LAPORAN PRAKTEK KERJA PT PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT III PLAJU – SUNGAI GERONG, SUMATERA SELATAN
LAPORAN UMUM
Oleh: Fitri Wulandari
I 0508018
Fitria Ayuluthfi P.
I 0508045
Pembimbing : Angga Pratama Aminudin
11 Juli – 13 September 2011
JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SEBELAS MARET SURAKARTA
_______________________________________________________________________
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Upaya pencarian (eksplorasi) sumber minyak bumi di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jhon Reenik (Belanda) pada tahun 1871 di kaki Gunung Ceremai, sedangkan eksploitasi minyak bumi pertama kali dilakukan di Telaga Tunggal pada tahun 1885, sumur ini merupakan sumur pertama di kawasan Hindia-Belanda yang berproduksi secara komersial. Seiring dengan semakin banyaknya sumber minyak mentah yang sudah ditemukan, pada akhir abad ke-18 mulai didirikan beberapa perusahaanperusahaan minyak asing, seperti Shell, Stanvac, Royal Dutch Company, dll yang melakukan pengeboran di Indonesia, baru setelah Indonesia merdeka pada tahun 1945, usaha untuk mengambil alih kekuasaan sektor industri minyak dan gas bumi mulai dilakukan. Berdasarkan Undang-Undang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, UU No.44/1961, dibentuklah tiga perusahaan negara (PN) di sektor minyak dan gas bumi, yaitu : PN PERTAMIN berdasarkan PP No.3/1961 PN PERMINA berdasarkan PP No.198/1961 PN PERMIGAN berdasarkan PP No.199/1961 Pada tahun 1965 PN.PERMIGAN dibubarkan, semua fasilitas produksinya diserahkan kepada PN PERMINA dan fasilitas pemasarannya diserahkan kepada PN PERTAMIN. Pada tahun 1968 didirikan PN PERTAMINA yang merupakan gabungan dari PN PERMINA dan PERTAMIN
dan pada tanggal 17 September 2003 PN PERTAMINA
berubah nama menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO).
1
_______________________________________________________________________
Berdasarkan UU No.8 tahun 1971, PT. PERTAMINA memiliki tugas utama sebagai berikut : 1. Melaksanakan pengusahaan migas – dalam arti seluas-luasnya, guna memperoleh hasil sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat dan Negara. 2. Menyediakan dan melayani kebutuhan bahan-bahan minyak dan gas bumi dalam negeri yang pelaksanaannya diatur dengan aturan pemerintah (KEPPRES No. 11 tahun 1990)
Dalam melaksanakan tugas tersebut, PT. PERTAMINA memiliki empat kegiatan utama, yaitu: a. Eksplorasi dan Produksi Kegiatan ini meliputi pencarian lokasi yang memiliki potensi ketersediaan minyak dan gas bumi, kemungkinan penambangannya, serta proses produksi menjadi bahan baku unit pengolahan b. Pengolahan Kegiatan ini meliputi proses distilasi, pemurnian, dan reaksi kimia tertentu untuk mengolah crude menjadi produk yang diinginkan seperti premium, solar, kerosin, LPG, dll. c. Pembekalan dan Pendistribusian Kegiatan pembekalan meliputi impor crude sebagai bahan baku unit pengolahan melalui sistem perpipaan sedangkan kegiatan pendistribusian meliputi pengapalan . d. Penunjang Contohnya rumah sakit dan penginapan
Dahulu PT. PERTAMINA (PERSERO) memiliki tujuh unit pengolahan akan tetapi Unit Pengolahan I di Pangkalan Brandan yang berkapasitas 5 MBSD berhenti beroperasi pada tahun 2007 karena permasalahan pasokan umpan.
2
_______________________________________________________________________
Keenam Unit Pengolahan yang masih beroperasi saat ini antara lain: 1. Unit Pengolahan II Dumai-Sei Pakning, Riau dengan kapasitas 170 MBSD 2. Unit Pengolahan III Plaju-Sungai Gerong, Sumatera Selatan dengan kapasitas 126,2 MBSD 3. Unit Pengolahan IV Cilacap, Jawa Tengah dengan kapasitas 348 MBSD 4. Unit Pengolahan V Balikpapan, Kalimantan Timur dengan kapasitas 260 MBSD 5. Unit Pengolahan VI Balongan, Jawa Barat dengan kapasitas 125 MBSD 6. Unit Pengolahan VII Kasim, Papua Barat dengan kapasitas 9,5 MBSD
Gambar 1.1 Peta Refinery Unit PT. Pertamina di Indonesia
1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong PT. PERTAMINA (Persero) RU-III Plaju-Sungai Gerong merupakan satu dari tujuh unit pengolahan yang dimiliki oleh PT.PERTAMINA. Daerah operasi PERTAMINA RU-III ini meliputi kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong. Kilang minyak Plaju didirikan oleh pemerintah Belanda pada tahun 1903. Kilang ini mengolah minyak mentah yang berasal dari Prabumulih dan
3
_______________________________________________________________________
Jambi. Kilang ini mempunyai kapasitas produksi 100 MBCD (Million Barrel per Calendar Day). Pada tahun 1957, kilang ini diambil alih oleh PT. Shell Indonesia dan pada tahun 1965 pemerintah Indonesia mengambil alih kilang Plaju dari PT. Shell Indonesia. Kilang Sungai Gerong didirikan oleh STANVAC pada tahun 1926. Kilang yang berkapasitas produksi 70 MBCD ini kemudian dibeli oleh PERTAMINA 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 RU-III PERTAMINA dan bertanggung jawab dalam pengadaan BBM (Bahan Bakar Minyak) untuk wilayah Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Selain proses integrasi tersebut, RU-III telah melakukan beberapa modifikasi yang secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 1.1. Tabel 1.1 Sejarah PERTAMINA RU-III Plaju – Sungai Gerong 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
4
_______________________________________________________________________
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
1986
Kilang PTA (Purified Terephtalic Acid) mulai berproduksi dengan kapasitas 150.000 ton/th
1987
Proyek pengembangan 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
konservasi
energi/Energy
Conservation
Tugas pokok PERTAMINA Refinery Unit III Plaju / Sungai Gerong sesuai dengan UU No.8 tahun 1971 yaitu: “ Menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan pertumbuhan industri dalam negeri, Karena itu kegiatan PERTAMINA Unit Pengolahan III Plaju / S.Gerong hanya mengolah bahan bakar minyak (BBM) dan non BBM ”.
5
_______________________________________________________________________
PERTAMINA RU-III memiliki 2 buah kilang, yaitu : 1. Kilang minyak Plaju, yang berbatasan dengan Sungai Musi di sebelah selatan dan Sungai Komering di sebelah barat 2. Kilang minyak Sungai Gerong, yang terletak di persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering.
Visi dan Misi PERTAMINA Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong Visi Pertamina RU-III Plaju : “Menjadi Kilang Minyak dan Petrokimia Nasional Terkemuka di Asia Tenggara Tahun 2015” Misi Pertamina RU-III Plaju : “Menghasilkan Produk Minyak dan Petrokimia dengan Kualitas Internasional” Tata nilai yang berlaku di Pertamina RU-III Plaju: 1. Clean (Bersih) Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi
suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas, dan
berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive (Kompetitif)
Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong
pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar
biaya dan menghargai kinerja. 3. Confident (Percaya Diri)
Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa. 4. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan)
Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan
pelayanan terbaik kepada pelanggan.
6
_______________________________________________________________________ 5. Commercial (Komersial)
Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial dan mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat. 6. Capable (Berkemampuan)
Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun riset dan pengembangan. 1.4. Garis Besar Deskripsi Proses PT. PERTAMINA (Persero) RU-III melakukan pengolahan minyak mentah menjadi produk-produk seperti bahan bakar minyak (BBM), nonbahan bakar minyak (NBM), dan petrokimia. Pada kilang BBM, minyak bumi mengalami dua proses utama, yaitu primary process (distillation, treating, blending) dan secondary process (polymerization, alkylation, utilities). Proses utama pengolahan minyak bumi dan petrokimia di Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong meliputi : Primary Process Proses primer merupakan proses pemisahaan komponen-komponen minyak mentah yang dilakukan secara fisik, yaitu dengan cara distilasi pada tekanan atmosferik maupun tekanan vakum. Sebagian dari hasil distilasi ada yang menjadi produk langsung dan sebagian lagi harus melewati tahapan secondary process untuk pengolahan lebih lanjut. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah Crude Distiller (CD) dan Redistiller bertekanan atmosferik. Unit ini terdiri dari unit CD II, CD III, CD IV, CD V, dan CD VI. Unit Redistiller terdiri dari Redistiller I dan II yang pada awalnya digunakan untuk mengolah slop oil (minyak sisa yang tidak memenuhi standar, off spec). Namun, saat ini redistiller telah tidak beroperasi lagi (idle). Unit lain yang termasuk dalam primary process adalah High Vacuum Unit (distilasi bertekanan vakum), Stabilizer C/A/B, dan BB Distiller (Butane-Butylene Distiller). 7
_______________________________________________________________________
Secondary Process Proses sekunder melibatkan terjadinya perubahan struktur kimia dari suatu senyawa fraksi minyak bumi. Proses yang bertujuan untuk mengolah fraksi-fraksi dari hasil proses primer ini meliputi dekomposisi molekul (cracking), kombinasi molekul (polimerisasi dan alkilasi), dan perubahan struktur molekul (reforming). Unit–unit yang beroperasi pada proses ini adalah RFCCU (Riser Fluid Catalytic Cracking Unit), Unit Polimerisasi, dan Unit Alkilasi. Treating Proses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak diinginkan dari produk BBM seperti senyawa belerang dan merkaptan. Proses treating ini dilakukan pada unit CTU (Caustic Treating Unit) dan Doctor Treater (untuk menghilangkan merkaptan). Blending Proses blending atau pencampuran bertujuan untuk memenuhi spesifikasi produk yang telah ditentukan. Proses pencampuran dilakukan dengan penambahan zat aditif atau dengan pencampuran dua produk atau lebih yang berbeda spesifikasinya. Contoh proses pencampuran adalah pencampuran HOMC (High Octane Mogas Component) dengan nafta untuk menghasilkan bahan bakar premium dengan angka oktan yang memenuhi spesifikasi produk. Produksi Polypropylene Bahan baku kilang polypropylene adalah raw propaneee-propylene dari hasil perengkahan di RFCCU. Proses pengolahannya terbagi menjadi tiga bagian, yaitu pemurnian bahan mentah menggunakan proses adsorpsi, distilasi
dan
pengeringan,
polimerisasi
polypropylene menjadi bijih plastik.
8
dan
peletisasi
serbuk
_______________________________________________________________________
1.5. Kegiatan Kerja Praktek Kerja praktek di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III Plaju-Sungai Gerong dilakukan mulai tanggal 11 Juli - 13 September 2011 di bagian Process Engineering (PE), dengan pengaturan jadwal sebagai berikut : a. Orientasi umum mulai tanggal 11 Juli 2011 sampai tanggal 15 Juli 2011, dengan rincian sebagai berikut : Pembuatan badge dan security talk keamanan lingkungan PT. Pertamina RU III pada tanggal 8 Juli 2011 Briefing kesehatan dan keselamatan kerja di HSE (Health, Safety and Environment) pada tanggal 11 Juli 2011 Orientasi di unit Laboratorium pada tanggal 11 – 12 Juli 2011, antara lain Laboratorium Pengamatan (Minyak dan Motor), Laboratorium
Penelitian
dan
Pengembangan,
Laboratorium
Analisis dan Gas, Laboratorium Petrokimia. Orientasi di Unit Utilities (UTL) pada tanggal 13 dan 15 Juli 2011 Orientasi di Unit Crude Distiller and Light end (CD&L) pada tanggal 14 Juli 2011
b. Kegiatan kerja praktek mulai tanggal 18 Juli 2011 sampai tanggal 13 September 2011 dengan rincian sebagai berikut : Orientasi lapangan di unit-unit lain untuk memperluas pengetahuan dan menambah pengalaman kerja di lapangan Orientasi lapangan di unit Polypropylene secara umum Studi
literatur
dan
konsultasi
dengan
pembimbing untuk
pengerjaan tugas khusus mulai tanggal 25 Juli 2011 sampai masa kerja praktek berakhir Pengerjaan tugas khusus Pengesahan laporan dan kegiatan administrasi
9
_______________________________________________________________________
1.6 Tujuan Kerja Praktek Adapun kerja praktek yang dilakukan di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III ini bertujuan antara lain: - mendapatkan gambaran alur proses pengolahan bahan baku menjadi produk. - memahami unit pemroses dan prinsip kerja dari unit pemroses tersebut. - mendapatkan gambaran nyata tentang dunia kerja. - menerapkan ilmu yang didapat di bangku kuliah untuk menganalisa jalannya proses dan memecahkan persoalan nyata yang ada di dalam kegiatan pengoperasian sarana produksi.
1.7. Ruang Lingkup Pelaksanaan kerja praktek di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III dibagi menjadi dua tahap, yaitu tahap orientasi lapangan dan tahap pengerjaan tugas khusus. Pengerjaan tugas khusus dilakukan untuk unit purifikasi kilang Polypropylene. Tugas khusus adalah Simulasi Evaluasi Performance DEA Extraction dengan menggunakan software PRO/II.
10
_______________________________________________________________________
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Minyak Bumi Minyak bumi adalah campuran kompleks hidrokarbon ditambah senyawasenyawa organik dari sulfur, oksigen, nitrogen, dan senyawa-senyawa yang mengandung konstituen logam, terutama nikel, besi, dan tembaga (Giwangkara, 2007). Selain itu, minyak bumi juga berasal dari kata Petroleum yang secara etomologi berarti minyak bebatuan, sebuah bahan organik alamiah yang terutama tersusun atas hidrokarbon dalam bentuk cairan atau gas dalam perangkap geologis (Prasad, 2000). Berdasarkan teori organik, minyak bumi terbentuk dari sisa-sisa tanaman dan hewan yang telah mati jutaan tahun lalu dan terkumpul pada dasar laut. Melalui proses sedimentasi selama jutaan tahun dan disertai tekanan yang sangat besar dan kenaikan temperatur secara terus menerus, minyak bumi dan gas alam akan terbentuk. Minyak bumi terbentuk pada rentang temperatur 100oC-200oC, sedangkan pada temperatur di atas 160oC umumnya yang terbentuk adalah gas alam.
2.1.1 Karakteristik Minyak Bumi Minyak bumi sebagai campuran alamiah, selain mengandung hidrokarbon, juga dapat mengandung sulfur, nitrogen, dan/atau senyawa oksigen turunan hidrokarbon. Kandungan lain dari minyak bumi adalah air, senyawasenyawa inorganik, dan gas. Sifat fisik dan kimia dari minyak bumi sangat bervariasi, bergantung pada kondisi lingkungan, seperti temperatur, tekanan, dan letak geologis selama proses pembentukannya. Minyak bumi biasanya berwarna kecoklatan (minyak ringan mengandung banyak distilat) sampai hitam kecoklatan (minyak berat). Minyak berat memiliki bau kurang sedang (seperti bau bawang) karena kandungan sulfurnya, sedangkan minyak ringan berbau sedap khas aromatik. Specific gravity minyak bumi berada
11
_______________________________________________________________________
pada rentang 0,8 sampai 0,95, sedangkan nilai API-nya berada pada rentang 20 sampai 45 oAPI. Kadar sulfur berada pada rentang kurang dari 0,1% sampai di atas 5%, namun bila kandungannya lebih dari 0,5%, minyak bumi akan memerlukan proses yang lebih ekstensif. Titik tuang menyatakan kandungan parafin dan aromatik dalam minyak bumi, makin rendah titik tuang, makin rendah kandungan parafin, dan sebaliknya. Kadar garam menunjukkan kecenderungan timbulnya korosi dan peracunan katalis akibat garam. Nilai viskositas kinematik bervariasi dari 0,7 sampai 1300 cST pada 37,8oC; nilai yang paling umum adalah 2,3 sampai 23 cST. KUOP atau faktor karakteristik menunjukkan tipe hidrokarbon utama dari minyak bumi, naftenik, parafinik, atau aromatik. Secara ringkas karakteristik beberapa jenis minyak bumi ditunjukkan oleh Tabel 2.1 berikut: Tabel 2. 1 Karakteristik Tipikal Beberapa Jenis Minyak Bumi (Prasad, 2000) Karakteristik
Ankaleshwar
o
North/
Bombay
Basrah
UMM
Kirkuk
Gujarat
High
0.7887
0.8868
0.8366
0.852
0.839
0.840
Shaiff
1
Sp. Gr. at 15 C
2
o
API
48.0
28.0
38.0
34.5
37.0
35.5
3
Warna
Hitam
Hitam
Hitam
Hitam
Coklat
-
kecoklatan 4
Total Sulfur, %-wt
5
H2S, ppm
6
RVP at 37,8oC, cST o
Kecoklatan
0,05 vol.%
0,07 vol.%
0,13
1,9
1,38
1,9
-
-
-
Nil
20
200
66,86
15,23
21,37
54,45
42,73
55-65,5
7
Titik tuang, C
18
27
30
-15
-15
-
8
Kandungan wax, %-wt
9,3
10,8
12,5
6
7
-
< 27
-
< 27
15
-
-
2,02
19,68 @
3,816
5,9
3,8
-
o
9
Titik nyala, C
10
Viscositas
kinematik
pada 37,8oC, cST
50oC
11
Kandungan air, vol.%
Nil
1,5
0,04
Nil
0,1
0,2
12
BS&W, vol.%
0,05
1,0
0,05
0,15
0,2
0,2
13
Kandungan garam, %-wt
3-5
30-35
8,0
7,0
1,5
5,0
14
Kandungan Abu, %-wt
-
-
0,0047
0,006
0,004
-
15
KUOP
12,0
11,8
11,7
-
-
-
12
_______________________________________________________________________
2.1.2. Unsur-Unsur Penyusun Minyak Bumi Unsur penyusun utama dari minyak bumi adalah hidrokarbon, sedangkan senyawa-senyawa lain, seperti asam naftenik, senyawa kompleks nitrogen, dan merkaptan menyebabkan adanya unsur-unsur oksigen, nitrogen dan sulfur dalam minyak bumi. Resin dan aspal dalam minyak bumi mengandung oksigen dan sulfur; sulfur inorganik terlarut sebagai H2S dalam minyak bumi. Minyak bumi juga mengandung sangat sedikit logam, kebanyakan terkandung dalam pengotor air dan sebagian membentuk senyawa kompleks di fasa hidrokarbon. Unsur-unsur penyusun minyak bumi ditunjukkan oleh Tabel 2.2 berikut: Tabel 2. 2 Unsur-unsur Penyusun Minyak Bumi (Prasad, 2000)
Unsur
%-wt
1. Karbon (C)
83,9-86,8
2. Hidrogen (H)
11,0-14,0
3. Belerang (S)
0,06-8,00
4. Nitrogen (N)
0,02-1,70
5. Oksigen (O)
0,08-1,82
6. Logam
0,0-0,14
Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari hidrogen (H) dan karbon (C). Senyawa-senyawa hidrokarbon yang menyusun minyak bumi antara lain: 1. Parafin atau alkana Parafin memiliki rumus molekul CnH2n+2. Masing-masing atom karbon saling berikatan dengan ikatan tunggal, sedangkan ikatan sisanya jenuh dengan atom hidrogen. Karenaikatan tunggalnya, parafin mempunyai kestabilan yang cukup tinggi. Pada jumlah atom karbon lebih dari tiga, alkana dapat memiliki struktur yang berbeda-beda untuk jumlah atom karbon dan hidrogen yang sama atau sering disebut isomer. Minyak bumi mengandung hidrokarbon dengan jumlah atom karbon sampai dengan 70, sehingga jumlah isomer hidrokarbon parafiniknya sangat tinggi. Beberapa contoh parafin adalah methane, isobuthane, dan isooktana.
13
_______________________________________________________________________
2. Olefin atau alkena Olefin mempunyai rumus molekul CnH2n dan secara alami tidak terdapat dalam minyak bumi, tetapi terbentuk selama proses pengolahan. Struktur olefin menyerupai parafin, namun ada ikatan rangkap antara dua atom karbon atau lebih Olefin biasanya tidak diinginkan karena mudah teroksidasi dan terpolimerisasi akibat ikatan rangkapnya. 3. Naften atau sikloparafin Naften merupakan senyawa hidrokarbon siklik dengan ikatan tunggal yang memiliki rumus molekul CnH2n. Ada banyak tipe naften dalam minyak bumi dan biasanya tidak ditangani per senyawa naften, melainkan
diklasifikasikan
berdasarkan
rentang titik
didih
dan
karakteristiknya ditentukan dengan bantuan faktor korelasi seperti Kw atau CI. Beberapa contoh naften adalah siklohexane, metilsiklohexane, dan dekalin. 4. Aromatik Aromatik merupakan hidrokarbon yang sangat berbeda secara fisik dan kimia dari parafin maupun naften. Hidrokarbon aromatik memiliki cincin benzene yang tidak jenuh, tapi sangat stabil dan sering berkelakuan seperti senyawa yang jenuh. Aromatik mempunyai rumus molekul CnH2n6dan
biasanya dihasilkan dari reaksi adisi atau substitusi, bergantung
pada kondisi reaksi. Senyawa ini banyak ditemukan dalam reformat hasil reaksi katalitik di Platforming. Contoh senyawa aromatik yang banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah toluen dan m-ksilen
Selain senyawa hidrokarbon, minyak bumi juga mengandung senyawasenyawa organik yang tersusun atas atom sulfur, nitrogen, dan oksigen, serta logam-logam seperti Vanadium dan nikel sebagai senyawa organometallic.
14
_______________________________________________________________________
Senyawa-senyawa ini disebut juga sebagai senyawa non-hidrokarbon berikut: 1. Senyawa Sulfur Sulfur merupakan komponen non-hidrokarbon yang cukup banyak dalam minyak bumi. Minyak mentah tergolong sebagai minyak yang asam (sour) bila kandungan sulfurnya cukup tinggi, sehingga diperlukan pengolahan
khusus.
Tidak
terdapat
kriteria
yang
jelas
dalam
penggolongan ini, tetapi minyak bumi yang mengandung sulfur lebih dari 0,5% tergolong asam. Senyawa sulfur dapat menyebabkan minyak bumi tidak stabil terhadap panas dan sangat korosif terhadap peralatan proses. Senyawa sulfur dalam minyak bumi dapat berupa tiol, mono- dan disulfida, dan thiophenes. 2. Nitrogen Kandungan nitrogen dalam minyak bumi umumya hanya
1
/10 dari
kandungan sulfurnya. Minyak bumi dengan kadar nitrogen lebih dari 0,25 %-wt memerlukan pengolahan khusus untuk menghilangkan nitrogen, karena nitrogen dapatmeracuni katalis. Contoh senyawa nitrogen dalam minyak bumi antara lain piridin, quinolin, isoquinolin, acridin, pyrrole, indole, carbazole, dan porphyrin. 3. Oksigen Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi dari hampir tidak ada sampai maksimal 2%-wt. Pada fraksi dengan rentang titik didih rendah sampai menengah, oksigen berada dalam bentuk asam karboksilat dan fenol. Kadar oksigen biasanya dinyatakan sebagai kadar keasaman. Meskipun bersifat asam, oksigen tidak menimbulkan masalah serius dibandingkan Nitrogen dan Sulfur. 4. Logam Logam yang paling banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah Vanadium, kadarnya bisa sampai 0,1%-wt, dilanjutkan dengan nikel dan besi sesuai urutan konsentrasinya. Logam-logam lain biasanya ditemukan dalam jumlah yang sangat sedikit, misalnya kurang dari 1ptb. Logam ini
15
_______________________________________________________________________
tidak diinginkan karena dapat menimbulkan reaksi-reaksi yang merugikan. 5. Aspal dan Resin Senyawa non-hidrokarbon ini terdapat pada residu asphaltic setelah semua material distilat sudah dihilangkan dari minyak bumi. Aspal adalah padatan hitam amorf, mengandung banyak aromatik dengan berat molekul yang tinggi (600-30000). Resin berwarna gelap, padat atau semi-padatan, memiliki berat molekul yang lebih rendah (600-2000) daripada aspal, dan kurang aromatik dibanding aspal.
2.2. Klasifikasi Minyak Bumi 2.2.1. Berdasarkan Kandungan Basis Minyak Bumi Berdasarkan komposisi fraksi-fraksi dan residu yang dihasilkan sebagai hasil distilasi, minyak bumi dapat diklasifikasikan menjadi empat jenis, yaitu : a. Minyak bumi paraffinic base, menghasilkan residu berupa paraffin waxes. Minyak jenis ini umumnya terdiri dari gugus hidrokarbon parafin yang menghasilkan bahan bakar dengan nilai oktan rendah dan gas oil dengan bilangan sethane yang tinggi. b. Minyak bumi asphaltic base, mengandung residu yang terdiri dari asphaltic material c. Minyak bumi intermediate base, menghasilkan residu berupa campuran paraffin waxes dan asphaltic material. Minyak bumi jenis ini kaya akan kandungan straight line gasoline dan menghasilkan bahan bakar dengan bilangan oktan yang rendah. d. Minyak bumi hybrid atau naphthenic base, menghasilkan residu berupa asphaltic material dengan sejumlah kecil paraffin waxes.
2.2.2. Berdasarkan US Bureau of Mines Klasifikasi minyak bumi menurut US Bureau of Mines dapat dilihat pada tabel 2.3. Klasifikasi ini dilakukan oleh Lane dan Garton dari US Bureau
16
_______________________________________________________________________
Mines. Dasar klasifikasi yang digunakan adalah °API fraksi nomor 1 dan fraksi nomor 2 yang diperoleh melalui distilasi standar hempel. Fraksi nomor 1 adalah fraksi kerosin bertemperatur 250 – 275 °C pada tekanan atmosfer. Fraksi nomor 2 adalah fraksi pelumas bertemperatur 275 – 300 °C pada tekanan 40 mmHg. Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi menurut US Bureau of Mines (Sumber: Prasad, 2000) Key fraction No.1 Key fraction No.2 Jenis minyak bumi o o SG API S API G 1. Paraffinic < 0,825 ≥ 40 < 0,876 ≥ 30 2. Paraffinic-intermediate < 0,825 ≥ 40 0,876-0,934 20-30 3. Intermediate-paraffinic 0,825-0,860 33-40 < 0,876 ≥ 30 4. Intermediate 0,825-0,860 33-40 0,876-0,934 20-30 in Intermediate-naphthenic 5. 0,825-0,860 33-40 > 0,934 ≤ 20 6. Naphthenic-intermediate > 0,860 ≤ 33 0,876-0,934 20-30 7. Naphthenic > 0,860 ≤ 33 > 0,934 ≤ 20 8. Paraffinic-naphthenic < 0,825 ≥ 40 > 0,934 ≤ 20 9. Naphthenic-paraffinic > 0,860 ≤ 33 < 0,876 ≥ 30
2.2.3. Berdasarkan Metode Analisis Gugus Struktural Metode ini mengelompokkan minyak bumi menjadi tujuh jenis, seperti yang ditunjukkan dalam Tabel 2.4. Tabel 2.4 Klasifikasi Minyak Bumi berdasarkan Gugus Struktural (Sumber: Prasad, 2000) Kelas I II III IV V VI VII
Jenis Minyak Bumi Parafinik Parafinik-naftenik Parafinik-aromatik Parafinik-naftenoaromatik Parafinik-aromatik-naftenik Naftenik-aromatik Aromatik-naftenik
17
Batasan %CP ≥ 72 %CP ≥ 50; %CP + %CN ≥ 90 %CP ≥ 50; %CP + %CA ≥ 90 %CP ≥ 50; %CN > %CA > 10 %CP ≥ 50; %CA ≥ %CN; %CN > 10 %CP < 50; %CN > %CA %CP < 50; %CA ≥ %CN
_______________________________________________________________________
2.3. Proses Pengolahan Minyak Bumi Secara umum, proses pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya melalui tiga tahap pengolahan yaitu: - Proses pengolahan primer (primary process) - Proses pengolahan sekunder (secondary process) - Proses pendukung
2.3.1. Proses Pengolahan Primer (primary process) Proses pengolahan primer merupakan proses pemisahan awal dari minyak bumi berdasarkan perbedaan sifat fisik saja. Sifat fisik yang utama dalam proses ini adalah titik didih. Proses yang terjadi pada bagian ini adalah distilasi. Distilasi memisahkan minyak bumi menjadi fraksifraksinya berdasarkan perbedaan rentang titik didih dari masing-masing fraksi. Distilasi dapat dilakukan pada kondisi atmosferik atau pada kondisi vakum. Distilasi atmosferik dilakukan terhadap minyak mentah (Crude oil), sedangkan distilasi vakum dilakukan terhadap residu dari distilasi atmosferik (long residue). Distilasi vakum dilakukan pada tekanan yang rendah, sehingga rentang titik didih masing-masing fraksi menurun dan distilasi dapat dilakukan pada suhu yang lebih rendah untuk mencegah cracking. Refinery Fuel Gas (LPG)
Off Gas
Light Naphta Heavy Naphta
Light Vacuum Gas Oil (LVGO)
Atmospheric Crude Oil
Kerosene / ATF
Stage
Vacuum Stage
Gas Oil
Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO) Vacuum
Reduced Crude
Residue
Oil Gambar 2.1 Diagram Alir Sederhana Proses Distilasi Minyak Bumi
18
_______________________________________________________________________
2.3.2. Proses Pengolahan Sekunder (Secondary Process) Proses pengolahan sekunder merupakan proses lanjutan dari proses primer. Proses-proses sekunder ini merupakan pengolahan bahan-bahan setengah jadi (bahan intermediat) atau residu dari proses lain menjadi produk jadi. Proses utama yang terjadi adalah perubahan molekul, yaitu proses pemrosesan hidrokarbon dari fraksi berat menjadi fraksi yang lebih ringan tanpa melalui proses distilasi. Proses pengubahan atau konversi dapat dilakukan dengan bantuan panas maupun bantuan katalis. 1. Konversi termal Konversi termal adalah proses konversi hidrokarbon pada temperatur tinggi untuk memperoleh material dengan berat molekul yang lebih rendah. Tiga proses utama pada konversi termal adalah sebagai berikut: a. Thermal cracking Thermal cracking adalah proses dekomposisi termal dari molekul minyak berantai panjang menjadi rantai-rantai yang lebih pendek dengan mekanisme radikal bebas. Temperatur tinggi (di atas 315 oC) dan waktu tinggal merupakan variabel yang mengatur perolehan produk, akan tetapi pada temperatur dan waktu tinggal yang terlalu tinggi, thermalcracking akan disertai pembentukan coke yang berlebihan. Hasil dari thermalcracking berupa olefin yang kurang stabil dan memerlukan penanganan lebih lanjut, sehingga cracking dengan katalis lebih disukai. Akan tetapi, thermalcracking dilakukan untuk menyiapkan tar aromatik sebagai bahan baku needle coke. b. Visbreaking Visbreaking adalah proses penurunan viskositas dan pour point dari residu distilasi vakum ataupun residu dan minyak berat lainnya. Reaksi yang terjadi pada proses visbreaking adalah perengkahan pada rantai samping dari sikloparafin atau cincin aromatik, sehingga rantainya terputus menjadi gugus etil dan metil dan perengkahan resin dan senyawa-senyawa pembentuk menjadi hidrokarbon ringan (biasanya olefin). Temperatur operasi berkisar antara 460-480
19
o
C
_______________________________________________________________________
dengan tekanan 16 kg/cm2gauge. Proses ini, sama seperti thermal cracking lainnya, bergantung pada temperatur dan waktu tinggal. c. Coking Coking adalah proses paling berat (severe) dari thermal cracking lainnya. Umpan untuk proses ini adalah residu-residu yang sudah tidak dapat diproses oleh perengkahan lainnya. Proses ini merupakan cara yang cukup murah untuk mendapatkan distilat ringan dari minyak bumi, dengan kokas (coke) sebagai produk samping. Kokas ini dapat menjadi produk yang berharga bila kandungan sulfur dan logamnya rendah. Proses coking yang dilakukan biasanya berupa delayed coking, agar proses coking tidak terjadi pada heater atau bagianbagian lain yang tidak diinginkan. Delayed coking menggunakan laju alir umpan yang cukup tinggi sehingga waktu tinggal di heater lebih singkat dan proses coking baru terjadi di tempat yang diinginkan, misalnya di dalam chamber. Pada dasarnya proses yang terjadi pada delayed coking adalah thermal cracking membentuk olefin-olefin dilanjutkan dengan polimerisasi olefin membentuk tar aromatik. 2. Konversi katalitik Konversi katalitik adalah konversi kimia yang menggunakan katalis, dan memungkinkan terjadinya reaksi-reaksi yang tidak bisa terjadi pada konversi termal. Konversi katalitik mencakup konversi yang mengubah jumlah atom karbon, mengubah rasio karbon terhadap hidrogen, maupun yang bukan keduanya. Konversi katalitik penting yang mengubah jumlah atom karbon adalah catalytic cracking, hydrocracking, dan polimerisasi. Rasio karbon terhadap hidrogen diubah dengan proses hidrogenasi dan dehidrogenasi. Isomerisasi adalah proses yang tidak mengubah jumlah atom karbon maupun rasio karbon terhadap hidrogen.Isomerisasi hanya mengubah bentuk molekul bersama dengan kualitas masing-masing isomer.
20
_______________________________________________________________________
a. Catalytic cracking Catalytic cracking digunakan untuk mengkonversi minyak-minyak berat menjadi bahan bakar yang lebih bernilai dan produk-produk yang lebih ringan. Proses perengkahan dengan bantuan katalis ini dapat menghasilkan produk bahan bakar dengan oktan yang lebih tinggi dan lebih sedikit minyak berat dan gas-gas ringan yang dihasilkan. Perengkahan katalitik yang umum digunakan adalah fluid catalytic cracking yang menggunakan katalis terfluidisasi. Katalis yang digunakan adalah serbuk halus campuran alumina dan silika. Proses perengkahan ini akan memproduksi karbon dalam bentuk kokas yang akan terakumulasi pada katalis, sehingga menyebabkan penurunan aktivitas katalis. Oleh karena itu katalis harus diregenerasi dengan membakar kokas yang terdeposit pada partikel katalis sehingga kokas akan menjadi CO dan CO2. b. Catalytic hydrocracking Catalytic hydrocracking adalah proses catalytic cracking yang dilanjutkan dengan proses hidrogenasi, penjenuhan hidrokarbon dengan bantuan hidrogen. Proses perengkahan menghasilkan olefin untuk hidrogenasi, sedangkan proses hidrogenasi menyediakan panas untuk perengkahan. Hal ini bisa terjadi karena reaksi perengkahan adalah reaksi endoterm dan reaksi hidrogenasi bersifat eksoterm. Panas yang dihasilkan biasanya berlebih, sehingga temperatur reaktor akan meningkat dan mempercepat reaksi. Hal ini dikendalikan dengan menggunakan injeksi hidrogen dingin untuk menggambil kelebihan panasnya. Reaksi hydrocracking berlangsung pada temperatur antara 288 oC sampai 399 oC dengan tekanan reaktor antara 80-140 bar. Laju sirkulasi H2 yang besar serta persiapan umpan yang baik (pembebasan dari racun-racun katalis) dapat meningkatkan umur katalis. c. Alkilasi dan polimerisasi Alkilasi adalah proses penambahan gugus alkil pada senyawa lain, misalnya pada olefin dengan berat molekul redah membentuk parafin
21
_______________________________________________________________________
dengan rantai yang lebih panjang dengan angka oktan yang lebih tinggi. Alkilasi dengan menggunakan katalis asam sulfat dapat berlangsung pada 10oC - 21oC atau lebih rendah, sedangkan dengan katalis asam fluorida (HF), alkilasi berlangsung pada temperatur 38 oC atau lebih rendah. Polimerisasi adalah penggabungan dua molekul atau lebih untuk menghasilkan molekul yang lebih besar. Polimerisasi biasanya menggabungkan olefin-olefin ringan menghasilkan molekul parafin yang lebih besar, dengan angka oktan yang lebih baik dan biaya yang lebih murah, meskipun perolehannya lebih rendah daripada proses alkilasi. d. Catalytic reforming Catalytic reforming adalah proses pengubahan struktur molekul hidrokarbon
menjadi
hidrokarbon
aromatik
berangka
oktan
tinggi.Katalis-katalis yang digunakan untuk proses catalytic reforming antara lainplatina-alumina, platina-silika alumina, chrom-alumina, cobalt molybdat. Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses catalytic reformingadalah
dehidrogenasi
dehidrosikisasi
parafin
menjadi
hydrocracking.
Dehidrosiklisasi
naften aromatik, merupakan
menjadi
aromatik,
isomerisasi, proses
dan
pelepasan
hidrogen (dehidrogenasi) dari rantai panjang parafin menjadi aromatik; isomerisasi dilangsungkan untuk menaikkan angka oktan parafin.
2.3.3. Proses pendukung Proses pendukung adalah proses-proses yang tidak berkaitan langsung dengan pengolahan hidrokarbon menjadi produk. Proses ini mencakup produksi hidrogen, pengolahan gas, gas treating, sulfur recovery, dan pengolahan air buangan.
22
_______________________________________________________________________
1. Produksi hidrogen Hidrogen dapat diperoleh dengan operasi reforming nafta berkatalis platinum atau dengan oksidasi parsial dari hidrokarbon berat seperti fuel oil atau dengan steam reforming produk-produk ringan seperti methane. Steam reforming untuk produksi hidrogen mencakup 4 langkah, yaitu reforming, shift conversion, pemurnian gas, dan methanesi. 2. Pengolahan gas Bagian ini berfungsi untuk mengambil kembali C3, C4, C5, dan C6 dari aliran gas produk dan mengambil methane dan ethane dari hasil desulfurisasi yang dapat digunakan sebagai fuel gas atau umpan untuk produksi hidrogen. Proses utama pada bagian pengolahan gas ada proses absorbsi. 3. Gas treating Proses ini dilakukan untuk menghilangkan gas-gas bersifat asam yang dapat menganggu proses, dalam hal ini berupa H2S dan CO2. Proses penghilangan ini dilakukan dengan memanfaatkan pelarut kimia, pelarut fisik, maupun dengan adsorpsi kering. 4. Sulfur recovery Sulfur recovery dilakukan karena alasan ekonomi, yaitu kadar sulfur dioksida dalam gas buangan melebihi ambang batas dan H2S biasa digunakan dengan gas-gas lain sebagai bahan bakar kilang. Metode recovery yang umum dilakukan antara lain konversi katalitik dengan unggun kering dengan modified Claus atau dengan proses oksidasi langsung. 5. Pengolahan air buangan Air proses yang mungkin terkontaminasi minyak, dipisahkan dari minyaknya pada API separator, lalu kemudian dimurnikan dengan proses koagulasi oleh Fe(OH)3 dan Al(OH)3 di tangki flotasi. Setelah dikoagulasi, air proses dioksigenasi di bawah tekanan dan kemudian dimasukkan ke digestion tank, yang menggunakan bakteri untuk
23
_______________________________________________________________________
mengambil minyak dan senyawa fenol yang tersisa. Terakhir, air proses dilewatkan pada sand filter dan digunakan kembali atau di aerasi untuk meningkatkan kadar oksigennya lalu dibuang ke lingkungan. Air bebas minyak dari pendingin dan boiler dinetralkan atau dievaporasi pada penampungan atau dicampur dengan air limbah yang sudah diproses untuk menurunkan kadar padatan terlarut sebelum dibuang ke lingkungan. Limbah air dari sludge yang mengandung asam, dipisahkan pada sistem separator terlebih dahulu, dinetralkan, baru dimasukkan ke API separator. Air-air yang asam (sour water) dilucuti terlebih dahulu dengan gas atau steam untuk menghilangkan H2S atau senyawa-senyawa sulfur lainnya sebelum diproses di API separator.
2.4. Produk-Produk Minyak Bumi 2.4.1. Liquified Petroleum Gas (LPG) LPG merupakan campuran hidrokarbon ringan, biasanya merupakan fraksi C 3 dan C4, yang berupa fasa gas pada temperatur lingkungan dan tekanan atmosfer, akan tetapi, diberikan tekanan tertentu sehingga menjadi fasa cair pada temperatur lingkungan. LPG memiliki nilai kalor dan tingkat kemurnian yang tinggi. LPG biasanya ditambahkan merkaptan dalam jumlah tertentu untuk mendeteksi kebocoran. Tekanan uap menjadi salah satu sifat LPG yang paling penting,
yang
menyatakan tekanan yang akan
ditimbulkan gas pada temperatur lingkungan sehingga menentukan kekuatan dan desain bejana untuk menampung LPG. 2.4.2. Nafta Nafta adalah nama umum yang diberikan pada hidrokarbon ringan yang
mendidih
pada
rentang
gasoline.
Nafta
biasanya
dikelompokkan menjadi nafta ringan (< 100 oC), intermediet (100150
o
C), dan berat (> 150
ditunjukkan pada Tabel 2.5.
24
o
C). Kegunaan nafta yang utama
_______________________________________________________________________ Tabel 2.5 Kegunaan Akhir Nafta yang Utama (Sumber: Prasad, 2000) Jenis Nafta
Kegunaan (a) Gas making gasoline (b) Special gasoline
Nafta ringan
(a) Aviation gasoline (avigas) (b) Motor gasoline (mogas) (c) Marine gasoline (d) Benzena – high octane gasoline Nafta intermediet manufaktur petrokimia (e) Toluena – high octane gasoline intermediet kimia, bahan peledak
component,
pelarut,
component,
pelarut,
(f) Olefin dan diolefin (g) Produksi ammonia (a) Nafta untuk manufaktur pernis dan cat (b) Thiner untuk cat dan pernis (c) Pelarut Stoddard, yaitu pelarut khusus untuk bahan dagang cuci kering (dry cleaning)
Nafta berat
2.4.3. Motor Spirit Motor spirit, biasanya dikenal sebagai petrol atau gasoline (bensin), digunakan untuk bahan bakar motor bakar torak (spark ignition engine). Bensin termasuk distilat ringan dan terdiri dari fraksi C5
hingga C10. Kualitas bensin yang diperlukan agar
memberikan performansi tinggi dapat dilihat pada Tabel 2.8. Tabel 2.6 Kualitas Bensin yang Diperlukan agar Performansi Tinggi (Sumber: Prasad, 2000) Performansi bensin Pembakaran
Penanganan dan penyimpanan
Kualitas yang perlu dikontrol Bilangan oktan, rentang distilasi, gravitasi, komposisi hidrokarbon Kemudahan menguap, tekanan uap, kontaminan (air/ sedimen), korosi tembaga (copper corrosion) Sulfur, stabilitas, existent gum
Kebersihan selama penggunaan
25
_______________________________________________________________________
2.4.2. Kerosin Kerosin adalah fraksi distilasi minyak bumi yang berada dalam rentang titik didih 150-250 oC. Kerosin tidak bisa dibakar dalam kondisi cair. Kerosin harus dalam fasa uap dan dicampur dengan oksigen dalam udara dengan perbandingan yang benar untuk membentuk campuran yang dapat terbakar. Kerosin dihasilkan sebagai fraksi C10 hingga C14.
2.4.5. Aviation Turbined Fuel (ATF) ATF merupakan fraksi distilasi minyak bumi dengan rentang titik didih 150-270oC. Senyawa hidrokarbon yang terkandung dalam ATF adalah parafin dan naften dengan perbandingan yang bervariasi. ATF diharapkan memiliki karakteristik stabilitas termal yang tinggi, kandungan
kalor
tinggi,
tekanan
uap
rendah,
karakteristik
pembakaran yang baik, hubungan viskositas dan temperatur yang baik, densitas tinggi, serta panas spesifik tinggi. Kualitas ATF yang diperlukan agar memberikan performansi tinggi dapat dilihat pada Tabel 2.9. Tabel 2.7 Kualitas ATF yang Diperlukan agar Performansi Tinggi (Sumber: Prasad, 2000) Performansi bensin
Kualitas yang perlu dikontrol Komposisi hidrokarbon, kestabilan termal, panas pembakaran
Pembakaran Penanganan dan penyimpanan
Flash point, viskositas, kontaminan (air/ sedimen), partikulat, pertumbuhan mikrobial
Kebersihan selama penggunaan
Sulfur, stabilitas, existent gum, distilasi, trace metal
2.4.6. Bahan Bakar Diesel Bahan bakar diesel atau solar merupakan fraksi distilat yang diperoleh langsung dari distilasi minyak bumi dan memiliki rentang titik didih antara 150-400 oC. Kualitas ignition
26
solar
_______________________________________________________________________
dinyatakan oleh bilangan sethane (cetane number). Semakin tinggi bilangan sethane, semakin baik pula kualitas solar yang dihasilkan. 2.4.7. Produk Non – BBM Contoh produk non-BBM yang dihasilkan dari pengilangan minyak bumi adalah minyak pelumas, lilin (petroleum waxes), aspal, petroleum bitumen, petroleum coke, serta pelarut-pelarut hidrokarbon.
2.4.8. Produk Petrokimia Produk petrokimia
yang dapat
dihasilkan dari pengilangan
minyak bumi, antara lain benzena-toluena-xilena (BTX), PTA, nilon, stirena, polypropylene, PVC, etilen glikol, DMT, PET, dll.
27
_______________________________________________________________________
BAB III BAHAN BAKU
3.1 Bahan Baku Kilang BBM PERTAMINA RU-III mengolah bahan baku minyak mentah yang berasal dari berbagai daerah, terutama dari daerah Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel). Transportasi minyak mentah ke kilang dilakukan melalui dua cara, yaitu melalui sistem perpipaan dan sebagian besar menggunakan kapal tanker. Jalur penyaluran minyak mentah tersebut adalah sebagai berikut : 1. Minyak mentah yang dikirim melalui sistem perpipaan adalah :
South Palembang District (SPD) dari DOH Prabumulih
Talang Akar Pendopo Oil (TAP) dari DOH Prabumulih
Jambi Asphalitic Oil (Paraffinic Oil)
Jene
Ramba Crude Oil (RCO) dari DOH Jambi
2. Minyak mentah yang dikirim menggunakan kapal tanker adalah :
Geragai Crude Oil (GCO) dari Santa Fe, Jambi,
Bula/ Klamono (BL/KL) dari Irian Jaya,
Kaji Semoga Crude Oil (KSCO),
Sepanjang Crude Oil (SPO),
Sumatera Light Crude (SLC), dan
Duri Crude Oil (DCO).
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 dalam unit-unit pengolahan sehingga sebelum
28
_______________________________________________________________________
dimasukkan ke dalam unit CD, minyak mentah harus dipisahkan dari air terlebih dahulu. Spesifikasi minyak mentah yang boleh diumpankan ke dalam unit CD adalah di bawah 0,5%-vol. setelah memiliki kandungan air yang sesuai spesifikasi, minyak mentah dapat diumpankan ke dalam CD. Setiap CD didesain untuk mengolah minyak mentah dengan spesifikasi tertentu, bergantung komposisi dan sifat minyaknya.
Pada
Tabel
3.1
ditunjukkan jenis umpan yang masuk ke dalam pertama (primary
dan unit
Tabel
3.2
pengolahan
process) dan unit pengolahan lanjut (secondary
process). Unit CD-II CD-III CD-IV CD-V CD-VI
Tabel 3.1 Umpan Unit Primary Process Kapasitas Pengolahan Sumber minyak bumi 16,2 MBSD Kaji, Jene, SPD, TAP 30,0 MBSD Ramba, Kaji, Jene 30,0 MBSD Ramba, Kaji, Jene 35,0 MBSD SPD, TAP 15,0 MBSD Geragai, Bula, Klamono
Tabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process Sumber minyak bumi HVU Long residue MVGO (Medium Vacuum Gas Oil), HVGO RFCCU (High Vacuum Gas Oil), dan long residue BB (Butane-Butylene) Unstab crack, comprimate, condensate gas, dan Distiller residual gas Stabilizer C/A/B SR-Tops (Straight Run-Tops) Unit Polimerisasi Fresh BB (Butane-Butylene) Unit Alkilasi Fresh BB dari BB Distiller Raw PP (Propaneee-Propylene) dari RFCCU Kilang Polypropylene (Riser Fluid Catalytic Cracking Unit) Unit
3.2 Bahan Baku Penunjang Selain bahan baku utama, proses pengolahan juga membutuhkan bahan-bahan penunjang lain, seperti katalis, solvent, dan bahan aditif yang mendukung proses pengolahan bahan baku menjadi produk. Bahan-bahan
penunjang
yang
digunakan
29
di PT. PERTAMINA
_______________________________________________________________________
(PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Tabel 3.3. Tabel 3.3 Bahan-Bahan Penunjang Unit Fungsi H2SO4 Alkilasi Katalis Untuk proses treating untuk BB Treating & NaOH menghilangkan senyawa Caustic Treating belerang Silika alumina RFCCU Katalis cracking Titanium Catalyst Polypropylene Katalis utama Tri Ethyl Alumunium (AT cat) Polypropylene Ko-katalis CMMS Polypropylene Catalyst adjuvant Hexane Polypropylene Pelarut katalis Ekstraktor pada purifikasi raw DEA Polypropylene propaneee propylene AE-Stab, AH-Stab, AI- Stab, HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab, Polypropylene Stabilizer additive SB-Stab, SC-Stab Polypropylene Off gas, carrier gas Gas N2 Bahan bakar untuk pembakaran Fuel oil, fuel gas Semua unit dalam furnace unit Bahan
30
_______________________________________________________________________
BAB IV DESKRIPSI PROSES
Unit pemrosesan yang ada di kilang PT. Pertamina RU III terbagi atas dua bagian besar, yaitu unit yang memroses minyak mentah (crude) menjadi produk-produk BBM dan unit yang memroses beberapa produk samping hasil pemrosesan minyak mentah menjadi produk petrokimia. Gambar 4.1 menunjukkan diagram alir pemrosesan minyak mentah menjadi produk secara garis besar di PT. Pertamina RU III.
Gambar 4.1 Diagram Alir Pemrosesan Minyak Mentah Menjadi Produk
4.1.
Oil Movement Minyak bumi yang diterima, baik dari perpipaan maupun dari kapal tanker harus dipersiapkan terlebih dahulu sebelum masuk ke dalam sistem pemroses untuk diubah menjadi produk yang siap dipasarkan. Tahap persiapan minyak bumi meliputi : a. Pengendapan atau settling Tahap settling dilakukan untuk mengendapkan campuran air dan lumpur yang terkandung dalam minyak bumi. Semakin panjang waktu settling, semakin baik pula hasilnya. Waktu settling biasanya ditetapkan selama satu jam setiap satu meter minyak bumi.
31
_______________________________________________________________________
b. Pembuangan bottom Tahap ini dilakukan untuk memompa seluruh campuran air dan lumpur yang berada di bawah tangki settling menuju tangki penampung yang dilengkapi steam coil. Campuran tersebut masih mengandung minyak dalam jumlah sedikit. Pemanasan dengan steam melalui steam coil akan memisahkan dari air dan lumpur yang tersisa akan mengendap di dasar tangki. c. Drain Campuran air dan lumpur yang mengendap di dalam tangki penampung akan mengendap dengan cara draining, sedangkan minyak akan dipompakan lagi ke tangki crude. d. Flushing pipa isap tangki Tujuan tahap flushing adalah untuk mencuci pipa isap tangki untuk membersihkan pipa isap dari air. Minyak bumi yang telah melewati tahap persiapan akan diolah dalam unit proses pengolahan. Penyaluran minyak bumi ini dilakukan dengan menggunakan pompa di rumah pompa minyak (RPM). Selain pompa umpan, ada juga pompa untuk injeksi minyak bumi ke unit proses. Pada umumnya, terdapat tiga pipa isap (suction pipe) tangki yang digunakan untuk menyalurkan minyak bumi menuju unit proses, yaitu pipa isap bawah, pipa isap tengah, dan pipa isap atas. Pada awal penyuplaian minyak, digunakan pipa isap atas, lalu dilanjutkan dengan pipa isap tengah, dan bila level minyak sudah mendekati setengah tangki, akan dilanjutkan dengan pipa isap bawah. Tangki harus dihubungkan dengan tangki lain yang penuh bila level minyak dalam tangki sudah mendekati 3 m. Penghubungan tangki dilakukan dengan dua cara, yaitu penghubungan tangki menggunakan pipa isap yang sama dan penghubungan menggunakan pipa isap yang berbeda. Sebagian hasil pengolahan minyak
bumi di unit
proses langsung
menjadi finished produk dan sebagian lagi masih memerlukan proses blending. Produk tersebut dialirkan ke tangki penimbun melalui jalur
32
_______________________________________________________________________
perpipaan tertentu sesuai dengan jenis produknya. Setiap pergantian tangki penampung produk harus dikoordinasi dengan unit proses sesuai dengan pesanan dari bagian supply chain.
4.2.
Unit Proses Primer (Primary Process) Unit proses primer mengolah minyak bumi dengan cara memisahkan minyak bumi mentah menjadi fraksi-fraksinya dengan menggunakan prinsip distilasi. Unit-unit di Pertamina RU III yang digunakan pada proses ini adalah unit Crude Distiller (CD), yang terdiri dari lima CD (CD-II, CD-III, CD-IV, CD-V, dan CD-VI), High Vacuum Unit (HVU), Stabilizer C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas Compressor),dan BBMGC (Butane-Butylene Motor Gas Compressor), serta BB Distiller (Butane-Butylene Distiller) dan BB Treating.
4.2.1. Crude Distiller II (CD-II) Umpan untuk unit CD II adalah minyak mentah yang berasal dari Jene crude dan SLC (Sumatera Light Crude). CD-II terdiri dari 1 buah kolom evaporator dan 5 buah kolom fraksionator. Produk unit CD II berupa gas, Crude Butane, Straight Run-Tops
(SR-Tops),
Naphta
II,
Light
Kerosene Distillate (LKD), Light Cold Test (LCT), dan Long Residue. Berdasarkan rancangan, CD-II dapat mengolah bahan baku dengan kapasitas 2.000 ton/hari. Minyak mentah yang mengandung komponen C1 hingga C50 dipompa dari tanki penyimpanan dengan menggunakan pompa P-31/32/33 ke dalam kolom evaporator setelah melewati tungku-I (furnace-I). Untuk mengurangi beban tungku, minyak dilewatkan melalui pemanas awal (pre-heater) 6-5/6 dan 6-1/2/3/4 terlebih dahulu hingga mencapai temperatur 138 oC. Pemanasan awal ini memanfaatkan panas produk long residue kolom-IV. Minyak mentah panas tersebut dipanaskan lagi dalam tungku hingga mencapai temperatur operasi flash zone dari evaporator, yaitu 255
o
C, lalu diumpankan ke dalam evaporator 33
_______________________________________________________________________
bertekanan 1,8 kg/cm2g. Pada evaporator, terjadi pemisahan yang menghasilkan produk atas yang mengandung komponen C 1-C16 dan produk bawah yang mengandung komponen C17-C50. Produk atas evaporator diumpankan ke dalam kolom-I pada tray 10. Pada kolom I, terjadi pemisahan lebih lanjut sehingga menghasilkan produk atas (C 1-C10) sebagai umpan kolom-V, produk side-stream (C11-C14) sebagai umpan kolom-II, dan produk bawah (C14-C16) yang digabungkan dengan aliran side-stream kolom IV menuju ke light gas oil stripper 21.
Produk
bawah
stripper
didinginkan di pendingin
sehingga
didapatkan produk LCT (C21-C30), sedangkan produk atas stripper masuk ke kolom-IV. Produk
bawah
evaporator
mencapaitemperatur 344
dipanaskan
dalam
tungku-II
hingga
o
C, lalu dimasukkan ke dalam kolom-IV
pada tray 4. Produk atas kolom-IV dikondensasi, lalu dikembalikan ke dalam kolom-IV sebagai refluks, sedangkan produk bawah kolomIV yang berupa long residue dikirim ke HVU Sungai Gerong. Pada kolom-II, terjadi pemisahan lebih lanjut produk side stream kolom-I. Produk
atas
kolom-II
yang
mengandung
dikondensasikan dalam kondensor dan
komponen
dimasukkan
ke
C11-C12 dalam
akumulator, lalu digunakan sebagai refluks kolom-I dan kolom-II. Produk bawah kolom-II didinginkan dalam pendingin 4-9/10 dan diambil sebgai LKD. Produk atas kolom-I diumpankan ke dalam kolom V pada tray 3. Produk atas kolom-V dikondensasikan dalam kondensor parsial 53/4/5/6/7 dan 8-20. Aliran gas kondensor dibagi dua, di mana aliran pertama langsung diumpankan ke SRMGC, sedangkan aliran kedua dikondensasi lagi dalam kondensor 4-7/8, lalu di-flash dalam tangki 89. Gas dari 8-9 yang tidak terkondensasi dialirkan ke SRMGC, sedangkan cairannya diambil sebagai crude butane. Cairan kondensor 820 di-flash dalam tangki 8-8, di mana gas dialirkan ke SRMGC,
34
_______________________________________________________________________
sedangkan cairan hasil flash ada yang dialirkan sebagai refluks kolom-V dan ada yang diambil sebagai SR Tops (C5-C7). Sebagian produk bawah kolom-V dialirkan sebagai refluks kolom-I dan sebagian lagi ke kolom V. Side-stream kolom-V diumpankan ke dalam kolom-III, di mana
terjadi pemisahan yang lebih lanjut. Produk atas kolom-III
dikembalikan ke kolom-V, sedangkan produk bawahnya didinginkan sehingga diperoleh produk nafta-II.
4.2.2. Crude Distiller III (CD-III) Crude distiller III mengolah crude campuran Jene crude, Ramba dan SLC, untuk menghasilkan Gas, Crude Butane, SR-Tops, Naphta II, Naphta III, LKD, HKD, LCT, HCT dan Long Residue. CD III dirancang untuk mengolah crude dengan kapasitas 4.000 T/D namun hanya dioperasikan dengan kapasitas 3.600 T/D. CD III memiliki 1 kolom stabilizer dan 3 kolom fraksionator. Minyak mentah dipompa dari tangkin penyimpanan dengan pompa P13/14/15 melewati beberapa pre-heater, yaitu pre-heater 6-2, 6-1, 6-5/8, E-108A/B,
dan 6-3/4, hingga mencapai 147 oC. Minyak panas ini
diumpankan ke dalam kolom Stabilizer pada tray 20. Produk atas stabilizer (C1-C5) dikondensasi dan dialirkan ke dalam akumulator 8-4, di mana produk gasnya (C1-C3) dialirkan ke SRMGC, sedangkan sebagian produk cairnya diambil sebagai crude butane dan sebagian lagi dikembalikan sebagai refluks kolom stabilizer. Sebagian produk bawah stabilizer (C5-C50) dipanaskan dalam tungku-I yang berfungsi sebagai reboiler dan sebagian lagi diumpankan ke dalam kolom
1-1 pada
tray
13.
Produk
atas
kolom
1-1
(C5-C10)
diumpankan ke dalam kolom 1-3. Sebagian produk bawahnya (C16 – C50) dipanaskan dalam tungku-I, lalu dikembalikan ke kolom 1-1, dan sebagian lagi dijadikan umpan kolom 1-2 setelah melewati tungku-II. Umpan kolom 1-2 masuk pada tray 14. Produk atas kolom 1-2
35
_______________________________________________________________________
digunakan untuk memanaskan crude, lalu melewati kondensor dan dialirkan ke dalam akumulator 8-2. Sebagian produk cair 8-2 dijadikan refluks kolom 1-2 dan sebagian lagi diambil sebagai LKD (C12-C16). Produk bawah yang berupa long residue digunakan untuk memanaskan crude melalui E-108A/B dan 6-3/4 sebelum dikirim ke HVU Sungai Gerong. Side-stream kolom 1-2 yang diambil pada tray 30 dialirkan ke HKD stripper 2-3, di mana produk bawahnya diambil sebagai HKD (C16-C20), sedangkan produk atasnya dialirkan kembali ke kolom 1-2. Side-stream lainnya yang masing-masing diambil pada tray 20 dan tray 13 dialirkan ke stripper 2-2 dan 2-1, di mana produk bawah 2-2 diambil sebagai LCT dan produk bawah 2-1 diambil sebagai HCT. Produk atas masingmasing stripper dialirkan kembali ke kolom 1-2. LCT dan HCT mengandung komponen C21 hingga C30. Umpan kolom 1-3 yang berasal dari produk atas kolom 1-1 diumpankan pada tray 10. Produk atas kolom 1-3 dikondensasi dalam pendingin 51/2/3/5
dan
dialirkan
ke dalam akumulator 8-3. Gas yang tidak
terkondensasi dialirkan ke SRMGC, sedangkan produk cairnya sebagian dikembalikan ke kolom 1-3 sebagai refluks dan sebagian lagi diambil sebagai SR Tops (C5-C7). Sebagian produk bawah kolom 1-3 diboil-up kembali dan sebagian didinginkan dalam pendingin 4-7/8. Sebagian keluaran 4-7/8 dikembalikan sebagai refluks 1-1 dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-II (C8-C10).
4.2.3. Crude Distiller IV (CD-IV) CD IV mengolah crude yang berasal dari Kaji Ramba (Karam) dan SLC untuk menghasilkan Gas, Crude Buthane, SR-Tops, Naphta II, Naphta III, LKD, HKD, LCT, HCT dan Long Residue. CD IV dirancang untuk mengolah crude dengan kapasitas 4.000 T/D. Pada dasarnya proses yang terjadi pada CD IV hampir sama dengan CD III, tetapi terdapat beberapa
36
_______________________________________________________________________
modifikasi aliran untuk mendapatkan jumlah fraksi Naphta III (avtur) dalam jumlah yang lebih. CD IV memiliki 1 kolom stabilizer dan 3 kolom fraksionator. Beberapa modifikasi pada CD IV adalah sebagai berikut : a. Produk bawah kolom stabilizer dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku-II sebelum diumpankan ke dalam kolom 1-1, b. Sebagian produk atas kolom 1-1 diumpankan ke dalam kolom 1-3, sedangkan sebagian lagi dijadikan refluks kolom 1-1 setelah melalui akumulator 8-1 c. Umpan kolom 1-2 masuk pada tray 19 d. Side stream untuk HKD stripper diambil pada tray 27, untuk LCT stripper pada tray 22 dan untuk HCT stripper pada tray 10
4.2.4. Crude Distiller V (CD V) CD V mengolah crude oil yang berasal dari SPD-TAP ( South Palembang District – Talang Akar Pendopo) untuk menghasilkan produk berupa Gas, SR-Tops, Naphta I, Naphta II, Naphta IV (LAWS), LKD, HKD, LCT/SGO, HCT dan Long Residue. CD V terdiri dari 1 flash kolom dan 4 kolom fraksionator. Minyak mentah dari tangki penyimpanan dibagi menjadi dua aliran. Aliran pertama melalui pre-heater 6-1/2, 6-3/7A, 6-4, 6-8, dan 6-5A/6A. Aliran kedua melalui pre-heater 6-5B/6B/7B dan HE-1/2/3. Kedua aliran yang telah dipanaskan tersebut dicampurkan dan diumpankan ke dalam kolom flash. Produk atas kolom flash diumpankan ke kolom 1-1 pada tray 10. Produk bawah kolom flash dipanaskan dalam tungku-I, lalu dicampurkan dengan crude yang telah dipanaskan melalui pre-heater 6-7/8/9/10 dan tungku redistiller-I/II, dan diumpankan ke dalam kolom 1-1 pada tray 6. Produk atas kolom 1-1 (C1-C15) digunakan sebagai umpan kolom 1-3. Sebagian produk bawah kolom 1-1 dipanaskan dalam tungku-I dan
37
_______________________________________________________________________
dikembalikan sebagai boil-up, sedangkan sebagian lagi dijadikan umpan kolom 1-2 setelah melewati tungku-II. Side- stream kolom 1-1 diambil pada tray 29 dan tray 15-21. Side-stream yang diambil pada tray 29 ditarik dengan pompa P-14/15 menuju penukar panas 6-1/2, lalu ke pendingin 44/5 dan dikembalikan ke kolom 1-1 sebagai refluks. Side-stream yang diambil pada tray 15-21 dimasukkan ke stripper 2-2. Produk atas stripper dialirkan kembali sebagai refluks kolom 1-1. Sebagian produk bawah stripper dikembalikan sebagai boil-up melalui reboiler 7-1 dan sebagian lagi didinginkan dalam pendingin 4-2/3 sebagai produk, yaitu LKD. Umpan kolom 1-2 adalah produk bawah dari kolom 1-1 yang telah dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku-II. Produk atas dikondensasi dalam kondensor 5-1/2/3/4, lalu dialirkan ke dalam akumulator 8-3, dan produk cairnya diambil sebagai HKD (C17- C20). Sebagian produk bawah dipompa melewati tungku-II dan dikembalikan ke kolom 1-2 sebagai boil-up dan sebagian lagi produk bawah yang berupa long residue digunakan untuk memanaskan umpan crude, lalu didinginkan dalam pendingin 4-17/18 dan dikirim ke HVU Sungai Gerong. Side-stream kolom 1-2 ditarik dari tray 32, tray 20-26, dan tray 1217. Side- stream dari tray 32 digunakan untuk memanaskan umpan crude, didinginkan dalam pendingin 4-8/9, dan dikembalikan sebagai refluks kolom 1-2. Side-stream dari tray 20-26 dialirkan ke stripper 2-1, di mana produk atasnya dikembalikan sebagai refluks kolom 1-2, sebagian produk
bawahnya
diambil
sebagai LCT
dan sebagian
dikembalikan ke kolom 1-2 sebagai boil-up. Side-stream dari tray 1217 dialirkan ke stripper 2-3. Produk atas 2-3 dikembalikan sebagai refluks dan sebagian produk bawahnya sebagai boil-up ke kolom 1-2. Sebagian produk bawah stripper 2-3 diambil sebagai HCT. LCT dan HCT yang dihasilkan banyak mengandung komponen C21 hingga C30. Pada kolom 1-3, umpan berasal dari produk atas kolom 1-1. Produk atas kolom 1-3 dikondensasi dalam kondensor 5-5/6/7/8, lalu dialirkan ke
38
_______________________________________________________________________
akumulator 8-1. Gas tidak terkondensasi dari akumulator produk gas
8-1
menjadi
(C1-C3), sedangkan kondensatnya dipompa dengan pompa
P-16/17 sebagai umpan kolom 1-4. Sebagian produk bawah kolom 1-3 dipanaskan dalam reboiler dan dikembalikan sebagai boil-up kolom 1-3 dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-IV (C11-C15). Side-stream kolom 13 ditarik pada tray 13 dan diumpankan ke stripper 2-4. Produk atas stripper 2-4 dialirkan kembali sebagai refluks kolom 1-3. Sebagian produk bawah 2-4 dikembalikan ke stripper sebagai boil-up dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-II (C8-C10). Umpan kolom 1-4 berasal dari kondensat akumulator 8-1. Produk atas kolom 1-4 dikondensasi, lalu dialirkan ke akumulator 8-2, di mana produk
atas
diambil
sebagai produk gas (C1-C3), sebagian produk
bawahnya dikembalikan sebagai refluks kolom 1-4 dan sebagian produk bawah lainnya diambil sebagai SR Tops (C4-C6). Sebagian produk bawah kolom 1-4 dialirkan kembali ke kolom 1-4 sebagai boil-up dan sebagian lagi didinginkan dan diambil sebagai nafta-I (C7-C8).
4.2.5. Crude Distiller VI (CD-VI) Crude Distiller VI mengolah minyak bumi yang berasal dari Ramba dengan jalan distilasi atmosferik. Kapasitas pengolahan CD-VI adalah 15.000 barrel per calendar day (15 MBCD). Di dalam unit CD-VI terdapat subunit Redistiller III/IV yang digunakan untuk mengolah ulang produk minyak yang tidak memenuhi spesifikasi. Redistiller telah dimodifikasi untuk dapat mengolah minyak mentah Sumatera Light Crude (SLC). Pada saat ini unit Redistiller III/IVsudah tidak dioperasikan karena efisiensinya yang 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.
39
_______________________________________________________________________
Proses pengolahan diawali dengan memompakan crude menuju furnace, namun sebelumnyacrude telah dipanaskan terlebih dahulu (preheater) menggunakan heat exchanger dengan memanfaatkan panas dari produk. 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). SelanjutnyaCrude dipanaskan lebih lanjut pada furnace, dengan pengaturan temperature tube skin antara 680-690oC, yang diharapkan akan menghasilkan COT sebesar 275-280oC. Dari furnace, selanjutnya minyak panas tersebut diumpankan ke tray kedua pada kolom T-1. Pada kolom ini terjadi proses penguapan fraksi ringan dari minyak mentah. Uap fraksi ringan yang terbentuk mengalir ke atas melalui tray-tray yang ada (tipe tray yang digunakan adalah bubble cap) dan keluar sebagaiproduk atas (C12-). Sebelum dimasukkan ke kolom T-2, panas dari hot vaporinidimanfaatkan 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 di 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, selanjutnya alitan ini dimasukkan ke kolom stripper (D-3). Uap yang dihasilkan kolom D-3 dimasukkan kembali ke kolom T-1, sedangkan fasa 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 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 kolomT-2. Setelah terjadi penguapan, uap yang keluar dari bagian
40
_______________________________________________________________________
atas kolom ini dimanfaatkan untuk memanaskan umpan (E-3). Produk atas (C8-) 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 gaspadafurnace 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 (C6-C8), sedangkan sisanya dimasukkan kembali ke kolom T-2. Produk bawah (C9-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.
4.2.6. STABILIZER C/A/B Stabilizer C/A/B merupakan tiga unit (kolom) terpisah, dimana Stab-B merupakan kelanjutan dari Stab-C dan Stab-A. Stabilizer C. Umpan (SR-Tops) dari tanki “O” dipompakan dengan booster pump ke Unit Stabilizer, dengan pompa Feed P-4/5 dipompakan melalui HE. 61/6-4 dan selanjutnya masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari stabilizer-C didinginkan dengan condenser 5-1/5-2 dan kemudian masuk ke Accu tank (8-1). Produk bawah dari accu tank 8-1 dengan pompa P-6/7 dipompakan sebagian sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai feed Stabilizer-B.Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-1 dialirkan ke SRMGC. Produk bawah kolom Stabilizer sebagian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-4 dan Cooler
41
_______________________________________________________________________
4-5/4-8 yang selanjutnya di pompakan ke tanki penampung sebagai produk Dip Top (LOMC). Stabilizer A. Umpan (SR-Tops) dari tanki “O” dipompakan dengan booster pump ke Unit Stabilizer, dengan pompa Feed P-9/10 dipompakan melalui HE. 61/6-2 dan selanjutnya masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari stabilizer-C didinginkan dengan condenser 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 sebagian sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai feed Stabilizer-B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC. Bottom produk Stabilizer kolom sebagian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 di pompakan ke tanki penampung. 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 condenser 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 sebagian sebagai refluks dan sebagian
lagi
sebagai
produk
Raw
Buthane.Gas
yang
tidak
terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC. Produk bawah stabilizer sebagian di kembalikan sebagai reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 di pompakan ke tanki penampung sebagai produk SBPX-40B.
42
_______________________________________________________________________
4.2.7. Straight Run Main Gas Compressor (SRMGC) Unit ini terdiri dari 4 buah kompresor. Kompresor–kompresor ini digerakkan oleh motor bakar yang berbahan bakar gas. Unit SRMGC berfungsi untuk menempa gas yang dihasilkan oleh unit Crude Distiller (CDU II, III, IV, dan V), Stabillizer C/A/B, Thermal Reforming, dan Redistiller I/II kilang Plaju. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut. Umpan fraksi gas yang berasal dari pengolahan di CD II/III/IV/V, dan Stab C/A/B dimasukkan ke dalam sebuah buffer tank (9-1) agar kondensat yang terbawa dalam fraksi gas tersebut dapat dipisahkan. Gas yang sudah terbebas dari kondensatnya dikeluarkan dari tangki (9-1) dengan tekanan 0.8 K. Gas tersebut kemudian dinaikkan tekanannya dalam empat buah kompresor (C-1/2/3/4) yang dipasang paralel sampai mencapai tekanan 5.5 K. Gas hasil kompresi kemudian didinginkan oleh cooler (4-1/2/3/4) dan dimasukkan ke tangki akumulator (9-2). Gas yang tidak terkondensasi pada tangki (9-2) diumpankan ke unit BBMGC untuk dinaikkan kembali tekanannya. Kondensat yang terbentuk pada tangki (9-2) dikeluarkan dan digabung dengan aliran kondensat dari tangki (9-1) untuk kemudian diumpankan ke unit BB distiller bersama–sama dengan kondensat dari unit BBMGC. Kondensat–kondensat ini disebut sebagai comprimate.
4.2.8. Butane Butylene Main Gas Compressor (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/cm2. Fasa gas dari top tangki 1201 yang terdiri dari C4 dan yang lebih ringan dan
43
_______________________________________________________________________
fraksi berat yang terikut akan dipanasi di evaporator 3-1 dengan steam coil. Dari outlet evaporator masuk ke dalam kompresor MGC-1/2/3 gas akan ditekan menjadi 22 kg/cm2, kemudian didinginkan dengan cooler 47/8/9/10. Dari cooler dimasukkan ke comprimate accu tank 8-1/2/3/4. Disini terbentuk 2 fasa, gas atau res gas dan cairan atau comprimate. Pada comprimate accu tank ini dilakukan pendrainan air.Kemudian comprimate ditampung di accu tank 8-5. 4.2.9. Butane Butylene (BB) Distiller Unit BB Distiller terdiri dari empat kolom utama, yaitu kolom absorber 1-1, depropaneeizer 1-2, debutanizer 1-3, dan stripper 1-4. Unit BB Distiller menggunakan umpan residual gas, comprimate, condensate, dan unstab-crack. Umpan yang digunakan berupa gas dan cairan yang terdiri dari campuran methane, ethane, propaneee, propylene, buthane, butilen, dan sedikit light naphtha. Umpan gas masuk kolom absorber pada tray 16, sedangkan umpan cairan masuk pada tray 14. Absorben yang dipompa ke puncak kolom adalah lean oil atau kerosin
yang merupakan produk bawah kolom stripper dengan
perbandingan lean oil terhadap intake gas adalah 1,8:2,0.. Gas C3 dan gas yang lebih berat akan diabsorpsi oleh lean oil dan keluar dari bagian bawah kolom absorber. Produk bawah ini dipanaskan dalam reboiler 7-1/2, di mana fasa uap dikembalikan sebagai boil-up dan fasa cairnya dialirkan ke surge tank 9-1, lalu dicampurkan dengan unstab-crack sebagai umpan kolom depropaneeizer. Gas C1 dan C2 yang tidak terabsorpsi akan masuk ke surge tank 9-4. Produk gas surge tank 9-4 diambil sebagai refinery gas, sedangkan produk cairnya dijadikan umpan kolom stripper. Untuk mengatur temperatur top, kolom absorber dilengkapi dengan tiga buah intercooler, yaitu: a. Intercooler 4-1 untuk mendinginkan fat oil, yaitu lean oil yang sudah
44
_______________________________________________________________________
mengabsorpsi propaneee, dari tray 46 kembali ke tray 45. b. Intercooler 4-2 dan 4-3 untuk mendinginkan fat oil dari tray 31 kembali ke tray 30. Umpan kolom depropaneeizer adalah campuran antara unstab-crack dengan cairan dari surge tank 9-1. Produk atas kolom depropaneeizer dikondensasi dan dialirkan ke akumulator 8-11. Fasa gas dari 8-11 dialirkan ke dalam surge tank 9-4, sedangkan fasa cairnya yang kaya propaneee dijadikan refluks sebagian dan diambil sebagian sebagai produk C3. Sebagian produk bawah kolom depropaneeizer yang kaya komponen yang lebih berat dari C3 dijadikan boil-up melalui reboiler 7-3/4,
sedangkan
produk
cair reboiler dijadikan umpan kolom
debutanizer. Kolom debutanizer
berfungsi untuk
memisahkan fraksi buthane-
butilen yang terdapat dalam umpan. Produk atas kolom debutanizer dikondensasi dan
dialirkan
ke akumulator 8-12. Cairan dari 8-12
dipompa sebagian sebagai refluks kolom debutanizer dan sebagian lagi sebagai produk berupa FBB. Produk bawah kolom debutanizer yang mengandung komponen yang lebih berat dari C4 dipanaskan dalam reboiler 7-5/6, di mana fasa uap dikembalikan sebagai boil-up dan fasa cairnya dicampurkan dengan fasa cair dari 9-4 menjadi umpan kolom stripper. Produk atas kolom stripper dikondensasi, dialirkan ke surge tank 8-13,
lalu dipompa sebagian sebagai refluks kolom stripper dan
sebagian diambil sebagai produk berupa stabilized crack top. Stabcr-top digunakan sebagai low octane mogas component (LOMC). Produk bawah kolom stripper dikembalikan ke kolom sebagai boil-up melalui reboiler 7-7. Cairan dari reboiler 7-7 ditampung dalam surge tank 9-2, didinginkan, lalu dijadikan refluks kolom absorber.
45
_______________________________________________________________________
4.2.10. BB Treating Unit BB Treating merupakan unit pelengkap BB Distiller. BB Treating berfungsi untuk mengurangi kandungan merkaptan dan amina pada FBB dari unit BB Distiller dan FBB dari FCCU Sungai Gerong. Merkaptan
dan
amina
merupakan
racun
bagi katalis proses
polimerisasi. Umpan BB dari BB Distiller atau FCCU dicampur dengan caustic soda atau NaOH, lalu dialirkan ke caustic settler. Di caustic settler akan terjadi reaksi antara merkaptan (R-S-H; R = alkil) dan NaOH sehingga menghasilkan R-S-Na dan air. Caustic soda yang masih memiliki konsentrasi tinggi akan berada di bagian bawah caustic settler. Caustic soda tersebut akan disirkulasi sambil dibuang sebagian. Caustic soda yang dibuang akan diganti dengan caustic soda yang baru atau make-up. Bagian atas caustic settler akan masuk ke dalam water settler bersamaan dengan injeksi air melalui mixer untuk melarutkan alkil amina dan entrainment dari caustic soda. Pemisahan dalam water settler akan terjadi berdasarkan perbedaan berat jenis, di mana air yang mengandung amina dan caustic soda akan mengendap dan keluar pada bagian bawah water settler dan selanjutnya di-drain ke parit. BB yang telah dibersihkan atau treated BB dialirkan ke final settler untuk memisahkan air yang terbawa (entrainment). BB yang telah melalui final settler disimpan dalam tangki 1207/1208 dan siap untuk digunakan sebagai umpan unit polimerisasi dan alkilasi.
4.2.11. 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,
46
_______________________________________________________________________
diperoleh off gas, vacuum gas oil (LVGO, MVGO dan HVGO) serta vacuum residue. Kapasitas produksi HVU II adalah 54 MBSD, dengan produk 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 memiliki 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 lebih lanjut di dalam furnace. Beberapa heat exchanger yang digunakan sebagai preheater adalah E-14-006 A/B (HVGO exchanger), E-14-003 A/B/C (MVGO exchanger), E-14-010 A (vacuum residue exchanger) dan E-14009 A/B/C/D (vacuum residue exchanger). Rangkaian heat exchanger ini diharapkan dapat menghasilkan feed untuk furnace dengan CIT sebesar 262-270oC, serta untuk menekan penggunaan energi pendinginan untuk produk dari HVU sendiri. Feed dari pre-heater kemudian dipanaskan lebih lanjut di dalam furnace, yang diharapkan akan meningkatkan temperatur feed hingga 360-380oC. Furnace HVU menggunakan tiga macam fuel, yaitu fuel oil, fuel gas dan off gas (off gas ini merupaan pemanfaatan produk atas dari HVU sendiri, dengan tujuan efisiensi produk off gas). Parameter utama dari furnace 47
_______________________________________________________________________
HVU ini adalah temperature tube skin (maximum 690 oC) dan COT menuju kolom vakum. Heated feed dari furnace kemudian dialirkan menuju kolom vakum (C14-001) untuk dipisahkan menjadi produk-produk. Proses distilasi ini dilakukan pada tekanan di bawah tekanan atmosfir (60-65 mmHg). Distilasi 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, dengan harapan pemisahan antara liquid dan vapor akan 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 gasoil, 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 gasoilakan 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 feed untuk FCCU baik secara langsung (sebagai hot MVGO dan HVGO) maupun cold feed (yang diambil dari T191/192). 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 48
_______________________________________________________________________
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 steam-nya 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-14-003 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 A/B/C, dimana panasnya dimanfaatkan sebagai preheater untuk feed HVU. Sebagian dikembalikan sebagai refluks (E-14004) dan sebagian lainnya digunakan sebagai feed untuk FCCU (E-14005). Saat ini, sebagian dari MVGO juga dijadikan sebagai blending component dengan LVGO untuk menjadi bahan bakan solar. 49
_______________________________________________________________________
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.
4.3.
Unit Proses Sekunder (Secondary Process Unit) Unit proses sekunder mengolah keluaran dari unit proses primer menjadi produk akhir dengan melibatkan reaksi-reaksi kimia. Unit proses sekunder yang terdapat di Pertamina RU
III adalah unit
polimerisasi, unit alkilasi, dan RFCCU. RFCCU dilengkapi dengan unit light ends.
4.3.1. 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. Tiap set terdiri dari 3 convertor. Jadi 9 convertor yang dipasang secara pararel dengan kapasitas 30t/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 catalyst ( P2O5) yg berbentuk pelet.BB yang direaksikan masuk kedalam tube melewati catalyst sehingga terjadi reaksi yang diinginkan.Tiap set convertor berisi 9 drum catalyst @ 200kg = 1800kg. Reaksi polimerisasi berlangsung pada tekanan dan temperatur yang tinggi yaitu 32 kg/cm2 dan 160oC Untuk memanaskan sampai suhu reaksi maka kedalam bagian shell dari convertor dialirkan heating oil. Jika reaksi polimerisasi sudah berjalan normal maka solar yang mengalir melalui shell bersifat sebagai pendingin juga pemanas. Heating oil ini disirkulasikan. Reaktor product selanjutnya
50
_______________________________________________________________________
dialirkan kedalam bagian stabilizer column 1-1 untuk mengalami pemurnian. Stabilizer column berfungsi sebagai pemisah butane dari polymer hasil reaksi. Top product dari stabilizer column didinginkan dengan cooler 51/2/3/4 kemudian melalui accu tank 8-1. Top product dialirkan ke flare,sedangkan bottom dari accu tank 8-1 didinginkan lagi dengan cooler 4-8/9 dan disebut residual butane butylene merupakan campuran dari isobutene, n-butane, sisa butane butylene dan sedikit propaneee propylene. Res-BB tersebut disimpan didalam tanki 1207/08 untuk dipakai sebagai umpan unit alkilasi. Stabilizer column berukuran diameter 1,3 meter dan tinggi 14 meter, berjenis bubble cap tray column dengan jumlah tray 25 buah. Agar pemisahan butane butylene dari stabilizer column ini berjalan baik, maka temperatur puncak kolom dijaga 60oC dan bottom 15oC pada tekanan 6kg/cm2. Produk bawah kolom stabilizer 1-1 melalui cooler 4-10/11/5/6 dialirkan ke tanki O sebagai produk polimer. Polimer ini merupakan komponen mogas yang mempunyai octane number tinggi.
4.3.2. Alkilasi Unit alkilasi Pertamina UP III didesain untuk mengolah RBB dari
unit polimerisasi dengan kapasitas pengolahan 155 T/D sehingga
menghasilkan produk light alkylate yang memiliki bilangan oktan tinggi. Unit alkilasi terdiri dari 2 bagian yaitu bagian reaktor dan distilasi. Bila kebutuhan RBB tidak tercukupi, umpan ditambah dengan RBB dari FCCU Sungai Gerong. RBB dipompa dari tangki 1207/1208 dan dicampurkan dengan aliran daur ulang isobuthane (iC4 recycle), lalu didinginkan dengan produk reaktor sebelum dialirkan ke reactor feed blend tank 8-8. Dari tangki 88, umpan dicampurkan dengan katalis H2SO4, lalu didinginkan di chiller yang menggunakan pendingin propaneee. Campuran umpan- asam yang dingin dimasukkan ke reaktor sehingga terjadi reaksi alkilasi.
51
_______________________________________________________________________
Sebagian keluaran reaktor dicampurkan dengan umpan segar dari 8-8, lalu
dimasukkan kembali ke reaktor,
sedangkan sebagian
lagi
dimasukkan ke acid separator untuk memisahkan produk dari katalis. Asam yang memiliki berat jenis lebih besar akan mengendap di bawah, di mana sebagian asam didaur ulang, sedangkan sebagian lagi dibuang. Bagian atas separator, yaitu alkilat, dimasukkan ke final separator, lalu ke caustic settler untuk menetralkan sisa asam yang terikut. Alkilat yang telah melewati tahap treating dijadikan umpan bagian distilasi. Produk alkilat diumpankan ke kolom deisobutanizer 1-1. Produk atas kolom 1-1 dikondensasi dan dijadikan umpan kolom depropaneeizer, sedangkan produk bawah dipanaskan dalam reboiler dan cairan dari reboiler dijadikan umpan kolom stabilizer. Aliran refluks kolom 1-1 dicampurkan dengan sebagian iC4 recycle. Produk atas kolom 1-1 banyak mengandung propaneee dan isobuthane, sedangkan produk bawah banyak mengandung alkilat dan buthane. Kolom depropaneeizer 1-2 berfungsi untuk memisahkan propaneee dari produk atas kolom 1-1. Hasil kondensasi produk
atas kolom 1-2
banyak
mengandung
propaneee, di mana fasa uap diambil sebagai fuel gas, sedangkan fasa cairan diambil sebagai campuran LPG. Produk bawah kolom 12 dipanaskan dalam reboiler 7-3. Fasa cair reboiler 7-3 yang kaya isobuthane
didinginkan
dalam
pendingin
4-3
dan
4-1/2,
lalu
digunakan sebagai iC4 recycle. Kolom stabilizer 1-3 berfungsi untuk memisahkan produk alkilat dari buthane. Produk atas kolom 1-3 dikondensasi sehingga menghasilkan buthane cair. Produk bawah kolom 1-3 dipanaskan dalam reboiler 7-4, lalu fasa cairnya diambil dan dijadikan umpan kolom rerun. Kolom rerun 1-4 berfungsi untuk memisahkan light alkylate dan heavy alkylate. Produk atas kolom 1-4 dikondensasi, lalu dicuci dengan caustic dan dimasukkan ke surge tank 9-7. Cairan yang berada pada lapisan atas dalam surge tank diambil sebagai produk light alkylate,
52
_______________________________________________________________________
sedangkan caustic yang ada di lapisan bawah didaur ulang. Produk bawah kolom 1-4 dipanaskan dalam reboiler dan fasa cairnya didinginkan dalam pendingin 4-4, lalu diambil sebagai heavy alkylate. 4.3.3. RFCCU RFCCU digunakan untuk mengonversi MVGO dan HVGO (M/HVGO) dan long residue menjadi produk minyak ringan dengan bantuan katalis.
RFCCU
terdiri
dari reaktor, regenerator katalis. Main
fractionator terdiri dari kolom primary fractionator, secondary fractionator, dan LCGO stripper. Produk RFCCU adalah off gas, raw PP, LPG, catalytic naphtha, LCGO, HCGO, dan slurry. Perbandingan umpan unit RFCCU adalah 165000 BPSD M/HVGO dan 4000 BPSD
residue.
Sebelum
dimasukkan
ke
reaktor,
umpan
dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku hingga mencapai 331 oC, lalu diinjeksikan antimoni sebanyak 0,75-2,1 kg/jam untuk mencegah adanya metal content dalam umpan yang dapat mengakibatkan deaktivasi katalis. Umpan dengan kapasitas 120.600 kg/jam diinjeksikan ke dalam riser untuk direaksikan dengan katalis bertemperatur 650-750 oC dari regenerator. Reaksi terjadi pada seluruh bagian riser pada 520 oC. Untuk memperoleh sistem fluidisasi yang baik, riser dengan
MP
steam.
Selain
itu,diinjeksikan
coke
katalis
HCGO
pembentukan
menaikkan
temperatur regenerator serta nafta yang diperlukan untuk
menaikkan
selektivitas
sehingga
sehingga
yang
menambah
cracking
pada
pula
diinjeksikan
meningkatkan
dapat yield
propaneee-propylene. Stripping steam diinjeksikan ke daerah stripper untuk mengurangi kadar oil dalam katalis sebelum disirkulasikan ke regenerator. Reaktor dilengkapi dengan tiga
buah
cyclone 1
tahap
untuk
meminimalisasi terbawanya katalis ke kolom fraksionasi. Hasil cracking yang berupa uap dialirkan dari reaktor ke kolom fraksionasi. Spent catalyst disirkulasikan ke regenerator dengan dikontrol oleh
53
_______________________________________________________________________
spent side valve (SSV). Untuk memperlancar aliran spent catalyst di stand pipe, dialirkan udara dengan control air blower dengan laju alir 7.000 kg/jam dan tekanan 2,49 kg/cm2g. Regenerasi katalis dilakukan dengan
mengoksidasi
pembakaran,
dapat
coke
pada
ditambahkan
katalis torch
oil.
dan
untuk membantu
Udara
pembakaran
dialirkan menggunakan main air blower. Regenerator dilengkapi dengan cyclone 2 tahap untuk memisahkan gas cerobong dari partikel katalis yang terbawa. Gas hasil cracking dengan temperatur 520oC dialirkan ke bottom kolom primary fractionator (FC-T-1). Produk bawah kolom FC-T-1 berupa slurry oil (SLO). Sebagian SLO
dipanaskan
dalam
reboiler
dan
dikembalikan ke kolom sebagai boil-up dan sebagian disimpan dalam tangki TK-191/192. Side-stream dari tray 3 diambil sebagian sebagai produk LSWR, sebagian dikembalikan ke tray 3, dan sebagian lagi dikembalikan ke reaktor sebagai HCGO recycle. Side-stream dari tray 6 dikembalikan sebagian ke tray 6 di bawah packing dan sebagian diumpankan ke reboiler kolom debutanizer (FLRS-E-107) pada unit light ends. Produk top atau overhead gas kolom primary dialirkan ke bottom kolom secondary fractionator sebagai umpan. Produk bottom kolom secondary yang berupa LCGO diumpankan sebagian ke top kolom LCGO stripper FC-T-2, sedangkan sebagian lagi dikembalikan ke top kolom primary fractionator di atas packing. LCGO dalam stripper di-stripping menggunakan LP steam sehingga menghasilkan produk top yang dikembalikan ke kolom secondary dan produk bottom berupa LCGO. Sebagian LCGO dari bottom kolom LCGO stripper diambil sebagai torch oil untuk regenerator. Sidestream dari tray 15 diambil sebagai lean oil untuk sponge absorber. Produk atas kolom secondary fractionator dicuci dengan
wash
water, lalu didinginkan dan dikondensasi dalam akumulator. Produk akumulator adalah wet gas.
54
_______________________________________________________________________
4.3.4. Unit Light Ends Wet gas dari FC-D-7 dipisahkan dari kondensatnya di vessel FLRS-D401, lalu diisap oleh kompresor tahap pertama FLRS-C-101. Keluaran kompresor
didinginkan dalam
penukar
panas
FLRS-E-101
dan
dimasukkan ke vessel FLRS-D-402. Gas dari FLRS-D-402 dikompresi lagi dengan kompresor tahap kedua. Gas keluaran kompresor tahap kedua dicampurkan dengan overhead stripper FLRS-T-403, bottom primary absorber FLRS-T-401, dan wash water dari bottom FLRS-D402. Gabungan keempat aliran tersebut didinginkan dengan air fin cooler FLRS-E-401 dan cooler FLRS-E-402, lalu dimasukkan ke vessel FLRS-D-404. Gas dari vessel FLRS-D-404 diumpankan ke primary absorber bersama-sama dengan nafta dari vessel FC-D-7, sedangkan cairannya ditarik menuju kolom stripper FLRS-T-403. Wash water dari
FLRS-D-404 dicampurkan dengan wash water dari
FLRS-D-401 dan dikembalikan ke penukar panas FC-E-4. Produk top kolom primary absorber yang berupa gas diabsorpsi dalam sponge absorber dengan lean oil dari secondary fractionator. Produk top sponge absorber diambil sebagai fuel gas, sedangkan produk bottom yang berupa rich oil dikembalikan ke secondary fractionator. Dalam kolom stripper FLRS-T-403, cairan vessel FLRS-D-404 distripping dengan menggunakan uap bottom-nya sendiri. Cairan dari bottom
stripper dipanaskan dengan
dua
reboiler,
lalu uapnya
digunakan untuk stripping. Produk bottom stripper diumpankan ke kolom debutanizer, sedangkan produk top-nya dicampurkan dengan gas keluaran kompresor tahap kedua. Produk bottom kolom stripper FLRS-T-403 diumpankan ke tray 13 kolom debutanizer FLRS-T-102 setelah dipanaskan dengan produk bottom kolom debutanizer dengan penukar panas FLRS-E-106. Produk bottom kolom debutanizer adalah gasoline. Produk top debutanizer
55
_______________________________________________________________________
didinginkan dengan pendingin FLRS-E-108 dan dimasukkan ke akumulator FLRS-D-103. Uap akumulator diambil sebagai off gas, sedangkan cairan akumulator sebagian dikembalikan sebagai refluks dan
sebagian
dimasukkan
ke stabilizer feed drum LS-D-1 untuk
dicampurkan dengan produk top kolom stabilizer. Campuran tersebut diumpankan ke kolom stabilizer. Produk bottom sebagian dijadikan boilup, sedangkan sebagian lagi digunakan untuk memanaskan umpan, lalu diambil sebagai buthane untuk LPG. Sebagian produk top kolom stabilizer dicampurkan dalam feed drum LS-D-1 dan sebagian lagi didinginkan dan dimasukkan ke dalam akumulator LS-D-2 sehingga menghasilkan off gas dan raw PP sebagai umpan unit polypropylene.
4.4.
Unit Petrokimia Pada awalnya, unit petrokimia memiliki dua unit, yaitu unit TA/PTA dan unit polypropylene. Akan tetapi, pada tahun 2007, unit TA/PTA harus
berhenti beroperasi akibat mengalami kerugian sehingga satu-
satunya unit petrokimia yang masih beroperasi adalah unit polypropylene. Proses di unit polypropylene terdiri dari tiga proses utama, yaitu proses pemurnian atau purifikasi, proses polimerisasi, dan proses finishing. Umpan unit polypropylene adalah raw PP (65-70 % propylene) yang berasal dari unit RFCCU Sungai Gerong. Umpan tersebut biasanya masih mengandung pengotor-pengotor, seperti H2S dan CO2, sehingga harus dibersihkan di unit purifikasi. Umpan dari tangki T-101 dimasukkan ke dalam kolom DEA extractor untuk mengekstraksi CO2 menggunakan absorben
dari umpan raw PP dengan
larutan dietanolamin.. DEA extractor terdiri
dari tiga kolom, yaitu primary extractor C-201, secondary extractor C202, dan regenerator C-203. Raw PP dipompa masuk ke bawah kolom C-201 dan keluar dari puncak kolom. Raw PP yang masih mengandung sedikit CO2 diumpankan ke kolom C-202 dari bawah kolom, lalu raw PP
56
_______________________________________________________________________
yang bersih dari CO 2 dimasukkan ke DEA settling tank V-204 untuk memisahkan raw PP dari larutan DEA yang
terbawa
berdasarkan
perbedaan massa jenis. Larutan DEA dimasukkan ke akumulator V203, di mana produk uapnya yang berupa off gas di-flaring, sedangkan larutan DEA diregenerasi di kolom C-203. Larutan DEA jenuh dari kolom C-201 dan C-202 diregenerasi di kolom C-203. Produk atas kolom C-203 dikondensasi dan dialirkan ke
akumulator
V-203,
sedangkan produk bawahnya dipanaskan dengan reboiler dan produk cairnya dimasukkan ke DEA surge tank V-210. Di tangki V-210 ini, DEA yang lama akan dicampurkan dengan DEA yang baru dan digunakan lagi sebagai absorben. Raw PP dari akumulator V-204 diumpankan ke kolom NaOH extractor yang terdiri dari tiga kolom, yaitu primary extractor C-204, secondary extractor C-205, dan NaOH regenerator C-206. NaOH digunakan untuk mengekstrak H2S dari raw PP. Raw PP diumpankan ke kolom C-204 dari bawah dan dikontakkan secara counter-current dengan larutan NaOH. diekstraksi
Rafinat
lebih lanjut
yang
masih
di kolom C-205. Raw PP
dibersihkan dari H2S dimasukkan ke dibersihkan dari NaOH
mengandung
yang
sand filter
terbawa.
Selanjutnya,
sedikit
H 2S
yang
telah
S-201
agar
umpan PP
dimasukkan ke dryer unit agar dibersihkan dari air. Larutan NaOH jenuh dari kolom C-205 diregenerasi di kolom C-206, sedangkan larutan jenuh dari kolom C-204 dibuang ke drain. Produk atas kolom C-206 dikondensasi dan dimasukkan ke akumulator V-205, lalu fasa gas diflaring dan fasa cairnya dikembalikan sebagai refluks. Produk bawah kolom C-206, yaitu NaOH hasil regenerasi, dicampurkan dengan NaOH baru pada surge tank V-206. Umpan PP yang telah melewati tahap purifikasi disebut treated PP. Treated PP diumpankan ke kolom depropaneeizer untuk dipisahkan antara
propaneee dan propylene. Propylene yang dihasilkan harus
memiliki kemurnian tidak kurang dari 99,6%. Pada dasarnya, kolom 57
_______________________________________________________________________
depropaneeizer merupakan satu kolom yang sangat tinggi dengan 274 tray, lalu dibagi menjadi tiga kolom yang lebih kecil dengan jumlah tray masing-masing 92 tray, kecuali di kolom kedua yang memiliki
90
tray.
Produk
atas kolom
depropaneeizer
adalah
propylene dengan kemurnian tinggi, sedangkan produk bawahnya adalah propaneee yang diambil sebagai bahan LPG. Sebelum memasuki reaktor, propylene masih harus melewati beberapa impurities removal,
yaitu
light
end
stripper untuk
membuang
kandungan methane, ethane, CO, dan CO2, dehydrator menghilangkan kandungan
air,
COS
absorber
untuk untuk
menghilangkan karbonil sulfida (COS), dan arsine removal untuk menghilangkan arsin. Sebelum digunakan,katalis harus dipersiapkan terlebih dahulu. Untuk persiapan katalis utama, main catalyst dan co-catalyst dicampurkan dalam pre-treatment drum (D-2101) dengan n-hexane sebagai pelarut sehingga
terbentuk
slurry.
Slurry
tersebut dicampurkan dengan
sejumlah gas propylene sehingga terjadi pre-polymerization yang bertujuan meningkatkan aktivitas katalis. Campuran dialirkan ke holding
drum
(D-2102)
dan dilarutkan
lagi dengan
n-hexane,
kemudian dialirkan ke feed drum (D-2103). Untuk persiapan cocatalyst,
co-catalyst
dilarutkan
dengan
n-hexane,
lalu dialirkan
menuju holding drum (D-2104). Untuk persiapan katalis donor elektron, cyclohexyl-methyl-dimethoxy-silane dimasukkan langsung ke holding drum (D-2105) tanpa pengenceran dengan n-hexane. Katalis dari D-2102, D-2103, dan D-2104 dialirkan ke reaktor-1 (D-2101). Propylene cair dari bagian impurities removal dialirkan menuju propylene vaporizing drum (D-2210), kemudian fasa cairnya diumpankan ke reaktor-1, di mana terjadi reaksi eksotermis pada fasa cair, sedangkan fasa gasnya diumpankan ke reaktor-2, di mana terjadi reaksi pada fasa gas.. Gas hidrogen dari hydrogen plant diinjeksikan ke dalam reaktor-1 untuk mengatur melt flow rate (MFR). Reaktor-1 dilengkapi dengan
58
_______________________________________________________________________
jaket yang dialirkan air pendingin untuk menjaga reaksi tetap berlangsung pada 70 oC. Hasil reaksi yang berupa slurry dialirkan ke reaktor-2. Dalam reaktor-2, terjadi reaksi pada fasa gas yang bertujuan untuk fluidisasi slurry dari reaktor-1. Fluidisasi ini bertujuan memisahkan propylene yang terbawa sehingga terjadi 40 % reaksi. Hasil reaktor-2 ini
sudah
berupa
polypropylene
powder
masih
atau
mengandung
serbuk n-hexane
polypropylene.
Serbuk
dari katalis.
Untuk
menghilangkan n-hexane,
serbuk
polypropylene
dimasukkan
ke
dalam
powder
heater yang berupa penukar panas. Sebagai fluida panas, digunakan gas N2 panas. Dari powder heater, serbuk polypropylene dimasukkan lagi ke steaming drum untuk membuang sisa n-hexane yang masih ada dan untuk deaktivasi katalis. Dalam steaming drum ini, serbuk polypropylene dikontakkan langsung dengan campuran N 2
panas
dan steam. Serbuk polypropylene yang telah dimurnikan dimasukkan ke bagian finishing. Di bagian finishing, serbuk polypropylene ditampung terlebih dahulu dalam powder hopper (TK-2501) dan untuk mencegah terjadinya degradasi polimer akibat oksidasi, transportasinya dilakukan dengan menggunakan gas nitrogen. Sejumlah zat aditif sebagai stabilizer, yaitu : a. AE stabilizer sebagai primary heat stabilizer, b. AI stabilizer sebagai secondary heat stabilizer, c. AH stabilizer sebagai heat stabilizer produk jenis tape dan injection grade, d. HA stabilizer sebagai neutralizer dan pelumas, e. HD stabilizer sebagai zat pemutih, f. SB stabilizer sebagai slip agent, g. SC stabilizer sebagai anti-blocking agent. Serbuk polypropylene dicampurkan dengan stabilizer, lalu dilanjutkan dengan proses pelletizing. Pada proses pelletizing, campuran serbuk dan
59
_______________________________________________________________________
aditif dipanaskan sehingga meleleh menjadi resin atau ekstrusi melalui cetakan (dye plate) dan langsung dipotong menjadi pellet dengan alat pemotong yang dilengkapi dengan pellet cooling water (CWP). Pelet yang terbentuk dibawa ke pellet vibrating screen melalui pellet dryer untuk memisahkan pelet dari air dan pelet yang tidak memenuhi spesifikasi ukuran. Pelet yang on-size (memenuhi spesifikasi ukuran) ditampung dalam pellet hopper (TK-2504) dan ditransfer ke bagian bagging untuk pengemasan.
60
_______________________________________________________________________
BAB V SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES
5.1. Peralatan Proses Unit produksi yang dimiliki oleh PT Pertamina RU-III Plaju berjumlah dua buah. Unit produksi tersebut terdiri dari Unit Produksi yang mengolah minyak mentah menjadi produk-produk baiik proses primer maupun sekunder serta yang mengolah bahan-bahan dari hasil pengolahan minyak bumi menjadi produk-produk petrokimia. Proses Produksi menggunakan peralatan-peralatan yang terintegrasi di dalam unit-unit produksi tersebut sehingga pengolahan produk menjadi lebih efektif. Berikut merupakan peralatan-peralatan dan fungsinya yang digunakan pada unit-unit produksi di PT Pertamina RU-III Plaju. Tabel 5.1. Jenis dan Fungsi Peralatan Proses di RU – III Nama Alat Akumulator
Blower
Buffer Tank
Fungsi
Unit Pengguna
Sebagai tangki pengumpul kondensat CDU, BBMGC, BB dari kolom distilasi (liquid Distiller, Stab reservoir). Dari akumulator C/A/B, Unit kondensat dapat direfluks atau Alkilasi, Unit diambil sebagai produk atas Polimerisasi, Unit Polypropylene, SRMGC Mentransportasikan dan menekan RFCCU, gas untuk menghasilkan gas dengan Unit Polypropylene tekanan sedang Untuk memisahkan kondensat yang SRMGC terbawa aliran fasa gas
Caustic Settler Tempat penjumputan suatu senyawa tertentu misalnya, sulfur dan merkaptan, dengan penambahan soda kaustik
61
Unit Alkilasi, BB Treater
_______________________________________________________________________
Nama Alat
Fungsi
Unit Pengguna
Cyclone
Memisahkan padatan dari campuran RFCCU padat-gas. Alat ini menggunakan gaya sentrifuga. Putaran cyclone menyebabkan partikel padatan menabrak dinding dan jatuh kebawah karena gravitasi. Digunakan untuk memisahkan katalis dari gas hasil cracking Dehidrator Mengurangi kadar air yang suatu Unit Polypropylene larutan dengan suatu penambahan absorben Dryer Mengurangi kadar air dalam suatu Unit Polypropylene padatan. Padatan yang akan dikeringkan dilewatkan pada aliran udara kering Evaporator Mengurangi kadar cairan dalam suatu CD II, BBMGC cairan atau memekatkan larutan Extruder Ejektor Feed Blend Filter Final Settler Heater
Mencetak polimer dengan menjadi Unit Polypropylene bentuk tertentu Mempertahankan kondisi vakum HVU Tangki pencampur umpan sebelum Unit Alkilasi masuk reaktor Memisahkan padatan terlarut dari fluida Unit Polypropylene menggunakan media berpori Penjumputan akhir suatu campuran dari pengotor-pengotor yang tidak diinginkan Memanaskan temperatur aliran, biasa digunakan unstuk memanaskan umpan yang akan masuk reaktor. Pemanasan dengan pertukaran panas dengan steam atau dengan produk reaksi
62
BB Treater
CDU
_______________________________________________________________________
Nama Alat
Fungsi
Unit Pengguna
Heat Exchanger
Mempertukarkan panas antara fuida panas dan dingin. Digunakan sebagai pemanasan awal umpan dan pendinginan produk atas kolom distilasi Memisahkan gas dan cairan dengan prinsip absorpsi
Semua unit
Kolom absorpsi
Kolom distilasi
Memisahkan komponen – komponen dalam suatu campuran berdasarkan perbedaan titik didih
Kompresor
Mentrasportasikan dan menekan gas, untuk menghasilkan gas dengan tekanan yang lebih tinggi Mengembunkan uap jenuh yang dihasilkan oleh bagian atas kolom distilasi
Kondensor
Pompa
Mentransportasikan fluida pada sistem perpipaan
Reaktor
Tempat terjadinya reaksi
FCCU, BB Distiller, BBMGC, SARU CDU, Redistiller, BBDistiller, Unit Alkilasi, Stabilizer C/A/B, RFCCU RFCCU, Gas Plant, BBMGC, SRMGC CDU, Redistiller, BBDistiller, Unit Alkilasi, Stabilizer C/A/B, RFCCU Seluruh unit Unit Alkilasi, Unit Polimerisasi, Unit Polypropylene, RFCCU
63
_______________________________________________________________________
Nama Alat
Fungsi
Unit Pengguna
Regenerator
Meregenerasi katalis yang telah dipakai melalui reaksi pembakaran coke
RFCCU
Scrubber
Untuk menangkap partikel-partikel padatan dari gas-gas yang akan dibuang ke atmosfer
Unit Alkilasi, Unit Polypropylene
Separator
Memisahkan fasa cair dan fasa gas
CDU, Stabilizer, BB Distiller, Alkilasi
Silo
Tempat penampungan produk padat
Unit Polypropylene
Stabilizer
Kolom fraksionasi untuk menstabilkan produk dari kolom distilasi
CDU, Stabilizer C/A/B, Unit Alkilasi, Unit Polypropylene
Stripper
Kolom pelucut dengan prinsip desorpsi
RFCCU, CDU, BB Distiller
Reboiler
Furnace
Menguapkan kembali sebagian aliran produk bawah kolom distilasi sebelum dimasukkan ke dalam kolom
Memanaskan umpan yang akan masuk ke dalam kolom distilasi
64
CUD, Redistiller, BBDistiller, Unit Alkilasi, Stabilizer C/A/B, RFCCU CDU, HVU, Redistiller, Alkilasi
_______________________________________________________________________
5.2. Sistem Pemroses Unit Produksi I 5.2.1. Sistem Pemroses Crude Distiller dan Gas Plant (CD & GP) Unit CD&GP yang terletak di Plaju dibagi menjadi beberapa unit lagi yaitu: 1. Unit Pengolahan Primer a. Crude Distiller II (CD II) Peralatan proses utama di CD II terdiri dari empat kolom distilasi dan satu kolom evaporator. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses dapat dilihat pada Tabel 5.2 Tabel 5.2 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD II No Alat
Nama Alat
3-1 1-1
Evaporator Kolom-I
1-2
Kolom-II
2-2
Kolom-III
1-3
Kolom-IV
1-4
Kolom-V
Temperatur (C) Flash : 255 Top : 95 Bottom : 155 Top : 118 Bottom : 192 Top : Bottom : Top : 181 Bottom : 328 Top : 114 Bottom : 128
Tekanan (kg/cm2g)
Diameter (m)
Jumlah Tray
1,8 2,0
2,7
16
0,5
1,8
16
0,3
1,8
16
1,9
3,0
18
1,2
b. Crude Distiller III (CD III) Peralatan proses utama di CD III terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu kolom stabilizer. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses dapat dilihat pada Tabel 5.3
65
_______________________________________________________________________
Tabel 5.3 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD III No Alat 1-1
Nama Alat Kolom-I
Temperatur Tekanan (kg/cm2g) (C) Top : 143 1,5 Feed : 202 Reb.suct. : 303 Bottom : 273 Take off tray N-III : 133
1-2
Kolom-II
1-3 1-4
Kolom-III Stabilizer
Top Feed Reb.suct. Bottom Top Top Feed Reb.suct.
2-1/2/3
Stripper
: 234 : 311 : 365 : 336 : 93 : 97 : 147 : 194
Diameter (m) 3,960
Jumlah Tray 27
0,3
3,960
30
1,5 2,8
2,975 1,552
31 30
1,176
6
c. Crude Distiller IV (CD IV) Peralatan proses utama di CD IV terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu kolom stabilizer. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses dapat dilihat pada Tabel 5.4
66
_______________________________________________________________________ Tabel 5.4 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD IV No Alat 1-4
Nama Alat
1-1
Kolom-I
1-2
Kolom-II
1-3
Kolom-III
2-1 2-2 2-3 2-4 2-5
Stripper Stripper Stripper Stripper Stripper
Stabilizer
Temperatur (C) Top : 91 Feed : 148 Reboiler : 198 Bottom : 185 Top : 135 Feed : 206 Reb.suct. : 271 Bottom : 238 Take off tray N-III : 159 Top : 236 Feed : 305 Reb.suct. : 362 Bottom : 331 Top : 85 Feed : 135
Tekanan (kg/cm2g) 2,4
Diameter (m) 2,1
Jumlah Tray 30
0,3
4
35
0,28
4
27
0,3
3,2
36
1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
6 6 6 6 6
d. Crude Distiller V (CD V) Peralatan proses utama di CD V terdiri dari lima kolom distilasi. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses dapat dilihat pada Tabel 5.5
67
_______________________________________________________________________
Tabel 5.5 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD V No
Nama
Temperatur
Tekanan
Diamete
Jumlah
Alat
Alat
(C)
(kg/cm2)
r (m)
Tray
1-1
Kolom I
1,2
3,2
31
0,2
2,7
33
0,8
2,9
30
0,8
2,1
30
1-2
1-3
1-4
Kolom-II
Kolom-III
Kolom-IV
Top
: 150
Reb.suct.
: 243
Top
: 200
Reb.suct.
: 340
Top
: 105
Reb.suct.
: 160
Top
: 70
Reb.suct.
: 100
2-1
Stripper
0,8
8
2-2
Stripper
0,8
6
2-3
Stripper
0,8
8
2-4
Stripper
0,9
6
e. Unit Stabilizer C/A/B Peralatan proses utama di Stabilizer C/A/B terdiri dari tiga kolom stabilizer yaitu kolom C,A, dan B. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses dapat dilihat pada Tabel 5.6
68
_______________________________________________________________________ Tabel 5.6 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama Stabilizer C/A/B
No Alat
Nama Alat
1-1
Kolom C
1-2
Kolom A
1-3
Kolom B
Temperatur Tekanan (kg/cm2) (C) Top : 95 4,2 Bottom : 140 Top : 90 4,0 Bottom : 126 Top : 72 4,5 Bottom : 116
Diameter (m) 1,6
Jumlah Tray 45
1,6
45
1,2
40
f. Unit SRMGC SRMGC merupakan unit pendukung yang ada di CD&GP. Unit ini berfungsi untuk meningkatkan tekanan dari gas yang berasal dari CD sebelum diumpankan ke BB Distiller. Unit ini terdiri dari tiga buah kompresor. Spesifikasi kompresor ditampilkan pada Tabel 5.7
Tabel 5.7 Spesifikasi kompresor SRMGC Item
C-1
C-2
C-3
Serial number
YRS 282
YRS 281
YRS 219
Manufacturer
Ingersoll, R
Ingersoll, R
Ingersoll, R
Type
2RDS2
2RDS2
2RDS2
Size (inch)
20.5 x 5.5
20.5 x 5.5
20.5 x 5.5
13 x 5.5
13 x 5.5
13 x 5.5
Rate Disc Press (psig)
450
450
450
Max Work Press (psig)
180
180
215/550
Max Disc Temp (F)
350
350
350
Max Cool Water Press (psig)
75
75
75
g. Unit BB Distiller Alat proses utama unit Butane-Butylene Distiller terdiri dari kolom absorber, depropaneeizer, debuthanizer, dan stripper. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses ditunjukkan pada Tabel 5.8
69
_______________________________________________________________________
Tabel 5.8 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Distiller No Alat 1-1 1-2 1-3 1-4
Nama Alat
Temperatur (C) Absorber Top : 40 Bottom : 110 Depropaneeize RUper : 42 r Bottom : 120 Debuthanizer Top : 50 Bottom : 120 Stripper Top : 80 Bottom : 125
Tekanan (kg/cm2) 20
Diameter (m) 3,4
Jumlah Tray 17
17
2,0
20
6
2,1
36
0.7
1,5
16
h. Unit BB Treater Unit BB Treater terdiri dari dua bagian, yaitu Settler A dan Settler B. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses pada BB Treater ditunjukkan pada Tabel 5.9 Tabel 5.9 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Treater No Alat
Nama Alat
Tekanan Diameter Tinggi (kg/cm2)
(m)
(m)
9-26
Caustic Settler A
4
1,8
4,2
9-27
Caustic Settler B
4
1,8
4,2
9-28
Water Settler A
4
1,8
4,2
9-29
Final Setller A
3,5
1,8
4,2
9-30
Final Setller B
2,4
1,8
4,2
9-31
Water Settler B
4
1,8
4,2
70
_______________________________________________________________________
i. Unit Alkilasi Unit alkilasi terdiri dari sebuah reaktor dan empat kolom distilasi. kolom distilasi terdiri dari kolom deisobuthanizer, depropaneeizer, stabilizer, dan rerun. Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses tersebut dapat dilihat pada Tabel 5.10
Tabel 5.10 Kondisi operasi dan spesifikasi alat proses utama unit alkilasi No Alat
Nama Alat
2-3/1/2 1-1
Reaktor Deisobutanizer
1-2 1-3
Depropaneeize r Stabilizer
1-4
Rerun
Temperatur (C) 3–8 Feed : 111 Top : 59 Feed : 90 Top : 48 Feed : 156 Top : 68 Bottom : 165 Feed : 210 Top : 102
Tekanan (kg/cm2) 4,5 - 5 8,8 16,8 7,5
0,6
j. Unit polimerisasi Unit polimerisasi memiliki tiga set converter (masing-masing set tersebut memiliki tiga buah converter) dan satu kolom stabilizer. Pada kondisi normal hanya dua set converter yang berfungi, sedangkan satu set yang lain berada dalam kondisi penggantian katalis. Converter yang digunakan adalah jenis shell and tube. Pada bagian tube terdapat katalis, selain itu tube juga merupakan tempat terjadinya reaksi, sedangkan minyak dialirkan pada bagian shell sebagai pengatur kestabilan temperatur reaksi. Kondisi operasi dan spesifikasi alat pemroses pada unit polimerisasi dapat dilihat pada Tabel 5.11
71
_______________________________________________________________________
Tabel 5.11 Kondisi Operasi Alat Proses Utama Unit Polimerisasi No. Alat CON A/1-2-3 B/1-2-3 C/1-2-3 1-1
Nama Alat
Temperatur (C) 160
Converter
Kolom Stabilizer
Tekanan (kg/cm2) Inlet : 30 Outlet : 28
Feed : 155 Top : 60 Reboiler : 125
6
5.2.2. Sistem Pemroses Crude Distiller & Light Ends (CD&L) Unit pemroses CD&L yang berada di kilang Sungai Gerong terdiri dari tiga unit antara lain tiga unit pengolahan primer, satu unit pengolahan sekunder dan satu unit treating. Unit pengolahan primer terdiri dari CD VI, HVU, dan stabilizer 3, sedangkan unit pengolahan sekunder adalah RFCCU. a. Crude Distiller VI (CD VI) Alat pemroses utama CD VI adalah dua kolom fraksinator. Kondisi operasi dan spesifikasi alat tersebut dapat dilihat pada Tabel 5.12.
Tabel 5.12 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD VI No
Nama
Temperatur
Tekanan
Alat
Alat
(F)
(psi)
T-1
Kolom I
Flash zone
: 670
Top
: 480
Jumlah Tray
Flash zone : 19.6 Top
Dimensi d = 10’
: 18
h = 30’
d = 9’
10
D.oil draw off : 540
T-2
Kolom II
Bottom
: 645
Flash zone
: 300
Flash zone : 14
Top
: 260
Top
Bottom
: 290
72
: 12
h =40’2”
14
_______________________________________________________________________
b. High Vacuum Unit (HVU) HVU menggunakan satu kolom yang terbagi atas dua bagian, yaitu bawah yang berupa tray column dan bagian atas yang berupa packed column. HVU menggunakan ejector steam untuk menciptakan kondisi vakum. Data kondisi operasi kolom distilasi HVU dapat dilihat pada Tabel 5.13 Tabel 5.13 Kondisi Operasi Kolom Distilasi HVU Kondisi Tekanan, mmHg Flash zone Vapor line Temperatur, C COT Top LVGO draw off MVGO draw off HVGO draw off
Nilai 110 75 395 55 170 282 347
c. Riser Fluid Catalytic Cracking Unit (RFCCU) Kondisi operasi peralatan proses RFCCU dapat dilihat pada Tabel 5.13, sedangkan kondisi operasi reaktor dan regenerator RFCCU dapat dilihat pada Tabel 5.14
73
_______________________________________________________________________
Tabel 5.14 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama RFCCU No Alat
Nama Alat
FC-D-1
Reaktor
FC-D-2
Regenerator
FC-T-1
Primary Fractionator
Temperatur (C) Upper
: 676
Lower
: 672
Tekanan (kg/cm2)
Jumlah Tray
1,21
-
1,60
-
1,21
6 tray + 1 fixed bed
1,02
22
520 Top
: 269
Feed
: 520
Bottom : 370 FC-T-20
Secondary Fractionator
Top
: 130
Bottom : 232 FC-T-2
LCGO Stripper
Top
: 226
4
Bottom : 218 FLRST-401
Primary Absorber
Top
: 51
40
Bottom : 45
FLRST-402 FLRST-403
Sponge Absorber Stripper
Feed
: 38
Top
: 40
Feed
: 61
20
36
Bottom : 122 FLRST-102 LS-T-1
Debutanizer
Stabilizer
Feed
: 126
Top
Top
: 65
Bottom : 11,3
Top
: 56
Top
Feed
: 78
Bottom : 10,5
Bottom : 111
74
: 11,0
: 19,9
25
42
_______________________________________________________________________
Tabel 5.15 Kondisi Operasi Reaktor - Regenerator RFCCU Variabel Riser Temperatur Temperatur umpan Laju alir umpan Steamdispersion Perbandingan katalis/oil Delta coke Reaktor Tekanan Strippingsteam Anti coking Effluent reactor Regenerator Temperatur dilute phase Temperatur dense phase Tekanan Laju alir Flue Gas Laju alir udara Sirkulasi katalis Make-RU katalis
Satuan
Nilai
C C kg/jam ton/hari kg/jam ton/hari C/O % wt
520 331 120600 2890 4724 113.4 6.6 0.65
Kg/cm2g Kg/jam Ton/hari Kg/jam Ton/hari Kg/jam Ton/hari
1.5 2786 66.9 100 2.4 123248 2958
C C kg/cm2g kg/jam ton/hari kg/jam ton/hari ton/menit ton/hari
676 672 1.4 72676 1744.2 67714 1625 13.27 1.5
5.3. Sistem Pemroses Unit Petrokimia Proses yang terjadi di dalam kilang polypropylene terbagi menjadi dua tahap yaitu tahap purifikasi dan tahap polimerisasi. Proses purifikasi berlangsung di dalam dua kolom yaitu kolom absorbsi dan kolom distilasi (depropaneeizer), sedangkan tahap polimerisasi berlangsung di dalam dua jenis reaktor, yaitu reaktor fasa cair (CSTR) dan reaktor fasa gas (fluidized bed reactor). Kondisi operasi alat pada unit purifikasi dapat dilihat pada Tabel 5.15 dan Tabel 5.16
75
_______________________________________________________________________
Tabel 5.16 Kondisi Operasi Kolom Depropaneeizer Kilang Polypropylene Kondisi Operasi
Satuan
Nilai
Diameter dalam kolom
M
3,1
Tekanan puncak kolom
kg/cm2
20,5
Tekanan bawah kolom
kg/cm2
22,4
Temperatur kolom
puncak
o
48
o
75
C
Temperatur,
C
Pump around
2
Jumlah tahap
274
Tabel 5.17 Kondisi Operasi Reaktor Kilang Polypropylene
Kondisi Operasi
Reaktor 1
Reaktor 2
Fasa
Cair
Gas
Tekanan, kg/cm2
29-38
17-19
Temperatur, oC
70
80
Waktu tinggal, jam
1,5
1,2
Produksi PP, kg/jam
3.366
2.334
Produktifitas, kr-PP/gr-kat
12
20
Melt flow rate, gr/10mt
3
3
76
_______________________________________________________________________
5.4. Sistem Pengendalian Proses Sistem pengendalian proses berfungsi untuk menjaga kondisi operasi alat pemroses dari gangguan eksternal sehingga alat pemroses dapat bekerja dalam kondisi yang stabil. Sistem pengendalian ini dilakukan di dalam sebuah control room. Variabel-variabel yang dikendalikan pada alat pemroses secara umum antara lain tekanan,temperatur,ketinggian, dan laju alir. Sistem pengendalian yang digunakan di Pertamina RU III secara umum menggunakan peralatan digital tetapi ada juga yang masih menggunakan peralatan manual. Pada pengendalian digital, komputer menerima sinyal yang ditransmisikan oleh transducer. Transducer berfungsi merubah besaran yang diukur (temperatur, laju alir, ketinggian, dan tekanan) menjadi sinyal yang dapat ditransmisikan. Setiap variabel yang dikendalikan meniliki set point yang nilainya tertentu, apabila nilai yang terukur di lapangan berbeda dengan set point maka akan dilakukan tindakan pengendalian sehingga nilai yang terukur di lapangan mendekati set point kemudian computer akan mengirimkan sinyal menuju elemen pengendali akhir yang mana elemen ini akan melaksanakan perintah dari control room dengan cara mengubah bukaan valve. Elemen pengendali akhir yang digunakan adalah pneumatic valve yang digerakkan oleh udara bertekanan. Sistem kontrol pneumatik menggunakan angin (3-15 psi) sebagai transmitter dan penggeraknya. Angin tersebut menggunakan tipe angin kering dengan kandungan uap air sangat rendah yang berasal dari kompresor di unit utilitas. Pengendalian secara manual, elemen pengendali akhir adalah operator yang akan mengubah bukaan kerangan. Oleh karena itu, pada ruang kontrol hanya terdapat indikasi dari suatu parameter saja. Apabila nilai parameter tersebut tidak sesuai dengan yang diinginkan, maka operator di ruang kontrol akan menghubungi operator yang ada di lapangan untuk membuka kerangan atau melakukan perubahan lainnya secara manual sampai nilai parameter yang diinginkan dapat tercapai.
77
_______________________________________________________________________
Pengendalian secara cascade mengatur bukaan kerangan melalui pengaturan alat pengendali yang lain jika set point suatu alat proses tidak terpenuhi, alat pengendali akan mengatur alat pengendali lain yang terkait dengan pemenuhan set point tersebut.
78
_______________________________________________________________________
BAB VI PRODUK DAN LIMBAH
6.1. Produk PERTAMINA RU-III Produk-produk yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III terbagi menjadi 3 kelompok produk, yaitu kelompok produk BBM (bahan bakar minyak), kelompok produk non-BBM, dan kelompok produk petrokimia. Produk BBM yang diproduksi antara lain avigas (low lead), avtur, premium, kerosin, pertamax, ADO, IDO, dan fuel oil. Untuk produk non-BBM, refinery unit-III memproduksi LPG, SBPX, musicool, naphtha free lead (LOMC, HOMC), RPP (raw propaneee propylene) dan solvent seperti LAWS. Sedangkan untuk produk petrokimia, refineryunit-III menghasilkan polypropylene film grade (PF) dan Yarn grade (PY). Penjelasan lebih lanjut mengenai produk yang dihasilkan akan dijelaskan pada subbab berikut di bawah ini.
6.1.1. Produk Bahan Bakar Minyak (BBM) Seperti yang telah disebutkan sebelumnya produk-produk BBM yang dihasilkan oleh refinery unit-III antara lain, Avigas (Low lead) Avigas merupakan bahan bakar pesawat baling-baling. Avigas berwarna hijau. Avigas dihasilkan dari unit gas plant dengan kapasitas produksi 0,06 MBCD. Kilang refinery unit-III merupakan satu-satunya kilang yang memproduksi avigas di asia. Hingga saat ini hanya indonesia, australia, dan Italia yang masih memproduksi avigas. Avigas yang rendah kandungan timbal ini masih dalam tahap perencanaan untuk diproduksi pada RU III Plaju.
79
_______________________________________________________________________
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) 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 (mesin non-diesel), berwarna hitam, dengan harga dan kualitas
80
_______________________________________________________________________
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. Racing Fuel memiliki bilangan oktan sangat tinggi yakni 100. Harga bahan bakar ini juga sangat mahal yakni mencapai Rp. 75.000 per liter.
6.1.2. Produk non Bahan Bakar Minyak (non-BBM) Seperti yang telah disebutkan sebelumnya produk-produk non-BBM yang dihasilkan oleh refinery unit-III antara lain,
LPG LPG atau Liquified Petroleum Gas merupakan bahan bakar yang biasa digunakan untuk keperluan rumah tangga (kompor gas). LPG merupakan campuran dari propaneee 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.
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 refinery unit-III. MusiCool merupakan alternatif pengganti refrijeran, bersifat ramah lingkungan yakni tidak merusak lapisan ozone.
Refrijeran
ini
juga
lebih
efisien
dibanding refrijeran
konvensional yakni dapat menghemat penggunaan refrigeran sebesar
81
_______________________________________________________________________
70%. Musicool terdiri dari tiga macam varian yakni propaneee murni, isobutane murni, dan campuran propanee-isobutan. Jenis musicool yang dipasarkan yakni MC-12 yang menggantikan R-12, MC-22 yang menggantikan R-22, MC-134 yang menggantikan R-134, dan MC-600.
6.1.3. 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: a. Film grade (PF), sebagai bahan baku plastik pembungkus makanan, pakaian, dll. b. Yarn grade (PY), sebagai bahan baku plastik filamen, seperti tali, jaring, karpet, tekstil, dll. c. Injection molding grade, sebagai bahan baku plastik untuk peralatan rumah tangga, parts dari mesin, dll. d. Non-standard grade, merupakan plastik yang tidak memenuhi spesifikasi standar yang ditentukan.
6.2. Limbah PT Pertamina Refinery Unit-III Dalam pemrosesannya, Pertamina RU III menghasilkan limbah-limbah, yaitu limbah padat, limbah cair, dan limbah gas. Limbah di unit pemroses Pertamina RU III dapat dilihat pada Tabel 6.1.
82
_______________________________________________________________________
Tabel 6.1 Limbah Hasil Pengolahan Minyak Bumi di Pertamina RU III Unit Proses CD
Limbah Gas
Limbah Padat
CO, SO2, NO2, – Minyak H2S, TSS, hidrokarbon,
BB treater
Limbah Cair
merkaptan
partikulat
– pH tinggi
-
Larutan
RSNa
dan -
RNH2 Polimerisasi
H2S dari caustic – H2S, larutan caustic, Katalis treater
mercaptan
bekas
yang
– pH tinggi
mengandung fosfat
Alkilasi
CO, SO2, NO2, – H2S, hidrokarbon,
TSS,
COD, Lumpur penetral
H2SO4 bekas – pH tinggi
partikulat
alkilasi
yang
mengandung H2SO4
RFCCU
CO, SO2, NO2, – Minyak, H2S, TSS, Katalis hidrokarbon,
fenol,
partikulat,
ammonia
regenerasi katalis
– HOD,
sianida, dan
COD,
tinggi
katalis
bekas serbuk bekas
pH yang mengandung logam
Al dan
Silikat Polypropylene Hidrokarbon
dan Pelarut n-hexane
Pelet
CO2 dalam gas
polypropylene
Inert
yang off spec, aditif, dan katalis bekas
83
_______________________________________________________________________
BAB VII SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH
7.1. Sistem Utilitas PT. Pertamina RU III Plaju – Sungai Gerong Unit Utilitas (UTL) merupakan sistem yang menunjang keberlangsungan proses produksi pengolahan crude oil pada PT Pertamina RU-III. Sistem utilitas disini juga tidak hanya memenuhi kebutuhan produksi di kilang tetapi juga memenuhi kebutuhan perkantoran, pemukiman komplek Pertamina, serta juga berperan di dalam proses pengolahan limbah. Unit Utilitas (UTL) PT Pertamina RU-III terbagi menjadi tiga unit yakni Power Station I (PS I), Power Station II (PS II) yang terletak di Plaju , dan Power Station III (PS III) yang terletak di Sungai Gerong, dengan unit masing – masing adalah sebgai berikut :
PS I terdiri dari Rumah Pompa Air (RPA) 1, 2, 3, Boiler 2, 3, 4, 5 ,6, 8, 9, 10, 11, Water Treatment Plant (WTP) Bagus Kuning dan Air Plant.
PS II terdiri dari RPA 4, Packed Boiler A, B, Waste Heat Recovery Unit (WHRU) A,B,C, Raw Water Clarifier (RWC) I, II, Cooling Tower, Demineralization Plant, Nitrogen Plant, Gas Turbine A, B, C dan Air Plant.
PS III terdiri dari RPA 5, 6, Cooling Tower, Demineralization Plant, Drinking Water Plant (DWP) 2, Water Treatment Unit (WTU) , dan AirPlant.
Berbagai kebutuhan yang ditunjang oleh Unit Utilitas (UTL) PT Pertamina RU-III antara lain,
Air yang digunakan untuk proses, Boiler Feed Water (BFW), pendingin (cooling water), dan bahan baku air minum.
Steam (kukus) bertekanan dengan berbagai tekanan yakni 3,5 K untuk deaerator, 8 K untuk tracing, 15 K untuk pemanas, dan 40 K untuk pasokan turbin.
84
_______________________________________________________________________
Listrik dari Gas Turbine Generator (GTG) dan steam turbine yang digunakan untuk kebutuhan pabrik, perkantoran, perumahan, dan dijual ke PLN.
Udara kempa (udara bertekanan) sebagai bahan Instrument air, plant air, dan N2 Plant.
Nitrogen (N2) fasa gas dan cair.
7.1.1. Rumah Pompa Air (RPA) Rumah Pompa Air atau yang disebut dengan RPA berfungsi untuk memompa air untuk kebutuhan air minum, air proses, air pendingin, dan air umpan boiler. PT Pertamina UP-III memiliki enam buah unit RPA yang tersebar yakni RPA 1-4 yang berlokasi di Plaju, RPA 5 yang berlokasi di Bagus Kuning dan Sungai Gerong dan RPA 6 yang juga berlokasi di Sungai Gerong. Air mentah yang juga digunakan sebagai air pendingin once through diambil oleh RPA 1-3, RPA 5 Sungai Gerong, dan RPA 6 dari sungai Komering. Kapasitas air yang dihisap oleh pompa RPA dari sungai Komering mencapai 15.000 ton/hari. RPA 4 berfungsi untuk mengumpan air mentah ke unit WTU (Water Treatment Unit). RPA 5 Bagus Kuning digunakan untuk mengalirkan air mentah ke unit WTP. Air yang diambil dari sungai komering ini kemudian akan terbagi ke dalam dua jalur yakni jalur untuk pasokan fire Water dan Raw Water. Air sungai yang digunakan terlebih dahulu melewati pre-treatment pada clarifier dan sand filter. Hasilnya didistribusikan untuk berbagai penggunaan, yaitu make-up air pendingin, umpan demineralization plant, dan service water (air pencuci). Demin water digunakan untuk make-up BFW, pelarut bahan kimia, dan digunakan dalam unit hydrogen plant. Air pendingin digunakan untuk medium transfer panas pada kompresor, kondensor, dan unit polypropylene. Air minum digunakan untuk fasilitas sanitary, air minum, safety shower, dan eye-wash station.
85
_______________________________________________________________________
Gambar 7.1 Skema Pemrosesan Air Mentah
7.1.2. Water Treatment Unit(WTU) WTU menghasilkan air olahan yang berupa treated water, service water, dan air minum. Treated water adalah air olahan yang akan digunakan untuk proses pendingin atau sebagai BFW untuk menghasilkan steam. Service water
merupakan
air
yang
digunakan
langsung
dalam
proses
pengolahan,baik untuk umpan reaktor maupun sebagai pelarut. WTU dibagi menjadi empat unit pengolahan, yaitu: a. RWC I dengan kapasitas 1100 ton/jam (off), b. RWC II dengan kapasitas 1100 ton/jam, c. WTU Sungai Gerong dengan kapasitas 400 ton/jam, d. DWP Sungai Gerong dengan kapasitas 150 ton/jam. RWC merupakan proses pemurnian air dari padatan tersuspensi. Proses pemurnian air dalam RWC dilengkapi beberapa bagian penunjang, yaitu satu unit clarifier, empat buah sand filter, dan concrete clear well tank (bak beton penampungan air bersih). Proses utama yang terjadi dalam RWC adalah proses koagulasi, flokulasi, sedimentasi, dan filtrasi. Feed Raw Water Pretreatment yang berasal dari air sungai Komering dipompakan
menuju
clarifier
yaitu
alat
yang berfungsi
untuk
mengendapkan lumpur serta senyawa organik yang ikut terhisap bersama air sungai. Bersamaan dengan raw water, zat-zat kimia seperti tawas (Al2SO4) 3,
polyelectrolite, chlorine, dan caustic juga ikut ditambahkan ke dalam
clarifier dan dicampur secara mekanik. Penambahan zat-zat kimia seperti tawas (Al2SO4) 3 dan polyelectrolite, ke dalam clarifier bersama dengan raw
86
_______________________________________________________________________
water bertujuan supaya proses pengendapan berlangsung lebih cepat. Penambahan
senyawa
antiseptik
seperti
chlorine
bertujuan
untuk
membunuh kuman yang terkandung di dalam raw water. Sedangkan, penambahan caustic bertujuan untuk mengontrol pH pada kisaran 5.8-6.2 sebagai akibat dari penambahan tawas (Al2SO4)3 dan polyelectrolite yang menyebabkan penurunan pH. Clarifier dilengkapi dengan pengaduk agar pengendapan terjadi dengan cepat. Dari clarifier effluent, air akan mengalir menuju splitter tank, kemudian mengalir lagi menuju ke sand filter (2200U2A, B, C,D). Air yang jernih dialirkan ke clear well tank yang berkapasitas 5000 m3 net. Tabel 7.1 Kondisi Operasi WTU Kondisi Operasi
Besaran
Kapasitas unit clarifier
1067 m3/jam
Kapasitas masing – masing filter
266,5 m3/jam
Kapasitas clear well tank
5000 m3/jam
Dosis Al2(SO4)3
20-80 ppm
Dosis poly-electrolyte
2 ppm
Dosis gas klorin
0-10 kg/jam
Dosis
10-30 ppm
PE, NaOH, Cl2 agitator talang air jernih mixing zone
sling endapan floc pengaduk
scrapper sludge
raw water intake
alum 10 - 20 m
Gambar 7.2 Skema Clarifier
87
_______________________________________________________________________
7.1.3. Demineralization Plant Unit ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan garam mineral yang terkandung dalam air hasil olahan dari unit WTU.
Unit demin plant
mengolah air yang berasal dari RWC I dan WTU SG. Pertamina RU III memiliki dua buah demin plant, yaitu demin plant Plaju berkapasitas 320 m3/jam dan demin plant Sungai Gerong berkapasitas 45 m3/jam. Selain untuk kebutuhan produksi steam, demineralization plant juga berfungsi untuk memenuhi kebutuhan pasokan air untuk BFW (Boiler Feed Water), air minum, serta hydrogen plant. Unit Demineralization Plant terdiri dari : a. Activated
Carbon
organik,filtrasi,
Filter,
dan
berfungsi
dekomposisi
Cl2
untuk
mengadsorpsi
menjadi
ion
Cl-,
zat serta
menghilangkan warna, rasa, dan bau. b. Cation exchanger, berfungsi untuk demineralisasi ion positif (kation). c. Anion exchanger, berfungsi untuk demineralisasi ion negatif (anion). d. Mixed bed, berfungsi untuk mempolis sisa kation dan anion yang tidak tertukar di cation dan anion exchanger untuk memperoleh air demin yang mendekati murni. Untuk lebih jelas, diagram alir sederhana dari unit Demineralization Plant ditunjukkan pada gambar dibawah ini, Treated water
Air minum Activated carbon Filter
Air demineralisasi Anion Exchanger
Cation Exchanger
Mixed Bed
Gambar 7.3 Unit Penukar Ion Demineralization Plant
88
_______________________________________________________________________
Demin plant menggunakan resin penukar ion berupa polimer stirena dan divinil benzena (DVB). Treated water dari clear well dilewatkan pada activated
carbon
filter, air dapat digunakan sebagai air minum.
Selanjutnya, air dilewatkan pada cation exchanger, di mana terjadi pertukaran ion Na+, Ca2+, Mg2+ dengan H dari resin sehingga menghasilkan air yang bersifat asam. Selanjutnya, air dilewatkan pada anion exchanger, di mana terjadi pertukaran antara ion negatif dengan ion OH dari resin. Sebagai tahap terakhir, air dilewatkan melalui mixed bed. Reaksi yang terjadi padaketiga penukar ion adalah: Kation : RH + NaCl RNa + HCl Anion
: ROH + HCl RCl + H2O
Setelah digunakan berulang kali, penukar ion akan menjadi jenuh sehingga perludi regenerasi. Tujuan regenerasi
dalah untuk menghilangkan ion
garam yang ada pada resin. Regenerasi penukar kation larutan asam sulfat, sedangkan
menggunakan
regenerasi penukar anion menggunakan
larutan caustic.
7.1.4. Cooling Water System Sistem ini berfungsi untuk mengolah air pendingin yang akan digunakan sebagai fluida pendingin pada peralatan unit produksi. Cooling tower merupakan peralatan utama pada cooling water system. CT (cooling tower) yang digunakan di PT Pertamina RU-III bertipe induce draft. CT, yaitu tower Plaju berkapasitas 12000 ton/jam dan tower Sungai Gerong berkapasitas 4000 ton/jam. CT ini akan mendinginkan air keluaran demineralisasi serta air panas dari unit-unit proses. Air akan diumpankan pada bagian atas cooling tower dan air akan mengalir turun sehingga terjadi kontak antara air dan udara. Udara diisap menuju ke atas cooling tower. Air akan mengalami penurunan temperatur akibat adanya penguapan sehingga untuk mengatasi kekurangan air tersebut, sejumlah air harus ditambahkan sebagai make-up.
89
_______________________________________________________________________
Pada proses pengolahan air dalam cooling tower, dilakukan penambahan zat kimia, seperti: a. Corrosion inhibitor, seperti polyphosphate, untuk mencegah terjadinya korosi. b. Scale inhibitor, untuk mencegah pembentukan kerak pada peralatan proses. c. Biocide berupa Cl, untuk mencegah pertumbuhan organisme yang merugikan, seperti lumut. d. Pengendali pH, untuk mengontrol pH air.
7.1.5. Drinking Water System Drinking water system merupakan unit yang memasok kebutuhan air minum baik untuk kebutuhan perkantoran PT Pertamina UP-III maupun untuk kebutuhan rumah tangga di sekitar lingkungan Pertamina. Air yang digunakan untuk air minum adalah air yang telah diolah melalui activated carbon filter
(pada demineralization plant) dan pengolahan klorinasi
sebanyak dua tahap pada Drinking Water Chlorinator. Klor akan diinjeksikan pada bagian inlet tangki dan suction pompa dengan jumlah yang diinjeksikan diatur secara manual berdasarkan analisis dari residual chlor analyzer. Air minum didistribusikan ke drinking fountain, sanitary facility, safety shower, eye-wash station, dan di berbagai lokasi yang memerlukan.
7.1.6. Pembangkit Steam Steam digunakan sebagai pemanas, penggerak (driver), dan pelucutan oksigen secara fisika pada deaerator. Hingga saat ini, PT Pertamina UP-III memiliki dua macam boiler yakni Packaged Boiler yang menggunakan bahan bakar gas dan Waste Heat Recovey Unit (WHRU) yang memanfaatkan panas gas cerobong. Steam yang dihasilkan adalah steam bertekanan 42 kg/cm2g (high pressure atau HP) dan steam bertekanan 15 kg/cm2g (medium pressure atau MP).
90
_______________________________________________________________________
Jenis pembangkit steam yang terdapat dalam unit ini adalah: a. Package boiler berjumlah dua buah, masing-masing berkapasitas 50 ton/jam. BFW berasal dari demin Plaju, dengan produk HP steam. Pada package boiler ini, terdapat 10 burner tip yang posisinya melingkar dan menggunakan bahan bakar fuel gas, dengan tekanan bahan bakar 3,5 kg/cm2g. b. Kettle boiler berjumlah sembilan buah, dengan kapasitas total 373 ton/jam. BFW berasal dari WTP Plaju, dengan produk MP steam. Bahan bakar yang digunakan adalah fuel oil. c. WHRU berjumlah tiga buah, masing-masing berkapasitas 68 ton/jam. WHRU memanfaatkan panas yang dihasilkan oleh turbin gas. Gas panas keluaran
turbin
memiliki
temperatur
sekitar
400
oC.
WHRU
menghasilkan HP steam dengan mengolah air yang berasal dari WTP Plaju.
7.1.7. Pembangkit Listrik Listrik dibutuhkan untuk menjalankan alat-alat proses, perkantoran, perumahan, dan kebutuhan lainnya. Produksi Listrik di PT Pertamina RUIII dilakukan oleh generator yang terdiri dari 1 unit Steam Turbine Generator, 3 unit Gas Turbine Generator, dan1 unit Diesel Emergency. Steam Turbine Generator berkapasitas sebesar 3.2 MW. Turbin ini menggunakan steam dari boiler sebagai penggeraknya. Gas turbine generator berkapasitas 20 MW. Turbin gas ini menggunakan bahan bakar udara untuk menggerakkan turbin. Gas buang yang masih bertemperatur tinggi inilah yang kemudian dimanfaatkan WHRU untuk membangkitkan steam pada WHRU dan mampu menghasilkan steam 57 MT/hari. Diesel Emergencygenerator, berkapasitas 0,75 MW, menggunakan bahan bakar diesel untuk menggerakkan turbinnya. Unit ini dioperasikan secara auto standby sebagai turbin cadangan (bersifat darurat) apabila sewaktu-waktu terjadi gangguan pada 4 unit generator yang lain.
91
_______________________________________________________________________
7.1.8. Sistem Udara Bertekanan Unit ini berfungsi untuk menghasilkan umpan nitrogen plant, instrument air, dan plant air dengan cara menekan udara. Unit ini menggunakan Compressor multi tahap dan multi-shaft speed. Kompresor yang dimiliki unit udara kempa berjumlah enam buah dengan kapasitas total produksinya adalah sebesar 26,100 Nm3/jam dan tekanan operasi kurang lebih 8.5 kg/cm2g. Air plant menghasilkan tiga jenis udara tekan untuk keperluan yang berbeda, yaitu: a. Service air, yaitu udara yang digunakan untuk keperluan pembersihan peralatan proses. b. Instrument air, yaitu udara yang digunakan sebagai penggerak elemen pengendali akhir, seperti untuk pengaturan bukaan kerangan. Udara instrumen harus memiliki kandungan uap air yang rendah sehingga sebelum digunakan, udara harus dikeringkan terlebih dahulu dan uap air yang terkandung diabsorpsi dengan menggunakan silica gel, c. Umpan nitrogen plant, berupa service air.
7.1.9. Nitrogen Plant Unit ini berungsi untuk menghasilkan nitrogen fasa cair dan gas dengan umpan yang berasal dari udara bertekanan. Kapasitas desain Nitrogen Plant ini adalah 336 Nm3/jam untuk Nitrogen cair dan 1650 Nm3/jam untuk gas Nitrogen. Proses produksi nitrogen pada unit ini adalah dengan distilasi cryogenic untuk memisahkan nitrogen dari udara. Kemurnian nitrogen yang dihasilkan mencapai 99.9%. Udara bertekanan dialirkan menuju refrigerant compressor, kemudian didinginkan di dalam air chiller menggunakan media freon yang telah didinginkan terlebih dahulu dalam kondensor. Setelah itu, udara dingin dialirkan menuju air separator untuk memisahkan kandungan air dalam udara. Udara dari air separator dimasukkan ke unit MS adsorber untuk menyingkirkan impurities yang masih terdapat dalam udara, lalu dialirkan
92
_______________________________________________________________________
menuju unit pemisah yang bertemperatur rendah. Udara didinginkan mendekati temperatur pencairan, lalu dialirkan ke bawah nitrogen column untuk memisahkan nitrogen dan oksigen. Nitrogen murni akan menjadi produk atas, sedangkan
nitrogen yang mengandung oksigen cair akan
menjadi produk bawah. Proses pemisahan tersebut dilakukan pada tekanan 8,4 kg/cm2g dan temperatur -176oC.
7.1.10. Fuel Gas System Fuel gas terdiri dari high pressure gas (17.6 Kg/cm2g) dan low pressure gas (3.5 Kg/cm2g). Sumber fuel gas adalah gas lapangan dari Prabumulih yang diambil dari pipa field gas yang ke Sungai Gerong. Tekanan gas lapangan mengalami peningkatan dari 10 – 15 kg/cm2g menjadi 33 kg/cm2g. Setelah melaui KOD (Knock Out Drum), gas ini kemudian dibagi menjadi dua sistem. Sistem pertama tekanannya dinaikkan menjadi 17.6 kg/cm2g menggunakan centrifugal compressor untuk bahan bakar turbin gas. Sistem kedua diturunkan tekanannya menjadi 3.5 kg/cm2g yang dibutuhkan untuk Package Boiler dan WHRU.
7.1.11. Diesel Fuel System Diesel Fuel di-ssuply 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 fiel gas bila terjadi failure pada sistem field gas.
7.2
Pengolahan Limbah PERTAMINA RU-III Proses pengolahan bahan baku menjadi produk tentunya tidak akan terlepas oleh keberadaan limbah. Proses produksi di kilang PT Pertamina refinery unit-III menghasilkan berbagai jenis limbah. Secara umum, sistem pengelolaan limbah di Pertamina RU III digambarkan secara sederhana pada Gambar 7.2. Sumber limbah dan upaya pengelolaan limbah yang dilakukan Pertamina RU III dapat dilihat pada Tabel 7.2.
93
_______________________________________________________________________
Limbah utama dari kilang Pertamina adalah berupa minyak. Hal ini dapat diatasi dengan menggunakan oil catcher (OC). Prinsip OC adalah memisahkan air dan minyak berdasarkan densitasnya. Air dan minyak yang keluar dari unit CD akan dialirkan melalui OC. Akibat perbedaan densitas, minyak akan membentuk lapisan di atas air, sedangkan air akan berada di bawah minyak. Minyak tersebut diambil dan dikembalikan lagi sebagai campuran umpan, sedangkan air yang berada di bawah akan dibuang ke Sungai Komering atau Sungai Musi. Kilang Plaju memiliki delapan OC dan kilang Sungai Gerong memiliki dua oil separator (OS).
Gambar 7.4 Sistem Pengelolaan Limbah Pertamina RU III
94
_______________________________________________________________________
Tabel 7.2 Sumber dan Upaya Pengelolaan Limbah PT. Pertamina RU III Sumber Dampak
Faktor Lingkungan yang Terkena Dampak. Emisi gas Kualitas udara NOx, CO, SOx, ambien di dan partikulat Komperta S. dari stack Gerong, Plaju & RFCCU pemukiman Sei Rebo. Air Limbah : - Bahan cemaran debit dan BOD, COD kualitas air minyak dan fenol limbah outlet kilang Musi PKM II, yaitu melampui baku OS-IV Sungai mutu Gerong dan - Dispersi minyak OC-8 Plaju Sungai Komering dan berlanjut ke Sungai Musi menaikkan kadar minyak 0.6-1.4 mg/L - Suhu cooling tower terkendali tidak melebihi 3oC diatas suhu ambien. Limbah padat Kehawatiran berupa sisa terjadinya katalis rembesan Ni dan V RFCCU dalam air limbah di dumping area. Sludge minyak Kekhawatiran terjadinya rembesan minyak ke dalam air tanah.
Bobot dan Tolak Ukur Dampak
Upaya Pengelolaan Lingkungan
Emisi gas masih terkendali di bawah baku mutu
Pengendalian kadar S dan N dalam crude oil
- PKM II memperkecil beban cemaran dan dispersi minyak, tetapi total kilang Musi masih melebihi baku mutunya.
- Pemasangan CPI untuk mengurangi beban cemaran BOD, COD, dan minyak pada OSI/II, OS-IV, OC-2/3, OC-6, OC-8.
- Dispersi termal di Sungai Komering tidak melebihi 50 m dari keluaran
- Rencana pembangunan cooling tower berkapasitas 2x5000 m3/jam Rembesan Dijual ke pabrik diperkirakan tidak semen Baturaja melebihi 225 m sebagai aditif semen atau dimanfaatkan untuk bahan konstruksi bangunan. Minyak dalam tanah Membangun sludge mengalami oil recovery yang biodegredasi, tetapi disesuaikan dengan metode dumping harus PKM II dihentikan
95
_______________________________________________________________________
BAB VIII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK 8.1. LokasiPabrik PERTAMINA RU-III berada di Propinsi Sumatera Selatan, tepatnya di pinggiran kota Palembang. RU-III 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 integrasi Kilang Musi untuk memperlancar transportasi antar kedua kilang. Kilang Plaju terletak di kotamadya Palembang, sedangkan Kilang Sungai Gerong terletak di kabupaten Musi Banyu Asin. PERTAMINA RU-III Plaju-Sungai Gerong menempati lokasi seluas 921 ha (di luar terminal P.Sambu dan T.Uban). Luas wilayah efektif yang digunakan oleh RU-III dapat dilihat di Tabel 8.1. Tabel 8.1 Data luas wilayah PERTAMINA RU-III
No.
Tempat
Luas (ha)
1.
Area perkantoran dan kilang Plaju
229,60
2.
Area kilang Sungai Gerong
153,90
3.
Pusdiklat fire & safety
34,95
4.
RDP dan Lap. Golf Bagus Kuning
51,40
5.
RDP Kenten
21,20
6.
Lap. Golf Kenten
80,60
7.
RDP Plaju, Sungai Gerong dan 3 ilir
349,37
Total
921,02
96
_______________________________________________________________________
Sebagian besar unit pemroses berada di Kilang Plaju. Unit ini dikelompokkan menjadi tiga wilayah, yaitu: Kilang Utara
: CD II, CD III, CD IV
Kilang Tengah : CD V, Stabilizer C/A/B, RedistI/II, SRMGC Kilang Selatan : BBMGC, BB Distiller, BB Treater, Unit Polimerisasi, Unit Alkilasi, Gas Plant Unit pemroses yang ada di Sungai Gerong adalah Crude Distiller & Light End. Unit ini terdiri dari CD VI, Redistiller III/IV, Vacuum Distillation Unit II, RFCCU. Unit-unit Redistiller ini sudah berada pada kondisi idle atau tidak digunakan lagi karena alasan efisiensinya yang kurang baik dan memiliki fungsi yang sama dengan unit Crude Distiller. Lokasi Pertamina RU III memberikan beberapa keuntungan, antara lain : a. Proses transportasi bahan baku dan produk dapat melalui Sungai Musi dan Sungai Komering b. Sumber bahan baku relatif dekat, yaitu berasal dari daerah Sumatera, teutama Sumatera bagian selatan (Sumbagsel) c. Sumber air pendingin dapat diambil dari Sungai Komering d. Air hasil proses di kilang dapat dibuang di Sungai Komering dan Sungai Musi
97
_______________________________________________________________________
8.2. DenahPabrik Denah kilang dapat dilihat pada Gambar 8.1, 8.2, dan 8.3.
Gambar 8.1 Denah PT Pertamina UP-III Plaju-Sungai Gerong
98
_______________________________________________________________________
Gambar 8.2 Denah Kilang Plaju
99
_______________________________________________________________________
Gambar 8.3 Denah Sungai Gerong
100
_______________________________________________________________________
BAB IX ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN
9.1. Struktur Organisasi PT PERTAMINA (Persero) Struktur organisasi PT. Pertamina (Persero) dapat dilihat pada Gambar 9.1. President Director & CEO
Vice President of Integrated Supply Chain
Corporate Secretary
Chief Legal Counsel
Chief Audit Executive
Senior Vice President Gas
Director Investment, Planning, & Risk Management
Director
Director
Upstream
Refinery
Gambar 9.1
Director Marketing & Trading
Director General Affairs
Director Human Resources
Director Finance
Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero)
Pertamina dipimpin oleh seorang Presiden Direktur & CEO yang membawahi tujuh direktur, yaitu: a. Director Investment, Planning, and Risk Management, b. Director Upstream, c. Director Refinery, d. Director Marketing and Trading, e. Director General Affairs, f. Director Human Resources, g. Director Finance. Director refinery membawahi dan mengawasi tujuh unit pengolahan yang berada diseluruh Indonesia.
101
_______________________________________________________________________
9.2. Struktur Organisasi PT PERTAMINA (Persero) Struktur organisasi Pertamina RU III dapat dilihat pada Gambar 9.2. Secara struktural, Penanggung jawab tertinggi PT Pertamina RU-III adalah seorang General Manager berada dibawah dan bertanggung jawab langsung kepada Director Refinery. Salah satu bagian yang dibawahi oleh Engineering and Development adalah Process Engineering (PE).
9.3. Process Engineering Refinery Unit-III (PE) Struktur organisasi PE Pertamina RU III dapat dilihat pada Gambar 9.3. Pimpinan tertinggi dari bagian Process engineering adalah seorang Process Engineering Section Head yang biasa disebut sebagai kepala PE (process engineering). Process Engineering (PE) berada langsung dibawah dan bertanggung jawab kepada Engineering & Development Manager. Kepala bagian PE membawahi beberapa seksi yakni, a. Primary process expert b. Lead engineer primary process c. Lead engineer environment fire and safety d. Lead engineer process control e. Lead engineer secondary process f. Secondary process expert PE bertugas untuk memastikan proses berjalan sesuai dengan yang diharapkan. Selain memastikan proses berjalan dengan baik, PE juga bertugas untuk mengembangkan proses agar efisiensinya meningkat. Proses pengembangan tersebut dapat berupa : Melakukan studi yang bertujuan untuk pengembangan kilang RU-III. Melakukan sourcing yang meliputi bahan-bahan kimia serta kataliskatalis baru. Menyelesaikan masalah-masalah teknis harian yang bersifat kontinu (bukan sekedar masalah harian) bersama-sama dengan bagian operasi.
102
_______________________________________________________________________
Memberikan pengarahan serta saran kepada bagian operasi dalam hal perbaikan maupun hal yang bersifat perubahan agar tercapainya kondisi proses optimum. Melakukan modifikasi proses sehingga dapat dihasilkan kondisi opersai yang optimum, efisien, serta ekonomis.
103
____________________________________________________________________________________________________________________
Gambar 9.2 Struktur Organisasi PT. Pertamina RU III Plaju-Sungai Gerong
104
____________________________________________________________________________________________________________________
Gambar 9.3 Struktur Process Engineering PT. Pertamina RU III
105
_______________________________________________________________________
9.4. Keselamatan Kerja Keselamatan kerja menjadi prioritas utama yang harus dijamin dalam pengoperasian suatu pabrik sehingga dibuat ketentuan-ketentuan untuk menjaga agar tidak terjadi hal yang membahayakan. Ketentuan tersebut dibagi menjadi dua, yaitu: a. Ketentuan umum Tamu atau rekan tidak diizinkan masuk ke daerah kilang tanpa persetujuan/ izin dari manajer kilang dan security. Badge tanda pengenal harus dikenakan pada tempat yang mudah dilihat saat memasuki ataupun di daerah kilang. Tidak diperbolehkan membawa senjata api, senjata tajam, korek api atau alat pembuat api lainnya, obat bius/ minuman yang beralkohol ke dalam area pabrik/kilang. Dilarang menyentuh dan mengoperasikan alat-alat operasi. b. Ketentuan khusus Dilarang keras membawa rokok di daerah kilang, kecuali di tempat khusus yang telah disetujui oleh pimpinan perusahaan. Dilarang membawa handphone dan alat potret ke dalam kilang. Apabila terjadi keadaan darurat, semua perlengkapan kemungkinan sumber nyala harus dimatikan, personil yang mengemudi mobil harus mematikan mesin dan memarkir kendaraannya di tepi jalan agar mobil pemadam kebakaran atau mobil ambulance dapat lewat. Selain itu, seluruh pekerja harus segera berkumpul di assembly point. Semua orang yang memasuki daerah kilang harus memakai topi pengaman, alat keselamatan perorangan lainnya, dan harus mematuhi semua tanda-tanda keselamatan yang telah ditentukan. Semua orang yang mengendarai kendaraan bermotor di dalam kilang harus
106
_______________________________________________________________________
memiliki surat izin mengemudi (SIM) dan surat izin masuk kendaraan. Batas kecepatan di daerah kilang adalah 40 km/jam atau seperti yang ditetapkan dan 40 km/jam batas kecepatan di jalan-jalan di Kompleks Perusahaan Pertamina. Batas maksimal muatan mobil pick-up adalah 9 orang dengan 6 orang di bagian belakang mobil dan 3 orang di bagian depan mobil. Setiap orang yang memasuki daerah kilang dan Kompleks Perusahaan Pertamina wajib menjaga kebersihan. Masalah keselamatan kerja ini adalah tanggung jawab semua pihak. Namun, ada satu departemen yang secara khusus mengatur masalah keselamatan kerja ini. Departemen yang mengatur masalah ini adalah Health, Safety, and Environment (HSE). HSE melaksanakan tugas yang berlandaskan pada UU No.1/1970 tentang keselamatan kerja karyawan yang dikeluarkan oleh Departemen Tenaga Kerja. Tugas pokok yang dilakukan oleh HSE adalah sebagai berikut: a. Menyusun rencana kerja jangka pendek dan jangka panjang bagian Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LK3) di daerah Pertamina RU III, b. Menyusun anggaran biaya rutin dan non rutin guna melaksanakan rencana kerja bagian LK3, c. Mengawasi, membimbing, dan memberikan petunjuk pelaksanaan, pencegahan, dan penanggulangan bahaya kebakaran, kecelakaan kerja, pencemaran, dan perlindungan lingkungan, d. Mengadakan kerja sama dengan instansi pemerintah dalam hal pencegahan dan penanggulangan kebakaran, kecelakaan, dan pengawasan perlindungan lingkungan,
107
_______________________________________________________________________
e. Melaksanakan pembinaan karir karyawan LK3, f. Bertindak selaku Badan Keselamatan Lalu Lintas Jalan PT. Pertamina RU III, g. Membuat laporan kegiatan rutin dan non rutin bagian LK3, h. Bertindak sebagai contact officer kepada eselon-eselon lain dengan fire chief pada kondisi darurat. 9.5. Kegiatan Kerja Karyawan yang bekerja pada Pertamina RU III terbagi menjadi karyawan kerja shift dan karyawan kerja reguler. Karyawan kerja reguler adalah karyawan yang bekerja pada bagian yang tidak berhubungan langsung dengan pengolahan pada kilang minyak, sedangkan karyawan kerja shift adalah karyawan yang berhubungan langsung dengan pengolahan pada kilang minyak. Karyawan kerja shift dibagi menjadi empat kelompok, yaitu A, B, C, dan D. Sistem kerja karyawan kerja shift adalah tiga hari kerja dan satu hari libur. Waktu kerja karyawan kerja shift adalah delapan jam untuk setiap shift dengan pembagian waktu sebagai berikut: a. Shift pagi : 08.00 – 16.00 b. Shift siang : 16.00 – 24.00 c. Shift malam : 24.00 – 08.00. Waktu kerja karyawan kerja reguler adalah sebagai berikut: a. Senin – Kamis : 07.00 – 15.30 dengan jam istirahat 12.00 – 12.30 b. Jumat : 07.00 – 15.30 dengan jam istirahat 11.30 – 13.00 c. Sabtu – Minggu: Libur.
108
_______________________________________________________________________
DAFTAR PUSTAKA
Harwin, dan Maya Oktaviani S., “Laporan Kerja Praktek PT Pertamina (Persero) Refinery Unit III Plaju - Sungai Gerong,” Palembang, 2011. Indriyanto, Wisnu., dan Agusta Ali Akbar., “Laporan Kerja Praktek PT Pertamina (Persero) Refinery Unit III Plaju - Sungai Gerong,” Palembang, 2011. Prasad, Ram, “Petroleum Refining Technology”, Khanna Publishers, Delhi, 2000 PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit
III, “Deskripsi Proses Kilang
Polypropylene”, 2010 PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit III, “Deskripsi Proses Unit CD&GP”, 2010 PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit III, “Deskripsi Proses Unit CD&L”, 2010 PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit III, “Deskripsi Proses Unit Oil Movement”, 2010 PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit III, “Deskripsi Proses Unit Utilitas”, 2010
109
___________________________________________________________________________________________________________________
LAMPIRAN A DIAGRAM ALIR PROSES 8
7
6
5
4
3
2
1
GAS TO SRMGC 0,9
H
Gambar C.1
9,5
H
4-7/8 8-9
5-3/4/5/6/7,8-2C
152
114
610
14
G
CRUDEBUTANE
P-30/30A
258 13
8-7 KOLOM-V
KOLOM-I
G
8-8 P-46/47/48
63
405 10
F
118
SR-TOPS
P-42/43
255
K O L O M II
9
EVAP 3-1
E
K O L O M III
225 128
0,5 2,0
4-5/6
P-10/11
P-8/9
6-5/6,5-1,8-2B
NAPHTHA-II
0,9
1,8
E
215
1,2
92
F
279
P-36/37/38
LKD
D
4-9/10
P-1/2
D
P-34/35 DRAW DESCRIPTION
181 307
TEMPERATURE,OC
C
256
P-44/45 138
KOLOM-IV
131
PRESSURE,kg/cm2
2-1 368
C
FLOW, M.TON/Day REVISED
0,2
DRAWN BY
FURNACE I
B
344 8,1
6-1/2/ 3/4
2000
4-3/4
1230
A
8
932
RDP
B
TITLE
FURNACE II P-6/7
P-31/32/33 CRUDE OIL
8/12/2007
LCT
4-13/15
6-1/2/3/4
L.RES TO HVU SG
PFD CD-II / CD&GP
0,3
6-5/6
328
7
6
Gambar A.1
A 5
4
3
Diagram Alir Proses CD II 110
2
1
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
H
1
Gas To SRMGC
62
25,1
Gambar C.2 H
Crude Butane
0
5-1/2/3/5
H2 O H2O
3-2 93
8-3
184
G
G
SR Tops 405
P-32/33
Kolom III
423
N-II
1-3 P-26/27 95
F
N-III
F
1,5
P-24/25
0
N-IV Res
7-5
P-22/23
3-3 5-4 5-6
E
143
8-4
319
CO
8-1
H2O
6-5/6/7/8 H2O 97
597
4-7/8
27
30
P-28/29
24
2-4
133
P-30/31
Res 2-3
187
Kolom II
20
STAB 1-4
6-1
4-3/4
P-20/21
Kolom II
: : : : : : :
KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
H2O
LCT
PRESSURE,kg/cm2 311 6-1
4-2
FLOW, M.TON/Day
7-6
14
REVISED
6-5/8
8/12/2007
308 6-1
B
2,8
2-1
365
273
CO
4000
Crude Oil
P-13/14/15
P-11/12
336
CO
H2O
E-108 A/B 6-3/4
4-15/16
Furnace II P-3/4
P-5/6
8
7
6
5
4
3
Gambar A.2 Diagram Alir Proses CD III 111
1757
B
TITLE
PFD CD-III / CD&GP
PERTAMINA
4-17/18
P-9/9A/10
A
DRAWN BY
L Res To HVU SG
2624 2873
HCT
PUT/RUN P-18/19
0,3
P-1/2
1 8 5
4-1
6-1
3089 2874
130
H2 O
Furnace I
P-11/12
6-2
C
P-16/17
H2O
1,5
E-108A/B
173
CO
2-5 Res
D
TEMPERATURE,OC
1-2 13
303
205
HKD
DRAW DESCRIPTION
1 2 4 5 6 7 8
202
3604
2-2
6-3/4
238
H2 O
CO
30
4-5/6
7-4
1-1
147
C
LKD
726
199,1 P-34/35
D
E
8-2
4-11/12/13/14
H2O
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
43,6
H
1
GAS TO SRMGC
61
Gambar C.3 H
CRUDE BUTANE
0 8-3
85
112
SR TOPS
36
G
596
KOLOM-III
1-3
P-37/38
NAPHTHA-II 175
P-28/29
F
NAPHTHA-III
10
P-25 135
E
409
E
8-1
236 282
638
35
91
159
P-39/40
LKD 2-5
26 148
309
2-3
KOLOM-I
HKD
27 P-22/23
1-1 KOLOM-II
STAB 1-4
271
192
2-4
2,4
A
P-17-18 CRUDE OIL
8
3245 2891 FURNACE I
9
2564
3642
P-7/8
P-10/11
8/12/2007 DRAWN BY
HCT
331
L.RES TO HVU SG
0,28
PUT/RUN
B
TITLE
PFD CD-IV / CD&GP
P-5/6 P-3/4
6
P-19/20
2-1 1569
2767 FURNACE-II
7
C
FLOW, M.TON/Day REVISED
6-2
P-12
PRESSURE,kg/cm2
127 362
192
D
TEMPERATURE,OC
P-20/21
206
238
4000
KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
LCT
22
0,3
155
: : : : : : :
2-2
305
13
DRAW DESCRIPTION
1 2 4 5 6 7 8
248
1-2
6-7/8 6-11/12
B
P-23/24
P-33/34
116
D
6-1
NAPHTHA-IV
0,3
3-2 5-6 5-7
6-3/6
F
0
P-26/27
1
C
G
416
P-30/32
5
4
Gambar A.3 Diagram Alir Proses CD IV
112
PERTAMINA
P-1/2
3
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.4
36
H
GAS
1200
H
5-5/6/7/8 6-7/8/9/10
FEED C.O.
F2C1
4-4/5
150
F2C2
NOTE :
# 105
8-1
350
DATA FLOW adalah Flow bulan Januari 2000
TOP
82 P - 27/28 FURNACE REDIST-I/II
G
1865 6-1/2
250
2-2
1-1
G
452
NAPHTA I
130 2-4
7-1 St.
1-3
145
P-28/29
7-5 310
St.
NAPHTA II
4-12
250 230 315
F
FLASH COL.
120
175
4-2/3
F
P-24/25 109
7-4 F1C1
NAPHTA IV
F1C2 STEAM
6-5A/6A
P-30/31 P-16/17
E
P-40/41
P-1/2
1.2
345
160
243 P-14/15
LKD
0.8
E
4-13
P-3/4A/B P-32/33
6-8 5-1/2/3/4
256 5-9/10
DRAW DESCRIPTION
HKD
8-3 200
HE-1/2/3
D
70
1 2 4 5 6 7 8
P-38/39 52
4-8/9
95
6-4
40 8-2
BGO
770 6-3/7A 270
246
6-3/7A
: : : : : : :
KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
LCT TEMPERATURE,OC
2-1
1-2
6-5B/6B/7B
C
1-4
7-2 St.
1284
325
P-36/37 1465
L.RESIDU to HVU
4-1/6
3200
P-7A/B/8
REVISED
7-8 STEAM
4-10/11
P - 12/13
FLOW, M.TON/Day
6-4 262 6-8
F2C2
340
100
0.2
0.8 P-9/10A/B
P-18/19 667
L.RESIDU to TK.
6-7/8/9/10 6-5B/6B/7B
7
6
4-17/18
5
4
Gambar A.4 Diagram Alir Proses CD V
113
B
TITLE
PFD CD-V / CD&GP
PERTAMINA
A 8
7/15/2006 DRAWN BY
HP/JKP/WID 4-14
P-5/6 HE-1/2/3 6-5A/6A
C
HCT 127
St.
FEED C.O.
PRESSURE,kg/cm2
416
7-3
365
1916 F2C1
P-34/35
242
2-3 6-1/2
B
D
3
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.5 0.8
H
G
H
G
BUFFER TANK 9-1 C-3
C-2
C-1
F
F
5.5
GAS dari STAB-CAB
4-3
4-2
4-1
E
E
GAS dari CD-II/III/IV
D
D
KE BBMGC GAS dari CD-V&RED-I/II
DRAW DESCRIPTION
NC 4 : COOLER 9 : SURGE TANK
ACCU TANK 9-2
C
C PRESSURE,kg/cm2 REVISED
NC
7/15/2006 DRAWN BY
B
KE TANGKI (ITP) P-8/9/10/11
JKP
KE BUFFER TANK CRACKING
PFD SRMGC
PERTAMINA
A 8
7
B
TITLE
6
Gambar A.5
5
4
3
Diagram Alir Proses SRMGC
114
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.6
to F.GAS
H
GAS From SRMGC + Reforming
4
H
NOTE :
DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000
G
G
Steam 3-1
MGC-3
MGC-2
MGC-1
1201
F
61
F
22
4-7
4-8
4-9
4 - 10
E
E DRAW DESCRIPTION
29.6
RES. GAS
D
3 : EVAPORATOR 4 : COOLER 8 : ACCUMULATOR
D
COMPRIMATE P-9/10/ 14
31.4
C
PRESSURE,kg/cm2
8-1
8-2
8-3
8-4
C
8-5 FLOW, M.TON/Day REVISED
7/15/2006 DRAWN BY
B
JKP SEWER
PFD BBMGC CONDENSATE
A 8
7
B
TITLE
6
5
4
3
Gambar A.6 Diagram Alir Proses BBMGC
115
2
PERTAMINA
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
35.1
H
76.5 5-5/6/7/8/ 9/10
5-1/2/3/4 UNSTAB
5-11/12 80
DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000
8 - 11
G
NOTE :
50
42
40
8 - 12
8 - 13
4-2/3 P-9/10
P-11/12
29.6
P-7/8
F
72.7
CONDENSATE 1201
COMPRIMATE
31.4
E
G
4-1
RES GAS
F
Gambar C.7
RFG
9-4
H
D
ABSORBER COL 1-1
DEPROPAN COL 1-2
DEBUTAN COL 1-3
STAB. CR.TOP
STRIPPER COL 1-4
E 4-4/5 DRAW DESCRIPTION
9-2
20 7-1/2
1 4 5 7 8 9
110
7-3/4
7-5/6
: : : : : :
KOLOM COOLER CONDENSER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK
7-7 4-6
TEMPERATURE,OC
C
PRESSURE,kg/cm2 120 17
9-1
120
FLOW, M.TON/Day REVISED
8/12/2007 DRAWN BY
B
23.4
HO. SURGE TK. 9-3
240
C
125 0.7
6
P-3/4
FURNACE
D
JKP FBB C3
B
TITLE
PFD BBDISTILASI
6.3
A
8
PERTAMINA
P - 5/6
F. GAS
7
6
Gambar A.7
5
4
3
Diagram Alir Proses BB Distiller 116
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.8 H
H
SETTLER - A
NC
NC
FBB ke Tk. 1252/53 & 1205/06
G FBB dari BBDIST
WATER SETTLER
CAUSTIC SETTLER
9 - 28
9 - 26 4
4
9 - 29 3.5
NC
F
NC
F
B NC
A E
G
FINAL SETTLER
S - 20 NaOH FRESH
NC
E
sewer
P - 5/ 6
P - 3/ 4
NC
D
NC 4
CAUSTIC SETTLER
4
WATER SETTLER
NC
D
DRAW DESCRIPTION
9 - 30 2.4
NC
A
S - 19 NaOH SPENT
FINAL SETTLER
9 - 31
9 - 27
C
NC
PRESSURE,kg/cm2
NC
B
C
REVISED
WATER
7/15/2006 DRAWN BY
B
JKP
B
TITLE
sewer
FBB dari S.Gerong
PFD BBTREATING
SETTLER - B
PERTAMINA
A 8
7
6
Gambar A.8
5
4
3
Diagram Alir Proses BB Treating
117
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5 - 1/2
5
5
4
3
2
1
Gambar C.9
GAS
H
5 - 4/5 90
95
G
5 - 4/5 72
8-1
H
13
3
NOTE :
5
8-6
DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000
8-6
G
POLA
SPBX F
F 150
200
COL. C
170
COL. A
P-6/7 70
E
COL. B
P-25/26
P-25/26
100
40
E CR.BUTANE DRAW DESCRIPTION
1 4 5 6 7 8
D
126 97
4.2
7-2
116
4
7-2
KOLOM COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
Steam
7-1
Steam
C
Steam
140
: : : : : :
D
TEMPERATURE,OC PRESSURE,kg/cm2
C
4.5 FLOW, M.TON/Day
6 - 1/4
6 - 1/2
REVISED
6 - 1/2
7/15/2006 DRAWN BY
B
4 - 6/7
4 - 6/7
4 - 5/8 P-4/5
135
P-9/10
B
TITLE
PFD STAB. CAB
172
DIH. TOP
75
A
JKP
SBPX
350
Feed dari Tanki K
8
7
PERTAMINA
6
Gambar A.9
5
4
3
Diagram Alir Proses StabilizerC/A/B 118
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.10 H
H
TK.1207 &1208
-5 6-2/3
8-7 FINAL SEPARATOR
8-8
8-9
REACTOR FEED BLEND TANK
CAUSTIC FEED SETTLER
2
2-3/1/2 8 - 10/5/6 RECTOR ACID SEPARATOR
3 - 3/1/2
G
G
DRAI N
ACID DRAIN
ACID DRAIN KE 9 - 3
P-25/26
REFRIGERANT ACCUMULATOR
NaOH tk S-21 P-6A/7A/8A
NC
5-7/8/9/10
C-17/18/44/47
P-45/20/24
P-27 i-C4 ke tk 1250/51
F
P-28/29
9-6
i-C4 RECYCLE
9-5
Acid tk U-14/U-15
F
P-13/14
5-1/2
KE F.GAS
P-21/22/23
5-3/11
59
REFRIGERANT SCRUBBER
C3 ke tk 1260/62 5-4/5
48
5-6
68
R-C4 ke tk 1252/53
102
E
E 8-1
8-2
8-3
8-4
L. ALKYLATE
P-9/10
D
6-1
P-11/12
P-7/8
DEISOBUTAN
DEPROPAN
1-1
1-2
P-5/6 4-2/1
9-7
P-3/4
STABILISER
RERUN
1-3
1-4
D NaOH tk S-21
4-3 111
DRAW DESCRIPTION
P-35/36
90
156
210 H. ALKYLATE KE TK-1256/57/58
C 4-4
7 - 1/2
7-3
7-4
1 2 3 4 5 6 7 8 9
: : : : : : : : :
KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK
C
TEMPERATURE,OC
7-5
PRESSURE,kg/cm2 8.8
16.8
7.5
0.6
P-2/2A
REVISED
235
B
7/15/2006 F-1
PC
B
DRAWN BY
JKP 9-1
TITLE
F.GAS
P-38/39
PFD ALKILASI
PERTAMINA
A
A
8
7
6
5
4
3
Gambar A.10 Diagram Alir Proses Unit Alkilasi 119
2
1
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.11 H
H
FBB from tk.1205/ 06
G
41
62
COOLE R
P-1/2/3/ 4 FEED PUMP 61
FINAL HEATER
CW
42
PREHEATE R
COOLE R CW
64
63
FINAL HEATER
43 PREHEATE R
66
COOLE R CW
G
65
FINAL HEATER
PREHEATE R
5-1/2/3/ 4 54
CW FLARIN G
140
F
F 8 1
CON AV1
E
CON AV2
CON AV3
CON BV1
CON BV2
CON BV3
CON CV1
CON CV2
P-8/ 9
CON CV3
COL 1 1
Pmax 10kg/cm2
E 4-8/ 9
155
COOLE R CW RBB to ALKYLAS
155
D
I P14
P13
P15
P16
P17
P18
P20
P19
P21
6
71 REBOILE R
DRAW DESCRIPTION
1 4 5 6 7 8
: : : : : :
KOLOM COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
WARM HOT OIL COLD OIL OIL
C
TEMPERATURE,OC 26
FURNAC E 170
D
HO. SURGE TK. 91
COOLE 4-10/ R 4-5/ 11 6 CW
PRESSURE,kg/cm2 POLYME R
CW
C
REVISED
7/15/2006
B
DRAWN BY
P - 10/ 11
F. GAS
JKP
B
TITLE
PFD POLYMERISASI
PERTAMINA
A 8
7
6
5
4
3
Gambar A.11 Diagram Alir Proses Unit Polimerisasi
120
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.12 H
H cw
Diesel oil
E-5
G
E-4
G
Kerosine
cw
F
F
E-3 E-6
14
E-7
10
E-2
9
D-2
E
8
12
7
11
Naphta
D-4
9
D-3
E P-6
7
DRAW DESCRIPTION
P-2A/B
1 2 4 5 6 7 8
5 2 4
D
T-1 PRIMARY TOWER 10'X30'
P-1A/B/C
1
C
: : : : : : :
KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR
T-2
TEMPERATURE,OC
SEC. TOWER 9'X40'2"
PRESSURE,kg/cm2
D
C
FLOW, M.TON/Day REVISED
P 5A/B
B
8/12/2007 Long residue to HVU
DRAWN BY
HAR
P-3A/B
Long residue to tank
B
TITLE
PFD CD-VI / CD&GP
A
A 8
7
6
5
4
Gambar A.12 Diagram Alir Proses CD VI
121
3
2
1
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
TO ATMOSFIR
V - 14 003
H
1 6
AMMONIA SOLUTION
A - 14 - 001
A - 14 - 002
AB
AB
A - 14 - 003
AB BY VENDOR
MP STEAM
OFF CW
CW
1,43
CW
E - 14 - 013
34000
LC
LC
65
7,1 1
82,1
E - 14 - 015
LC
OVERHEAD
V - 14 001
LONG RESIDU FROM STORAGE
- 14 -
001
940
V - 14 002
1
85
0,6 CW 7
0,86 E - 14 - 014
E - 14 - 012 ABC
G
GAS
TO F
70 NOTE 17
LC
3,5 55
9
PC
P - 14 - 007
TC
AB
75
PC
F
5,3 3
TC
55 E - 14 - 001 LC
PC
E
170 1 7
327 350
P- 14 - 003 AB FC
5,7 2
6,4 7
207 PC
236
TC
TC
PC
E - 14 - 006 AB
5
PC PC
2 1
FUEL LC
FC
D
7
389
FC
8
P - 14 - 005 AB
354
E - 14 - 009 ABCD 9,27
LC
P - 14 - 006 AB
269
MVGO PRODUK COOLER
E-14-006
HVGO EXCHANGER
E-14-007
HVGO STEAM GENERATOR
E-14-008
HVGO PRODUK COOLER
E-14-009
NO.8 VACUUM RESIDUE EXCHANGER
E-14-010
NO.8 VACUUM RESIDUE EXCHANGER
E-14-011
VACUUM RESIDUE
E-14-012
STEAMGENERATORPRE CONDENSOR
E-14-013
PRIMARY INTERCONDENSER
LSWR RUN DOWN COOLER
F-14-001
VACUUM CHARGE HEATER
TO SLOP
P-14-001
LONG RESIDUE CHARGE PUMP
TANK
P-14-002
LVGO PUMPS
P-14-003
MVGO PUMPS
P-14-004 P-14-005 P-14-006 P-14-007
HVGO PUMPS HEATER RECYCLE PUMPS VACUUM RESIDUE PUMPS CONDENSATE PUMPS
A-14-001 A-14-002 A-14-003
NO.1 EJECTOR NO.2 EJEKTOR NO.3 EJECTOR NOTE
LVGO
TO
FOR
G
F
ADO BLEND
11
NOTE(1)
FOR EJECTOR SYSTEM DESIGN THE FOLLOWING FLOW RATE SMALL BE USED :
COMP. STEAM NON. COND. CONDENSABLE GAS TOTAL SYMBOL
4,62
PC
TC
BFW
170
E - 14 - 007 AB 12, 7
E - 14 - 008 18960
E - 14 - 0011 AB 3,58
3,0 223
12
4,7
160
211
5,72 E - 14 - 0010 ABC
MVGO REFLUK COOLER
E-14-005
MH 18,0 27,0 178,3 31,1
E
KG/N 12650 840 2255 15745
LC
V - 14 - 006 BLOW
TC
E-14-004
H
E-14-016
13630
238
DOWN
236
MVGO EXCHANGER
SEWER
STEAM
PC
18,01 180
P - 14 - 004 AB
LVGO PRODUK COOLER
E-14-003
SECONDARY INTERCONDENSER
LP
405
LVGO REFLUK COOLER
E-14-002
6
110
415
STEAM DISENGAGING DRUM
E-14-001
E - 14 - 005
TC
290 289
OFF GAS RELIEF DRUM
V-14-006
AFTER CONDENSER
STORAGE
5,1 55 13630
OFF GAS SEAL DRUM
V-14-003
E-14-015
5
15
MP STEAM
FC
5,1 55
5515
4,6 7
262 E - 14 - 003 ABC
PC
V-14-002
E-14-014
LVGO
1580
4
P- 14 - 002 A
F - 14 001
1 4
STRIPPING STEAM
TC E - 14 - 004
LC
FOR PROCESS 42,03
2,18
150 105
5,1 55
TC
10
VACUUM DISTILLATION COLUMN
TO EXITING
OVERHEAD
E - 14 - 002 7400 3
SERVICE
V-14-001
CONDENSATE
CONDENSATE 100
1 ITEM NO.
UNIT
TEMPERATUR
O
PRESSURE
Kg/CM2 G
PRESSURE
MMGH
HEAT DUTY
104KCAL/N
DESIGN FLOW RATE
BPSD
LINE NO.
_
C
D
MVGO / HVGO TO FCCU
85
CW
RESIDU TO STORAGE
2440
PC
DESCRIBTION
18000
13
278
MVGO TO STORAGE
E - 14 - 016
LCO PC
C
C FC FrC LC PC PDC TC
FLOW RATE CONTROLLER FLOW RATIO CONTROLLER LEVEL CONTROLLER PRESSURE CONTROLLER PRESSURE DIFFERENCE CONTROLLER TEMPERATUR CONTROLLER
Vacuum Distillation Diagram B
A
LINE NO. 1 STREAM LONG DESCRIPTIO RESIDUE N o Kl/H @ 15 C 337,7 (NM3/H)
2
3
4
5
6
7
LONG RESIDUE
LVGO REFLUK
MVGO REFLUK
HVGO HOT REFLUK
HVGO REFLUK
HEATER RECYCLE
8
9 OVERHEAD RESIDUE CONDENSAT QUENCH E
10
11
12
13
LVGO
MVGO
HVGO
RESIDUE
14
15
STRIPPING INJECTION STEAM STEAM
16
17
MOTIVE STEAM
WASN OIL
178,9
120,8
88,3
103,0
230,6
35,8
35,5
2,5 oil/water
49,0
98,3
98,3
125,6
(6,230)
(8,100)
5,245
27,0
KG/H
325,810
162,905
102,200
77,000
95,860
204,000
34,610
34,370
2,030 oil/water
41,730
78,138
81,890
121,410
3,000
6,500
4,245
24,460
SP.GR @ 15oC (API GRAFITY)
0,913
0,913
0,854
0,873
0,908
0,908
0,948
0,969
0,819 oil/water
0,834
0,878
0,908
0,969
(18,0)
(18,0)
(18,0)
0,908
8
7
6
5
4
Gambar A.13 Diagram Alir Proses HVU II
122
3
Gambar C.13
B
PERTAMINA UP III PLAJU & SUNGAI GERONG DRW by AntON. TK.UNSRI98 APPROVED BY IGB
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
Gambar C.14 H
H
G
G
F
F
E
E
D
D DRAW DESCRIPTION
C
C
REVISED
B
28/7/2003
B
DRAWN BY
TITLE
PFD FCCU
PERTAMINA A
A
8
7
6
5
4
Gambar A.14 Diagram Alir Proses RFCCU 123
3
2
1
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
E-203
H
2
1
Gambar C.15
FUEL HEADER
S-201
H E-303 A/B
V-205
V-204 FLARE
G
P-208 A/B
V-203
V-303
DRYER UNIT
G E-306 A/B E-307 A/B
V-207
P 305 A/B
P-204 A/B
F
C-201
C-203
C-202
C-204
C-205
C-320 C
C-206
C-320 A
F
C-320 B
T-102 T-103 1-104
P-301 A/B
E
E
PW E-208 V-204
E-204 E-205
D
REFINERY
E 201
E-202
D E-304
E-206 V-210
E-305 Ke V-600
C P 301 A/B
C DRAW DESCRIPTION REVISED
P-207 A/B
25/7/2003 DRAWN BY
B
DEA P-202 A/B
PUT/RUN
P-203
PFD Purifikasi PP
PERTAMINA
A 8
7
6
5
4
3
Gambar A.15 Diagram Alir Proses Unit Purifikasi Polypropylene 124
B
TITLE
T-101
2
1
A
___________________________________________________________________________________________________________________ 8
7
6
5
4
3
2
1
OF CATALYST
H
Gambar C.16 TO FLARE SYSTEM
AT CATALYST
TO FLARE SYSTEM
H
ZD-2102 OF CAT FEED FUNNEL D-2221
TK CATALYST
1ST REACTOR MIST SEPARATOR
E-211 CAT VENT CONDENSOR
G
E-2113 P 2107 VENT COND
ZD-2103 AT-CAT VENT SEAL POT
D-2101
D-2102
D-2103
D-2104
D-2105
TK CAT PRETREATMENT DRUM
TK CAT MOLDING DRUM
TK CAT FEED DRUM
AT CAT MOLDING DRUM
OF CAT MOLDING DRUM
D-2201 1ST REACTOR
ZD-2104 CAT WANT DRUM POT
K-2201 1ST REACTOR CIRC. GAS BLOWER
G
AT CONTAINER
ZS-2105 HEXANE FILTER
D-2203 2ND REACTOR
D-2107
F
2ND REACTOR CIRC. GAS COOLER
P-2103
P-2104
TK CAT FEED PUMP
AT CAT FEED PUMP
F
P-2105
ZS-2106
OF CAT FEED PUMP
OF CAT FILTER
D-2108
HEXANE
HEXANE DEHYDRATOR
ZD-2205
ZS-2107 HEXANE FILTER
POWDER POT
E-2219
P-2107 FRESH HEXANE FEED PUMP
E
E-2203
ZS-2105 TK CAT FILTER
FRESH HEXANE DRUM
K-2203
E-2208
ZS-2210 PROPYLENE VAPOR FILTER
HYDROGEN FILTER
HYDROGEN
E-2218
2ND REACTOR CIRC. GAS BLOWER
MA 2211
ZD-2205 POWDER POT
FINE PARTICLE SEPARATOR
E
E-2210 PROPYLENE VAPORIZER COOLER
D-2210
PROPYLENE
D-2109 PROPYLENE DEHYDRATOR
E-2213
ZD-2225
PROPYLENE VAPORIZING DRUM
C-2201
P-2211
ZV-2207
PROPYLENE RECYCLE PUMPSUCTION COOLER
ROTARY VALVE
E-2216 K-2208 AFTER COOLER
D-2208
PROPYLENE SCRUBBER
SUCTION COOLER
K-2208 RECYCLE HYDROGEN COMPRESOR
D
E-2205 PROPYLENE COOLER
PROPYLENE LIQUID FILTER
E-2206 AFTER COOLER
ZS-2205 PROPYLENE LIQUID.FILTER
P-2203 PROPYLENE RECYCLE PUMP
PURGE GAS ACCUMULATOR
B
M-2501 PELLET DRIER
10-DT-101 A/B TK-2594
ATM
10-DT-004
CWP
CWP
MS 2511 VENT GAS BAG FILTER
D-2503 AN STABILIZER DRUM
AIR FILTER
E-2504 CWP COOLER
8
P-2502
P-2505
LS
REVISED 8/12/2007
P-2511 AN STABILIZER FEED PUMP
6
LS
ZW-2503 POWDER MEASURING FEEDER
B
FIK/HAR TITLE PFD Polipropilen/Prod-II
Z-2501 PELLETIZER
K-2501 POWDER TRANFER BLOWER
P-2502 CWP PUMP
PELLET TRANSFER BLOWER
7
MA-2203 STEAMING DRUM
DRAWN BY TK 2503
POLYTAM DALAM BAG/PALLET
MS 2508
D-2502
MS-2506
TO FLARE
E-2302 POWDER TRANSFER GAS COOLER
TK-2501 POWDER HOPPER
MS 2502
CWP DRUM
A
M 2301 BAG FILTER
M
TK 2502 TK 2505 STAB HOPPER
ZS-2506
BLOWER
D-2206 RECYCLE GAS SEPARATOR
C
P-2205 PROPYLENE SCRUBBER FEED PUMP
AN STAB
10-DT-003 A/B/C/D
10-DT-006
K-2210 POWDER TRANSFER
E-2215
D-2215 SUCT. COOLER SUCTION SCRUBBER K-2206 REC.GAS COMP.
D-2223
P-2205 PROPYLENE FEED PUMP
C
D
5
4
3
Gambar A.16 Diagram Alir Proses Kilang Polypropylene
125
A
2
1
___________________________________________________________________________________________________________________ Gambar C.17 Bahan Baku
UDARA from Atm
UNIT PROSES/UNIT OPERASI UTILITAS Compressed Air Plant
IA/SA (Plant Air)
Kap. Desain PL: (5x4350)+(1x1000) SG: (4x750) Nm3/J
Water Treating Plant (WTP)
Cooling Tower PL=12000 T/J + SG=4000 T/J
CAF Kap: PL:4x100 PS-1:150 SG:200
Injeksi Klorin
(Cl2) Kapasitas PL=3x100 T/J SG=35-40 T/J Kap:9,5 T/J
Gas Turbine GT 2015 UA/UB/UC
PB & WHRU
SOFTENER A/B/C/D kap: 4x75 T/J
PB=2x50 T/J WHRU=3x60 T/J
Kap.Desain: 3x31 MWH = 93 MWH
CD & L/SG Kap. 25-30 T/J
EDG 2016 U Diesel Oil
kap. 0,75 MWH
Boiler PS-1 Boiler No.: 2/3/4/5/6/8=22 9/10/11=30 Tot=200 T/J
ST. 2017 U Fuel Gas (M.G/R.G)
CHEMICAL’s consumption sbg bahan pendukung
kap. 3 MWH
GUDANG UTL PL/SG/BK (Chemical’s handling)
Bising, Ceceran Lube Oil, Silika Gel
Nitrogen Gas & Cair
Perlite, Freon, Sil.Alumina Adsorber
Bising, Ceceran Lube Oil, Lumpur
Air Pendingin Sirkulasi (CT.CT)
Chemical’s Corr.inh, Scale inh, Biocide, Drain rutin, Gas Clorin
Air Bersih (Treated Wtr)
Chemical’s Alum, Caustic, PE, Kapur, Drain Lumpur, Lube Oil
Air Minum (Drink Water)
Injeksi Klorin, Carbon Active
Demin Water (DIW)
Chemical’s Caustic, A.Sulphate & Resin
Hidrogen (H2) Gas
Larutan KOH, H2 gas, Bising
Steam 42-K (HP-Steam)
Chemical’s Caustic & Tripho, Blowdown, Emisi Gas Buang, Bising
Demin Plant
Hidrogen Plant
Fuel Gas ex.EP
Udara Kempa
OT.CW (Once Through)
Coling Water Once Through, Fire Water
Kap.Disain: PS-2/PL=2x1100 T/J WTU/SG=400 T/J DWP/SG=150 T/J WTP/BK=50 T/J WTP PS-1/PL idle
Dampak Lingkungan
Nitrogen Plant Kap. Desain: LIN=336 Nm3/J GAN=1650 Nm3/J
RAW WATER ex.RPA Kap.total:15000 T/J PL:1/2/3/4 SG:5/6B BK:5
Produk
Distribusi
Gambar A.17 Diagram Alir Sistem Utilitas 126
Steam 23-Kg/cm2 FGC-I/II/III RFCCU Steam 15-K (MP-Steam)
Chemical’s Caustic & Tripho, Blowdown, Emisi Gas Buang, Bising
LISTRIK Frek=50Hz
Bising, Lube Oil Drain, Emisi Gas Buang
Larutan Chemical
Ceceran, tumpahan selama transportasi dan Mixing sebelum di distribusikan ke unit
_______________________________________________________________________
LAMPIRAN B SPESIFIKASI BAHAN MENTAH PERTAMINA RU-III
B.1 Spesifikasi Beberapa Minyak Mentah Tabel B.1.1 Spesifikasi Minyak Mentah Ramba No. 1 2
3
4
Parameter
Satuan o
Specific Gravity at 60/60 F Light Hydrocarbon Analysis (GLC) Methane Etane Propaneee I-Butane n-Butane I-Pentanee n-Pentanee Hexane & Heavier Distillation : Initial Boiling Point 10% Vol. Rec. 20% Vol. Rec. 30% Vol. Rec. 40% Vol. Rec. 50% Vol. Rec. 60% Vol. Rec. 70% Vol. Rec. 80% Vol. Rec. 90% Vol. Rec. Recovered at 100oC Recovered at 150oC Recovered at 200oC Recovered at 250oC Recovered at 300oC Kinematic Viscosity at 100oF
127
% wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt
Standar
Nilai
ASTM D-1298 ASTM D-1945
0.8505 0.300 0.600 1.900 7.500 8.100 81.60
ASTM D-285 o
C C o C o C o C o C o C o C o C o C %vol %vol %vol %vol %vol cSt o
ASTM D-445
31.00 112 151 210 256 290 >300 6.700 19.70 28.70 38.50 53.20 6.595
_______________________________________________________________________
Tabel B.1.1 Spesifikasi Minyak Mentah Ramba (lanjutan) No.
Parameter
Satuan
Standar
Nilai
Kinematic Viscosity at 122oF
cSt
ASTM D-445
5.045
5
Sulphur Content
%wt
ASTM D-1552
0.110
6
Water Content
%vol
ASTM D-4006
0.050
7
Water & Sediment
%vol
ASTM D-4007
0.200
8
Pour Point
O
F
ASTM D-97
75.00
9
Salt Content
Ptb
ASTM D-3230
2.000
10
Ash Content
%wt
ASTM D-482
0.020
11
Flash Point
F
ASTM D-56
<32
12
Carbon Residue
%wt
ASTM D-189
1.430
13
Reid Vapor Pressure at 100oF
kPa
ASTM D-323
29.00
14
Asphaltenest Content
%wt
IP-143
0.870
15
UOP Characterization Factor
UOP-375
12.10
16
Wax Content
%wt
SMS-1769
13.90
17
Congealing Point of Waxes
%wt
ASTM D-938
62.00
18
Metal Content : V
Ppm
AAS
0.900
Ni
Ppm
AAS
4.460
Na
Ppm
AAS
33.70
Fe
Ppm
AAS
3.300
O
128
_______________________________________________________________________
Tabel B.1.2 Spesifikasi Minyak Mentah SPD No.
Parameter
1
Specific Gravity at 60/60oF Gravity oAPI at 60 oF Light Hydrocarbon Analysis (GLC) Methane Etane Propaneee I-Butane n-Butane I-Pentanee n-Pentanee Hexane & Heavier Distillation : Initial Boiling Point 10% Vol Rec. 20% Vol Rec. 30% Vol Rec. 40% Vol Rec. 50% Vol Rec. 60% Vol Rec. 70% Vol Rec. 80% Vol Rec. 90% Vol Rec. Recovered at 100 °C Recovered at 150 °C Recovered at 200 °C Recovered at 250 °C Recovered at 300 °C Kinematic Viscosity at 100 °F Kinematic Viscosity at 122 °F Sulphur Content Water Content Water & Sediment Pour Point Salt Content Ash Content Flash Point Conradson Carbon Residue
2
3.
4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.
Satuan
129
% wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt % wt
Standar
Nilai
ASTM D-1298 ASTM D-287 ASTM D-1945
0.8599 33.1 0.2 1.6 2.0 2.8 93.4
ASTM D-285 °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C %vol %vol %vol %vol %vol cSt cSt %wt %vol %vol °F ptb %wt °F %wt
35 118 156 216 254 285 >300
ASTM D-445 ASTM D-445 ASTM D-1552 ASTM D-4006 ASTM D-4007 ASTM D-97 ASTM D-3230 ASTM D-482 ASTM D-56 ASTM D-189
5.3 18.7 27.7 38.3 54.3 4.525 3.514 0.10 0.05 0.30 75 3 0.02 <32 2.0
_______________________________________________________________________
Tabel B.1.2 Spesifikasi Minyak Mentah SPD (lanjutan) No.
Parameter
Satuan
Standar
Nilai
13
Reid Vapor Pressure at 100oF
kPa
ASTM D-323
23
14
Asphaltenest Content
%wt
IP-143
2.17
15
UOP Characterization Factor
UOP-375
11.70
16
Wax Content
%wt
SMS-1769
21.40
17
Congealing Point of Waxes
%wt
ASTM D-938
58.0
18
Metal Content : V
ppm
AAS
0.200
Ni
ppm
AAS
2.88
Na
ppm
AAS
18.76
Fe
ppm
AAS
8.28
Tabel B.1.3 Spesifikasi Minyak Mentah TAP No. 1
2
Parameter
Satuan
Standar
Nilai
Specific Gravity at 60/60oF
ASTM D-1298
0.8425
Gravity oAPI at 60 oF
ASTM D-287
36.5
Distillation :
ASTM D-285
Initial Boiling Point
o
50
10% Vol. Rec.
o
124
20% Vol. Rec.
o
160
30% Vol. Rec.
o
204
40% Vol. Rec.
o
246
50% Vol. Rec.
o
288
60% Vol. Rec.
o
>300
70% Vol. Rec.
o
80% Vol. Rec.
o
90% Vol. Rec.
o
C C C C C C C C C C
Recovered at 100oC
%vol
4.0
Recovered at 150oC
%vol
17.3
%vol
29.0
o
Recovered at 200 C
130
_______________________________________________________________________
Tabel B.1.3 Spesifikasi Minyak Mentah TAP (lanjutan) No.
Parameter
Satuan
Recovered at 250oC
%vol
41.0
%vol
53.3
Recovered at 300oC 3
o
Standar
Nilai
Kinematic Viscosity at 100 F
cSt
ASTM D-445
4.751
Kinematic Viscosity at 122oF
cSt
ASTM D-445
3.743
4
Sulphur Content
%wt
ASTM D-1552
0.06
5
Water Content
%vol
ASTM D-4006
0.20
6
Water & Sediment
%vol
ASTM D-4007
0.30
7
Pour Point
O
F
ASTM D-97
80
8
Salt Content
Ptb
ASTM D-3230
4
9
Ash Content
%wt
ASTM D-482
0.02
10
Flash Point
F
ASTM D-56
<32
11
Conradson Carbon Residue
%wt
ASTM D-189
2.43
12
Reid Vapor Pressure at 100oF
kPa
ASTM D-323
24
13
Asphaltenest Content
%wt
IP-143
0.70
14
UOP Characterization Factor
UOP-375
12.1
15
Wax Content
%wt
SMS-1769
21.8
16
Congealing Point of Waxes
%wt
ASTM D-938
52.2
17
Metal Content : V
Ppm
AAS
0.72
Ni
Ppm
AAS
1.24
Na
Ppm
AAS
2.10
Fe
Ppm
AAS
1.85
O
Keterangan: Data diambil dari hasil analisa Laboratorium pada tanggal 2 Mei 2005
131
_______________________________________________________________________
B.2 Spesifikasi Bahan Mentah Produksi Polypropylene (Polytam)
Tabel B.2 Spesifikasi Propylene Produk RFCCU UP-III Parameter
Satuan
Nilai
Propylene content
%-mol
Min 99,6
C1+C2+C3
%-mol
Max 0,4
Buthanes and Buthenes
ppm mol
Max 10,0
Water Content
ppm mol
Max 1,00
Total Sulphur
ppm mol
Max 1,00
CO
ppm mol
Max 0,20
CO2
ppm mol
Max 4,00
Arsine
ppm wt
Max 0,03
132
_______________________________________________________________________
LAMPIRAN C SPESIFIKASI PRODUK PERTAMINA UP-III Tabel C.1 Spesifikasi Avgas 100 dan Avgas 100LL Avgas 100 Sifat
Satuan
Appearance Density at 15oC Color Color Lovibond: -Blue -Yellow Knock Rating: - Lean Mixture, F2 - Rich Mixture, F4 Lead Content Specific Energy
ON PN gr.Pb/L MJ/Kg
Avgas 100LL
Min Max Min Max Visually clear, bright, and free from solid matter and undissolved matter at normal ambient temperature Report report Green Green 1,7 2,9 1,7 3,5 1,5 2,7 99,5 99,5 130 130 1,12 0,56 43,5 43,5 -
o
-
-
-
-
10% vol recovered
o
-
75
-
75
40% vol recovered
o
75
-
75
-
50% vol recovered
o
-
105
-
105
90% vol recovered
o
-
135
-
135
End Point
o
-
170
-
170
Sum of 10+50% evap Residue Loss RVP at 37,8oC Total Sulphur
o
135 38 -
1,5 1,5 49 0,05
135 38 -
1,5 1,5 49 0,05
50
3 6 2 minus 60 2 2 600
50
3 6 2 minus 60 2 2 600
Distilation: IBP
Copperstrip Corrosion, 2hr/100oC Existent Gum Oxidation Stability: -Potensial Gum -Gum Precipitate Freezing Point Water Reaction: - Change in volume - Interface Rating Electrical Conductivity
C C C C C C
C %vol %vol kPa %wt mg/100ml mg/100ml mg/100ml ml ps/m
133
_______________________________________________________________________ Tabel C.2 Spesifikasi Avtur Avtur Sifat
Satuan
Appearance Density at 15oC Color Particulate Contaminant Total Acidity Aromatic Sulphur Total Sulphur Mercaptane Specific Energy
kg/m3 mg/L mg KOH/g %vol %mass %mass MJ/Kg
Min Max Visually clear, bright, and free from solid matter and undissolved matter at normal ambient temperature 775,0 840,0 report 1,0 0,015 25,0 0,30 0,0030 42,8 -
o
-
-
10% vol recovered
o
-
205,0
50% vol recovered
o
Report
90% vol recovered
o
Report
End Point
o
Distilation: IBP
C C C C C
-
300,0
Residue
%vol
-
1,5
Loss
%vol
-
1,5
Doctor Test Flash Point Copperstrip Corrosion, 2hr/100oC Existent Gum Viscosity at minus 20oC Napthalene Freezing Point Smoke Point, or Smoke Point, and Water Reaction: Interface Rating Microseparometer : without SDA with SDA Thermal Stability, JFTOT at 260oC: - Tube Rating Visual - Pressure differential Electrical Conductivity
Negative o
C class mg/100ml 2
mm /s %vol o
C mm mm
mmHg ps/m
134
38,0
ASTM No 1
-
7
-
8 3,00
25,0 19,0 85 70
minus 47,0 -
<3, no P or A deposite 25 50 600
_______________________________________________________________________ Tabel C.3 Spesifikasi Premium dan Premium Tanpa Timbal
Premium Sifat Density at 15oC
Satuan
Min
kg/m3
To be reported
To be reported
Negative
Negative
Doctor Test, and or
-
Max
%wt
Kandungan Senyawa Oksigenat (MTBE)
%vol
Sulphur Content
%wt
-
0,20
-
0,20
mg/100ml
-
4
-
4
Induction Period
minutes
240
-
240
-
Copper Strip Corrosion, 3hr/50oC
gr.Pb/L
ASTM No.1
Reid Vapour Pressure at 37,8oC
0,0020
Min
Mercaptant Sulphur
Existent Gum
-
Max
Premium Tanpa Timbal
0,0020 11
ASTM No.1
kPa
-
62
-
62
RON
88,0
-
88,0
-
grPb/L
-
0,30
-
0,013
o
-
-
-
-
10% vol recovered
o
-
74
-
74
50% vol recovered
o
88
125
88
125
90% vol recovered
o
-
180
-
180
o
C
-
205
-
205
%v/v
-
2,0
-
2,0
Knock Rating F-1 Lead Content Distillation : IBP
C C C C
End Point Residue Colour Dye Content
Yellow gr/100L
Odour
0,13 Marketable
135
Yellow 0,13 Marketable
_______________________________________________________________________ Tabel C.4 Spesifikasi IDF (Industrial Diesel Fuel) ANALISA
METODA
MIN
MAX
ASTM D - 1298
0.840
0.920
mg KOH/gr
ASTM D – 974
-
NIL
% wt
ASTM D – 482
-
0.02
ASTM D - 1500
6
-
% wt
ASTM D – 189
-
1.0
Flash Point PMcc
°F
ASTM D – 93
150
-
Pour Point
°F
ASTM D - 97
-
65
Sediment by Extraction
% wt
ASTM D - 473
-
0.02
Total Sulphur
% wt
ASTM D - 1552
-
1.5
Seconds
IP - 70
35
4.5
% vol
ASTM D - 95
-
0.25
Spesifikasi Gravity at 60/60 °F Strong Acid Number Ash Content Colour ASTM Conradson Carbon Residue
Viscosity Redwood I/100 °F Water Content
136
_______________________________________________________________________ Tabel C.5 Spesifikasi Pertamax dan Pertamax Plus
Sifat Density at 15oC Doctor Test, and or Mercaptant Sulphur Sulphur Content Existent Gum Induction Period Copper Strip Corrosion, 3hr/50oC Reid Vapour Pressure at 37,8oC Knock Rating F-1 Lead Content
Satuan kg/m3 %wt %wt mg/100ml minutes gr.Pb/L kPa RON grPb/L
Pertamax Min Max
Pertamax Plus Min Max
715,0 780,0 Negative 0,0020 0,10 4,0 480 ASTM No.1 45 60 92,0 0,013
715,0 780,0 Negative 0,0020 0,10 4,0 480 ASTM No.1 45 60 95,0 0,013
o
-
-
-
-
10% vol recovered
o
-
70
-
70
50% vol recovered
o
77
110
77
110
90% vol recovered
o
-
180
-
180
o
C
-
205
-
205
%v/v %vol
-
2,0 -
-
2,0 -
Distillation : IBP
End Point Residue Loss Colour Dye Content Oksigenate Content Olefine Content Aromatic Content
C C C C
Blue gr/100L
%v/v
137
-
Red 50
-
50
_______________________________________________________________________ Tabel C.6Spesifikasi Kerosene
Sifat
Kerosene Min Max
Satuan
Density at 15oC Smoke Point Char Value Distillation: Recovered at 200oC
kg/m3 mm mg/kg
15 -
835 40
%vol
18
-
-
310
o
End Point
C
o
Flash Point Abel Sulphur Content Copperstrip Corrosion Odor and Color
C %wt
38,0 0,20 No.1 Marketable
Color 3,0 Note: Abel merupakan nama penemu metode penentu flash point
Tabel C.7 Spesifikasi Solar
Sifat
Satuan
o
Density at 15 C Cetane Number, or Calculated Cetane Index Viscosity Kinematic at 37,8oC
kg/m3
cSt
Solar (H.S.D) Min Max 815 45 48 1,6
870 5,80
Pour Point
o
-
18
Flash Point P.M. CC
o
60
-
C C
Distillation Recovery at 300oC Sulphur Content Copperstrip Corrosion 3hr/100oC Conradson Carbon Residue, or
%vol %wt %wt
Micro Carbon Residue (on 10% distil. Residue)
40 0,50 ASTM No. 1 0,10 -
Ash Content
%wt
Water Content
%vol
Sediment by Extraction
%wt
0,10 0,01
-
0,05 0,01
Strong Acid Number
mgKOH/g
-
Nil
Total Acid Number Color ASTM
mgKOH/g
-
0,6 3,0
138
_______________________________________________________________________ Tabel C.8 Spesifikasi Medium Naptha ANALISA Spesifikasi Gravity at 60/60 °F Paraffins Olefins Naphthanes + Aromatics Total Sulphur Colour Saybolt Distillation : IBP End Point Residu R. V. P at 100 °F Lead Content Existent Gum Arsenic Content *) Total Chlorine *) Mercury *)
Satuan % vol % vol ppm wt ppb
°C °C % vol psi ppb mg/100 ml ppb ppm wt
METODA ASTM D - 1298 ASTM D - 2159 ASTM D - 1319 ASTM D - 2159 ASTM D - 4045 ASTM D - 156 ASTM D - 86
ASTM D - 323 IP - 224 IP - 381 UOP - 296 UOP - 395
MIN 0.72 20 35 + 22
MAX 1.0 300 -
45 -
180 2.0 6.0 100 4.0 -
Tabel C.9 Spesifikasi Polypropylene Type Grade INJECTION FILM YARN/TAPE
MFR
II
Ash Cont.
MPC
PTN
(gr/10'')
(%wt)
(ppm)
J 400
PI 300
2,4 - 3,6
>97
<200
-
PF 1000
8,5 - 11,5
>97
<200
F 401
PY 240
1,9 - 2,9
>97
<200
139
_______________________________________________________________________ Tabel C.10 Spesifikasi Fuel Oil
Properties
Satuan
Min
Specific Gravity at 60/60 °F Viscosity Redwood I at 100 °F
sec
Pour Point
°F
Flash Point P.M. CC
°F
400
Max
ASTM
0.990
D1298
1,250
D 445
80
D 97
150
D 93
Sulphur Content
% wt
3.5
D 1552
Conradson Carbon Residue
% wt
14
D 189
Calorific Value
BTU/lb
Water Content
% vol
0.75
D 95
Sediment by Extraction
% wt
0.15
D 473
mg KOH/g
Nil
D 974
Strong acid Number
18.000
D 240
Ref :SK. Peraturan Dirjen MIGAS No. 03/P/DM/1986 Tanggal 14 April 1986 Note : Spesifikasi BBM jenis Fuel Oil-2 Sama seperti Fuel Oil 1, kecuali untuk Visco dan Pour Point :
Visco Red wood-I/at 100 °F
: 400 - 1500 sec
Pour Point
: max. 90 °F
140
_______________________________________________________________________ Tabel C.11 Spesifikasi LPG Campuran Sifat
Satuan
Min
Specific Gravity at 60/60 °F Vapour Pressure at 100 °F
Total Sulphur
to be report
Method D-1657
Psig
-
120
D-1267
grains/100 Cuft
-
15
D-1266
Copper Strip Corrosion, 1 hr/100 °F Weathering test at 36 °F
Max
ASTM No.1 % vol
95
-
Hydrocarbon Analysis (GC) :
D-1838 D-1837 D-2163
C2
% vol
0.2
C3 + C4
% vol
97.5
C5 and Heavier
% vol
-
2.0
-
50
Ethyl or Buthyl Mercaptan added,
ml/1000 AG
Free Water Content
No free water
141
visual
____________________________________________________________________________________________________________________ Tabel C.12Spesifikasi Solvent PRODUK Properties
LAWS-2 Satuan
Specific Gravity at 60/60 °F
SBP-2
MINASOL-2
PERTASOL-1
Min
Max
Min
Max
Min
Max
Min
Max
ASTM
0.770
0.810
-
0.700
0.689
0.691
0.736
0.7425
D 1298
Distillation : °C
143
-
45
-
40
-
51
-
End Point
°C
-
200
-
115
-
115
-
162
+25
-
+25
-
+28
-
+28
-
Color Saybolt Flash Point Abel Aromatics
°F
90
% vol.
15
Copperstrip corrosion Doctor Test *)
°C
Refractive Index *) Drying time
Others
D 86
IBP
Aniline Point
METODE
*)
min
-
-
30
D 156
-
IP-170
-
D 1319
ASTM No.1
ASTM No.1
ASTM No.1
ASTM No.1
Negative
Negative
Negative
Negative
D 130 IP-30
v
v
v
v
-
-
-
-
D 611
v
v
v
v
-
-
-
-
D 1218
v
v
-
-
-
-
142
GT
____________________________________________________________________________________________________________________
Sifat Specific Gravity at 60/60 °F Vapour Pressure at 100 °F Hydrocarbon Analysis Ethane Propaneee Isobutane n-Butane Olefin Pentanee n-Hexane
Satuan psig % wt % wt % wt % wt % wt ppm ppm
Water Content
ppm
Sulphur content Aromatics Copper Strip Corrosion, 1 hr/100 °F Hydrogen Sulphide Free Water Residual Matter : Residue on evaporation 100 ml Oil stain observation Particulated / solid
ppm ppm ppm
ml
Tabel C.13Spesifikasi MusiCool Method MC 22 MC 12 D 1657 0.508 *) 0.527 *) D 1267 174 *) 123 *) D 2163 max 0.5 Traces min 99.5 min 99.5 max 0.3 max 0.3 max 0.3 max 0.3 max 0.03 max 0.03 max 100 max 100 max 50 max 50 Karl max 10 max 10 Fischer D 6667 max 1 max 1 max 10 max 10 D-1838 ASTM No.1 ASTM No.1 Drager max 0.2 max 0.2 Visual None None D 2158 max 0.05 max 0.05 pass pass Visual pass pass
MC 134 0.526 *) 124 - 130
MC 600A 0.564 *) report
MC 600 0.583 *) max 70
min 99.5 min 99.6
min 95
max 0.5 balance min 95
max 0.03 max 100 max 50
max 0.3 % max 50
max 0.3 % max 50
max 10
max 10
max 10
max 2 max 10 ASTM No.1 max 0.2 None
max 1 max 10 ASTM No.1 max 0.2 None
max 1 max 10 ASTM No.1 max 0.2 None
max 0.05 pass pass
max 0.05 pass pass
max 0.05 pass pass
Dasar : Memo Man Operasi Gas Pengolahan No. 034/E10210/2004-S2 tanggal 10 Mei 2004
143
____________________________________________________________________________________________________________________
144
