon tersebut. Senyawa seperti n-parafin dan aromatik membeku pada suhu yang lebih tinggi jika dibandingkan dengan bentuk senyawa lain pada nomor karbon yang sama karena mereka memiliki bentuk geometri yang memudahkan mereka untuk membentuk struktur kristal.

40


Gambar 3.3 Spesifikasi Jenis – Jenis Bahan Bakar Pesawat Militer

Selain itu, senyawa hidrokarbon yang terkandung pada bahan bakar tersebut juga menentukan densitas dan kalor pembakarannya, di mana densitas akan bertambah dengan penambahan nomor karbon pada struktur yang sama. Untuk hidrokarbon dengan nomor karbon yang sama, urutan densitas yang paling kecil hingga besar adalah parafin, naftena dan aromatik. 

Kerosene Minyak tanah (kerosin) merupakan campuran alkana dengan rantai

C12H26 – C15H32. Komponen utama kerosin adalah parafin, sikloalkana (nafta) serta senyawa aromatik, dimana parafin adalah komposisi terbesar, seperti yang ditunjukkan tabel. Kerosin mempunyai jumlah isomer lebih dari 100.000. Unsur pokok

kerosin

terutama

sebagai

hidrokarbon

jenuh

yang

terdiri

atas

tetrahidronaftalin dan disikloparafin. Hidrokarbon lain seperti aromatik dan cincin-cincin sikloparafin atau sejenisnya. Selain itu, terdapat juga diaromatik (cincin aromatik yang terkondensasi), seperti pada naftalin. Dan senyawaa dua cincin yang terisolasi sangat sedikit seperti pada bifenil. Kerosin (minyak tanah) dapat didistilasi langsung dari minyak bumi dan membutuhkan perawatan khusus, dalam sebuah unit Merox atau hidrotreater , untuk mengurangi kadar belerang dan pengaratannya. Minyak tanah dapat juga diproduksi oleh hydrocracker , yang digunakan untuk memperbaiki kualitas bagian dari minyak bumi yang akan bagus untuk bahan bakar minyak.

41


Minyak tanah secara luas digunakan untuk kekuasaan mesin jet pesawat (avtur) dan beberapa mesin roket, dan juga biasa digunakan sebagai bahan bakar memasak dan penerangan. Di bagian Asia, di mana harga minyak tanah disubsidi, digunakan sebagai bahan bakar motor kapal nelayan kecil. Selain itu, kegunaan lain dari kerosene yaitu biasa di gunakan untuk membasmi serangga seperti semut dan mengusir kecoa. Kadang di gunakan juga sebagai campuran dalam cairan pembasmi serangga. Tabel 3.5 Komponen – Komponen Kerosene

Sumber : 3.3.2 

Produk Non-BBM

LPG LPG ( Liquified Petroleum Gasses) merupakan bahan bakar berupa gas

yang dicairkan dari produk minyak bumi yang diperoleh dari proses distilasi bertekanan tinggi. Fraksi yang digunakan sebagai umpan dapat berasal dari beberapa sumber yaitu dari gas alam maupun gas hasil dari pengolahan minyak bumi ( Light End ). Komponen utama LPG terdiri dari hidrokarbon ringan berupa Propana (C3H8) dan Butana (C4H10), serta sejumlah kecil Etana (C2H6,) dan Pentana (C5H12). Sebagian kecil konsentrasi dari hidrokarbon lain juga terdapat pada LPG dimana komposisi hidrokarbon tersebut bergantung pada sumber LPG dan pengolahan produksi yang dilakukan. Gas yang dihasilkan dari sumur gas mengandung hidrokarbon yang lebih berat dibandigkan C1. Hidrokarbon lebih berat yang terasosiasi bersama

42


dengan gas alam mentah adalah etana, propana, dan butana. Hidrokarbon terasosiasi ini disebut sebagai gas alam cair (NGL). Etana, propana, dan butana ini perlu dipisahkan dari gas alam guna meningkatkan kualitas gas alam tersebut dan juga memperoleh produk berupa LPG. LPG merupakan gas yang berada pada tekanan atmosfer dan temperatur normal, tetapi dapat dicairkan ketika tekanan sedang (moderate) digunakan atau ketika temperatur cukup rendah. Perubahan wujud menjadi cair akan mempermudah proses pengemasan, penyimpanan, penyaluran dan pemanfaatan, sehingga LPG menjadi sumber energi yang ideal untuk berbagai aplikasi. LPG digunakan sebagai bahan bakar untuk rumah tangga dan industri, terutama

digunakan

oleh

masyarakat

tingkat

menengah

keatas

yang

kebutuhannya semakin meningkat dari tahun ke tahun karena termasuk bahan bakar yang ramah lingkungan. Sebagai bahan bakar untuk keperluan rumah tangga, LPG harus memenuhi beberapa persyaratan khusus dengan tujuan agar aman dipakai dalam arti tidak membahayakan bagi konsumen dan tidak merusak peralatan yang digunakan serta efisien dalam pemakaiannya. Tabel 3.8 Spesifikasi LPG

KOMPOSISI KIMIA

Etana

(%)

Propana

1 max

(%)

38 max

Iso-Butana

(%)

19 max

N-Butana

(%)

41 min

Iso-Pentana dan olefin

(%)

43

1 max


Sulfur volatil

(%)

0.003 max

FASA CAIR

Densitas pada 15 oC

(Kg/liter)

Tekanan uap pada 15 oC

0.557

(Bar)

5.3

FASA GAS

Densitas pada 15 oC

(Kg/m3)

Kalor laten penguapan pada 15 oC

2.21

(Kcal/kg)

86

Sumber : 

Pelumas Sejak dahulu, banyak cairan (termasuk air) telah digunakan sebagai

pelumas untuk meminimisasi geseken, panas, dan dipakai di antara dua bagian mesin yang saling kontak. Perkembangan terkini menunjukkan bahwa minyak pelumas atau lube oil merupakan pelumas yang umum digunakan, karena dapat diaplikasikan secara luas. Terdapat tiga kategori umum minyak pelumas, yaitu mineral oil , synthetic oil dan vegetable oil . Mineral oil direfinasi secara natural dari petroleum atau crude oil . Synthetic oil diproduksi dari polyalphaolefins yang merupakan hidrokarbon berbasis polyglicols atau ester oil. Sedangkan vegetable oil merupakan alternative oil dari tumbuhan yang masih dikembangkan. Meskipun minyak pelumas memiliki berbagai jenis, mineral oil tetap menjadi pelumas yang umum digunakan karena lebih murah dan data karakteristiknya tersedia. Selain itu, mineral oil dapat diproduksi untuk rentang viskositas yang luas, yaitu low viscosity (200 atomic mass unit (amu)) dan high viscosity (1000 amu). Mineral oil yang memiliki viskositas yang berbeda juga

44


dapat dicampur untuk meningkatkan performanya. Sebagai contoh, 10W -30 motor oil merupakan campuran low viscous oil (untuk suhu rendah) dan highly viscous oil (untuk normal running temperature). Tabel 3.9 Karakteristik Utama Komponen Penyusun Minyak Pelumas

Komponen

Viscosity VI

Oxidation Stability Pour Point

Normal Parafin

Rendah

Tinggi

Baik

Tinggi

Iso Parafin

Rendah

Tinggi

Baik

Medium

Cyclo Parafin Aromatics

Medium

Medium Medium

Rendah

Tinggi

Rendah

Rendah

Rendah

Sumber : Minyak pelumas memiliki zat aditif yang berfungsi untuk meningkatkan atau menambahkan sifat – sifat base oil yang dimiliki. Jumlah aditif yang ditambahkan bergantung pada jenis minyak dan penggunaanya. Aditif ini merupakan molekul organik yang dapat tetap terikat pada suhu rendah dan terurai pada suhu tinggi. Penambahan aditif ini memungkinkan terjadinya perubahan viskositas dan memudahkan pengaliran pelumas pada suhu rendah. Salah satu kendala penggunaan aditif ialah dapat terdeplesi jika minyak pelumas digunakan pada waktu yang lama. Oleh karena itu, untuk mengembalikan performa aditif harus mengganti minyak pelumas. Fraksi terberat dari crude oil dengan titik didih lebih tinggi dari gas oil dapat dikatakan sebagai bahan baku untuk pembuatan lube base oil . Karena sifat dari komponen tersebut yang memiliki titik didih yang tinggi pada tekanan atmosferik, maka fraksi ditilat yang didapat harus dilakukan secara vakum. Jika proses distilasi dilakukan pada tekanan atmosferik, maka temperatur yang diperlukan akan sangat tinggi sehingga akan terjadi proses cracking . Dengan demikian dari proses distilasi vakum maka akan didapat produk distilat dengan titik didih dan juga viskositas yang semakin tinggi yang dikenal dengan istilah Spindle Oil (SPO), Light Machine Oil (LMO), dan Medium Machine Oil (MMO).

45


Fraksi terberat yang tidak dapat diuapkan produk bottom dari distilasi vakum disebut short residue yang akan digunakan sebagai bahan baku lube base oil yang sangat kental dan dikenal dengan istilah bright stock . Tabel 3.10 Klasifikasi Minyak Pelumas

Golongan

Pour

Point Flash Point

Indeks

Volatilitas

Viskositas

%

Golongan I

80-119

15-20

Golongan II

80-119

10-15

Golongan III

≥ 120

5-15

Golongan III+

≥ 140

≤5

135-140

1,8

-53

270

140

1,0

-21

260

Gologan

IV

PAO Golongan Polyol Esrer

V

(oC)

(oC)

-5 sampai 15 -10

sampai

20 -10

sampai

25 -15 30

sampai

100

170

190

200

Sumber : 

Petrokimia Petrokimia adalah produk kimia yang dibuat dari olahan minyak dan gas

bumi yang digunakan untuk berbagai tujuan. Akan tetapi, pengertian ini telah diperluas mencakup senyawa organik alifatik, aromatik, naftenik dan juga karbon hitam serta beberapa senyawa anorganik seperti sulfur dan amonia. Minyak dan gas bumi digunakan sebagai sumber bahan baku produk petrokimia karena bahan tersebut masih ekonomis untuk diproses, ketersediaan yang cukup dan dapat diproses menjadi sumber primer petrokimia.

46


Sumber primer petrokimia mencakup olefin (etilena, propilena dan butadiena), aromatik (benzena, toluena dan isomer xylene) dan juga metanol. Oleh karena itu, sumber bahan baku petrokimia dapat diklasifikasi menjadi tiga jenis umum yaitu olefin, aromatik dan metanol. Selain itu terdapat juga jenis sumber bahan baku petrokimia diluar ketiga jenis umum tersebut yaitu senyawa anorganik dan gas sintetis (campuran dari karbon monoksida dan hidrogen). Dalam praktiknya, beberapa senyawa kimia spesifik dari bahan baku petrokimia dapat diperoleh juga dari batu bara, coke dan produk nabati.

Tabel 3.11 Sumber – Sumber Produk Petrokimia

Sumber :

47


BAB 4 PROSES PRODUKSI PT. PERTAMINA (PERSERO) RU III PLAJU 4.1

Bahan Baku

4.1.1

Bahan Baku Utama

Bahan baku mentah yaitu minyak bumi mentah yang digunakan oleh PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju berasal dari daerah Sumatera Bagian Selatan. Sebagai pasokan utama, minyak mentah disalurkan melalui pipa dari lapangan disekitar wilayah Sumatera Selatan dan melalui kapal. Adapun perbandingannya adalah  70% minyak mentah melalui pipa dari lapangan dan



30% minyak mentah melalui kapal tanker . Proses transportasi bahan mentah dari sumber ke kilang yang berada di Plaju dan Sungai Gerong dilakukan dengan menggunakan dua cara, yaitu dengan menggunakan pipa (sistem perpipaan) dan dengan kapal. Daerah-daerah sumber minyak mentah yang digunakan RU III Plaju dan Sungai Gerong dapat dijabarkan sebagai berikut : 1)

Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui pipa adalah minyak mentah dari : a)

Palembang Selatan (South Palembang District )

b)

Talang Akar Pendopo (TAP)

c)

Jambi Asphaltic Oil/ Jambi Parrafinic Oil (JAO/JPO)

d)

Asamera (Ramba)

2) Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui kapal adalah minyak mentah dari : a)

Minas (Sumatera Light Crude/SLC)

b)

Duri

c)

B. Urip

d)

Klamono

e)

Grisik

Setiap minyak mentah dari sumber yang berbeda tersebut akan ditampung dahulu di dalam tangki penampungan. Minyak mentah tersebut seringkali masih mengandung kadar air yang cukup tinggi, baik dalam bentuk emulsi maupun air bebas. Adanya kandungan air dapat menyebabkan gangguan

48


dalam unit-unit pengolahan sehingga sebelum dimasukkan ke dalam unit CD (Crude Distiller ), minyak mentah harus dipisahkan dari air terlebih dahulu. Spesifikasi minyak mentah yang boleh diumpankan ke dalam unit CD adalah di bawah 0,5%-vol air. Setelah memiliki kandungan air yang sesuai spesifikasi, minyak mentah tersebut diumpankan ke Unit Crude Distiller dan Redistiller yang berbeda sesuai dengan komposisi dan sifat minyak tersebut. Minyak tersebut akan dijadikan umpan pada Primary Process Unit dan Secondary Process Unit . Tabel 4.1.. Umpan Primary Process Unit

Unit

Kapasitas Pengolahan

Jenis Feed

CD-II

16,2 MBSD

Kaji, Jene, SPD, TAP

CD-III

30,0 MBSD

Ramba, Kaji, Jene

CD-IV

30,0 MBSD

Ramba, Kaji, Jene

CD-V

35,0 MBSD

SPD, TAP

CD-VI

15,0 MBSD

Geragai, Bula, Klamono

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 Tabel 4.2 Umpan Secondary Process Unit

Unit HVU

Jenis Feed Long residue MVGO ( Medium Vacuum Gas Oil ), HVGO

RFCCU

( High Vacuum Gas Oil ), dan long residue

BB ( Butane-Butylene)

Unstab crack , comprimate, condensate gas, dan

Distiller

residual gas

Stabilizer C/A/B

SR-Tops (Straight Run-Tops)

Unit Polimerisasi

Fresh BB ( Butane-Butylene)

Unit Alkilasi

Fresh BB dari BB Distiller Raw PP ( Propaneee-Propylene) dari RFCCU

Kilan Pol ro lene Riser Fluid Catal tic Crackin Unit Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017

49


Jumlah dan jenis minyak mentah yang harus diolah disesuaikan dengan kapasitas dan spesifikasi masing – masing bahan-bahan pada crude distiller (CD) karena setiap crude distiller (CD) yang telah didesain untuk mengolah minyak mentah dengan jumlah dan spesifikasi tertentu. Jenis minyak mentah yang diolah di masing-masing CD dapat dilihat pada Tabel 3.6 dibawah ini. Tabel 4.3 Jenis-Jenis Minyak Mentah Tiap Unit Pengolahan

PT. Pertamina RU III Unit

Sumber Minyak Mentah

CD II

SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC

CD III


CD IV


CD V

SPD, Ramba, Jene, TAP, Duri

CD VI

Ramba, SLC

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 4.1.2

Bahan Baku Penunjang

Selain bahan baku utama, proses pengolahan juga membutuhkan bahan bahan penunjang lain (Tabel 3.7 dan 3.8), seperti katalis, solvent , dan bahan aditif yang mendukung proses pengolahan bahan baku menjadi produk. Tabel 4.4 Bahan-Bahan Penunjang

Bahan

Unit

H2SO4

Fungsi

Alkilasi

Katalis

BB Treating &

Untuk

proses

untuk

NaOH

Caustic Treating

Silika alumina

RFCCU

men hilan kan Katalis cracking

Titanium Catalyst

Polypropylene

Katalis utama

Tri Ethyl Alumunium (AT cat)

Polypropylene

Ko-katalis

50

treating


CMMS

Polypropylene

Catalyst adjuvant

Hexane

Polypropylene

Pelarut katalis Ekstraktor

DEA

purifikasi raw propane

Polypropylene

AE-Stab, AH-Stab, AI- Stab,

pada

propylene

Polypropylene

Stabilizer additive

Gas N2

Polypropylene

Off gas, carrier gas

Fuel oil, fuel gas

Semua unit

Bahan

HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab,

bakar

untuk

pembakaran

dalam

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 Tabel 4.5 Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang

Bahan

Kegunaan

1. Amoniak (NH 3)

Sebagai zat anti korosi pada system overhead

Gas

kolom distilasi. 2. Gas Panas

Sebagai

3. N2

Polypropylene.

4. H2

Sebagai pendingin (cooler ). Sebagai

regenerator

pemutus

dan

dryer

pada

unit

penyambung

rantai

Polypropylene. Aditif 1. MTBE dan TEL

Untuk menaikan bilangan oktan dari bensin.

2. Aditif

Untuk memperbaiki sifat Polypropylene sehingga sesuai dengan sifat yang diinginkan.

3. Topanol A

Anti oksidan aditif untuk polimer mogas unit polimerisasi, aditif untuk produk Treating Plant bagian crude distiller .


51


Tabel 4.6 Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang (Lanjutan)

Bahan

Kegunaan

Bahan Kimia 1. H2SO4

Sebagai katalis unit alkilasi.

2. Zeolite

Sebagai katalis pada RFCCU.

3. NaOH

Sebagai caustic treater pada CD&L unit alkilasi dan LPG treater .

4. P2O5

Sebagai katalis unit polimerisasi.

Bahan

5. Al2(SO4)3, coagulant

Kegunaan

klorin acid ,

air,

Sebagai penjernih air pada unit utilitas.

karbon

aktif, resin penukar ion 6. DEA

Sebagai

DEA

ekstraktor

pada

unit

Polypropylene. Sebagai lean oil (absorben) pada unit BB

7. Heavy alkylate

distilasi. Sebagai lean oil (absorben) pada unit

8. LCGO

light end FCCU Sebagai regenerator dan cooler pada DEA

9. Propana

dan

caustic

extractor

system,

serta

sebagai chilling system pada unit alkilasi. Sebagai 10. Katalis berbahan dasar Ti

utama

pada

unit

Polypropylene Sebagai

11. Katalis TK,AT,OF

katalis

ko-katalis

pada

unit

polypropylene Sebagai

molecular

sieve pada

unit

Polypropylene. Sebagai zat pencegah atau penghambat 12. Silika Gel

korosi.

52


Sebagai zat pencegah atau penghambat 13. Corrosion Inhibitor

pembentukan kerak. Sebagai zat pencegah atau penghambat tumbuhnya lumut, ganggang, dll.

14. Scale Inhibitor Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 4.2

Wilayah Operasi

Wilayah operasi dari PT. PERTAMINA (PERSERO) RU III Plaju, meliputi perkantoran dan kilang, berada di Provinsi Sumatera Selatan, Kecamatan Plaju, Kotamadya Palembang dan Sungai Gerong yang berada di Kabupaten Banyuasin. Area tersebut dipisahkan oleh dua sungai, yaitu Sungai Komering dan Sungai Musi. 4.3

Unit Produksi

4.3.1

Oil Movement Suatu kilang minyak bumi umumnya terletak di tepi laut atau sungai yang

besar dan dalam. Hal ini berkaitan dengan kebutuhan terhadap sarana pengangkutan crude oil sebagai bahan baku pengolahan dan produk – produk yang dihasilkan untuk dipasarkan. Sebagai sarana pengangkutan dalam jumlah yang besar, proses tersebut dapat menggunakan kapal atau sistem perpipaan untuk menjamin kontinuitas umpan maupun aliran produk. Selain sarana pengangkutan, juga dibutuhkan sarana penyimpanan ( storage) dalam jumlah besar. Oleh karena itu, suatu kilang minyak bumi tidak bisa dilepaskan dari Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP). Secara garis besar, tugas umum ITP adalah sebagai berikut: -

Menerima berbagai jenis crude oil melalui kapal tanker maupun melalui perpipaan.

-

Menyiapkan dry stock crude oil ( feed stock preparation) untuk diolah di unit pengolahan (crude distiller ).

-

Menampung aliran produk dari unit pengolahan, baik yang langsung sebagai produk akhir maupun produk intermediate. 53


-

Mencampur (blending ) berbagai macam produk untuk mendapatkan produk akhir (BBM dan Non BBM).

-

Pengapalan produk (BBM dan Non BBM) untuk keperluan ekspor dan domestik.

-

Pemeliharaan tangki, dimaksudkan untuk menekan kerugian akibat kerusakan yang lebih berat.

-

Menekan oil losses akibat kebocoran, drainage, down grade dan penguapan di tangki.

-

Pengendalian pencemaran akibat buangan effluent water ke badan sungai.

A. Penerimaan Cr ude Oil

RU III menerima berbagai jenis crude oil dari berbagai daerah penghasil minyak di Indonesia. Untuk mengirimkan crude oil tersebut, terdapat dua pilihan transportasi utama menuju tangki – tangki penampung di RU III yaitu : - Metering Pipe (pipe line) Crude oil dari lapangan eksplorasi/pengeboran dipompakan ke unit pengolahan melalui perpipaan dan stasiun pengukuran minyak. Stasiun pengukuran minyak ini, yang terletak di KM 3 Plaju dan ditempatkan di dekat unit pengolahan dilengkapi dengan

metering system. Hasil

pengukuran dari metering system digunakan sebagai angka transaksi (custody transfer ). -

Kapal Tanker Crude oil dari lapangan eksplorasi diangkut oleh kapal tanker ke unit pengolahan. Dari kapal tanker, crude oil tersebut dipompakan ke tangki penyimpanan.

B. Penyiapan Cr ude Oil ke Unit Proses

Crude oil yang diterima terkadang memiliki kandungan air yang cukup tinggi, baik dalam bentuk emulsi ataupun air bebas. Oleh karena itu, crude oil sebelum diumpankan ke unit proses harus dipersiapkan terlebih dahulu. Tujuannya adalah untuk memenuhi persyaratan water content yang telah

54


disepakati yaitu maksimal 0,5% volume. Keberadaan air dalam crude oil dapat menyebabkan kenaikan tekanan pada kolom distilasi dan mengganggu proses pengolahan minyak bumi. C. Supply Cr ude Oil ke Unit Proses

Crude oil dari tanki dipompakan ke unit proses (crude distiller ) dengan menggunakan pompa- pompa yang ada di Rumah Pompa Minyak (RPM) “R”. Selain pompa feed , terdapat juga pompa untuk injeksi crude oil ( feed dalam jumlah yang lebih kecil) ke unit proses. Pipa penghisap tangki pada umumnya ada tiga, yaitu bagian bawah, tengah dan atas. Pada awal supply menggunakan pipa penghiisap bagian atas, kemudian dilanjutkan pipa penghisap bagian tengah dan apabila level sudah mendekati setengah tangki, digunakan pipa penghisap bawah. Pada posisi level minyak dalam tangki sudah mendekati 3 meter, maka tangki harus sudah digandeng dengan tangki lain yang penuh. Hal ini bertujuan untuk menjaga kontinuitas supply crude oil ke unit proses. D. Penyaluran Produksi

Hasil pengolahan crude oil di unit – unit proses ada yang langsung menjadi produk akhir dan ada yang memerlukan proses

blending atau

penambahan bahan aditif. Produk tersebut bisa sebagai BBM atau non BBM. Produk tersebut dialirkan ke tangki penyimpanan melalui jalur perpipaan tertentu sesuai dengan jenis produknya. E. Tank Ticket

Sebelum dan sesudah aktivitas distribusi atau pemindahan miyak, tangki yang bersangkutan harus diukur level minyak, temperatur, dan level air bebasnya. Data – data hasil pengukuran tersebut dimasukan ke dalam tank ticket sebagai sumber data asli untuk kepentingan pembuatan dokumen selanjutnya (Bill of Lading dan lain – lain).

55


Ada 4 jenis penggolongan tank ticket berdasarkan warna, yaitu : -

Warna kuning, dipakai untuk record data pergerakan tank to tank transfer , feed (crude/intermediate) ke unit dan produksi ke unit.

-

Warna hijau, dipakai untuk record data pergerakan penerimaan crude oil , intermediate, komponen dan produksi.

-

Warna putih, dipakai untuk record data pergerakan shipment atau lifting keluar kilang.

-

Warna biru, dipakai untuk record data pergerakan stock inventory dan memeriksa ukuran

F. Loading BBM dan Non-BBM

Sebelum operasi loading ke kapal tanker dilaksanakan, perlu dilakukan persiapan yang meliputi : -

Persiapan di darat. Setelah surat perintah loading diterima, maka dipersiapkan hal – hal seperti tangki penampung, pipa yang akan dipakai, dermaga yang akan digunakan, durasi loading hingga kapal tanker jalan dan pengambilan sampel.

-

Persiapan di kapal Sebelum memuat ke kapal harus diadakan diskusi antara Loading Master dengan Chieff Officer kapal untuk mengetahui muatan sebelumnya

di

mana

apabila

muatannya

berpengaruh

terhadap

kualitas

muatan,

berbeda

maka

akan

dan

dapat

dilakukan

pembersihan.

Setelah selesai loading , perlu diperhatikan perbedaan jumlah muatan antara di darat dan di kapal. Selisihnya diharuskan kurang dari 0,5 % volume. Untuk mengetahuinya, dilakukan sounding , starting dan closing .

56


G. Unloading BBM dan Non-BBM

Pada proses ini, apabila pembongkaran telah selesai, dilaksanakan pemeriksaan tangki kapal untuk memastikan bahwa tangki telah benar – benar kering yang kemudian dinyatakan dalam Dry Certificate. Lalu dicocokkan hasil pengukuran di kapal dengan di darat. Ketentuan selisih perhitungan antara kapal dan tanki di darat maksimum 0,5 % volume. Apabila lebih besar dari angka tersebut, maka dilakukan pengukuran kembali dan apabila masih tetap lebih besar dari 0,5 % volume maka pihak yang dirugikan dapat membuat Letter of Protest ( Letter of Discrepancies). H. Fasilitas Perpipaan di Dermaga Plaju

RU III memiliki 12 dermaga sebagai sarana penunjang untuk proses loading atau unloading crude oil dan atau produk unit pengolahan serta muatan barang. Dermaga 1 hingga 6 berlokasi di Kilang Sungai Gerong sedangkan 7 hingga 12 berada di Kilang Plaju. Untuk Kilang Plaju, dermaga 7 hingga 10 berfungsi untuk proses loading serta unloading crude oil dan produk BBM atau Non-BBM, sedangkan dermaga 11 dan 12 berfungsi untuk muatan berupa barang. 4.3.2

Kilang Crude Distiller and Gas Plant (CD&GP)

Kilang CD&GP merupakan kilang yang memproduksi BBM. Unit CD & GP memiliki 6 CD (crude distiller ), yaitu CD II, III, IV, V dan re-distiller I/II. Pada unit ini juga terdapat unit stabilizer C/A/B dan SRMGC ( Straight Run Motor Gas Compressor ). Pada gas plant, terdapat unit BBMGC ( Butane-Butylene Motor Gas Compressor ), BB ( Butane-Butylene) distiller , unit polimerisasi, dan unit alkilasi. Selain itu, terdapat unit treater berupa BB treater , caustic treater , dan SAU (Sulfuric Acid Unit ). Pada kilang CD&GP terdapat tiga proses umum, yaitu proses primer berupa CD II, CD III, CD IV, CD V, stabilizer C/A/B, SRMGC, BBMGC, dan BB distiller . Proses sekunder yang terdiri dari polimerisasi dan alkilasi, dan proses treating berupa BB treater dan caustic treater . Berikut ini adalah gambaran umum dari proses yang terjadi pada kilang CD&GP

57


Gambar 4.1 Skema Proses Unit CD&GP

4.3.2.1 Deskripsi Proses Unit Crude Distiller A. CD II (Crude Distiller II)

CD-II memiliki kapasitas 2000 ton/hari. Fungsi CD-II ini adalah untuk memisahkan fraksi-fraksi tertentu pada minyak mentah. Umpan unit berasal dari Campuran Feed (koktail). Unit ini terdiri atas 5 kolom fraksionator dan 1 kolom Evaporator yang bekerja pada kondisi operasi masing-masing Umpan dipanaskan pada furnace I dan dimasukkan pada kolom evaporator. Fasa gas akan masuk pada kolom I dan fasa cair masuk ke Furnace II untuk dipanaskan yang selanjutnya masuk ke kolom IV. Produk atas kolom I masuk ke kolom V, side stream masuk ke kolom II, sedangkan produk bawah ditampung ke Side Striper (LCT stripper) 2-1. Produk atas kolom II dimasukkan tangki Akumulator 8-7 yang sebagian dikembalikan ke kolom I sebagai reflux dan sebagian lagi sebagai produk gas. Produk bawah kolom II dikondensasikan dan keluar sebagai produk LKD ( Light Kerosene Distillate). Produk atas kolom V dikondensasikan dan ditampung pada tangki akumulator 8-8. Aliran gas yang tidak terkondensasi dibagi menjadi dua.

58


Aliran pertama sebagai produk gas, sedangkan aliran lainnya dikondensasikan kembali sehingga menghasilkan Crude Residual (CR) Butane. Gas yang tidak terkondensasi dijadikan sebagai produk gas. Produk atas kolom V yang tertampung pada tangki Akumulator 8-8 sebagian dikembalikan ke kolom V sebagai reflux dan sebagian keluar sebagai produk atas Straight Run (SR). Side stream kolom V masuk ke kolom III. Produk bawah kolom V dikembalikan ke kolom I sebagai reflux. Kolom III yang memiliki umpan dari side stream kolom V menghasilkan produk bawah berupa Naphta II dan produk atas berupa gas yang dikembalikan ke kolom V. Produk atas kolom IV didinginkan dan dimasukkan ke tangki akumulator 8-6. Dari tangki ini, sebagian di-reflux dan sebagian dimasukkan ke kolom I. Side stream kolom IV dimasukkan ke LCT Stripper bersama-sama dengan produk bawah kolom I. Produk bawah kolom IV didinginkan dan menghasilkan produk Long Residue. Produk bawah kolom I dan side stream kolom IV yang tertampung pada LCT Stripper sebagai produk Light Cold Test untuk Gas Oil (LCT), yang merupakan komponen produk solar. TABEL 4.7 KONDISI OPERASI KOLOM CD II Temperature, 0C

Tekanan (kg/cm 2)

Peralatan

Top

Bottom

Kolom I

118,3

141,4

0,5

Kolom II

143,1

125

0,4

Evaporator

234,7

-

0,5

Kolom IV

232,9

322,4

0,5

Kolom V

102,0

142,1

0,4

Outlet F-1

234,7

-

-

Outlet F - 2

342,7

-

-


59


Tabel 4.8 Produk CD II

Produk

T/D

Gas (ke unit SRMGC)

0.1

Crude Butane

40.9

SR Tops

377.5

Naptha II

62.1

LKD

77.7

LCT

238

Long Residue

1184.3

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 B. CD III & IV (Crude Distiller III & IV)

1)

Crude Distiller III (CD-III) Umpan masuk CD III berupa campuran Jene Crude Oil , Ramba Crude Oil

dan SLC Crude Oil . CD-III memiliki kapasitas 4000 ton/hari. Unit ini terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu Stabilizer yang bekerja pada kondisi masing-masing (Tabel 8). Sebelum diproses, dilakukan peningkatan temperatur umpan ( pre-heat ) dengan delapan buah Heat Exchanger . Umpan pertama kali masuk ke Stabilizer 1-4. Produk atas Stabilizer 1-4 didinginkan sehingga terbentuk dua fasa, yaitu cair dan gas. Aliran fasa cair dibagi dua, sebagian masuk kembali ke Stabilizer 1-4 sebagai reflux dan sebagian sebagai produk Crude Butane. Fasa gas sebagai produk, dialirkan ke unit SRMGC. Produk bawah stabilizer 1-4 masuk sebagai umpan kolom I-1. Reboiling pada Stabilizer 1-4 dilakukan menggunakan Furnace I (F1 C1) Produk atas kolom I-1 sebagian menjadi umpan kolom I-3 dan sebagian dikembalikan sebagai reflux. Side stream kolom I-1 masuk ke Side Stripper 2-5. Dari Side Stripper sebagian keluar sebagai produk berupa Naphta III dan TOP masuk kembali ke kolom I-1. Reboiling pada kolom I-1 dilakukan oleh Furnace I. Produk bawah kolom ini sebelum masuk sebagai umpan kolom I-2 dipanaskan oleh Furnace II yang juga merupakan Reboiler kolom I-2.

60


Produk atas kolom I-3 didinginkan dan dimasukkan ke tangki akumulator 8-3. Dari tangki ini sebagian dikeluarkan sebagai produk SR tops dan sebagian sebagai gas. Produk atas kolom I-2 didinginkan dan kemudian ditampung pada tangki akumulator 8-2. Dari tangki akumulator 8-2 aliran dibagi menjadi dua. Aliran pertama dikembalikan sebagai reflux dan aliran lainnya sebagai produk LKD. Pada kolom I-2 ini terdapat 3 aliran side stream yang masing-masing mengalami 2 proses pendinginan dan masing-masing menghasilkan produk. Aliran side stream kolom I-2 paling atas berupa Heavy Kerosene Distillate (HKD), Light Cold Test Gas Oil (LCT) dan Heavy Cold Test Gas Oil (HCT). Produk bawah kolom I-2 ini menghasilkan long residue yang dikirim ke High Vacuum Unit (HVU). Reboiling kolom I-2 dilakukan menggunakan Furnace II (F2 C1)

2)

Crude Distiller IV (CD IV) Unit CD IV memiliki sistem pemrosesan produk serta perolehan (Tabel

10) produk yang hampir sama dengan CD III. Namun penggunaan umpan di kedua crude distiller ini berbeda. CD IV menggunakan umpan Ramba Karam, Arjuna, dan Grisik. Crude distiller IV sebenarnya mempunyai prinsip dan cara kerja yang sama seperti CD III namun terdapat beberapa perbedaan. Perbedaan tersebut antara lain: 1) Produk bawah stabilizer umpan kolom (1-1) dipanaskan terlebih dahulu dalam furnace 2. Tabel 4.9 Kondisi Operasi CD III dan CD IV

Temperatur 0C Peralatan

Top

Tekanan (Kg.cm-2)

Bottom

CD III

CD IV

CD III

CD IV

CD III

CD IV

Kolom I

136,2

145,3

253,3

258,4

0,7

0,7

Kolom II

221,8

217,5

346,0

341,9

0,5

0,3

Kolom

103,4

102,5

130,6

138,4

0,7

0,7

61


III

112,9

106,9

187

194,3

1,9

2

Stabilizer Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 TABEL 4.10 PRODUK DAN PEROLEHAN CD III DAN IV

T/D

Produk Gas

CD-III 20

CD-IV 132.2

CR Butane

128.7

115.6

SR Tops

237.7

151.7

Naphta-II

84.3

323.5

Naphta-III

24.4

107.9

LKD

458.9

217.1

HKD

299

303.5

LCT

255

227.6

HCT

62.3

91.3

1662.5

1498.5

Residue Loss

131.9

17.7

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 C. CD V (Curde Distiller V)

Umpan dari unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari South Palembang District (SPD) dan Talang Akar Pendopo (TAP). Unit ini mengolah minyak mentah sehingga menghasilkan beberapa produk . Crude distiller V didirikan pada tahun 1938 dan dilakukan revamping pada tahun 1984 untuk meningkatkan efesiensinya. Sama seperti CD yang lain, CD V digunakan untuk mengolah minyak mentah menjadi fraksi – fraksinya. Umpan yang masuk ke unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari SPD, TAP, Ramba, dan Jene. Kapasitas pengolahan unit ini adalah sebesar 32 MBCD

62


Tabel 4.11 Kondisi Operasi CD V

Temperatur 0C

Tekanan

Peralatan Top

Bottom

(Kg.cm-2)

Kolom I

150

243

1,5

Kolom II

200

340

0,2

Kolom III

105

160

0,8

Kolom V

70

100

0,8

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 Tabel 4.12 Produk dan Perolehan CD V

Produk

Yield (%Wt)

Gas

1,33

SR Tops

1,74

Naphta-I

8,19

Naphta-II

7,50

Naphta-IV

2,96

LKD

5,27

HKD

6,82

LCT

6,77

HCT

8,19

Residue

50,91

Loss

0,32

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017

63


Minyak mentah dari tangki R dibagi menjadi dua aliran. Aliran pertama dibagi kembali menjadi dua aliran dan mengalami sejumlah pemanasan kemudian masuk ke dalam kolom flash dengan kondisi operasi (Tabel 3.14) yang telah di desain. Fasa gas dari kolom flash masuk sebagai umpan kolom 1-1 pada tray 10 dan fasa cairnya dipanaskan dengan menggunakan Furnace F2C1 dan masuk juga sebagai umpan pada tray 6. Aliran kedua dari tangki R dipanaskan pada preheater dan Furnace F2C1. Setelah mengalami pemanasan aliran digabungkan dengan aliran fasa cair keluaran kolom flash sebagai umpan kolom 1-1. Produk atas kolom 1-1 masuk ke kolom 1-3 sebagai umpan. Side stream kolom 1-1 yang keluar dari tray 30 dipompa dan didinginkan untuk kemudian dikembalikan sebagai inter volume reflux ( pump around ). Side stream dari tray 20 masuk ke side stripper 2-2. Fasa gas dikembalikan ke kolom 1-1 sebagai refluks, sedangkan fasa cair didinginkan sebagai produk LKD. Produk bawah kolom 1-1 dipanaskan oleh Furnace F2C2 dan dialirkan sebagai umpan kolom 1-2. Produk atas kolom 1-3 dikondensasikan dan masuk ke tangki akumulator 8-2. Gas yang tidak terkondensasikan dijadikan sebagai produk gas, sedangkan sebagian kondensat direfluks dan sebagian dipompakan sebagai umpan kolom 14. Side stream kolom ini masuk ke side stripper 2-4. Fasa gas dikembalikan ke kolom dan fasa cair didinginkan kemudian dijadikan produk Naphta II. Produk bawah kolom 1-3 didinginkan sebaagi produk Naphta IV. Produk atas kolom 1-2 ditampung pada tangki akumulator kolom 8-3 dan dijadikan produk HKD. Side stream yang keluar dari tray 3-2 didinginkan dan sebagian dikembalikan sebagai inter vol . Reflux dan sebagian menjadi produk BGO (Bandung Gas Oil ) atau SGO (Special Gas Oil ). Side stream yang keluar dari tray 24 masuk ke side stripper 2-1. Fasa gas direfluks kembali dan fasa cair didinginkan sebagai produk LCT. Side stream yang keluar dari tray 17 masuk ke side stripper 2-3. Fasa gas direfluks kembali dan fasa cair didinginkan sebagai produk HCT. Produk bawah didinginkan dengansejumlah HE dan dijadikan Long Residue, sebagian masuk HVU, sebagian sebagai ( Low Sulphuric Waxy Residue ) LSWR.

64


Produk atas kolom 1-4 dikondensasi. Produk yang tidak terkondensasi dijadikan produk gas untuk kemudian masuk SRMGC, sedangkan kondensat sebagian dikembalikan ke kolom 1-4 dan sebagi dijadikan produk SR TOP. Produk bawah dijadikan produk Naptha I. 4.3.2.2 Deskripsi Proses Unit Gas Plant A. BB Distiller

Umpan berupa gas dan cairan yang terdiri dari campuran methane, ethane, propane, propylene, buthane butylene, dan Tops (ligh naphta) akan masuk ke kolom absorber 1-1. Umpan gas akan masuk pada tray 16 sedangkan umpan liquid masuk ke tray 14. Pada puncak kolom absorber, dipompakan lean oil (kerosene) untuk menyerap komponen-komponen C 3 yang lebih berat. Produk atas dari kolom absorber disebut dengan drying gas yang terdiri dari methane, ethane, dan sedikit propane propylene yang akan dialirkan menuju liquid trap 6-3 dan selanjutnya sebagai produk refinery fuel gas. Produk bawah yang berupa lean oil dan C 3 sebagian dikembalikan ke kolom sebagai reboiling dan sisanya dialirkan ke kolom depropanizer sebagai umpan melalui accumulator 9-1. Agar propane yang terkandung dalam dry gas berjumlah sedikit mungkin, maka suhu maksimal top absorber adalah 45 oC dengan tekanan 20-21 kg/cm 2 dan rasio lean oil dengan intake gas = 1,8:2,0. Untuk mengatur suhu top absorber ini, diperlukan 3 buah intercooler, yaitu 1 buah intercooler untuk mendinginkan fat oil dari tray 46 serta 2 buah intercooler untuk mendinginkan fat oil dari tray 30. Produk bawah dari kolom absorber akan masuk ke kolom depropanizer pada tray 18. Namun untuk variasi komposisi umpan, umpan dapat masuk melalui plate nomor 14, 22, 31 dan 32. Produk atas depropanizer akan didinginkan menggunakan kondenser dan akan masuk accumulator 8-11. Pada accumulator, akan terjadi pemisahan yang mana fasa gas akan keluar sebagai produk atas dan menjadi refinery fuel gas sedangkan produk bawah sebagai refluks dan sisanya sebagai produk propane. Suhu top kolom harus dijaga maksimal 43 oC agar propane propylene dapat dipisahkan dengan baik, yaitu mengandung isobutana kurang dari 1% berat. Pengaturan suhu dapat dilakukan dengan melakukan

65


refluks. Produk bawah kolom depropanizer sebagian dikembalikan sebagai reboiling dan sisanya dialirkan ke kolom debuthanizer (1-2). Pada debuthanizer, umpan akan masuk pada tray 22. Pada kolom ini juga akan terjadi pemisahan yang mana produk atas akan masuk ke accumulator 8-12 setelah didinginkan terlebih dahulu. Pada accumuluator, gas sebagai produk atas akan keluar sebagai produk refinery fuel gas sedangkan produk bawah sebagian akan menjadi refluks dan sebagian lagi akan menjadi fresh BB dan dialirkan menuju BB treater. Produk bawah kolom debuthanizer akan dikembalikan ke kolom sebagai reboiling dan sisanya dialirkan ke kolom stripper (1-4) sebagai umpan. Produk bawah debuthanizer yang masuk ke kolom stripper akan masuk pada tray 23. Produk atas kolom stripper akan didinginkan oleh kondenser dan selanjutnya masuk ke accumulator 8-13. Produk bawah accumulator sebagian akan dialirkan kembali sebagai refluks dna sebagian lagi sebagai produk stabilzed crack top. Produk bawah kolom stripper sebagian akan dikembalikan ke kolom sebagai reboiling dan sisanya akan dialirkan ke surge tank lean oil 9-2. Lean oil akan disirkulasikan kembali ke kolom absorbsi. Untuk memanaskan reboiler 71/2. 7-3/4. 7-5/6, dan 7/7 digunakan sirkulasi heating oil (HCT) melalui heating oil surge tank 9-3 dan dapur. B. BB Treating

Umpan dari BB distiller dan caustic soda masuk ke dalam mixer ke Caustic soda Settler 9-26 untuk dihilangkan senyawa-senyawa belerang (H 2S, mercaptan, carbonyl sulfide, disulfide, dll) yang terkandung didalam butane butylene. Pencucian dilakukan agar senyawa-senyawa tersebut tidak meracuni katalis bila BB dipakai sebagai umpan untuk polinerisasi, disamping itu juga agar memenuhi spesifikasi copperstrip corrosion bila BB dipakai untuk LPG dan komponen campuran mogas/avigas. Setelah bereaksi, maka caustic soda mengendap dan keluar melalui bagian bawah settler, selanjutnya, dengan pompa P-6/7, dipompakan kembali ke umpan sebagai caustic circulation. Buthane butylene keluar dari bagian atas caustic soda settler 9-26 dan seterusnya bersama dengan injeksi air masuk ke water settler 9-25 melalui mixer. Berdasarkan

66


perbedaan berat jenisnya maka air akan mengendap dan keluar pada bagian bawah settler 9-25 yang selanjutnya di drain ke parit, sedangkan treated Buthane butylene keluar dari bagian atas settler 9-25 dan mengalir menuju Final settler 929 yang digunakan untuk memisahkan entrinment air. Treated Buthane butylene keluar dari bagian atas final settler 9-29 dan selanjutnya mengalir ke tanki penampung (T-1207/1208 untuk treated BB ex BBDistiller). Umpan dari BB sungai gerong masuk bersama-sama dengan injeksi air masuk ke water settler 931 melalui mixer. Berdasarkan perbedaan berat jenisnya maka air akan mengendap dan keluar pada bagian bawah settler 9 -31yang selanjutnya di drain ke parit, sedangkan treated Buthane butylene keluar dari bagian atas settler 9-31 dan mengalir menuju final settler 9-30 yang digunakan untuk memisahkan entrinment air. Treated Buthane butylene keluar dari bagian atas final settler 9-30 dan selanjutnya mengalir ke tanki penampung (T-1205/ 1206 untuk treated BB ex Stabilizer S. Gerong). Water treating (washing) dimaksudkan untuk melarutkan alkyl amine dan entrainment Caustic Soda. Maksimum kadar Mercaptan sulfur (RSH) dalam treated BB = 20 ppm, apabila kadar RSH > 20 ppm maka caustic soda circulation diganti dengan yang baru. C. Unit Polimerisasi

Umpan BB dipompakan dengan P-1/2/3/4 dari tank 1205/06 ke convertor section. Ada tiga set convertor section: A set, B set, C set yang tiap set terdiri dari 3 convertor . Jadi 9 convertor yang dipasang secara pararel dengan kapasitas 30 T/day per convertor . Sebelum masuk convertor, umpan dipanaskan dalam preheater 6-1/3/5 dan final heater 6-2/4/6 oleh heating oil (solar) yang telah dipanaskan dulu dalam furnace. Dari final heater, BB masuk ke convertor section yang berupa tube/shell equipment . Bagian tube diisi dengan katalis ( P 2O5) yg berbentuk pellet. BB yang direaksikan masuk kedalam tube melewati katalis sehingga terjadi reaksi yang diinginkan. Tiap set convertor berisi 9 drum katalis dengan masing-masing drum berisi 200kg. Reaksi polimerisasi berlangsung pada tekanan dan temperatur yang tinggi yaitu 32 kg/cm 2 dan 160 oC. Untuk memanaskan sampai suhu reaksi, maka di dalam bagian shell dari convertor dialirkan heating oil . Jika reaksi polimerisasi

67


sudah berjalan normal maka solar yang mengalir melalui shell dapat dimanfaatkan sebagai pendingin juga pemanas.. Produk selanjutnya dialirkan ke dalam bagian stabilizer column 1-1 untuk mengalami pemurnian. Kolom stabilizer berfungsi sebagai pemisah butane dari polimer hasil reaksi. Produk atas dari kolom stabilizer didinginkan dengan cooler 5-1/2/3/4 kemudian melalui accu tank 8-1 produk atas dialirkan ke flare, sedangkan produk bawah dari didinginkan lagi dengan cooler 4-8/9 dan disebut residual buthane butylene. Residual butane butylene merupakan campuran dari isobuthene, normal buthane, sisa buthane butylene dan sedikit propane propylene. ResBB tersebut disimpan di dalam tangki 1207/08 untuk dipakai sebagai umpan unit alkilasi. Agar pemisahan butane butylene dari kolom stabilizer ini berjalan baik, pentane dalam produk atas harus sama dengan nol, sehingga suhu maksimal pada bagian atas adalah 60o C dan bottom 15 oC pada tekanan 6 kg/cm 2. Produk bawah kolom stabilizer 1-1 melalui cooler 4-10/11/5/6 dialirkan ke tanki O sebagai product polimer. Polimer ini merupakan komponen mogas yang mempunyai nilai oktan tinggi. D. Unit Alkilasi

Unit alkilasi terdiri dari tiga bagian, yaitu bagian reaktor, distilasi, dan bagian penghasil isobuthane. Pada bagian reaktor, umpan dari tangki 1207/08, sebelum masuk reaktor bersama isobuthane recycle, didinginkan pada HE 6-2/3 produk reaktor sampai 25o C. Selanjutnya aliran ditampung di settler 8-8 untuk mencampur umpan dan memisahkan airnya, supaya tidak mengencerkan katalis asam sulfat yang bisa menurunkan kecepatan reaksi alkilasi dan meningkatkan konsumsi asam. Aliran dari umpan settler dengan asam dan sirkulasi produk reaktor bersama sama memasuki propane chiller 3-3/1/2 dengan pompa P45/20/24, untuk didinginkan sampai 3-10 oC, dan selanjutnya dimasukkan ke reaktor 2-3/1/2. Reaktor terdiri dari 3 rangkaian paralel, berupa vessel vertikal dengan dengan perforated plate. Reaksi alkilasi berlangsung pada 3-8 oC pada emulsi HC dengan asam sulfat, dengan bantuan mixing oleh perforated plate. Produk keluar dari

68


bawah, sebagian disirkulasikan ke reaktor melalui propane chiller dan sebagian lain mengalir ke reaktor separator dengan kekuatan tekanan reaktor 4.5-5 kg/cm 2. Dari reaktor separator dibuang ke parit, sedang HC dari atas disempurnakan pemisahan asamnya di final separator . Produk bawah dari final separator dibuang ke parit, sedang HC dari atas dipompa ke caustic settler untuk membebaskan dari asam. Caustic diganti setelah kandungan minimum 40 g/l. HC keluar dari caustic settler berupa campuran alkilasi, butane, isobutane dan propane, untuk dikirim ke bagian distilasi. Untuk mencapai temperatur rendah di reaktor maka digunakan propane chiller , untuk mendapatkan propane cair yang dingin dipakai sistem propane refrigeration. Propane cair setelah dikeringkan dengan CaCl 2 dalam propane dryer ditampung dalam refrigerant accumulator . Selanjutnya propane mengalami siklus ekspansi yaitu : evaporasi, kompresi dan kondensasi. Sewaktu evaporasi, propane menyerap panas dari sekitarnya sehingga mendinginkan sistem. Pada bagian distilasi, aliran produk reaktor pertama memasuki kolom stabilizer yang beroperasi pada tekanan kolom 7.5 kg/cm 2, temperatur top 56 oC dan bottom 165 oC. Kolom ini berfungsi memisahkan butane, isobutane dan propane dari produk alkilatnya. Produk atas berupa campuran buthane, isobuthane dan propane yang akan dimasukkan ke deisobuthanizer. Produk bawah berupa light dan heavy alkylate dimasukkan ke rerun column. Pada deisobutanizer yang beroperasi pada tekanan 8.5 kg/cm 2, suhu top 60oC bottom 78 oC ini dipisahkan propane dan isobuthane pada top kolom dan nbutane 96 % pada bottom yang akan dialokasikan ke tanki LPG / buthane atau komponen pengatur mogas pool . Aliran propane dan isobuthane selanjutnya dikirim ke kolom depropanizer. Pada depropanizer ini propane dipisahkan dan akan dialokasikan ke propane chiller atau sebagai LPG/Propane sebagai top produk. Bottom yaitu isobuthane akan dikirim sebagai recycle ke reaktor setelah melewati cooler . Pada rerun column umpan berasal dari bottom stabilizer column, dipisahkan light alkylate sebagai top produk yang merupakan produk utama unit, dan pada bottom berupa heavy alkylate yang akan digunakan sebagai odourless solvent dan lean oil pada unit polimerisasi.

69


Pada bagian penghasil isobuthane, bila isobuthane tidak mencukupi untuk umpan di unit maka bagian ini akan dioperasikan. umpan berupa fresh atau res. BB dimasukkan ke kolom deisobuthanizer. Disini terjadi pemisahan n-butane sebagai bottom dan isobutane sebagai top produk, pada top produk selanjutnya dialokasikan ke depropanizer. Pada depropanizer akan didapatkan propane pada top produk, dan isobutane sebagai bottom produk yang akan dialokasikan untuk umpan reaktor. Untuk memanaskan atau menaikan suhu keempat kolom di unit alkilasi dilakukan sistem sirkulasi heating oil yang akan memanaskan reboiler kolomnya. Pemanasan heating oil dilakukan dalam dapur pada temperatur 200 oC, brander di dapur menggunakan gas. E. Unit Stabilizer C/A/B

Stab C/A/B merupakan proses sekunder yang berfungsi untuk memisahkan SR Tops dari unit CD II/III/IV/V menjadi komponennya yaitu isopentana dan isoheksana dengan menggunakan distilasi bertekanan. Unit ini memiliki tiga buah kolom distilasi (C, A, dan B) dimana Kolom B merupakan kelanjutan dari kolom A dan C. a) Stabilizzer C Umpan (SR-Tops) dari tangki O di pompakan dengan booster pump ke Unit Stabilizer, dengan pompa feed P-4/5 dipompakan melalui HE 6-1/ 6-4 dan selanjutan masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari stabilizzer-C didinginkan dengan condenser 5-1/5-2 dan kemudian masuk ke Accu tank (8-1) dengan pompa 6/7 dipompakan sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai feed stabilizzer – B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-1 dialirankan ke SRMGC. Produk bawah kolo stabilizzer sebagaian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagaian lagi didinginkan melalui HE 61/6-4 dan Cooler 4-5/4-8 yang selanjutnya dipompakan ke tanki penampung sebagai produk Dip Top (LOMC)

70


b) Stabilizer A Umpan (SR-Trops) dari tanki “O” dipompakan dengan booster pump ke Unit Stabilizer, dengan pompa Feed P-9/10 dipompakan melalui HE 6-1/6-2 dan selanjutnya masuk ke kolom stabilizer sebagai umpan Produk atas dari Stabilizer-C didinginkan dengan condensor 5-4/5-6 dan kemudian masuk ke ACCU Tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2 dengan pompa P-25/26 dipompakan sebagai refluks dan sebagaian lagi sebagai feed stabilizer-B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC. Bottom produk stabilizer kolom sebagaian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagaian lagi didinginkan melalui HE 6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 dipompakan ke tanki penampung. c) Stabilizer B Umpan stabilizer-B adalah Top produk (bottom ACCU Tank 8-1 dan 8-2) dari stabilizer-C dan A yang sebelumnya telah dipanaskan melalui HE 6-1/6-2. Produk atas dari stabilizer-B didinginkan dengan kondensor 5-4/5-5 dan kemudian masuk ke accu tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2 dengan pompa P-25/26 dipompakan sebagaian sebagai refluks dan sebagaian lagi sebagai produk Raw Buthane Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC. Produk bawah stabilizer sebagaian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagaian lagi didinginkan melalui HE 6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 dipompakan ke tanki penampung sebagai produk SBPX-40B Tabel 4.13 Peralatan Unit Stabilizer C/A/B

No.

Peralatan

Tag Number

Fungsi

1.

Kolom

COL.A

a) Produk atas berupa gas,yang akan

COL.C

digunakan

sebagai refinery gas

sedangkan kondensatnya sebagian direfluks dan sisanya diumpankan ke kolom B. b) Produk bawah yang dihasilkan

71


kolom C dan A didinginkan dan dikeluarkan sebagai produk DIP Top

(light

octane

mogas

component , LOMC). COL.B

a) Menghasilkan top berupa gas yang akan diumpankan ke unit SRMGC. b) Menghasilkan produk bawah Fungsi sebagian

direboiling.

Sebagian

lain ke kolom A sebagai refluks dan

sebagian

sebagai

produk

SBPX 40. 2.

Condenser

5-1/2 5-4/5

Untuk mengondensasi produk atas dari kolom A dan C,sehingga hasil kondesatnya dapat digunakan untuk proses selanjutnya.

3.

Heat Exchanger

4.

Reiboiler

6-1/4 6-1/2

7-1 7-2

Mempertahankan panas fluida yang akan diumpankan ke dalam kolom A, kolom B, kolomC. Menguapkan bagian produk bawah dari kolom A, B, C untuk diuapkan kembali sebelum diumpankan ke dalam kolom.

5.

Akumulator

8-1 8-6

Menampung hasil kondensasi dari produk atas kolom A, kolom B, dan Kolom C.


72


Tabel 4.14 Produk Stabillizer C/A/B

Produk

% Berat

Gas

1.45

Crude Buthane

17.27

SBPX 40

40.27

Dip Top

40.36

Loss

1.25

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 F. Unit BBMGC

Sama seperti unit SRMGC, unit BBMGC berfungsi untuk menaikkan tekanan fraksi gas. Gas yang dikompresi pada unit ini adalah gas yang berasal dari unit SRMGC. Kompresi ini dilakukan oleh tiga buah kompresor (MGC-1/2/3) yang dipasang paralel. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut. Gas dari SRMGC masuk ke tangki 1201 dengan tekanan 4,1 kg/cm 2. Fasa gas dari top tangki 1201 yang terdiri dari C 4 dan yang lebih ringan dan fraksi berat yang terbawa akan dipanaskan di evaporator 3-1 dengan steam coil . Dari keluaran evaporator masuk ke dalam kompresor MGC-1/2/3 gas akan ditekan menjadi 22 kg/cm2, kemudian didinginkan dengan cooler 4-7/8/9/10. Dari cooler dimasukkan ke comprimate tangki akumulator 8-1/2/3/4. Pada akumulator, akan terbentuk 2 fasa, gas atau res gas dan cairan atau comprimate. Pada comprimate tangki akumulator ini dilakukan proses drain air .Kemudian, comprimate ditampung di tangki akumulator 8-5. 4.3.3

Kilang Crude Distiller and Lights End (CD&L)

A. Crude Distiller VI (CD VI)

CD-VI ini digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi minyak bumi yang berasal dari Ramba, berdasarkan destilasi atmosferik. Kapasitas pengolahan CD VI ini adalah 15.000 barrel per calendar day (15 MBCD). Di dalam unit CD-VI terdapat sub-unit Redistiller III/IV. Redistiller III/IV ini digunakan untuk

73


mengolah ulang produk minyak yang tidak memenuhi spesifikasi. Redistiller telah dimodifikasi untuk dapat mengolah minyak mentah Sumatera Light Crude (SLC). Namun pada saat ini unit Redistiller III/IV telah idle, karena efisiensinya rendah dalam memproses (sebagai pemisah tahap lanjut) produk dari CD-VI. Modifikasi ini terjadi karena menurunnya jumlah minyak yang terbuang atau tidak memenuhi spesifikasi. Produk yang dihasilkan adalah naphtha, kerosene, ADO, long residue, dan off-gas. Proses diawali dengan memompakan crude menggunakan pompa 1 A/B/C menuju furnace. Sebelumnya, crude telah dipanaskan menggunakan heat exchanger dengan memanfaatkan panas dari produk dari CD-VI itu sendiri. Serangkaian heat exchanger yang digunakan adalah E-3 (memanfaatkan panas dari overhead partial condensor ), E-6 (memanfaatkan panas dari kerosene), E-7 (memanfaatkan panas dari diesel oil ) serta E-9 (memanfaatkan panas dari long residue). Setelah mengalami pemanasan pada pre-heater , crude kemudian dimasukkan ke dalam fresh feed accumulator (D-2). Crude dipanaskan kembali pada furnace, dengan pengaturan temperature tube skin antara 680-690oC, yang diharapkan akan menghasilkan COT sebesar 275-280 oC. Dari furnace, minyak panas kemudian dimasukkan ke tray kedua dari kolom T-1. Pada kolom ini terjadi proses penguapan fraksi ringan dari minyak mentah. Uap fraksi ringan yang terbentuk mengalir melalui tray-tray yang ada (tray yang digunakan adalah bubble cap) dan keluar sebagai top product (C12-). Sebelum dimasukkan ke kolom T-2, hot vapor ini telah dimanfaatkan terlebih dahulu untuk memanaskan feed (E-2). Produk bawah (C25+) yang dihasilkan kolom ini adalah long residue yang sebagian akan diumpankan ke unit RFCC dan sisanya ditampung dalam tangki. Selain kedua produk tersebut, kolom ini juga menghasilkan produk side stream (C12-C16) yang dikeluarkan dari tray ke-8. Produk ini adalah diesel oil yang setelah ditarik keluar akan dimasukkan ke kolom stripper (D-3). Uap yang dihasilkan kolom D-3 dimasukkan kembali ke kolom T1, sedangkan fase cairnya dikeluarkan sebagai diesel oil dengan terlebih dahulu didinginkan di ADO exchanger (E-6) dan FF exchanger (E-5). Untuk mencegah agar overhead condenser dan distillate drum tidak mengalami overheat dan korosi

74


akibat adanya air dan larutan asam maka diinjeksikan ammonia ke dalam aliran overhead condenser . Produk atas (C12-) kolom T-1 yang telah didinginkan dimasukkan ke tray ke-4 dari kolom T-2. Setelah terjadi penguapan, uap yang keluar dari bagian atas kolom ini dimanfaatkan untuk memanaskan umpan (E-3). Produk atas (C 8-) kolom T-2 ini kemudian didinginkan lebih lanjut pada cooler box (dengan media pendingin air) untuk kemudian dimasukkan ke distiller drum (D-4). Dari bagian atas drum D-4 dihasilkan gas yang dimanfaatkan sebagai fuel gas dari furnace HVU. Produk middle distillate dari kolom T-2 menjadi produk LKD (dari keluaran tray nomor 7, kemudian didinginkan menggunakan cooling water dan menuju D-5. Uap yang dihasilkan kolom D-5 dimasukkan kembali ke kolom T-1, sedangkan fase cairnya dikeluarkan sebagai LKD. Dari bagian bawah, dihasilkan cairan yang sebagian dikeluarkan sebagai naphtha (C 6-C8), sedangkan sisanya dimasukkan kembali ke kolom T-2. Produk bawah (C 9-C12) yang dihasilkan kolom T-2 adalah kerosene. Sebagian dari kerosene yang dihasilkan ini dimasukkan ke bagian atas kolom T-1 dan sisanya didinginkan di E-7 dan E-4 dan dikirim ke tangki penampungan sebagai kerosene cair. Tabel 4.15 Aliran Umpan dan Produk CD-VI

Unit CD-VI Plant Test 2008 No

Aktual 2009

Stream T/D

%

T/D

%

Feed 1 Crude

1,565.30

1,624.80

Product Gas

21.1

1.6

43.1

2.7

Naphtha

255.4

19

274.6

16.9

75


LKD

59.7

4.4

78.5

4.8

HKD

171.6

12.8

142.9

8.8

ADO

228.9

17.1

286.6

17.6

Long Residue

605.1

45.1

799.1

49.2

1,341.80

100

1,624.80

100

TOTAL

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 B. High Vacuum Unit (HVU)

HVU II yang digunakan di RU-III Plaju merupakan distilasi vakum dengan wet system, yang menggunakan stripping steam untuk mempertajam pemisahan produk vacuum gas oil -nya. Feed untuk unit ini adalah long residue dari CD II, III, IV, V dan VI. Sebagai produk, diperoleh off gas, vacuum gas oil (LVGO, MVGO dan HVGO) serta vacuum residue. Kapasitas produksi HVU II adalah 54 MBSD adalah sebagai berikut: a.

Produk atas berupa Light Vacuum Gas Oil (LVGO) yang digunakan sebagai komponen motor gas.

b.

Produk tengah berupa Medium Vacuum Gas Oil (MVGO), dan Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO). Produk tengah ini merupakan umpan RFCCU.

c.

Produk bawah berupa Light Sulphur Waxes Residue (LSWR). Feed long residue dari CD II, III dan IV dialirkan menuju hot feed drum

(V-61- 001), long residue dari CD V juga dialirkan menuju hot feed drum yang sama dimana sebelumnya dilewatkan pada box cooler . Sedangkan untuk long residue dari CD VI dapat langsung dialirkan menuju HVU sebagai feed . Long residue yang masuk ke hot feed drum diharapkan dalam temperatur 140-145 oC, dengan tekanan di 0.2 kg/cm² pada saat normal operasi. Proses diawali dengan memanaskan feed dengan menggunakan heat exchanger (sebagai pre-heater ), yang kemudian dipanaskan kembali di dalam furnace. Beberapa heat exchanger yang digunakan sebagai pre-heater adalah E14-006 A/B (HVGO exchanger ), E-14-003 A/B/C (MVGO exchanger ), E-14-010 76


A (vacuum residue exchanger ) dan E-14-009 A/B/C/D (vacuum residue exchanger ). Rangkaian heat exchanger ini diharapkan dapat menghasilkan feed untuk furnace dengan CIT sebesar 262-270 oC, serta untuk menekan penggunaan energi pendinginan untuk produk dari HVU sendiri. Feed dari pre-heater kemudian dipanaskan kembali di dalam furnace, yang diharapkan akan meningkatkan temperatur feed hingga 360-380 oC. Furnace HVU menggunakan tiga macam fuel, yaitu fuel oil, fuel gas dan off gas (off gas ini merupaan pemanfaatan dari HVU sendiri, dengan tujuan efisiensi produk off gas). Parameter utama dari furnace HVU ini adalah temperature tube skin (maximum 690oC) dan COT menuju kolom vakum. Heated feed dari furnace kemudian dialirkan menuju kolom vakum (C-14001) untuk dipisahkan menjadi produk-produk. Proses distilasi ini dilakukan pada tekanan di bawah tekanan atmosfir (60-65 mmHg). Distil asi vakum ini diharapkan dapat memisahkan produk dengan titik didih yang lebih tinggi dengan bantuan vacuum pressure. Feed HVU dimasukkan pada flash zone dengan posisi tangensial, untuk memisahkan liquid dan vapor yang terjadi akibat adanya gaya sentrifugal pada flash zone tersebut. Liquid akan menuju ke bawah setelah jatuh dari cap pada tray, sedangkan vapor akan bergerak ke atas setelah keluar dari tray cap. Washing section, sebagai bagian utama dalam menghasilkan gas oil , terletak di atas flash zone. Wash section bertujuan untuk mempertajam produk gasoil , dengan melepaskan residu yang terperangkap pada vapor yang naik dari flash zone. Kontrol utama pada bagian ini adalah concarbon level dan metal content , karena menjadi racun pada katalis, karena peningkatan produk gasoil akan memungkinkan peningkatan level concarbon dan metal sebagai akibat dari deep cut operation. Draw off diberlakukan untuk produk gasoil (LVGO, MVGO dan HVGO). LVGO untuk refluks didinginkan oleh E-14-001, sedangkan sebagai produk LVGO didinginkan oleh E-14-002. Untuk MVGO dan HVGO digunakan sebagai

77


feed untuk FCCU baik secara langsung (sebagai hot MVGO dan HVGO) maupun cold feed (yang diambil dari T-191/192). Overflash section, diperoleh dengan melakukan injeksi recycle pada feed . Recycle yang diinjeksikan berupa produk antara HVGO dengan vacuum residue. Recycle ini juga bertujuan sebagai efisiensi dalam feed injection serta untuk mempertajam produk gasoil . Vacuum residue section, sebagai draw off vacuum residue dan sebagai posisi injeksi stripping steam. Stripping steam digunakan untuk membantu mengangkat light distillate yang masih terbawa di heavy distillate agar dapat terangkat ke atas. Stripping steam ini berasal dari low pressure steam yang telah dipanaskan di furnace menjadi dry dan superheated steam. Overhead product dari C-14-001 tersebut kemudian didinginkan oleh tiga kondensor (E-14-013/014/015), yang kemudian dihilangkan kandungan steamnya menggunakan tiga rangkaian jet ejector yang dipasang secara seri. Penghilangan steam dari overhead product dilakukan dengan teknik perubahan energi kinetik menjadi energi mekanik melalui injeksi medium pressure steam, dengan tekanan 8 kg/cm2g. Pemasangan jet ejector ada pada masing-masing kondenser. Jet ejector ini juga berfungsi untuk memperoleh tekanan vakum di dalam C-14-001. Kondensat keluaran kondenser kemudian dialirkan menuju V-14-002 untuk dipisahkan antara fase gas dan liquid, dimana liquid-nya dialirkan menuju sewer . Sedangkan untuk uncondesable gas dialirkan ke V-14-002 lalu ke E-14003 untuk menyerap condensable gas, dimana gas keluaran dari E-14-003 dijadikan sebagai off gas (sebagai refinery fuel gas untuk furnace HVU). Injeksi ammonia pada kondensat dilakukan sebagai pencegahan terhadap korosi pada alat, yang timbul akibat kontaminasi impurities (seperti sulfir dan asam). Sehingga pH kondensat dapat dijaga pada kondisi basa paling minimum. Sebagian LVGO dari kolom dikembalikan sebagai refluks (E-14-001) yang sebelumnya didinginkan oleh fin-fan cooler . Sebagian lainnya kemudian menjadi produk (E-14-002) untuk komponen blending produk diesel . MVGO dan HVGO dari kolom didinginkan dengan bantuan heat exchanger , E-14- 003

78


A/B/C, dimana panasnya dimanfaatkan sebagai pre-heater untuk feed HVU. Sebagian dikembalikan sebagai refluks (E-14-004) dan sebagian lainnya digunakan sebagai feed untuk FCCU (E-14-005). Saat ini, sebagian dari MVGO juga dijadikan sebagai blending component dengan LVGO untuk menjadi bahan bakar solar. Vacuum residue didinginkan menggunakan heat exchanger E-14009/010/011 (sebagai fungsi pemanas feed ), sebagian dikembalikan sebagai quenching untuk mempertahankan temperatur di bottom kolom, dan sebagian juga digunakan sebagai produk untuk komponen blending produk fuel oil . Tabel 4.16 Aliran Umpan dan Produk Unit HVU

High Vacuum Unit Plant Test 2008 No

Stream T/D

%

Feed 1 Feed

6,488.00 Product

LVGO

1,329.00

20.5

MVGO

1,343.00

20.7

HVGO

953

14.7

2,675.00

41.2

189

2.9

6,489.00

100

2

Vacuum Residue Loss TOTAL

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 C. Fluid Catalytic Cracking Unit (FCCU)

Unit FCCU merupakan unit yang berfungsi untuk mengolah long residue pengolahan minyak mentah menjadi fraksi-fraksi ringan yang diinginkan dengan

79


bantuan katalis panas. Perengkahan yang terjadi dalam unit ini dilakukan secara katalitik dengan menggunakan katalis silika alumina (zeolit). Katalis tersebut berupa butiran halus (20 – 140 mikron) yang bergerak seperti fluida cair dan bersirkulasi timbal balik antara reaktor dan regenerator secara kontinu. Peralatan utama yang ada di unit ini adalah sepasang reaktor-regenerator yang digunakan untuk reaksi perengkahan yang juga didukung dengan seperangkat peralatan tambahan dan kolom fraksionasi. Proses yang terjadi dalam unit ini akan dijelaskan sebagai berikut. -

FCC Reaction Section

FCC yang digunakan merupakan FCC model IV dari lisensi EXXON USA yang didirikan pada tahun 1956 dan dioperasikan untuk pertama kalinya pada tahun 1957. Pada PKM I (tahun 1984), dilakukan pergantian motor penggerak yang semula berkecepatan 60 siklus/detik menjadi 50 siklus/detik dan pada PKM II (tahun 1992), dilakukan revamping dari model yang lama menjadi model riser cracking dengan lisensi dari IFP/Total, Perancis. Modifikasi-modifikasi ini menyebabkan terjadinya peningkatan kapasitas produksi, yang semula hanya 14,500 BPSD menjadi 20,500 BPSD. Selain itu, dengan modifikasi dimungkinkan perubahan komposisi umpan dengan menambahkan minyak residu sehingga produk LSWR dapat dikurangi. Umpan yang diolah pada unit ini merupakan minyak rantai panjang dengan bilangan oktan yang rendah. Perengkahan minyak tersebut dilakukan dengan tujuan untuk memperoleh minyak dengan bilangan oktan yang lebih tinggi dan lebih bernilai ekonomis. Alat utama yang ada pada unit ini adalah reaktor dan regenerator katalis yang saling terhubung satu sama lainnya. Kapasitas pengolahan unit ini adalah sebesar 20,500 BCD. Produk dan yield dari unit ini dapat dilihat pada Tabel 4.17. Umpan yang masuk ke reaktor terdiri dari long residue (bertemperatur 150°C) dan M – HVGO (bertemperatur 220°C) dengan perbandingan 1 : 4. Pertama – tama, umpan ini dipanaskan dalam sejumlah preheater dengan memanfaatkan produk kolom fraksionasi dan kemudian dipanaskan lagi dalam furnace sampai suhunya mencapai 331°C. Ke dalam umpan panas ini kemudian

80


diinjeksikan antimony (dengan kecepatan 0.75 – 2.1 kg/jam) dengan tujuan untuk mencegah peracunan katalis akibat kandungan logam dalam umpan. Setelah itu, umpan dikabutkan dengan menggunakan steam. Pengabutan ini dilakukan dengan tujuan untuk mengurangi deposit coke pada katalis. Setelah dilakukan pengabutan, umpan dimasukkan ke dalam riser dengan bantuan injeksi steam dari enam buah injector . Saat berada di dalam riser , umpan akan bereaksi dengan katalis padat bersuhu 700°C yang berasal dari regenerator. Akibat injeksi steam, campuran ini bergerak ke atas (rise) dan kemudian masuk ke dalam reaktor. Reaksi perengkahan terjadi sepanjang riser sampai masuk ke dalam reaktor dengan suhu sekitar 520°C dan menghasilkan bermacam-macam produk perengkahan. Suhu reaksi yang cukup tinggi menyebabkan hidrokarbon ringan hasil perengkahan berfasa gas. Hidrokarbon ringan yang diperoleh dari perengkahan akan terbawa ke bagian atas reaktor dan kemudian masuk ke siklon. Pada siklon ini, terjadi pemisahan katalis dari hidrokarbon ringan. Hidrokarbon ringan yang telah bebas katalis dikeluarkan dari bagian atas reaktor dan diumpankan ke kolom fraksionasi untuk proses pemisahan lebih lanjut secara distilasi, sedangkan katalisnya jatuh ke bawah akibat gaya gravitasi dan bergabung dengan sisa campuran reaksi. Campuran minyak yang belum terengkah kemudian dilucuti dengan steam. Hal ini dilakukan dengan tujuan untuk menghilangkan sisa-sisa hidrokarbon dari k atalis. Pembentukan coke akibat reaksi perengkahan menyebabkan keaktifan katalis berkurang. Hal ini terjadi karena coke yang terbentuk menutupi sebagian permukaan aktif dari katalis. Katalis yang berada dalam kondisi ini disebut sebagai spent catalyst , dengan kandungan coke sebesar 0.9 – 1.3 %-wt. Karena hal inilah katalis perlu diregenerasi agar dapat digunakan kembali. Untuk peregenerasian, katalis dialirkan kembali ke dalam regenerator dengan pengaturan yang dilakukan oleh control air blower (CAB) dan spent slide valve (SSV). Katalis yang sudah masuk ke dalam regenerator dioksidasi ( partial combustion) dengan tujuan untuk mengurangi kandungan coke-nya. Coke tersebut dibakar dengan menggunakan udara yang disuplai oleh main air blower (MAB)

81


sehingga dihasilkanlah katalis bersih, CO, CO2, dan H2O. Katalis bersih yang dihasilkan disebut dengan regent catalyst akan dialirkan kembali ke reaktor untuk bereaksi (kadar coke-nya 0.3 – 0.5 %-wt). Sedangkan gas-gas hasil oksidasi akan bergerak ke bagian atas regenerator dan kemudian masuk ke dalam siklon dua tahap. Siklon ini digunakan dengan tujuan untuk menangkap kembali padatan katalis yang mungkin terbawa oleh gas-gas tersebut. Setelah melewati siklon, gasgas tersebut dikeluarkan dari bagian atas regenerator dengan suhu 676 °C untuk kemudian dimanfaatkan untuk menghasilkan steam pada sistem waste heat recovery unit (WHRU). Reaksi oksidasi coke yang terjadi pada suhu 650 – 750 °C menghasilkan panas. Panas tersebut dimanfaatkan untuk memanaskan campuran reaksi pada riser dan reaktor. Jika panas yang dihasilkan reaksi oksidasi tidak mencukupi kebutuhan reaktor maka ke dalam regenerator dimasukkan torch oil (IDO) untuk menambah panas yang dihasilkan reaksi oksidasi. Pada kondisi start up, ke dalam riser diinjeksikan pula injeksi heavy cycle oil (HCO) dan naptha. Injeksi ini dikendalikan oleh mixed temperature control (MTC) yang terletak di atas lokasi injeksi umpan. Injeksi HCO dilakukan dengan tujuan untuk meningkatkan temperatur regenerator sedangkan naptha diinjeksikan dengan tujuan untuk meningkatkan cracking selectivity terhadap gas oil . Satu hal penting yang perlu diketahui tentang reaktor-regenerator unit ini adalah bagaimana cara spent catalyst dapat mengalir dari reaktor ke regenerator dan sebaliknya. Hal ini dapat dilakukan dengan sedikit mengatur tekanan kedua alat menggunakan kerangan. Tekanan operasi reaktor lebih besar daripada tekanan regenerator dan memungkinkan spent catalyst mengalir ke regenerator. Pada pipa yang menghubungkan reaktor dan regenerator, terdapat sebuah kerangan yang disebut regent slide valve (RSV) yang digunakan untuk mengendalikan tekanan. Kerangan ini akan dibuka untuk mengalirkan katalis dari regenerator ke reaktor jika tekanan total regenerator lebih besar daripada reaktor. Penambahan tekanan regenerator ditimbulkan oleh ketinggian katalis dalam pipa tersebut. -

F ractionation Section

82


Pada bagian ini terjadi fraksionasi hidrokarbon ringan hasil perengkahan. Bagian ini terdiri dari dua buah kolom fraksionasi. Umpan yang datang akan dimasukkan ke bagian bawah kolom fraksionasi pertama (FC-T-1). Produk atas kolom ini dijadikan sebagai umpan kolom kedua sedangkan produk bawahnya adalah slurry oil yang sebagian dikembalikan ke kolom 1 dan sisanya dipakai untuk memanaskan feed reaktor untuk kemudian ditampung dan digunakan sebagai LSWR. Produk side stream yang dihasilkan adalah HCO yang akan diinjeksikan ke reaktor. Pada kolom fraksionasi kedua (FC-T-20), produk bawah yang dihasilkan sebagian dikembalikan ke kolom 1 sedangkan sisanya ditampung dalam sebuah stripper . Pada stripper , produk atasnya dikembalikan ke tray ke 8 dari kolom 2 sedangkan produk bawahnya didinginkan dan dikeluarkan sebagai light cycle oil (LCO, komponen IDO dan digunakan sebagai thinner dan untuk blending LSWR) dan torch oil untuk regenerator. Dari tray ke 15 kolom 2, dihasilkan produk side stream berupa lean oil yang sebagian dikembalikan ke kolom 2 sedangkan sisanya dimasukkan ke bagian light end . Produk atas kolom 2 berupa gas dan gasoline didinginkan di overhead partial condenser (FC-E-4) dan overhead trim condenser (FC-E-20) untuk kemudian ditampung dalam tangki distilat (FC-D-7). Pada tangki ini terjadi pemisahan air dari produk dan dihasilkan dua fasa dimana fasa cairnya (naptha) sebagian dikembalikan ke kolom 2 dan sisanya diambil sebagai naptha dan gasoline yang diumpankan ke bagian light end , sedangkan fasa gasnya (wet gas) diumpankan juga ke bagian light end . Tabel 4.17 Aliran Umpan dan Produk FCCU

FCCU Plant Test 2008 No

Stream T/D

%

Feed

1 Feed

83

2,880.50


Product

2

Dry Gas

101.6

3.5

Raw PP

280.8

9.7

LPG

349.4

12.1

1,511.70

52.5

LCGO

374.3

13

HCGO

7.6

0.3

Slurry Oil

165.4

5.7

Coke

89.7

3.1

2,880.50

100

Cat. Naphtha

TOTAL

Sumber : PT . Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 D. Light End and Gas Compression Section

Pada bagian ini, umpan gas yang masuk dari kolom 2 akan dipisahkan menjadi komponen-komponen ringan penyusunnya. Peralatan utama yang terdapat dalam unit ini adalah kompresor gas (dalam gas compression section), serta absorber, stripper , debutanizer , dan stabilizer (yang tergabung dalam gas and gasoline separation section). Wet gas yang berasal dari FC-D-7 dikompresi oleh wet gas compressor dua tahap (FLRS-C-101) dan kemudian ditampung dalam vessel compression suction drum (FLRS-D-401). Pada drum ini, terjadi pemisahan air dan dihasilkan dua fasa. Gas keluaran drum ini (15 K – 110°C) diumpankan ke kolom primary absorber (FLRS-T-401) sedangkan fasa cairnya diumpankan ke kolom stripper (FLRS-T-403). Pada kolom primary absorber , gas keluaran FLRS-D-401 diabsorbsi dengan menggunakan naptha yang disuplai dari overhead kolom FC-T-20. Produk

84


atas kolom ini dimasukkan ke kolom sponge stripper (FLRS-T-402) sedangkan produk bawahnya digabungkan dengan aliran overhead kolom stripper menuju FLRS-D-401. Pada kolom FLRS-T-402, umpan yang masuk dari bagian bawah dilucuti dengan menggunakan lean oil yang berasal dari kolom FC-T-20 (yang masuk dari bagian atas). Setelah proses pelucutan dilakukan, dihasilkan produk atas yang dikeluarkan sebagai fuel gas dan dihasilkan juga produk bawah yang dikeluarkan sebagai rich oil yang kemudian dikembalikan ke kolom FC-T-20. Fasa cair dari FLRS-D-401 diolah lebih lanjut dalam stripper (FLRS-T403). Produk atas kolom ini dikembalikan ke FLRS-D-401 bersama-sama dengan bottom product kolom absorber sedangkan produk bawahnya sebagian dipanaskan ulang dan dikembalikan ke kolom stripper dan sisanya diumpankan ke kolom debutanizer (FLRS-T-102) dengan temperatur 122°C dan tekanan 12 K. Aliran umpan yang akan masuk ke kolom debutanizer (FLRS-T-102) terlebih dahulu dipanaskan dalam sebuah preheater , yang memanfaatkan produk bawah kolom ini, sampai suhunya mencapai 126°C. Setelah melalui preheater , umpan tersebut dimasukkan ke kolom debutanizer dan dipisahkan menjadi produk atas dan produk bawah. Produk atas yang dihasilkan dikondensasikan dalam partial condenser dan ditampung dalam sebuah akumulator. Gas yang terkondensasi sebagian dikembalikan ke kolom debutanizer sedangkan sisanya diumpankan ke kolom stabilizer . Produk bawah dari kolom debutanizer sebagian dikembalikan ke kolom tersebut dan sebagian lagi dimanfaatkan untuk memanaskan feed dan kemudian dikeluarkan sebagai naptha (HOMC/ gasoline). Umpan yang masuk ke stabilizer (lebih dikenal dengan stabilizer III) terlebih dahulu dipanaskan dalam sebuah preheater , yang memanfaatkan produk bawah kolom ini. Pada kolom ini dihasilkan produk atas yang dikondensasikan dalam partial condenser dan ditampung dalam sebuah akumulator. Gas yang terkondensasi sebagian dikembalikan ke stabilizer sedangkan sisanya dikeluarkan sebagai C3 cut (campuran propana dan propilen) yang akan dijadikan umpan kilang PP (raw PP). Produk bawah dari stabilizer sebagian dikembalikan ke

85


kolom tersebut dan sebagian lagi dimanfaatkan untuk memanaskan feed dan kemudian dikeluarkan sebagai C4 cut (campuran butana dan butilen) yang akan digunakan sebagai LPG dan juga sebagai umpan unit alkilasi kilang CD&GP. Gas yang tidak terkondensasi dalam drum akumulator dari kolom debutanizer dan stabilizer dikeluarkan sebagai fuel gas. E. Caustic Treater

Identik dengan unit treating yang ada di kilang CD&GP, unit ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan senyawa-senyawa sulfur, terutama merkaptan, yang masih terkandung di dalam produk akhir. Penghilangan senyawa ini dilakukan dengan tujuan untuk memenuhi spesifikasi produk yang diinginkan pasar. Proses penghilangan merkaptan ini dilakukan dengan cara menambahkan soda kaustik NaOH. Proses yang terjadi dapat dijelaskan sebagai berikut. Umpan naptha yang berasal dari CD VI dimasukkan ke mixer column dan diinjeksikan dengan NaOH. Campuran ini dimasukkan ke weak soda setter dan kemudian ke strong soda setter . Pada strong soda setter terjadi pemisahan secara gravitasi dimana naptha akan berada pada bagian atas sedangkan NaOH di bagian bawah. Soda tersebut kemudian dipompa keluar dan dimasukkan kembali ke mixer column sedangkan naptha yang sudah bersih dikirim ke tangki penampungan dengan sebelumya diinjeksikan topanol untuk mencegah pembentukan gas. 4.3.4

Unit Polyproylene

Kilang Polypropylene pertama dibangun pada tahun 1972, dimana Unit Purifikasi Propylene dirancang oleh L.H.Manderstam & Partnes (London) dan dikontruksi oleh Pertamina, sedangkan Polypropylene Plant yang menggunakan proses patent dari Phillips Petroleum Coy, perancangannya oleh Bechtel International

Limited

(London)

dan

kontruksinya

oleh Pacifik

Bechtel

Corporation. Kilang Polypropylene lama dirancang dengan kapasitas 20.000 ton per tahun.

86


Bahan baku kilang ini adalah raw polypropylene (Raw PP) yang berasal dari unit FCCU kilang CD&L. Produk utama Kilang Polypropylene adalah homopolymer polypropylene pellet atau disebut Polytam dengan kapasitas 45.200 ton/tahun dengan basis 7.944 jam operasi dan 1 train produksi. Tipe produk polypropylene secara umum adalah Film Grade, Injection Grade, Tape Grade, Fiber Grade, dan Blowing Molding Grade. Sedangkan produk sampingnya adalah propana sebagai komponen campuran LPG yang digunakan untuk bahan bakar kebutuhan rumah tangga, dengan jumlah produksi sekitar 18.100 ton/tahun. Tabel 4.18 Jenis – Jenis Produk Unit Polypropylene

Jenis Produk

Kapasitas

Kegunaan

(ton/jam)

Injection molding (PI)

5,7

bahan pembuat ember machine and automotive parts houseware and kitchen utensils toys applience parts trays extrusion coating

Film (PF)

5,7

bahan pembungkus makanan tekstil sundries cast film (PF 700) tubular film (PF 1000)

Tape / yarn (PY)

5,7

heavy duty woven bags straps woven sheets (PY 140 dan PY 240)

Fiber

5,7

bahan pembuat plastik berserat

Sumber : PT .Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2017 Secara umum Kilang Polypropylene terdiri atas 2 unit produksi yaitu Unit Purifikasi Propylene sebagai unit yang mengolah Raw Propane Propylene dari Fluid Catalytic Cracking Unit (FCCU) Kilang Sungai Gerong menjadi propylene dengan kemurnian yang sangat tinggi dan Unit Polypropylene sebagai unit yang

87


mengolah propylene menjadi pellet homopolymer polypropylene (polytam) sebagai bahan dasar pembuatan plastik. Untuk menunjang dan memenuhi 2 kegiatan unit produksi tersebut, Kilang Propylene ini dilengkapi dengan Nitrogen Plant, Hydrogen Plant, Bagging Plant dan Warehouse. unit purifikasi raw PP dari FCCU

DEA extraction

NaOH extraction

dryer

distilasi

impurities propylene removal unit light end stripper

dehidrator

COS absorber

arsine removal

unit polimerisasi heksan

reaktor 1

reaktor 2

liquid pool polimerization

gas phase polimerization

propylene recovery

vent gas

powder separation

drying

flashing dengan N2 heksan terpakai hydrogen and katalis nitrogen plant peletizer/finishing unit

katalis TK katalis OF batch pool katalis AT polymerization n-heksan

aditif

pelletizer

bagging

SILO

Gambar 4.2 Skema Proses Unit Polypropylene

4.3.4.1 Unit Purifikasi Polyropylene

Bahan baku diperoleh dari hasil fraksionasi Fluid Catalytic Cracking Unit (FCCU) Kilang Sungai Gerong yang disebut Raw Propane Propylene (Raw-PP) yang mengandung propylene, propana dan butana sebagai senyawa utama dan sejumlah kecil kontaminan seperti metana , etana , hidrogen sulfida, karbon diokasida dan mercaptan.

88


Gambar 4.3 Skema Proses Unit Purifikasi Polypropylene

Produk yang dihasilkan Unit Purifikasi adalah propylene yang digunakan sebagai umpan atau bahan baku Unit Polypropylene dan propana yang digunakan sebagai komponen LPG Campuran untuk keperluan bahan bakar rumah t angga. Proses pemurnian yang terjadi pada Unit Purifikasi Kilang Polypropylene terbagi menjadi tiga bagian, yaitu storage tank, ekstraksi dan pengeringan, dan distilasi A. Storage Tank

Storage Tank berfungsi untuk menampung bahan baku Raw-PP dan produk propylene & propana. Terdapat 5 Storage Tank yang terbagi menjadi : -

T-101 ( Raw Propane Propylene Storage Sphere) yang berfungsi untuk menampung bahan baku Raw PP dari Unit Fluid Catalytic Cracking sebelum diumpankan ke Unit Purifikasi Propylene.

-

T-102/3/4 (Purified Propylene Storage Sphere) yang berfungsi untuk menampung

produk propylene dari

Unit

Purifikasi

sebelum

diumpankan ke Unit Polypropylene.

89


-

V-500 ( Propane Product Storage Drum) yang berfungsi untuk menampung produk propana dari Unit Purifikasi sebelum ditransfer ke Stabilizer III Sungai Gerong sebagai komponene LPG.

T-101 dapat menampung Raw PP selama + 34 jam, sedang T-102/3/4 dapat menampung propylene product selama + 7,8 hari. Bila unit beroperasi pada kapasitas desain, kapasitas masing-masing tangki adalah:

Tabel 4.19 Kapasitas Tangki Penampung


B. Ekstraksi dan Pengeringan

Proses ekstraksi dan pengeringan Berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa pengotor (impurities) yang terkandung dalam Raw PropanePropylene dengan proses ekstraksi, pengeringan dan filtrasi. Proses ekstraksi terbagi menjadi 2, yaitu DEA Extraction dan NaOH Extraction.

Gambar 4.4 Skema Proses DEA Extraction

90


DEA Extractor berfungsi untuk menghilangkan kadar carbonyl sulfide (COS) yang terkandung dalam Raw-PP hingga menjadi 5 ppmmol maksimum, dan sebagian hidrogen sulfida (H2S) dari 6000 menjadi 10 ppm dan karbon dioksida (CO2), dengan menggunakan larutan diethanol amine (DEA) pada konsentrasi 20 % berat.

Gambar 4.5 Skema Proses NaOH Extraction

Proses NaOH Extraction dibagi menjadi dua, yaitu Non-Regenerative NaOH Extraction dan Regenerative NaOH Extraction. Proses Non-Regenerative NaOH Extraction berfungsi untuk menhilangkan hidrogen sulfida (H 2S) hingga 1 ppmwt dan karbon dioksida (CO2) hingga 5 ppmwt dalam Raw PP. Proses Regenerative NaOH Extraction berfungsi untuk menghilangkan methyl mercaptan (RSH) dari 150 menjadi 5 ppmmol maksimum dengan menggunakan larutan natrium hidroksida (NaOH) pada konsentrasi 10% berat. Proses penghilangan methyl mercaptan juga berfungsi untuk mencegah korosi

91


C. Distilasi

Proses distilasi (depropanizer) pada Unit Propylene digunakan untuk memisahkan propylene dari propana dan yang lebih berat hingga kemurnian propylene mencapai 99,6 % mol minimum dengan proses distilasi bertekanan. Proses ini terdiri dari 3 kolom distilasi secara seri dan disebut Depropanizer

Gambar 4.6 Skema Proses Depropanizer

Column yang berupa distilasi betekanan multikomponen dan pemisahannya berdasarkan perbedaan titik didih suatu komponen, yaitu memisahkan antara propylene dengan propana dan yang lebih berat. 4.3.4.2 Unit Polimerisasi dan Finishing

Senyawa propylene dari Propylene Storage Tank (T-102/3/4) dialirkan melalui Propylene Feed Pump (P-102A/B) menuju bagian Impurities Propylene Removal dengan aliran yang diatur oleh flow controller , lalu masuk ke Light Ends Stripper System untuk menghilangkan kandungan metana, etana, karbon monoksida, dan karbon dioksida dalam propylene.

92


Gambar 4.7 Skema Proses Unit Polimerisasi dan Finishing

A. Penghilangan Kontaminan pada Propylene

Proses penghilangan kontaminan pada propylene merupakan proses stripping dan absorbsi yang berfungsi untuk menghilangkan kontaminan yang terkandung dalam propylene yang terdiri dari: - Light Ends Stripper berfungsi untuk menghilangkan kandungan metana, etana, karbon monoksida dan karbon dioksida. - Dehydrator berfungsi untuk menghilangkan kandungan H 2O. -

COS Absorber berfungsi untuk menghilangkan kadar karbonil sulfida (COS).

- Arsine Removal berfungsi untuk menghilangkan kadar arsine dalam propylene.

B. Persiapan Katalis

Proses ini berfungsi untuk mempersiapkan larutan Main Catalyst, CoCatalyst dan Electron Donor dengan menggunakan pelarut n-heksana. - Main Catalyst sebelum diijeksikan ke reaktor pertama dipersiapkan dengan proses pre-polimerisasi dengan tujuan untuk meningkatkan stabilitas katalis, stereoregularity (Isotactic Index), dan aktifitas katalis. Dari proses pre-polimerisasi, konsentrasi Main Catalyst adalah

93


33,5 gr-Cat/liter larutan, kemudian larutan ini diencerkan kembali hingga konsentrasi 7 gr-Cat/liter larutan, dengan menggunakan pelarut n-heksana. -

Co-Catalyst yang digunanakan adalah Al(C 2H5)3 (Triethyl aluminum), di mana larutan ini sebelum diinjeksikan kedalam reaktor pertama juga diencerkan

terlebih

dahulu

dengan

pelarut

n-heksana

hingga

konsentrasi 0,88 mol-Cat/liter larutan. -

Katalis yang digunakan sebagai pendonor elektron adalah Cyclohexylmethyldimethoxy-silane.

C. Polimerisasi

Reaksi polimerisasi propylene dilakukan dengan bantuan 3 katalis tersebut dan dilakukan melalui 2 tahap sistem reaksi, yaitu reaksi fasa cair yang terjadi pada reaktor pertama dan fasa gas pada reaktor kedua, sehingga menghasilkan bubuk homopolymer polypropylene (POLYTAM). Tabel 4.20 Kondisi Operasi Reaktor Polimerisasi


D. Pengeringan

Proses ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa n-heksana dengan cara mengeringkan bubuk polypropylene hingga kadar n-heksana mencapai 100 - 200 ppmmol. Media pemanas pada proses ini adalah gas nitrogen dan steam pada temperatur 110 oC dan tekanan 0,8 kg/cm 2g.

94


E. Pelletizing

Berfungsi untuk membentuk bubuk polypropylene menjadi pellet dengan cara mencampur bubuk polimer dan aditif , kemudian melalui proses extrude pada temperatur 236-241 oC dan dipotong menjadi butiran – butiran polypropylene ( pellet ). Alat pemotong yang digunakan adalah Cutter (Tintanium atau Stainless Stell ). Sedangkan aditif (Stabilizer ) yang digunakan disesuaikan dengan grade produksi. F. Utilitas

Bagian ini bertujuan untuk memepersiapkan dan mensuplai kebutuhan utilitas Unit Polypropylene yang meliputi : -

Sistem pembuangan gas.

-

Seal Oil System berfungsi sebagai pelumas dan pendingin mechanical seal rotating equipment yang terdiri dari Low Pressure Seal Oil, Middle Pressure Seal Oil Pressure, dan High Pressure Seal Oil . Sistem seal oil ini disirkulasikan secara terus – menerus.

- Refrigeration System berfungsi sebagi media pendingin alat penukar panas dan Main Catalyst . Media pendingin yang digunakan adalah Brine ( Ethylene Glicol ) dengan konsentrasi 15 % berat yang didinginkan sampai 0 oC. -

Steam Supply digunakan sebagai media pemanas pada alat penukar panas , stabilizer dan pemanas powder dan pellet . Steam yang digunakan adalah steam bertekanan tinggi (40 kg/cm2g) dan tekanan rendah 3 (kg/cm2g).

-

Water Supply Berfungsi untuk mensuplai dan mendistribusikan kebutuhan Cooling Water, Proses Water, Hot Water, dan Indirect Cooling Water.

- Nitrogen Supply berfungsi untuk mensuplai dan mendstribusikan nitrogen.

95


G. Silo dan Baggi ng Plant

Silo adalah tempat penampungan produk polytam (polypropylene) sebelum dikemas. Lalu Bagging Plant berfungsi untuk mengngemas produk polytam ( polypropylene) dalam kemasan berupa karung. Berdekatan dengan lokasi Bagging Plant, terdapat 2 gudang tempat penyimpanan polytam dengan kapasitas masing – masing 1500 ton. Tipe atau grade produksi polypropylene meliputi: - Film Grade banyak digunakan untuk bahan pembungkus makanan, barang – barang, pakaian, rokok dan sebagainya. - Injection Molding Grade digunakan untuk machine parts, automotive part, houseware, tray, cups dan sebagainya. -

Tape Grade digunakan untuk karung, straps, sheets dan sebagainya.

- Fiber Grade digunakan untuk filamen seperti tali , jaring , karpet , tekstil dan sebagainya. - Blow Molding Grade digunakan untuk botol, pipa, sheets dan sebagainya. Tabel 4.21 Spesifikasi Masing – Masing Produk Polytam


96


4.4

Unit Penunjang

4.4.1

Utilitas

Utilitas merupakan penunjang untuk berlangsungnya proses-proses yang ada di Pertamina RU III, baik dalam pengolahan petroleum maupun petrokimia. Selain itu unit utilitas juga memenuhi kebutuhan utilitas perkantoran dan pemukiman karyawan serta pengolahan limbah. Sistem utilitas RU III dibagi menjadi tiga Power Station (PS). PS1 dan PS2 terletak di Plaju sedangkan PS 3 terletak di Sungai Gerong, namun yang kini aktif hanya PS 2, PS 3 dan pada PS 1 hanya sedikit unit yang masih dapat dioperasikan. Terdapat 3 bagian utama di utilitas sebagai berikut ; -

Auxillary

RPA, Clarifier, Demin, Cooling water system -

PPTL (Pusat Pembangkit Tenaga Listrik)

Air Compressor, N2 Plant, GTG (Gas Turbin Generator), WHRU, PB. -

Distribusi

Distribusi Steam dan Listrik. Unit utilitas bertugas untuk menyediakan fasilitas - fasilitas pendukung proses, seperti : -

Listrik, dari GTG, Steam Turbin, Generator.

-

Air, terdiri dari Air Proses, Air minum ( Drinking water ), Colling Water, Demin Water ( Boiler feed water ).

-

-

Steam bertekanan (udara kempa), mempunyai beberapa tekanan : 

3.5 K, digunakan pada deaerator.



8 K, digunakan untuk tracing .



15 K, digunakan sebagai pemanas.



40 K, digunakan pada turbin-turbin.

Udara bertekanan, digunakan untuk bahan plant air , instrument air dan N 2 Plant..

-

Gas – gas penunjang proses, seperti N2 Plant yang yang memproduksi N2 Cair dan N2 gas.

97


A. Rumah Pompa Air (RPA)

Rumah pompa air berfungsi untuk menyediakan kebutuhan air untuk keperluan kilang. Air ini akan diproses antara lain sebagai air minum, air proses, air pendingin, dan air umpan boiler. RPA mengambil air dari Sungai Komering. Sumber air yang digunakan untuk Water Purification Plant (Water Treatment ) diambil dari Sungai Komering, dari rumah pompa baru yang terletak disebelah Selatan WPH-III, yaitu RPA-IV. Air sungai tersebut terlebih dahulu di pre-treatment pada Clarifier dan Sand Filter dan kemudian hasilnya didistribusikan untuk penggunaan sebagai berikut: -

Cooling Water Make-Up.

-

Demin Feed Plant.

-

Service Water (Air Pencuci).

Demin water digunakan untuk boiler feed water make-up, pelarut bahan kimia, unit hydrogen plant dan penggunaan di unit TA/PTA Plant (idle). Cooling water digunakan untuk heat transfer medium pada process exchanger , lube/seal oil cooling instrument air compressor, single cooler, surface condensor dan export ke unit polypropylene. Sistem cooling water menggunakan sistem tertutup, dimana return cooling water didinginkan pada cooling tower yang dilengkapi dengan pompa sirkulasi, filter dan cooling tower mechancial treatment . Drinking water digunakan untuk sanitary, air minum, maupun safety shower dan eye wash station. B. Raw Water Intake.

Raw Water diambil dari Water Pump House baru (Raw Water Intake Structure) yaitu RPA-IV disebelah Selatan WPH-III (Sungai Komering). Raw Water Intake Structure terdiri dari : -

Dua pompa Raw Water (2.205 JA/JB) dengan kapasitas masingmasing 1.100 m 3/jam

-

Dua pompa Fire Water (2.226 JA/JB) dengan kapasitas masing-masing 1.240 m 3

98


RPA I , II, III, V, dan VI memproses air mentah untuk keperluan air pendingin sekali jalan (once through) through) dimana air tersebut setelah dipakai akan di kembalikan lagi ke sungai sehingga tidak mengalami recycle. recycle. RPA IV digunakan untuk mengumpan air mentah ke unit WTU, RPA V Bagus Kuning digunakan untuk mengumpan air mentah ke unit WTP.

Gambar 4.8 Skema Proses Water Treatment

Water T r eatm atment Uni Unitt (WTU) C. Water WTU merupakan unit pengolah pertama air yang berasal dari RPA IV dan V. WTU ini menghasilkan air olahan yang berupa treated water , service water dan drinking water. Treated water adalah adalah air olahan yang akan digunakan untuk proses pendingin atau sebagai air umpan boiler untuk menghasilkan steam. steam. Sedangkan service water merupakan air yang digunakan langsung dalam proses pengolahan, baik untuk umpan reaktor ataupun sebagai pelarut. WTU dibagi menjadi empat unit pengolahan, yaitu: -

RWC I : mempunyai kapasitas 1100 ton/hour (off)

-

RWC II : mempunyai kapasitas 1100 ton/hour

-

WTU SG : mempunyai kapasitas 400 ton/hour, air yang digunakan dari RPA V Sungai Gerong.

-

DWP II SG : mempunyai kapasitas 150 ton/hour, air yang diolah berasal dari RPA V Sungai Gerong.

RWC ( Raw Water Clarifier ) merupakan suatu proses pemurnian air dari kotorannya yang berupa padatan tersuspensi. Proses pengolahan air menggunakan unit yang terdiri dari; -

Satu Unit Clarifier.

99


-

Empat buah Sand Filters.

-

Concrete Clear Well Tank (bak beton penampung air bersih).

Proses-proses utama yang terjadi pada RWC adalah proses koagulasi, flokulasi, sedimentasi, dan filtrasi. Digunakan bahan kimia berupa alum (Al2(SO3)4) agar proses terbentunya flok dan terbentuk koagulan lebih cepat, serta digunakan caustic (NaOH) caustic (NaOH) sebagai adjuster pH, pH, karena pH dari sungai komering cenderung bersifat asam. Proses koagulasi dan flokulasi merupakan proses penggumpalan partikel kecil yang tersuspensi tersuspensi dalam air. Raw water dari Sungai Komering sebelum masuk ke dalam clarifier diinjeksikan larutan aluminium sulfate kemudian gas clorine, injeksi dilakukan dalam kondisi aliran turbulent (dengan bantuan service air ) agar reaksi pembentukan flok berlangsung dengan sempurna. Clarifier dilengkapi dengan pengaduk, guna mempercepat pengendapan diinjeksikan juga poly electrolite untuk koagulasi/penggumpal partikel dan ditambahkan caustic soda soda akan mengatur besarnya pH yang diinginkan. Dari clarifier effluent mengalir ke splitter tank kemudian ke sand filter secara gravitasi. Setelah melalui gravity sand filter air yang jernih mengalir ke clear well tank 2202-F dengan kapasitas 5000 m 3 net. Jumlah filter ada empat buah dengan tiga filter beroperasi, satu back wash tiap filter memerlukan back wash Setelah beroperasi kurang lebih 234 jam atau setiap 12 12 jam operasi operasi bila clarifier di di byby- pass. pass.

D . D emi ner ner aliz li zation P lant lant Unit ini bertugas untuk menghilangkan kandungan garam mineral yang terkandung dalam air hasil olahan dari unit WTU. Produk yang dihasilkan adalah air yang dapat dibilang bebas mineral yang disebut air demin ( demin water), air demin ini yang mempunyai konduktivitas ≤ 1

S/cm dan kandungan silika ≤

0,001 ppm. Air demin digunakan sebagai air umpan boiler , umpan hydrogen plant . Demin plant mengolah air yang berasal dari RWC I dan WTU SG. Di RU

100


III terdapat dua buah demin plant , yaitu Demin Plaju yang berkapasitas 320 m 3/j dan Demin Sungai Gerong yang berkapasitas 45 m 3/j. Demin plant terdiri dari empat unit, yaitu : - Activated carbon filter , berfungsi untuk mengadsorpsi zat organik, dekomposisi Cl2 menjadi Cl- serta menghilangkan warna, rasa dan bau. -

Cation exchanger , berfungsi untuk menghilangkan ion positif (kation).

Gambar 4.9 Skema Proses Unit Penukar Ion Demineralisasi

- Anion exchanger , berfungsi untuk menghilangkan ion negatif (anion). - Mixed bed , berfungsi untuk menghilangkan ion – ion – ion ion yang tidak dapat dihilangkan pada dua penukar ion sebelumnya. Demin plant menggunakan resin sebagai penukar ion, resin yang digunakan merupakan polimer styrene polimer styrene dan Divynil dan Divynil Benzene (DVB). Benzene (DVB). Treated water dari clear well pertama – tama tama dilewatkan pada activated carbon filter . Setelah melawati activated carbon filter air tersebut dapat digunakan sebagai air minum. Kemudian air dilewatkan pada cation exchanger . Cation exchanger yang digunakan mempunyai kapasitas 6400 liter. Pada cation exchanger , ion – ion ion positif yang terkandung di dalam air seperti Na+, Ca +, Mg 2+ akan digantikan oleh ion H+ dari resin. Air keluaran bed ini ini mempunyai pH sekitar 3, karena reaksinya menghasilkan asam. Setelah itu air dilewatkan pada anion exchanger , ion – ion ion negatif akan dipertukarkan dengan ion OH - dari resin. Resin penukar anion ini mempunyai kapasitas 9900 liter. Walaupun telah dilewatkan pada dua penukar ion, namun air diperkirakan masih mengandung ion – ion – ion ion garam. Oleh karena itu

101


pada proses terakhir air dilewatkan pada mixed bed yang merupakan gabungan penukar ion positif dan negatif. Reaksi pertukaran yang terjadi pada ketiga penukar ion adalah : Kation : RH + NaCl

RNa + HCl

Anion : ROH + HCl

RCl + H 2O

Setelah digunakan berulang kali maka penukar ion jenuh akan ion – ion garam. Penukar kation jenuh dengan ion positif sedangkan penukar kation jenuh dengan anion. Oleh sebab itu penukar ion harus diregenerasi. Tujuan dari regenerasi adalah untuk menghilangkan ion – ion garam yang ada pada resin. Regenerasi penukar kation menggunakan larutan H 2SO4, sedangkan regenerasi penukar anion menggunakan larutan NaOH. Regenerasi resin membutuhkan waktu sekitar 4 – 5 jam. Reaksi yang terjadi pada saat regenerasi adalah : Kation : RNa + H2SO4 Anion : RCl + NaOH

RH + Na2SO4 ROH + NaCl

E . Cooling Tower Unit Unit ini merupakan unit yang berfungsi untuk mengolah air yang digunakan untuk pendingin. Air yang yang diproses pada unit ini disebut air pendingin sirkulasi. Air pendingin digunakan sebagai fluida pendingin HE. Air keluaran HE mempunyai temperatur 45 – 48 oC. Air ini akan didinginkan sampai temperatur 29 oC. Pendinginan air menggunakan media udara yang dihisap oleh fan. RU III mempunyai dua unit cooling tower , di Plaju (kapasitas 12000 ton/hour) dan di Sungai Gerong

(4000 ton/hour). Jenis cooling tower yang

digunakan adalah forced draft . Air diumpankan pada bagian atas cooling tower . Air tersebut mengalir ke bawah melalui dinding bersirip. Hal ini menyebabkan air turun dan terjadi kontak antara air dengan udara yang diisap ke bagian atas cooling tower . Kontak udara dengan air akan meningkatkan termperatur udara. Hal ini akan menyebabkan air menguap sehingga kelembapan udara di sekitar cooling tower meningkat. Pada proses ini terjadi penyerapan panas air oleh udara. Peristiwa ini menyebabkan

102


temperatur air akan turun. Kemudian air ditampung di bagian bawah tower yang disebut basin. Air pada basin temperaturnya sekitar 29 oC dan siap disistribusikan kembali ke penukar panas. Jumlah Blow Down Cooling Water dikontrol secara otomatis menurut kandungan suspended solid dari pemeriksaan conductivity analyzer. Oleh karena ada air yang menguap ke udara maka sejumlah air (make up) harus ditambahkan ke dalam cooling tower agar jumlah air pendingin HE tidak berkurang. Pengolahan air pada cooling tower dilakukan dengan menambahkan zat kimia, seperti: -

Corrosion inhibitor , agar air yang akan digunakan tidak menimbulkan korosi, contoh : polyphosphate.

-

Scale inhibitor , mencegah pembentukan kerak pada peralatan proses.

- Biocide, berupa Cl 2 untuk mencegah pertumbuhan organisme yang merugikan, seperti lumut, ganggang, dll. - pH control system, penambahan H2SO4 98 %. Pemakaian utama adalah untuk pendinginan proses di TA/PTA Plant, medium pada Proses Exchanger, Lube/Seal Oil Cooler, Instrument Air Compressor,

Sample

Cooler,

Surface

Condenser

dan

Export

ke

Unit

Polypropylene.

F . Dri nking Water. Drinking Water yang diperoleh dari Activated Carbon Demin Plant , dikirim ke Drinking Water Storage Tank (2200 F) dengan kapasitas 480 m 3. Dari tangki 2200-F dialirkan oleh pompa distribusi 2203 JA/JB @ 60 m 3/jam dan diinjeksi chlor pada inlet tangki dan suction pompa distribusi. Jumlah chlor yang diinjeksikan diatur secara manual, dengan melihat analisa dari analyzer residual chlor pada system drinking water . Drinking water didistribusikan ke drinking fountain, sanitary facility, safety shower, eyewash station dan diperbagai lokasi yang diperlukan.

103


G. Service Water Service water didistribusikan melalui suatu jaringan distribusi dengan memakai pompa service water 2201-JA/JB dengan kapasitas masing-masing 78 m3/jam. Service water ini diambil dari clear well tank (2202 F). Kegunaan dari service water adalah untuk cuci dan flushing alat yang ada di PTA unit utilities dan offsite plant . H. Pembangkit Steam

Steam digunakan oleh pabrik sebagai pemanas, penggerak ( driver ), dan pelecutan O2 secara fisika pada deaerator . Steam dihasilkan oleh dua jenis pembangkit steam, yaitu boiler ( packed boiler ) dan waste heat recovery unit (WHRU). Steam yang dihasilkan dari kedua pembangkit steam ini merupakan steam dengan tekanan tinggi (high pressure) yang dapat mencapai 42 kg/cm 2 dan steam bertekanan sedang (middle pressure) yang mempunyai tekanan 15 kg /cm 2 (kettler boiler PS-1). Boiler yang digunakan untuk pembangkit steam di unit utilitas ini terdiri dari dua jenis, yaitu : - Package boiler (PS-2) Package boiler yang beroperasi dua buah yang kapasitas masing – masing 50 T/j. Air umpan boiler berasal dari Demin Plaju. Boiler ini menghasilkan steam dengan tekanan 42 kg/cm 2. Pada Packed boiler ini terdapat 10 burner tip yang posisinya melingkar dan menggunakan bahan bakar berupa fuel gas dengan tekanan fuel 3,5kg/cm 2.. - Kettle boiler (PS-1) Kettle boiler yang beroperasi ada 9 buah, kapasitas totalnya 373 ton/hour. Air umpan boiler berasal dari WTP Plaju. Steam yang dihasilkan adalah steam dengan tekanan 15 kg/cm 2. Bahan bakar boiler adalah fuel oil . -

WHRU (Waste Heat Recovery Unit)

WHRU yang digunakan di unit utilitas ini terdiri dari tiga buah WHRU yang kapasitasnya masing – masing 68 ton/hour. WHRU ini memanfaatkan panas yang dihasilkan oleh turbin gas. Panas yang keluar dari turbin temperaturnya

104


masih 400 oC. panas ini dimanfaatkan untuk menghasilkan steam bertekanan 42 kg/cm2 dari air yang berasal dari WTP Plaju. Air make-up dari tangki demin water – 2000 F, dipompakan oleh pompa transfer 2003 JA/JB tekanan discharge 7.6 Kg/cm 2g yang diatur oleh level control (pengatur level) deaerator , ke inlet tray yang paling atas dari deaerator 2003 U. Make up demin water , dengan aliran normal bergabung dengan condensate return sebelum masuk ke deaerator. Condensate berasal dari PTA Plant (off plant) masuk ke mixed polisher langsung menuju ke deaerator gabungan antara aliran demin water dan condensate yang masuk ke dalam deaerator dan dengan melalui sebuah sistem distribusi dan spray di dalam deaerator memasuki ruangan steam. Steam dan air mengalir dalam arah yang berlawanan lewat sebuah susunan tray, dengan demikian air dipanaskan dengan suhu penuh yang sesuai dengan tekanan di dalam deaerator . Uap pada tekanan 3.5 kg/cm 2 memasuki deaerator melalui sebuah PIC untuk menjaga tekanan di deaerator tetap pada 1.05 Kg/cm 2g. Air yang dipanaskan dan gas-gasnya dibuang tersebut masuk ke dalam storage. Dari storage section deaerator , air yang sudah dibuang gas-gasnya dipompakan oleh pompa boiler feed water , 2008 JA/JB/JC (tekanan discharge 70.0 Kg/cm2g) baik ke waste heat boiler 2010 UA/UB maupun package boiler 2011 UA/UB. Pompa 2008 JA/JB adalah yang normal untuk BFW dan digerakkan oleh steam turbine.Pompa spare atau stand-by, 2008-JC digerakkan oleh motor listrik. Posisi auto start, itu harus selalu dipanaskan agar siap untuk operasi. Untuk mengatur pH boiler feed water , disediakan system injeksi morpholine (morpholire injection package 2001 L). Sistem injeksi phosphate – 200 L disediakan untuk menginjeksikan phosphate ke steam drum, guna mengatur hardness air di dalam steam drum. Phosphate dilarutkan di dalam air demin dalam tanki pencampur. Larutan yang sudah disiapkan kemudian dipompakan ke steam drum oleh pompa 2002 L JA/A/B/C/D/E. Untuk mengatur total solid di dalam air boiler, perlu dilaksanakan

105


inter mittent dan continuous blow down dari air di dalam steam drum. Air blow down diteruskan ke boiler blow flash drum. Pada kondisi normal WHRU B/C hanya menggunakan Tip untuk menjaga produksi steam, apabila kebutuhan steam meningkat maka terdapat 4 burner yang dapat digunakan untuk menaikkan kapasitas steam. Peningkatan konsumsi pemakaian fuel gas pada bolier pada trendnya meningkat ketika terjadi hujan deras dimana isolasi pipa-pipa steam masih kurang baik sehingga dapat terjadi losses steam sekitar 5 ton/jam karena banyak terbuang pada steam traps Steam yang dihasilkan oleh PB atau WHRU kemudian didistribusikan ke unit pengguna. Steam tersebut ada yang langsung dipakai, ada juga yang diturunkan dulu tekanannya sampai tekanan rendah sebelum digunakan (proses let down) I. Pembangkit Listrik

Unit ini menghasilkan listrik yang akan digunakan di kilang, perkantoran, dan perumahan di Plaju dan Sungai Gerong. Unit pembangkit listrik PS 2 menghasilkan listrik sebesar 96 MW pada frekuensi 50 Hz. Unit – unit penghasil listrik adalah : -

Gas Turbine A, B dan C, kapasitas masing – masing 31,1 MW.

-

Steam Turbine, kapasitas 3,2 MW

- Diesel Generator , kapasitas 0,75 MW. Gas turbin A, B, dan C merupakan unit yang bertugas untuk menghasilkan listrik berfrekuensi 50 Hz untuk pemakaian di kilang, perkantoran, dan perumahan Plaju dan Sungai Gerong. Bahan bakar yang digunakan pada unit ini yaitu mixed gas dan fuel gas yang dihasilkan dari unit light ends, gas plant , dan dari hasil eksplorasi gas alam di Raja Gas dan Pendopo. Proses yang terjadi adalah sebagai berikut. Fuel Gas dibakar dengan udara dari lingkungan yang di kompressi dengan 17 tingkatan sehingga dihasilkan energi yang mampu memutar turbin. Pada turbin tersebut terdapat sebuah batang penghubung ( shaft ) yang terhubung ke rotor

106


(kumparan yang dapat bergerak) dari generator listrik. Terdapat juga s ystem diesel fuel bertekanan yang selalu mengalir dalam siklus untuk menjaga apabila fuel gas mengalami kegagalan makan fuel diesel dapat langsung membackup sebagai bahan bakar. Dengan berputarnya turbin, shaft ikut berputar dan menyebabkan rotor dari generator turut bergerak. Di dalam generator listrik terdapat lagi sebuah kumparan yang diam, yang dinamakan stator. Dengan bergeraknya rotor dan dengan kondisi stator yang diam tak bergerak, timbul sebuah medan magnetik yang besarnya berubah – berubah. Perubahan medan magnetik inilah yang menyebabkan timbulnya arus listrik induksi yang Steam turbine menggunakan steam bertekanan 8,5 kg/cm 2 untuk menghasilkan listrik. Steam turbine dioperasikan bila terjadi masalah dengan gas turbine. Sedangkan bila terjadi masalah dengan kedua pembangkit listrik, maka secara otomatis diesel generator akan beroperasi. Diesel generator menggunakan diesel oil sebagai bahan bakar.

J . Plant Air dan I nstrument Air Unit ini adalah unit penyedia udara bertekanan. Udara ditekan dengan menggunakan enam buah kompresor yang kapasitas totalnya 26100 Nm 3/j. Air plant menghasilkan tiga jenis udara tekan untuk keperluan yang berbeda, yaitu : -

Service air , udara yang digunakan untuk keperluan pembersihan peralatan proses.

- Instrument air , udara yang digunakan sebagai penggerak elemen pengendali akhir, contoh untuk mengatur bukaan valve.

Udara untuk keperluan ini kandungan uap airnya harus rendah. Oleh sebab itu sebelum digunakan sebagai instrument air udara dikeringkan terlebih dahulu dan uap air yang terkandung diabsorp dengan menggunakan silika gel. Seperti sebelumnya, sumber yang normal udara pabrik dan udara instrument berasal dari kompresor 2025 JA/JB/JC. Driver 2025 JA adalah steam turbine condensing , sedangkan driver 2025 JB/JC adalah electric motor .

107


Discharge kompresor dialirkan ke plant air (udara pabrik) receiver 2025-F, yang selanjutnya dibagi dua yaitu :

-

Untuk udara pabrik tekanan 8.5 kg/cm 2.

-

Untuk system udara instrument tekanan 8 kg/cm 2g.

Dari tanki 2025-F udara pabrik dibagikan keseluruh komplek utilities dan TA/PTA – Plant. Sedangkan instrument air sebelum didistribusikan instrument air dilewatkan pada air dryer package dan ditampuing dalam instrument air receiver – 2026-F. Satu kompressor dapat melayani kebutuhan total instrument air dan plant air . Dalam keadaan normal direncanakan 2025 Jadan JB beroperasi, karena supply steam untuk 2025 JAT didapatkan dari secure supply. Sedangkan 2025 JC merupakan stand-by unit, yang dilengkapi dengan fasilitas auto start. Sistim distribusi instrument air dan plant air, masing-masing merupakan sistem yang independent . Fasilitas discharge piping memungkinkan air compressor nitrogen plant mensupply instrument air plant air dan sebaliknya.

K. Nitrogent Plant Proses pemisahan udara guna mendapatkan nitrogen murni pada unit ini menggunakan prinsip distilasi pada suhu rendah ( cryogenic distillation). Nitrogen Plant menghasilkan nitrogen cair dan gas dari udara yang berasal dari air compressor . Nitrogen cair yang diproduksi oleh unit ini sebanyak 500 Nm 3/jam sedangkan nitrogen gas sebanyak 1200 Nm 3/jam. Nitrogen Plant berfungsi untuk mensupply gas Nitrogen pada Utilties dan Offsite, TA/PTA Unit dan pemakaian di Bagging Plant (TA/PTA off).Pemakaian di TA/PTA Unit yaitu gas nitrogen yang bertekanan rendah digunakan pada expander cooling, purging peralatan aeration silo. Sedangkan gas N 2 bertekanan tinggi (29 kg/cm 2g) dengan menggunakan kompresor yang ada di hydrogen plant tekanannya dinaikkan menjadi 80 Kg/cm 2g. yang digunakan untuk start-up/shut down unit, dan juga digunakan pada reaktor PTA-4201 D untuk menjaga tekanan bila hydrogen trip.

108


Pemakaian gas nitrogen di utilities dan offsites yaitu tekanan rendah (7.5 kg/cm2g) dipakai di tanki asam sulfate, tanki fuel oil, aromatic sump dan tangki paraxylene. Sedangkan tekanan tinggi (29 Kg/cm 2g) digunakan pada akumulator fuel oil dan diesel fuel . pemakaian di bagging plant yaitu gas N 2 dengan tekanan rendah digunakan sebagai aeration, purging, motivator gas untuk transport PTA dari Unit PTA sampai bagging area. Gas nitrogen juga digunakan untuk back-up instrument air bila instrument air failure dimana nitrogen secaca otomatis masuk ke dalam jaringan instrument air. Umpan untuk N 2 plant di- supply dari air compressor – 2027 JA/JB dilengkapi dengan air connection sehingga memungkinkan umpan dapat diperoleh dari 2025 JA/JB bila diperlukan. Pada operasi normal distribusi system LP N 2 (7.0 kg/cm 2g) di- supply langsung dari N2 plant , sedangkan bila diperlukan pemakaian lebih banyak yaitu pada waktu start-up/shut down atau untuk pembersihan pada tangki. Hal tersebut dapat dipenuhi dengan menguapkan liquid N2 dari storage tank melalui vaporizer. High pressure N2 untuk distribusi bertekanan 29 kg/cm2g dipakai untuk start-up/shut down atau untuk pembersihan pada tangki, hal tersebut dapat dipenuhi dengan menguapkan liquid N2 dari storage tank melalui vaporizer . Beberapa tahapan untuk mendapatkan Nitrogen yaitu sebagai berikut : -

Pemanfaatan udara (air compressor).

-

Penurunan temperatur udara (Chilling).

-

Pemurnian temperatur (air purification).

-

Pendinginan udara (cold regeneration).

- Refrigeration.

109


L. F uel System

-

F uel Gas System

Fuel gas terdiri dari high pressure gas (17.6 kg/cm 2g) dan low pressure (3.5 kg/cm2g). Sumber fuel gas adalah gas lapangan ex. EP Prabumulih yang diambil dari tie-in dijalan 24/6 (pipa field gas yang ke Sungai Gerong). Gas lapangan dengan tekanan 10 – 15 kg/cm 2g sekarang meningkat menjadi 33 kg/cm2g setelah melalui KOD (Knock Out Drum) dibagi dalam 2 sistem. Sistem pertama tekanannya dinaikkan menjadi 17.6 kg/cm 2g dengan menggunakan centrifugal compressor untuk bahan bakar gas turbine. Sistem diturunkan tekanannya menjadi 3.5 kg/cm yang dibutuhkan untuk package boiler – 2011 UA/UB dan WHRU – 2010 UA/UB. -

Diesel Fuel System

Diesel fuel di- supply dari kilang ditampung di tangki 2074 F. Diesel fuel yang digunakan adalah jenis ADO/HSD. Bahan bakar diesel ini digunakan untuk start-up pada gas turbine dan sebagai back-up/ pengganti fuel gas bila terjadi failure pada sistem fuel gas. 4.4.2

Laboratorium

Pertamina

RU

III

memiliki

beberapa

laboraturium,

antara

lain

Laboratorium Pengamatan (Minyak dan Motor), Laboratorium Penelitian dan Pengembangan, Laboratorium Analisis dan Gas, Laboratorium Petrokimia. 4.4.3

Tangki Timbun

Pertamina RU III memiliki beberapa tangki timbun yang digunakan, antara lain: -

40 crude oil tank

-

73 intermediate product tank

-

96 fuel product tank

-

37 non fuel product tank

110


4.4.4

Dermaga, Dok, dan Perkapalan

Pertamina RU III memiliki beberapa fasilitas pendukung angkutan, seperti -

9 oil jetties

-

2 jetties for general cargo

-

1 jettie for dual purpose (lpg, etc)

4.5

Produk yang Dihasilkan

4.5.1

Kilang BBM

Setelah diadakan modifikasi di Redistilling Unit I dan II pada bulan Agustus 1996, maka kapasitas produksi kilang ini ditingkatkan dari 133 ribu barel per hari menjadi 147 ribu barel per hari. Adapun produk yang dihasilkan antara lain: -

Avtur

Avtur merupakan bahan bakar untuk pesawat turbin. Avtur berwarna kuning muda. Avtur dihasilkan dari unit gas plant dengan kapsitas produksi 1,67 MBCD. -

Premium atau motor gasoline (mogas)

Premiun merupakan bahan bakar kendaraan bermotor. Premium berwarna kuning dan memiliki bilangan oktan 88. Premium yang dihasilkan refinery unit-III merupakan hasil dari pencampuran bahan bakar beroktan tinggi dari unit RFCCU dengan bahan bakar beroktan rendah dari unit CD sehingga menghasilkan bilangan oktan 88. Kapasitas produksi premium refinery unit -III adalah sebesar 22,1 MBCD. -

Kerosin

Kerosin atau yang bisa dikenal dengan sebutan minyak tanah merupakan bahan bakar keperluan rumah tangga. Kerosin berwarna kuning muda. Kerosin dihasilkan dari unit crude distiller. Kapasitas produksi kerosin pada refinery unit III adalah sebesar 14,33 MBCD. Kerosin merupakan hasil blending LKD dan HKD. -

Solar/ADO (automotive diesel oil )

111


Solar atau ADO merupakan bahan bakar kendaraan bermotor bermesin diesel. Solar berwarna oranye. Solar dihasilkan dari unit crude distiller dengan kapasitas produksi 30,82 MBCD. -

IDO ( Industrial Diesel Oil )

IDO merupakan bahan bakar mesin diesel untuk keperluan industri (mesin-mesin pabrik), berwarna hitam, dengan harga dan kualitas dibawah solar (ADO). IDO dihasilkan dari crude distiller dengan kapasitas produksi 1,75 MBCD. -

IFO ( Industrial Fuel Oil )

Sama halnya dengan IDO, IFO merupakan bahan bakar untuk keperluan industri, berwarna hitam, dengan harga dan kualitas dibawah premium. IFO dihasilkan dari unit crude distiller dengan kapasitas produksi 18,69 MBCD. - Racing Fuel Racing Fuel merupakan bahan bakar untuk kendaraan balap yang diproduksi oleh PT.Pertamina dan memiliki bilangan oktan 100. 4.5.2

Kilang Non-BBM

Kilang Poly Propylene menghasilkan butiran-butiran polypropylene untuk bahan pembuatan plastik bagi industri plastik. Kapasitas kilang ini 45 ribu ton per tahun. Selain itu dihasilkan juga: -

LPG

LPG atau Liquified Petroleum Gas merupakan bahan bakar yang biasa digunakan untuk keperluan rumah tangga. LPG merupakan campuran dari propana dan butane. LPG dihasilkan dari unit gas plant dengan kapasitas produksi 3,75 MBCD. -

SBPX, LAWS

SBPX dan low aromat white spirit (LAWS) merupakan produk pelarut yang banyak digunakan di industri kimia, seperti industri cat. SBPX adalah produk dari unit Stab C/A/B, sedangkan LAWS adalah produk dari unit GP.

112


-

LSWR

LSWR adalah bahan bakar yang biasa digunakan untuk industri kimia. LSWR adalah produk dari RFCCU. -

MusiCool

MusiCool merupakan produk yang dikembangkan dan hanya dihasilkan oleh RU-III. MusiCool merupakan alternatif pengganti refrijeran, bersifat ramah lingkungan yakni tidak merusak lapisan ozon. Refrijeran ini juga lebih efisien dibanding refrijeran konvensional dan dapat menghemat penggunaan refrigeran sebesar 70%. Musicool terdiri dari tiga macam varian yakni propana murni, isobutana murni, dan campuran propana-isobutana. Jenis musicool yang dipasarkan adalah MC-12 yang menggantikan R-12, MC-22 yang menggantikan R-22, MC-134 yang menggantikan R-134, dan MC-600. 4.5.3

Produk Petrokimia

Produk

petrokimia

yang

dihasilkan

unit

polypropylene

adalah

polypropylene, yang merupakan bahan baku pembuatan plastik. Polypropylene yang dihasilkan Pertamina RU III terbagi atas empat jenis atau grade, yaitu: - Film grade (PF), sebagai bahan baku plastik pembungkus makanan dan pakaian. -

Yarn grade (PY), sebagai bahan baku plastik filamen, seperti tali, jaring, karpet dan tekstil.

- Injection molding grade, sebagai bahan baku plastik untuk peralatan rumah tangga dan parts dari mesin. - Non-standard grade, merupakan plastik yang tidak memenuhi spesifikasi standar yang ditentukan.

113


BAB 5 TUGAS KHUSUS 5.1

Pendahuluan

5.1.1

Latar Belakang Masalah

Dalam suatu pabrik industri, operasi proses merupakan hal yang utama dalam produksi dari pabrik industri tersebut, dimana alat - alat untuk operasi proses diantaranya adalah heat – exchanger , kolom distilasi, pompa, furnace, dan lain – lain. Dimana, HE dan furnace digunakan untuk memanaskan fluida agar mencapai suhu tertentu dan hampir setiap pabruk industri menggunakan alat proses tersebut. Pada PT. Pertamina RU III Plaju, salah satu unit proses yaitu CD&GP (Crude Distilat & Gas Plant ) menggunakan furnace untuk meningkatkan suhu crude oil agar mencapai kondisi tertentu sebelum dialirkan kepada kolom distilasi, di CD bagian utara terdapat 6 furnace yaitu 2 furnace pada CDU II, 2 furnace pada CDU III , dan 2 furnace pada CDU IV, dimana pada CDU III dan IV furnace berbentuk dapur sedangkan CDU II berbentuk tabung, perbedaannya salah satunya adalah arah semburan api dari burner tersebut dimana jika berbentuk dapur arah semburan api horizontal sedangkan untuk berbentuk tabung arah semburan api vertikal. Pada CDU III, terdapat 2 furnace yaitu furnace 1 dan furnace 2 dimana setiap furnace memiliki 2 coil yaitu coil 1 dan coil 2. Untuk menghasilkan kondisi suhu yang diinginkan, bahan bakar yang digunakan furnace ada 2 yaitu fuel gas dan fuel oil dimana pada saat fuel oil tidak sanggup memenuhi kondisi yang diinginkan maka akan dibantu dengan fuel gas. Fuel oil didapatkan dari residu yang dihasilkan dari proses tersebut sedangkan fuel gas didapatkan dari Gas Plant atau membeli dari pabrik lain dengan harga yang lumayan mahal. Akan tetapi, semakin lama digunakan maka efisiensi furnace tersebut akan menyimpang dari design yang telah ditentukan jika pemeliharaan pada furnace tersebut tidak baik. Kehilangan efisiensi tersebut dapat disebabkan oleh berbagai

114


hal. Oleh karena itu, sudah seharusnya menjadi kewajiban seorang engineer untuk menjaga kondisi operasi furnace tetap baik sehingga efisiensi tetap terjaga. Pada tugas khusus kali ini, akan dilakukan perhitungan efisiensi furnace pada CDU III untuk furnace 1 dan 2 untuk 5 hari berturut-turut. Dimana penghematan akan dilakukan dengan melihat efisiensi furnace dari berapa banyak bahan bakar yang digunakan dalam kesehariannya, dan dapat dilihat apa yang menyebabkan efisiensi menyimpang dari design yang tela h ditentukan. 5.1.2

Perumusan Masalah

1. Apakah furnace 1 dan 2 unit Crude Distilat III yang digunakan telah beroperasi dengan efisien? 2. Apakah furnace 1 dan 2

dapat menghasilkan suhu crude oil yang

diinginkan? 3. Kombinasi laju penggunaan bahan bakar apa yang sesuai agar furnace mendapatkan efisiensi yang diinginkan? 5.1.3

Tujuan Penelitian

1. Menghitung efisiensi furnace 1 dan 2 dari unit Crude Distilat III pada CD&GP. 2. Mengamati kombinasi dari bahan bakar yang digunakan terhadap efisiensi furnace dan penghematannya. 3. Mengamati hal – hal yang dapat menurunkan efisiensi furnace. 5.1.4

Batasan Masalah

1. Furnace yang ditinjau adalah Furnace 1 dan 2 Unit Crude Distilat III. 2. Spesifikasi furnace dan kondisi operasi yang digunakan adalah data Annual Log Sheet Furnace 1 dan 2 CDU III. 3. Proses tunak ( steady-state).

115


5.2

Tinjauan Pustaka

5.2.1

Proses Perpindahan Panas

Pada umumnya proses yang terjadi di dalam industri-industri kimia sering melibatkan energi panas, misal nya proses perpindahan panas. Pengetahuan tentang proses perpindahan panas sangat diperlukan untuk dapat memahami peristiwa-peristiwa yang berlangusng dalam proses pemanasan, pendinginan, evavorasi, evavorasi, dan lain-lain. Industri kimia membutuhkan alat bantu untuk melaksanakan operasi pertukaran panas (heat transfer) yang disebut alat penukar panas. Dimana dengan alat ini dapat dilakukan pengendalian terhadappanas yang terlibat dalam proses. Furnace merupakan salah satu alat batu dalam melakukan operasi pertukaran panas di industri kimia. 5.2.2

F urnace (Dapur) Furnace adalah alat yang berfungsi untuk memindahkan panas yang

dihasilkan dari proses pembakaran bahan bakar dalam suatu ruangan ke fluida yang dipanaskan sampai mencapai suhu yang diinginkan. Struktur furnace berupa bangunan berdinding plat baja yang bagian dalamnya dilapisi oleh material tahan api, batu isolasiuntuk menahan kehilangan panas ke udara melalui dinding furnace dan refractory. Mekanisme perpindahan panas dari sumber panas ke penerima dibedakan atas tiga cara, yaitu: 1. Perpindahan Panas secara Konduksi Perpindahan panas secara konduksi adalah perpindahan panas dimana melekul-molekul dari zat perantara tidak ikut berpindah tempat tetapi molekulmolekul tersebut hanya menghantarkan panas atau proses perpindahan panas dari suhu yang tinggi ke bagian lain yang suhunya lebih rendah. 2. Perpindahan Panas secara Konveksi Perpindahan panas secara konveksi diakibatkan molekul-molekul zat perantara ikut bergerak mengalir dalam perambatan panas atau proses perpindahan panas dari satu titik ke titik lain dalam fluida antara campuran fluida dengan bagian yang lain. Perpindahan panas ini dapat dibedakan menjadi dua macam, yaitu:

116


a) Konveksi alam ( Natural Convection), Convection ), Perpindahan panas yang terjadi bila aliran panas yang berpindah diakibatkan perbedaan berat jenis. Pada konveksi alam aliran fluida disebabkan oleh perbedaan suhu antara bagian satu dengan bagian lainnya sehingga terjadi perbedaan densitas. densitas. Densitas bagian fluida dingin lebih besar dari bagian fluida panas. Aliran terjadi akibat adanya perbedaan densitas. densitas. b) Konveksi paksa ( Forced Convection), Convection), perpindahan panas yang terjadi bila aliran fluida disebabkan oleh adanya gerakan dari luar, seperti pemompaan, pengadukan, dll. dll. 3. Perpindahan Panas secara Radiasi secara Radiasi Perpindahan panas secara radiasi adalah perpindahan panas yang terjadi karena perpindahan energi melalui gelombang elektromagnetik secara pancaran atau proses perpindahan panas dari sumber panas ke penerima panas yang dilakukan dengan pancaran gelombang panas. Antara sumber panas dengan penerima panas tidak terjadi kontak. Bagian dapur yang terkena radiasi adalah ruang pembakaran. Untuk pembakaran, bahan bakar yang digunakan pada furnace biasanya terdiridari bahan bakar gas ( fuel gas), gas), bahan bakar minyak ( fuel oil), oil), kombinasi bahanbakar gas dan minyak, serta bahan bakar padat seperti sep erti batubara, tergantung te rgantung seberapa besar panas yang ingin dihasilkan serta aspek keekonomisannya. Besarnya beban panas yang harus diberikan oleh furnace kepada fluida yang dipanaskan bergantung pada jumlah umpan dan perbedaan suhu inlet dan outlet umpan yang ingin dicapai. Semakin besar perbedaan suhu dan semakin banyak jumlah umpan, maka beban dapur akan semakin tinggi. Namun, juga harus diperhatikan, bahwa suhu yang dicapai oleh fluida proses yang dipanaskan tidak boleh mencapai suhu dimana dapat terjadi thermal cracking pada fluida proses yang dipanaskan. Thermal cracking akan mengakibatkan terbentuknya gas-gas ringan yang akan mengakibatkan volume fluida hasil pembakaran menjadi sangat besar dan melebihi volume pipa fluida proses. Bila hal ini terjadi, dapat menimbulkan bahaya berupa meledaknya furnace meledaknya furnace.. Thermal cracking dapat pula mengakibatkan terbentuknya coke yang dapat mengurangi luas perpindahan panas pada furnace. pada furnace.

117


Furnace pada dasarnya terdiri dari sebuah ruang pembakaran yang menghasilkan sumber kalor untuk diserap kumparan pipa (tube ( tube coil ) yang didalamnya mengalir fluida. fluida. Dalam konstruksi ini biasanya tube coil dipasang menelusuri dan merapat kebagian lorong yang menyalurkan gas hasil bakar ( flue ( flue gas) gas) dari ruang bakar ke cerobong asap ( stack ). ). Perpindahan kalor yang diruang pembakaran terutama terjadi ter jadi karena radiasi disebut seksi radiasi (radiant section), section), sedangkan saluran gas hasil pembakaran terutama oleh konveksi disebut seksi konveksi (convection (convection section). section). Untuk mencegah supaya gas buangan tidak terlalu cepat meninggalkan ruang konveksi maka pada cerobong seringkali dipasang penyekat (damper ). ). Perpindahan panas kalor melalui pembuluh dikenal sebagai konduksi.

Skema Furnace Gambar 5.1 Skema Furnace

5.2.3

ur nace ce Tipe F urna

1. Tipe Box Tipe Box Furnace yang berbentuk kotak atau box dan mempunyai burner di samping atau di bawah yang yang tegak lurus terhadap dinding furnace. furnace. Nyala api di dalam furnace dalam furnace adalah mendatar atau tegak lurus. Tube furnace dipasang mendatar atau tegak lurus. Furnace tipe box mempunyai bagian radiasi dan konveksi yang dipisahkan oleh dinding batu tahan api yang disebut bridge wall. Burner dipasang pada ujung dapur dan api diarahkan tegak lurus dengan pipa atau dinding samping dapur (api sejajar dengan pipa). Dapur jenis ini jarang digunakan karena perhitungan ekonomi atau harganya harganya mahal.

118


Aplikasi dapur tipe box: box: a) Beban kalor berkisar antara 60-80 MM MM Btu/Jam atau lebih. b) Dipakai untuk melayani unit proses dengan kapasitas besar. c) Umumnya bahan bakar yang dipakai adalah fuel oil . d) Dipakai pada instalasi-instalasi tua, adakala nya pada instalasi baru yang mempunyai persediaan bahan bakar dengan kadar abu (ash ( ash)) tinggi. Keuntungan memakai dapur tipe box : a) Dapat dikembangkan sehingga bersel 3 atau at au 4. b) Distribusi fluks Distribusi fluks kalor merata disekeliling pipa. c) Ekonomis untuk digunakan pada beban kalor diatas 60-80 MM. Btu/jam. Kerugian memakai dapur tipe box : a) Apabila salah satu aliran fluida dihentikan, maka seluruh operasi dapur harus dihentikan juga, untuk mencegah pecahnya pipa (kurang fleksibel) b) Tidak dapat digunakan

memanasi fluida

yang

harus

dipanasi

oada suhu tinggi dan aliran fluida yang singkat. c) Harga relative mahal. d) Membutuhkan area relative luas.

Tipe Box Furnace Furnace Gambar 5.2 Tipe Box

2. Tipe Silinder Vertikal Furnace yang berbentuk silinder berbentuk silinder tegak yang mempunyai burner padalantai burner padalantai furnace dengan nyala api tegak lurus ke atas sejajar dengan dinding furnace.Dikatakan furnace.Dikatakan tipe vertical karena tube di dalam seksi radiasidipasang tegak lurus dansejajar dinding furnace dinding furnace.. Contoh jenis pemanas berapi tipe vertical : a) Pemanas vertical silindris tanpa seksi konveksi.

119


b) Pemanas vertical silindris berkumparan helix. c) Pemanas vertical silindris dengan ruang konveksi aliran silang. d) Pemanas silindris tanpa seksi konveksi terpadu. e) Pemanas tipe punjang (“orbor “ atau “wicket ”). Keuntungan memakai dapur tipe silindris : a) Konstruksi sederhana, sehingga harganya relatif murah b) Area yang diperlukan relative kecil c) Luas permukaan pipa dapat tersusun lebih besar sehingga thermal efisiensinya lebih tinggi. d) Ekonomis untuk bahan bakar sekitar 60-80 MM Btu/jam

Gambar 5.3 Tipe Vertical Clindrycal Furnace

3. Tipe Cabin Furnace jenis ini terdiri dari kamar-kamar dimana tube-tubenya dipasang secara horizontal. Letak burner pada bagian bawah furnace dan nyala api sejajar tegak lurus dengan dinding furnace. Dapur tipe kabin mempunyai bagian radiasi pada sisi samping dan bagian kerucut furnace. Bagian konveksi terletak di bagian atas furnace sedangkan bagian terbawah disebut shield section. Burner dipasang pada lantai dapur dan menghadap ke atas sehingga arah pancaran api maupun flue gas tegak lurus dengan susunan pipa, adakalanya burner dipasang horizontal. Dapur tipe ini ekonomis karena efisiensi termalnya tinggi. Keuntungan memakai dapur tipe kabin: a) Bentuk konstruksi kompak dan mempunyai thermal effisiensi tinggi b) Beban panas sekitar 20-300 MM Btu/jam c) Pada dapur tipe kabin bersel, memungkinkan pengendalian operasi secara terpisah (fleksibel)

120


Gambar 5.4 Beberapa Jenis Furnace

4. High Temperatur Chemical furnace Furnace tipe ini umumnya digunakan sebagai reactor , dimana fluida yang mengalir melalui pipa radiasi akan memperoleh panas radiasi secara merata. Burner dipasang dilantai dengan arah pancaran api vertical dan dipasang di dinding dengan arah pancaran api mendatar. Dengan cara pemasangan Burner tersebut maka tube akan memperoleh panas radiasi yang sama dari kedua sisinya sehingga mengurangi kemungkinan terbentuknya coke serta penurunan suhu metal di tube. 5.2.4

F urnace Berdasarkan Draft Draft adalah perbedaan tekanan di dalam furnace dengan tekanan udara

luar (atmosfir ). Berdasarkan Draft furnace dibedakan empat tipe, antara lain: 1. Natural Draft Flue gas hasil pembakaran keluar furnace melalui cerobong dengan tarikan alam. Tekanan di dalam furnace lebih kecil dibandingkan dengan tekanan atmosfir . Akibat perbedaan tekanan ini maka udara luar untuk pembakaran dapat masuk ke dalam furnace. 2. Forced Draft Udara untuk pembakaran dalam furnace dimasukkan dengan tenaga mekanis yaitu blower. Karena tekanan udara luar dan tekanan udara yang dimasukkan lebihtinggi dari tekanan di dalam furnace maka secara langsung Flue gas hasil pembakaran keluar melalui cerobong.

121


3. Induced Draft Flue gas hasil pembakaran keluar melalui cerobong dengan tarikan blower . Tarikan blower ini menyebabkan tekanan di dalam furnace lebih rendah dari tekanan atmosfir, sehingga udara luar masuk ke dalam furnace. 4. Balance Draft Merupakan kombinasi forced draft dan induced draft. Forced draft untuk memberikan udara pembakaran. Induced draft untuk menarik Flue gas melewati cerobong menuju atmosfirserta mengatur tekanan di dalam furnace. 5.2.5

Bagian - Bagian F urnace

-

Dinding Furnace

Dinding furnace terbuat dari baja (carbon steel ) sebagai penahan struktur yang dilapisi dengan isolasi, batu tahan api dan refractory sebagai pendukung untuk pemanfaatan panas secara maksimal serta untuk mencegah terjadinya kehilangan panas.

a

b

c

d

Gambar 5.5 Konstruksi Dinding Dapur

Keterangan Gambar: a. Plat Baja

b. Isolasi

c. Batu tahan api

d. Refractory

-

Tube Coil

Tube Coil pada furnace merupakan bagian yang paling penting pada instalasi furnace. Merupakan rangkaian tube dalam furnace yang berfungsi untuk memindahkan panas dari panas hasil pembakaran ke dalam fluida yang ada didalam pipa pembuluh (tube). Tube-tube ini disambung dengan menggunakan U Bend. Disamping itu bila terjadi pembentukan kerak didalam tube furnace dapat dibersihkan dengan steam air decoking .

122


-

Instrumentasi

Umumnya instrumentasi yang terpasang pada suatu pemanas berapi adalah thermometer, manometer dan on line analyzer . a. Termometer: instrument pengukuran temperatur ini dibagi menjadi beberapa tipe tergantung kebutuhannya. 

TI (Temperatur Indicator )



TR (Temperatur Recorder )



TC (Temperatur Controller )



TA (Temperatur Alarm)



TS (Temperatur Shutdown)

Manometer: banyak digunakan untuk mengukur tekanan udara di ruang pembakaran, tekanan gas buang di cerobong, tekanan bahan bakar gas/cair, tekanan fluida masuk dan keluar ruang pembakaran. b. O2 analyzer : fungsi alat ini melakukan analisa kandungan oksigen, karbon dioksida pada gas buang. c. Burner Burner merupakan alat pembakar bahan bakar ( fuel ) sistem pengapian dan pencampuran bahan bakar dan udara dengan udara primer/sekunder serta sistem atomizing steam sehingga bahan bakar ( fuel ) dapat terbakar dengan sempurna.

Gambar 5.6 Skema Burner

Beberapa macam Burner : a) Pilot burner adalah burner kecil yang menggunakan gas sebagai penyalaanawal pada furnace. Untuk menaikkan suhu fluida selanjutnya menggunakan burner bahan bakar gas ataupun bahan bakar minyak.

123


b) Gas burner adalah burner dengan mempergunakan bahan bakar gas. c) Oil burner adalah burner dengan mempergunakan bahan bakar minyak. d) Dual burner adalah burner dengan mempergunakan bahan bakar gas dan bahan bakar minyak.

Gambar 5.7 Tata Peletakan Burner

-

Stack (Cerobong Asap)

Alat ini berfungsi untuk mengalirkan Flue gas hasil pembakaran dari dalam furnace keluar furnace (atmosfir Umumnya terbuat dari carbon steel ,

suhu

o stack perlu dijaga antara 350 – 500 F. Bila suhu stack terlalu tinggi akan mengakibatkan banyak panas terbuang dan bisa mengakibatkan stack rusak.Jika o suhu stack <350 F kemungkinan akan terjadi kondensasi dari air dan gas SO2yang terbawa oleh flue gas sehingga terbentuk H 2SO4 yang sangat korosif dan merusak semen lining maupun metal stack . -

Stack Damper

Alat ini berfungsi untuk mengatur pembuangan flue gas melewati stack dan mengatur tekanan didalam furnace. -

Lubang intip ( peep hole)

Lubang intip pada dinding furnace ini berfungsi untuk mengamati nyalaapi serta kondisi tube di dalam furnace. -

Explotion Door

Pintu yang dapat terbuka bila terjadi ledakan (tekanan furnace naik) sehingga furnace terhindar dari kerusakan.

124


-

Pengatur udara (air register )

Berfungsi untuk mengatur banyaknya udara yang masuk ke dalam furnace. -

Snuffing steam

Alat ini berfungsi untuk mengalirkan steam ke dalam furnace, untuk mematikanapi bila terjadi kebocoran tube. Juga digunakan untuk menghalau gas hidrokarbon sisa di dalamruang pembakaran sebelum menyalakan burner . -

Soot blower

Alat ini berfungsi untuk menghilangkan jelaga yang menempel pada pipa pipa pembuluh di daerah konveksi. 5.2.6

Proses Pembakaran

Pembakaran bahan bakar dapat dinyatakan sebagai suatu reaksi oksidasi berantai dari senyawa hidrokarbon dengan oksigen yang berasal dari atmosfir. Proses pembakaran akan berjalan dengan baik, apabila tersedia bahan bakar dan udara yang cukup, sehingga terbentuk api yang menghasilkan panas dan Flue gas hasil pembakaran. Pada umumnya komposisi kimia dari bahan bakar merupakan ikatan hidrokarbonyang terdiri dari karbon(C) dan hidrogen (H 2 ). Reaksi pembakaran dapat digolongkan sebagai berikut: - Pembakaran lengkap dan sempurna CH4 + 2O2 → CO2 + 2H2O - Pembakaran lengkap tapi tidak sempurna (dengan udara berlebih) CH4 + 3O2 → CO2 + 2H2O + O2 - Pembakaran Tidak Sempurna 3CH4 + 5O2 → CO2 + 2CO + 6H2O Pada pengoperasian furnace reaksi pembakaran yang berlangsung adalah reaksi pembakaran lengkap tidak sempurna yaitu dengan udara berlebih ( excess air ). Namun demikian udara yang banyak akan mengakibatkan panas yang hilang dibawa oleh Flue gas hasil pembakaran akan semakin besar, sehingga menurunkan efisiensi furnace. Oleh karena itu udara pembakaran diatur sesuai dengan kebutuhan optimum.

125


Furnace akan dapat beroperasi dengan efisiensi yang tinggi bila : a) Terjadi reaksi pembakaran yang sempurna. b) Udara berlebih (excess air ) yang optimum. c) Permukaan luar/ dalam dari tube dalam keadaan bersih. d) Memperkecil panas yang hilang lewat dinding furnace. e) Udara pembakaran dengan temperatur yang tinggi dengan memakai Air Preheater (APH) 5.2.7

Udara Berlebih (E xcess Air )

Dalam suatu furnace, udara yang akan digunakan adalah oksigen sedangkan nitrogen akan menyerab sebagian panas yang dihasilkan. Untuk mengurangi panas yang diserap nitrogen kita harus mengurangi excees air seminimal mungkin. Laju alir udara pembakaran teoritis : mteoritis = [11.59(C)] + [34.78(H-(O/8)] + [4.35(S)] Maka, laju alir udara pembakaran sebenarnya adalah : m 5.2.8

= (1+

 × (%   )

(mteoritis)

Panas Pembakaran

Panas pembakaran adalah panas yang dihasilkan dari proses pembakaran bahan bakar yang dinyatakan sebagai nilai kalori ( Heating Value) dari bahan bakar padat, cair atau gas dapat dikatakan sebagai jumlah panas yang dihasilkan dari pembakaran setiap kilogram bahan bakar, yang dinyatakan dalam satuan kcal/kg, kcal/m3 atau btu/lb. Nilai kalori dibedakan menjadi dua, yaitu Higher Heating Value (HHV) dan Lower Heating Value (LHV). Higher Heating Value (HHV) adalah nilai panas/kalori dari hasil pembakaran bahan bakar yang tidak memperhitungkan panas penguapan air. Lower Heating Value (LHV) adalah nilai panas dari hasil pembakaran bahan bakar yang akan dilakukan koreksi dengan memperhitungkan panas penguapan air.

126


5.3

Data Pengamatan

Pengamatan dilakukan dari tanggal 17 Juli sampai 21 Juli 2017. Didapatkan data sebagai berikut: Tabel 5.1 Data Kondisi Operasi Furnace 1

Flow Rate (Ton/Day) Tanggal

Fuel Oil

Fuel Gas

SG Fuel Oil

17 Juli 2017

6,3

2,3

0,907

18 Juli 2017

5,6

2,23

0,907

19 Juli 2017

5,3

3,3

0,907

20 Juli 2017

5,3

3,3

0,907

21 Juli 2017

5,13

3,1

0,907

Rata-Rata

5,526

2,846

0,907

Tabel 5.2 Data Kondisi Operasi Furnace 2

Flow Rate (Ton/Day) Tanggal

Fuel Oil

Fuel Gas

SG Fuel Oil

17 Juli 2017

3,2

4,7

0,907

18 Juli 2017

2,9

3,97

0,907

19 Juli 2017

2,7

6,7

0,907

20 Juli 2017

2,7

6,7

0,907

21 Juli 2017

2,5

6,2

0,907

Rata-Rata

2,8

5,654

0,907

127


Tabel 5.3 Data Temperatur Inlet dan Outlet Crude Oil pada Furnace 1

Tanggal

Flow (T/D)

CIT ( oC)

COT (oC)

17 Juli 2017

2670

206,45

235,35

18 Juli 2017

2695

213,2

238,3

19 Juli 2017

2754,5

206,6

239,15

20 Juli 2017

2575,5

203,6

223,95

21 Juli 2017

2700,5

208,35

237,3

Rata-Rata

2679,1

207,64

234,81

Tabel 5.4 Data Temperatur Inlet dan Outlet Crude Oil pada Furnace 2

Tanggal

Flow (T/D)

CIT ( oC)

COT (oC)

17 Juli 2017

2395,2

295,45

339,65

18 Juli 2017

2725

299,8

351,6

19 Juli 2017

2634

294,8

345,65

20 Juli 2017

2500,5

281,65

321,4

21 Juli 2017

2644,5

289,1

331,1

Rata-Rata

2579,84

292,16

409,3

128


Tabel 5.5 Data Tekanan dan suhu

Tanggal

Steam Coil

Steam Atomizing m(T/D)

P (atm)

T (0C)

358

8,6

7,5

330

237

358

8,1

7,5

330

7,5

237

358

7,9

7,5

330

28,8

7,5

237

358

7,9

7,5

330

31,1

7,5

237

358

8

7,5

330

29,54

7,5

237

358

8,1

7,5

330

m(T/D)

P (atm)

Tin

Tout

(0C)

(0C)

7,5

237

29,8

7,5

27,6

17 Juli 2017

30,4

18 Juli 2017 19 Juli 2017 20 Juli 2017 21 Juli 2017 Rata-Rata

Tabel 5.6 Data m Flue Gas Komponen Flue Gas

m (Nm3/Kg fuel)

N2 CO2 H2O O2 SO2

9,16030144 2,7748824 0 2,4559304 0,000208116

Dengan Excess Air sebesar 13,98%

129


Tabel 5.7 Data Komposisi Fuel Gas

Komponen

Rumus

% wt

BM

Fraksi Mol

Metana

CH4

5,2

16,04 0,32419

Etana

C2H6

3

30,08

0,099734

Propena

C3H8

33,1

44,12

0,750227

i-butana

I-C4H10

25,2

58,12

n-butana

N-C4H10

13,6

58,12

i-pentana

I-C5H12

4,4

72,20

n-pentana

N-C5H12

1,6

72,20

Heksana

C6H14

0,1

86,24

Karbon Dioksida

CO2

5,9

44,04

Karbon Monoksida

CO

Oksigen

O2

2,5

32

Hidrogen

H2

4,4

2

Nitrogen

N2

0,2

28

0,8

130

38,04

0,433586 0,233999 0,060942 0,022161 0,00116 0,133969 0,02103 0,078125 2,2 0,007143


Tabel 5.8 Data O2 Analyzer , Temp Stack , dan Tudara Pembakaran pada Furnace 1 dan 2

Tanggal

O2 Analyzer (%)

Temp Stack

Tudara

(oC)

Pembakaran

Furnace 1

Furnace 2

17 Juli 2017

5,1

8,9

257,8

279,2

18 Juli 2017

5,2

8,9

257,6

279,5

19 Juli 2017

4

8,9

260,1

278,7

20 Juli 2017

7,3

8,9

252,4

271,4

21 Juli 2017

4,8

8,9

258,7

279,1

Rata-Rata

5,28

8,9

257,32

277,58

(oC)

Tabel 5.9 Data BWT( Bridge Wall Temp) dan Temp Tube Skin pada Furnace 1 dan 2

BWT (oC)

Tanggal

Temp Tube Skin(oC)

Furnace 1

Furnace 2

Furnace 1

Furnace 2

17 Juli 2017

490,05

645,95

324,35

397,55

18 Juli 2017

461,15

677,15

315,9

428,25

19 Juli 2017

465,25

675,55

333,1

415,55

20 Juli 2017

434,85

645,35

293,05

379,1

21 Juli 2017

488,7

649,95

331,1

392,3

Rata-Rata

467,6

658,79

319,5

402,55

131


5.4

Metodologi Penelitian

5.4.1

Waktu dan Tempat Penelitian

Pelaksanaan penelitian untuk pembuatan tugas khusus ini dilaksanakan pada tanggal 17 Juli 2017 s/d 21 Juli 2017 di PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju pada unit CDU III. 5.4.2

Jenis Data

Ada dua jenis data yang diperoleh penulis selama mengerjakan Tugas Khusus ini, yaitu: 1. Data Primer Data Primer ini diperoleh dari perusahaan yang berupa spesifikasi dan nilai-nilai yang berkaitan dengan objek penelitian (dalam hal ini adalah furnace) 2. Data Sekunder Data sekunder ini diperoleh melalui studi literature yang menunjang dalam pengolahan data primer. Data ini diperoleh dari buku-buku referensi yang berkaitan dengan peralatan yang diteliti. 5.4.3

Teknik Pengumpulan Data

Untuk mendapatkan data-data yang berhubungan dengan objek yang diteliti, penulis menggunakan teknik pengumpulan data sebagai berikut: 1. Penelitian Lapangan Pengambilan data secara langsung di lapangan oleh penulis dengan mendatangi tempat pengambilan data yaitu di Unit HVU-II PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju. 2. Wawancara Teknik pengumpulan data dengan mengadakan komunikasi secara langsung dengan pembimbing lapangan dan para karyawan Unit HVU-II PT. Pertamina (Persero) RU III yang berwenang memberikan informasi dan data-data yang dibutuhkan dalam pembuatan Tugas Khusus ini. 3. Penelitian Kepustakaan Teknik pengumpulan data dengan cara mempelajari catatan, dokumen dan buku referensi serta segala sesuatu yang ada kaitannya dengan objek yang diteliti oleh penulis. Dengan demikian penulis dapat mengetahui dengan pasti mengenai permasalahan yang ada untuk kemudian dicari solusi pemecahannya.

132


5.4.4

Menghitung Efisiensi Furnace

Pada operasional energi yang dimasukkan kedalam furnace berupa fuel yang dibakar diruang bakar (combustion chamber ). Pengelolaan yang baik dapat meningkatkan prestasi pembakaran, panas yang dapat dilepas dari pembakaran tiap satuan fuel tinggi, sehingga menghasilkan effisiensi (thermal efficiency) furnace yang tinggi juga, sehingga kebutuhan fuel yang dibakar untuk membangkitkan steam per satuan massa dapat diminimalkan. Efisiensi pembakaran pada furnace merupakan angka kemampuan furnace dalam memrikan panas yang akan diserap oleh fluida yang dipanaskan dibandingkan dengan jumlah total panas yang masuk ke furnace. Sehingga efisiensi pembakaran pada furnace dapat dirumuskan sebagai berikut

    100%  =     Untuk

menghitung

efisiensi

furnace

diperlukan

langkah-langkah

perhitungan neraca panas yang terdiri dari perhitungan panas yang masuk furnace dan perhitungan panas yang meninggalkan furnace. Perhitungan panas yang masuk furnace, meliputi panas sensibel minyak bakar dan bahan bakar gas, panas pembakaran minyak bakar dan bahan bakar gas dan panas sensibel udara pembakaran. Perhitungan panas yang minggalkan furnace, panas yang diserap steam atomizing dan steam coil , panas yang terbawa oleh flue gas dan panas yang hilang melalui dinding dan dasar furnace.

133


Q9 ( Flue gas)

IDF

APH Steam Coil

Q7 FDF

Steam atomazing

Q6

F-14-001

Q1 + Q2

Fuel oil

Fuel gas

Udara luar

Q8 (heat loss dinding)

Q5 (udara pembakaran)

Q3 + Q4 Gambar 5.8 Diagram Neraca Panas pada Furnace

Keterangan

:

Q1

= Panas Sensibel Fuel Oil

Q2

= Panas Pembakaran Fuel Oil

Q3

= Panas Sensibel Fuel Gas

Q4

= Panas Pembakaran Fuel Gas

Q5

= Panas Udara Pembakaran

Q6

= Panas yang terbawa oleh Steam Atomizing

Q7

= Panas yang terbawa oleh Steam Coil

Q8

= Panas yang hilang lewat Dinding Furnace

Q9

= Panas yang terbawa oleh Flue Gas -

Langkah Perhitungan Efisiensi

1. Perhitungan Panas Masuk Furnace a)

Panas Sensibel Minyak Bakar (Q1)

1=..()

Dimana, m Cp

= Rate Massa Minyak Bakar, lb/h = Panas Jenis Minyak Bakar, Btu/lb°F

Tmasuk = Temperatur minyak bakar masuk furnace, °F T basis

= Temperatur basis perhitungan, °F

134


Gambar 5.9 Grafik Specifik Heat Fuel Oil

b)

Panas Pembakaran Minyak Bakar (Q2)

2=.

Dimana, m LHV

= Rate Massa Minyak Bakar, lb/h = Lower Heating Value, Btu/lb

Berdasarkan °API, didapatkan nilai LHV dengan menggunakan Persamaan Maxwell : c)

LHV

= (16840)+(76.6°API)-(1.23°API)+(0.008974°API)

Panas Sensibel Bahan Bakar Gas (Q 3) 

Bahan bakar gas diasumsi sebagai gas ideal



Menentukan panas jenis (Cp) dari masing – masing komponen bahan bakar gas dengan bantuan tabel pada lampiran



Panas sensibel bahan bakar gas dapat dihitung dengan formula :

135


3=..() Dimana, m

= Rate Massa Bahan Bakar Gas, lb/h = Panas Jenis Bahan Bakar Gas, Btu/lb°F

Cp

Tmasuk = Temperatur Bahan Bakar Gas masuk furnace, °F T basis


Tabel 5.10 Data Cp komponen Fuel Gas Komponen

Cp(T=100°F)

Komponen

Cp(T=100°F)

CH4

0,5457

i-C5H12

0,4098

C2H4

0,4302

n- C5H12

0,4114

C2H6

0,3803

CO2

0,2027

C3H6

0,4143

CO

0,2484

C3H8

0,3793

O2

0,2206

i-C4H10

0,4154

H2

3,4332

n-C4H10

0,4222

N2

0,2478

C4H8

0,3765

d)

Panas Pembakaran Bahan Bakar Gas (Q 4)

4=.

Dimana, m

= Rate Massa Bahan Bakar Gas, lb/h

LHV

= Lower Heating Value, Btu/lb

Tabel 5.11 Data NHV komponen Fuel Gas Komponen

NHV (Btu/lb)

Komponen

NHV (Btu/lb)

CH4 C2H4 C2H6 C3H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C4H8

21500 20420 20290 19930 19690 19610 19670 19490

i-C5H12 n-C5H12 CO2 CO O2 H2 N2

19450 19330 0 43450 0 51600 0

136


e)

Panas Sensibel Udara Pembakaran (Q5) 

Menentukan panas jenis (Cp) dari udara dengan bantuan tabel pada lampiran



Panas Sensibel Udara Pembakaran (Q5) dapat dihitung dengan formula :

5=..()

Dimana, m Cp

= Rate Massa udara pembakaran, lb/h = Panas Jenis Udara pembakaran, Btu/lb°F

Tmasuk = Temperatur udara masuk furnace, °F T basis


Tabel 5.12 Data Cp Udara Pembakaran T (K)

Cp (KJ/Kg°C)

300 350 500 550

1,0057 1,0090 1,0295 1,0392

2. Perhitungan Panas Keluar Furnace a) Panas yang diserap Steam Atomizing (Q6)

6=.∆ ∆ 7=.∆ ∆  = ..( )

Dimana, m

= Rate Massa steam atomizing , lb/h = Perubahan entalpi, Btu/lb°F

b) Panas yang diserap Steam Coil (Q7)

Dimana, m

= Rate Massa steam coil , lb/h

= Perubahan entalpi, Btu/lb°F

c)

Panas yang dibawa Gas Asap (Q 8)

Dimana, m Cp

= massa perkomponen dari flue gas = Cp perkomponen flue gas

Tstack = Temperatur keluaran stack Tambient = Temperatur udara luar

137


Tabel 5.13 Interpolasi Nilai Cp T (°C)

N2

CO2

H2O

O2

SO2

0 100 200 300 400 500 600

0,311 0,311 0,312 0,314 0,316 0,319 0,322

0,384 0,409 0,431 0,449 0,467 0,48 0,492

0,356 0,358 0,362 0,367 0,372 0378 0,384

0,312 0,315 0,319 0,324 0,329 0,334 0,339

0,414 0,434 0,453 0,469 0,483 0,496 0,506

d)

Panas yang hilang lewat Dinding Furnace (Q9) 

Menghitung luas area dinding furnace pada seksi radiasi dan konveksi



Menentukan koefisien perpindahan panas konveksi dan radiasi dan faktor koreksi kemiringan dinding dan dasar furnace



Panas yang hilang lewat dinding furnace (Q9) dapat dihitung dengan formula :

9 =.ℎ..() = luas dinding, m2

Dimana, A hi

= Koefisien perpindahan panas, kCal/h.m2. °C

Ft

= Koefisien Faktor Koreksi

Tdalam = Temperatur permukaan dalam dinding furnace, °C Tambient = Temperatur udara luar, °C Atau Menggunakan formula

[0,044+0,0325  ,−  ()  0,8]

Ƞoverall = 100 – RL – Dimana, O2

= Presentase oksigen dalam flue gas, %

RL

= Faktor presentase panas dinding, %

T

= Temperatur stack , °C

t

= Temperatur udara luar, °C

Sehingga mencari panas keluar dinding adalah Q9 = RF x (Q 6 + Q7 + Q8)

138


Dengan bantuan Grafik berikut :

Gambar 5.10 Grafik Combustion efisiensi 5.5

Hasil Perhitungan Perhitungan

Berikut adalah hasil perhitungan yang telah dilakukan dalam menghitung efisiensi furnace sesuai dengan langkah-langkah yang dijelaskan sebelumnya, hasil perhitungan akan dibuat dalam bentuk tabel seperti berikut :

139


FURNACE 1

-

Panas Masuk

Panas Sensibel Fuel Oil Nilai Panas Sensibel Sensibel Fuel Oil Tabel 5.14 Nilai Panas

Tmasuk M (lb/hr) (0F) 577,5

403,61

Tbasis (0F) 60

2

513,3333

415,76

60

355,76

0,907

24,50882029

0,58

105921,6107

3

485,8333

403,88

60

343,88

0,907

24,50882029

0,575

96064,31083

4

485,8333

398,48

60

338,48

0,907

24,50882029

0,56

92089,12533

5

470,25

407,03

60

347,03

0,907

24,50882029

0,579

94487,50649

Hari 1

delta T (0F)

SG

API

Cp

Q1 (Btu/hr)

343,61

0,907

24,50882029

0,575

114099,9956

Panas Pembakaran Fuel Oil Tabel 5.15 Nilai Panas Nilai Panas Sensibel Sensibel Fuel Oil M (lb/hr)

LHV

Q2 (Btu/hr)

577,5

18327,45

10584102,2

513,3333

18327,45

9408090,86

485,8333

18327,45

8904085,99

485,8333

18327,45

8904085,99

470,25

18327,45

8618483,23

Panas Sensibel Fuel Gas Nilai Panas Sensibel Sensibel Fuel Gas Tabel 5.16 Nilai Panas Hari

1

M

210,8333

komponen

m (komponen)

T masuk

Tbasis

CP

Delta T

Q3

CH4

10,96333333

100,4

60

0,5457

40,4

241,7007

C2H6

6,325

100,4

60

0,3803

40,4

97,17806

C3H8

69,78583333

100,4

60

0,3793

40,4

1069,379

I-C4H10

53,13

100,4

60

0,4154

40,4

891,6362

N-C4H10

28,67333333

100,4

60

0,4222

40,4

489,0776

I-C5H12

9,276666667

100,4

60

0,4098

40,4

153,5838

140


Hari

M

komponen

m (komponen)

T masuk

Tbasis

CP

Delta T

Q3

N-C5H12

3,373333333

100,4

60

0,4114

40,4

56,06669

C6H14

0,210833333

100,4

60

0,401

40,4

3,415584

CO2

12,43916667

100,4

60

0,2027

40,4

101,8653

CO

1,686666667

100,4

60

0,2484

40,4

16,92631

O2

5,270833333

100,4

60

0,2206

40,4

46,97493

H2

9,276666667

100,4

60

3,4332

40,4

1286,686

N2

0,421666667

100,4

60

0,2478

40,4

4,221356

Total

4458,711

2

204,417

Total

4323,01

3

302,5

Total

6397,28

4

302,5

Total

6397,28

5

284,167

Total

6009,57

Panas Pembakaran Fuel Gas Tabel 5.17 Nilai Panas Nilai Panas Pembakaran Pembakaran Fuel Fuel Gas

Hari

1

2 3 4 5

m (lb/hr)

210,8333

204,417 302,5 302,5 284,167

Komponen m (komponen) CH4 10,96333333

LHV

Q4 (Btu/hr)

21500 235711,6667

C2H6

6,325

C3H8

69,78583333

I-C4H10

53,13

N-C4H10

28,67333333

19670 564004,4667

I-C5H12

9,276666667

19450 180431,1667

N-C5H12

3,373333333

19330 65206,53333

C6H14

0,210833333

19200

CO2 CO O2

12,43916667 1,686666667 5,270833333

0 0 43450 73285,66667 0

0

H2

9,276666667

51600

478676

N2

0,421666667

0

0 4145660,108 4019487,844 5948121,025 5948121,025 5587628,842

Total Total Total Total Total

141

20290

128334,25

19690 1374083,058 19610

1041879,3

4048


Panas Udara Pembakaran Tabel 5.18 Nilai Panas Udara Pembakaran

Hari 1 2 3 4 5

m udara (kg/hr)

TUdara (0C)

TAmbeien (0C)

279,2

36

1626,435

279,5

36

1576,935 278,7

36

2333,514 271,4

36

2333,514 279,1

36

2192,152

-

Cp

Q5(Btu/hr)

1,0204

382630

1,0204

37144

1,0209

548131

1,0194

530863

1,0209

515759

Panas Keluar

Panas yang diserap Steam Coil Tabel 5.19 Nilai Panas yang diserap steam coil

hari

m (lb/hr)

Tin

Tout

Hin

Hout

Q6 (Btu/hr)

1

2786,666667

458,6

676,4

1249,6

1355,614

295425,7

2

2731,666667

458,6

676,4

1249,6

1355,614

289594,9

3

2530

458,6

676,4

1249,6

1355,614

268215,4

4

2640

458,6

676,4

1249,6

1355,614

279877

5

2850,833333

458,6

676,4

1249,6

1355,614

302228,2

Panas yang diserap Steam Atomizing Tabel 5.20 Nilai Panas yang diserap steam atomizing

hari

M (lb/hr)

delta H

Q7 (Btu/hr)

1

788,3333

1340,5

1056760,833

2

742,5

1340,5

995321,25

3

724,1667

1340,5

970745,4167

4

724,1667

1340,5

970745,4167

5

733,3333

1340,5

983033,3333

142


Panas Flue Gas Tabel 5.21 Nilai Flue Gas m oil 262,5

m (lb/hr) 358,3333333

Q8 (Btu/hr)

Hari

m gas

Tstack 257,8

1

95,83333333 92,91666667

233,3333

326,25

257,6

626500,9 587748,3

137,5

220,8333

358,3333333

260,1

672752,6

137,5

220,8333

358,3333333

252,4

664275,3

129,1666667

213,75

342,9166667

258,7

668221,7

2 3 4 5

Panas melalui dinding furnace Tabel 5.22 Nilai Panas melalui dinding furnace RF (%)

Q6+Q7+Q8

Q9 (Btu/hr)

79

9,225842

1978687,436

182550,6

257,6

78,9

9,259909

1872664,493

173407

4

260,1

80

8,882185

1911713,482

169801,9

4

7,3

252,4

77

9,550877

1914897,673

182889,5

5

4,8

258,7

79

9,400811

1953483,281

183643,3

hari

0

O2 Analyzer (%)

Tstack( C)

1

5,1

257,8

2

5,2

3

-

Efisiensi (grafik)

Efisiensi

Tabel 5.23 Efisiensi Furnace 1 tanggal 17 Juli – 21 Juli

Hari 1

Panas Masuk 11085291,04

Panas Keluar 2161238,015

Efisiensi 0,805035519

2

13909265,81

2046071,514

0,852898669

3

15502799,42

2081515,405

0,865732933

4

15481556,26

2097787,194

0,864497654

5

14822368,55

2137126,548

0,855817473 0,84879645

rata – rata

143


Berikut adalah grafik yang dihasilkan

Efisiensi vs Hari 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0

1

2

3

4

5

6

Gambar 5.11 Grafik efisiensi furnace dari 17 Juli – 21 Juli

144


FURNACE 2

-

Panas Masuk

Panas Sensibel Fuel Oil Tabel 5.24 Nilai Panas Sensibel Fuel Oil

Hari 1 2 3 4 5

M (lb/hr)

Tmasuk (0F)

Tbasis (0F)

delta T (0F)

SG

API

Cp

Q1 (Btu/hr)

563,81

60

503,81

0,907

24,50882029

0,712

105222,3979

293,3333 265,8333

571,64

60

511,64

0,907

24,50882029

0,72

97927,896

247,5

562,64

60

502,64

0,907

24,50882029

0,711

88450,8174

247,5

538,97

60

478,97

0,907

24,50882029

0,68

80610,651

229,1667

552,38

60

492,38

0,907

24,50882029

0,7

78985,95833

Panas Pembakaran Fuel Oil Tabel 5.25 Nilai Panas Sensibel Fuel Oil hari

M (lb/hr)

LHV

Q2 (Btu/hr)

1

293,3333

18327,45

5376051,92

2

265,8333

18327,45

4872047,05

3

247,5

18327,45

4536043,81

4

247,5

18327,45

4536043,81

5

229,1667

18327,45

4200040,56

Panas Sensibel Fuel Gas Tabel 5.26 Nilai Panas Sensibel Fuel Gas Hari

M

T masuk

Tbasis

22,40333333

100,4

60

0,5457

40,4

493,9102

C2H6

12,925

100,4

60

0,3803

40,4

198,5813

C3H8

142,6058333

100,4

60

0,3793

40,4

2185,252

komponen

CH4 1

430,8333

m (komponen)

145

CP

Delta T


Q3

Hari

M

komponen

m (komponen)

I-C4H10

T masuk

Tbasis

CP

Delta T

Q3

108,57

100,4

60

0,4154

40,4

1822,039

18,95666667

100,4

60

0,4098

40,4

313,8451

N-C5H12

6,893333333

100,4

60

0,4114

40,4

114,5711

C6H14

0,430833333

100,4

60

0,401

40,4

6,979672

CO2

25,41916667

100,4

60

0,2027

40,4

208,1596

CO

3,446666667

100,4

60

0,2484

40,4

34,58854

O2

10,77083333

100,4

60

0,2206

40,4

95,99225

H2

18,95666667

100,4

60

3,4332

40,4

2629,314

N2

0,861666667

100,4

60

0,2478

40,4

8,626248

18,95666667

100,4

60

0,4098

40,4

313,8451

I-C5H12

I-C5H12 Total

9111,278

2

363,9167

Total

7696,122

3

614,1667

Total

12988,42

4

614,1667

Total

12988,42

5

568,3333

Total

12019,13

Panas Pembakaran Fuel Gas Tabel 5.27 Nilai Panas Pembakaran Fuel Gas

Hari

m (lb/hr)

Komponen m (komponen) CH4 C2H6 C3H8

1

430,8333

I-C4H10 N-C4H10 I-C5H12 N-C5H12

146

LHV

Q4 (Btu/hr)

21500

481671,6667

12,925

20290

262248,25

142,6058333

19690

2807908,858

108,57

19610

2129057,7

58,59333333

19670

1152530,867

18,95666667

19450

368707,1667

6,893333333

19330

133248,1333

22,40333333


Hari

m (lb/hr)

Komponen m (komponen) C6H14 CO2 CO O2 H2 N2

2 3 4 5

LHV

Q4 (Btu/hr)

0,430833333

19200

8272

25,41916667

0

0

3,446666667

43450

149757,6667

10,77083333

0

0

18,95666667

51600

978164

0,861666667

0

0

8471566,308 7155769,839 12076488,14 12076488,14 11175257,68

Total Total Total Total Total

363,9167 614,1667 614,1667 568,3333

Panas Udara Pembakaran Tabel 5.28 Nilai Panas Udara Pembakaran

Hari

m udara (kg/hr)

1

3323,585195

2

2807,368771

3

4737,876767

4

4737,876767

5

4384,303874

-

TUdara (0C)

TAmbeien (0C)

Cp

Q5(Btu/hr)

279,2

36

1,0204

781896,3

279,5

36

1,0204

661267,6

278,7

36

1,0209

1112872

271,4

36

1,0194

1077812

279,1

36

1,0209

1031519

Panas Keluar

Panas yang diserap Steam Coil Tabel 5.29 Nilai Panas yang diserap steam coil

hari

m (lb/hr)

Tin

Tout

Hin

Hout

Q6 (Btu/hr)

1

2786,666667

458,6

676,4

1249,6

1355,614

295425,7

2

2731,666667

458,6

676,4

1249,6

1355,614

289594,9

147


hari

m (lb/hr)

Tin

Tout

Hin

Hout

Q6 (Btu/hr)

3

2530

458,6

676,4

1249,6

1355,614

268215,4

4

2640

458,6

676,4

1249,6

1355,614

279877

5

2850,833333

458,6

676,4

1249,6

1355,614

302228,2

Panas yang diserap Steam Atomizing Tabel 5.30 Nilai Panas yang diserap steam atomizing

Hari

M (lb/hr)

delta H

Q7 (Btu/hr)

1

788,3333

1340,5

1056760,833

2

742,5

1340,5

995321,25

3

724,1667

1340,5

970745,4167

4

724,1667

1340,5

970745,4167

5

733,3333

1340,5

983033,3333

Panas Flue Gas Tabel 5.31 Nilai Flue Gas hari

m gas

m oil

m (lb/hr)

Tstack

Q8 (Btu/hr)

1

195,8333333

133,3333

329,1666667

257,8

575506,7 515687,2

2

165,4166667

120,8333

286,25

257,6

3

279,1666667

112,5

391,6666667

260,1

4

279,1666667

112,5

391,6666667

252,4

735334,3 726068,3 706382,6 5

258,3333333

104,1667

362,5

258,7

Panas melalui dinding furnace Tabel 5.32 Nilai Panas melalui dinding furnace hari

O2 Analyzer (%)

Tstack (0C)

1

8,9

257,8

75

9,112544

1927693,175

175661,9

2

8,9

257,6

75,1

9,027591

1800603,394

162551,1

3

8,9

260,1

74

9,9395

1974295,123

196235,1

4

8,9

252,4

76

8,518821

1976690,724

168390,7

5

8,9

258,7

74,7

9,344831

1991644,181

186115,8

148

Efisiensi (dari grafik)

RF (%)

Q6+Q7+Q8

Q9 (Btu/hr)


-

Efisiensi

Tabel 5.33 Efisiensi Furnace 2 tanggal 17 Juli – 21 Juli

Hari 1 2 3 4 5

Panas Masuk Panas Keluar 2103355,065 14743848,23 12794708,47 1963154,511

Efisiensi 0,857340158 0,846565124

17826842,83

2170530,189

0,878243713

17783943,44

2145081,472

0,879381

16497822,14

2177759,967

0,867997124 0,865905424

rata – rata

Berikut adalah grafik yang dihasilkan

Efisiensi vs Hari 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0

1

2

3

4

5

6

Gambar 5.12 Grafik efisiensi furnace 2 dari 17 Juli – 21 Juli

149


5.6

Analisis Hasil dan Pembahasan

Feed crude oil yang akan menjadi umpan harus memenuhi spesifikasi kondisi operasi terlebih dahulu sebelum masuk ke kolom distilasi terutama dari segi temperatur, sehingga digunakan alat pemanas berupa furnace. Furnace merupakan alat yang digunakan sebagai pemanas umpan sebelum masuk ke kolom distilasi. Pertamina RU III Plaju-Sungai Gerong. Oleh karena itu efisiensi pemanasan umpan yang berupa crude oil dan cocktail dalam furnace haruslah diperhitungkan. Tingkat kefektifitasan penggunaan energi dan bahan bakar dapat ditinjau dari nilai efisiensi yang telah diperhitungkan. Meninjau dari fungsinya tersebut, maka kinerja furnace yang baik tentu akan mempengaruhi kualitas umpan dan energi yang dikonsumsi. Semakin baik efisiensi maka akan semakin hemat energi yang digunakan dan kondisi operasi bagi umpan juga akan tercapai dengan lebih baik. Secara umum panas yang dibutuhkan pada unit proses atau kilang pengolahan migas bertujuan untuk menaikkan temperatur umpan sehingga memenuhi persyaratan kondisi operasi untuk masuk ke kolom destilasi untuk dipisahkan berdasarkan titik didihnya. Furnace I dan II merupakan furnace yang digunakan untuk pemanasan umpan Crude oil menuju kolom distilasi. Faktor yang mempengaruhi nilai temperatur yang masuk furnace tidak memenuhi tempertur yang diharapkan antara lain karena heat exchanger sebagai preheater sebelum masuk furnace tidak bekerja secara optimum. Bisa juga karena umpan crude oil yang keluar dari vessel temperaturnya tidak memenuhi syarat temperatur umpan yang diharapkan. Dan bisa disebabkan karena jumlah umpan crude oil yang diproses tidak sesuai dengan jumlah umpan yang seharusnya diproses pada kolom. Nilai efisiensi yang baik adalah ketika nilainya tidak terlalu jauh dari efisiensi yang diperkirakan design. Namun dalam prakteknya heat loss tidak mungkin dihindari. Karena pasti ada panas yang hilang oleh dinding furnace, excess air , lingkungan dan panas yang terbawa gas hasil bakar. Dari data desain diketahui bahwa efisiensi furnace F1 dan F2 optimal bisa mencapai 85% namun setelah analisis pehitungan dilakukan berdasarkan lima hari pengambilan data pada tanggal 17 s/d 21 Juli 2017, dapat dirata-rata bahwa efisiensi furnace 1

150


adalah 80,50% dan furnace 2 adalah 80,8%. Efisiensi yang didapat sudah mencapai nilai yang optimum dikarenakan furnace 1 dan 2 baru saja sudah dilakukan Turn Around atau perbaikan. Adapun beberapa cara untuk meningkatkan efisiensi furnace yaitu dapat dilakukan diantaranya adalah mengoptimalkan penggunaan udara berlebih dan pemanasan udara pembakaran. Besarnya udara berlebih (excess air) yang terlibat dalam proses pembakaran diketahui dengan analisa orsat atau analisa gas buang ( flue gas) hasil pembakaran gas alam dengan udara. Sedikitnya udara berlebih dikhawatirkan akan menimbulkan reaksi pembakaran tidak sempurna yang akan menghasilkan gas hasil pembakaran yang berbahaya seperti gas CO. Begitu juga sebaliknya, jika suplai udara berlebih terlalu banyak akan mengakibatkan panas hasil reaksi pembakaran terbawa bersama aliran flue gas keluar melalui stack ke atmosfir. Kelebihan udara pembakaran (excess air) yang diperbolehkan harus sesuai dengan disain burnernya. Pada natural draft burner kelebihan udara yang diperbolehkan adalah 20-25%, sedangkan untuk forced draft burner 10-20%. Selain itu, untuk mengoptimalkan efisiensi panas pada furance maka perlu diperhatikan kondisi flame untuk menghindari terjadinya flame impingment yang dapat mengakibatkan meningkatnya temperatur tube skin, sehingga terjadi endapan karbon pada tube tersebut.

BAB 6

151


PENUTUP 6.1

Kesimpulan 

Efisiensi rata-rata yang dihasilkan oleh furnace 1 selama 5 hari sebesar 84,88% sedangkan furnace 2 sebesar 86,59% sehingga furnace 2 memiliki kinerja yang lebih baik dibandingkan furnace 1



Penggunaan bahan bakar fuel gas menghasilkan kinerja yang lebih baik dibandingkan dengan bahan bakar fuel oil dikarenakan fuel gas lebih stabil dibandingkan dengan fuel oil tetapi, biaya operasi penggunaan fuel gas lebih mahal dibandingkan biaya operasi penggunaan fuel oil sehingga PT Pertamina RU III digunakan perpaduan kedua bahan bakar tersebut agar mendapatkan biaya operasi yang efisien.



Masih

terdapatnya

kandungan

hidrokarbon

di

dalam

flue

gas

menyebabkan pembakaran yang lebih tdak sempurna ditandai dengan kandungan CO yang banyak pada flue gas sehingga menyebabkan efisiensi menurun. 

Terdapatnya heat loss yang menyebabkan efisiensi aktual menyimpang dari design yang disebabkan isolasi sistem yang kurang baik. Tetapi, dikarenakan dilakukan TA (Turn Around ) pada CDU III sebelumnya sehingga heat loss yang dihasilkan lebih sedikit.

6.2

Saran 

Pembaharuan terhadap alat – alat pabrik yang telah lama digunakan dan modifikasi proses sebaiknya dapat dilakukan sehingga akan diperoleh produk yang optimal dan menguntungkan



mengatur heat loss pada furnace yang seminimal mungkin dengan memperbaiki atau memperbaharui isolasi pada furnace tersebut agar efisiensi yang dihasilkan sesuai dengan yang diinginkan.

152


LAPORAN KERJA PRAKTIK

Recommend Documents