BAB III KP

Bab III Orientasi Pabrik

BAB III

ORIENTASI PABRIK

3.1. Minyak Bumi

Minyak bumi atau Crude Oil adalah bahan bakar fosil yang berbentuk

cairan kental, berwarna coklat, atau kehijauan yang mudah terbakar. Minyak bumi

merupakan sumber energi utama dalam kehidupan manusia. Sebagian

besar penyusun minyak bumiadalah senyawa alkana. Minyak bumi terbentuk dan

bahan renik yang tertimbun jutaan tahun yang lalu dengan tekanan dan suhu yang

tinggi. Sisa-sisa tumbuhan dan hewan tertimbun dalam kerak bumi, tekanan yang

hebat dari timbunan itu dan suhu yang sangat ekstrem selama jutaan tahun

membuat semuanya mencair dan terbentuklah minyak bumi. Minyak bumi juga

dapat diartikan suatu campuran alam yang merupakan persenyawaan kimia yang

sangat kompleks dan sebagian besar terdiri atas hidrokarbon yang mengandung

oksigen, nitrogen dan sulfur serta zat-zat terkandung lainnya seperti air, zat

organik dan gas.

Minyak bumi berasal dari zat-zat organik makhluk hidup dan tanaman

yang selama ribuan tahun tersimpan di lapisan bumi dalam jumlah yang sangat

besar. Bahan organik yang berasal dari hewan dan tumbuhan tersebut

terdekomposisi secara parsial oleh bakteri menjadi gas dan komponen yang larut

di dalam air.

3.1.1. Komponen Minyak Bumi

Minyak bumi sebagian besar terdiri dari hidrokarbon yaitu senyawa yang

mengandung atom hidrogen (H) dan karbon (C). Komponen minyak bumi terdiri

atas lima unsur kimia, yaitu 83-87% karbon, 10-14% hidrogen, 0,05-6% belerang,

0,05-1,5% oksigen, 0,1-2% nitrogen, dan < 0,1% unsur-unsur logam. Komposisi

kimia dan sifat-sifat minyak bumi sangat bervariasi. Komposisi komponen

penyusun minyak bumi dapat dilihat pada tabel 3.1 dibawah ini :

Tabel 3.1 Komponen Penyusun Minyak Bumi

Laporan KP PT. Pertamina (Persero) RU III

21

http://id.wikipedia.org/wiki/Energi

22


Jenis atom % Berat

Karbon 83,90 – 86,80

Hidrogen 11,40 – 11,00

Sulfur 0,06 – 8,00

Nitrogen 0,11 – 1,70

Oksigen 0,50

Metal (Fe, V, Ni, Zn) 0,03

Apabila ditinjau dari tipe struktur hidrokarbon, maka dalam minyak bumi

terdapat struktur :

1) Alifatik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh untuk rantai lurus atau

bercabang.

2) Siklik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh

3) Kombinasi alifatik dan siklik.

Berdasarkan hidrokarbon yang dikandung, minyak bumi dapat dibagi

menjadi tiga golongan, yaitu :

1) Parafinik (Parafin, Isoparafin dan Naptanik)

2) Napthanik (Napta)

3) Intermediate (Antara parafin dan naptanik)

Minyak bumi tersusun dari zat-zat yang titik didihnya berlainan dari titik

didihnya rendah sampai titik didih tinggi. Dengan kata lain minyak bumi tersusun

oleh fraksi-fraksi yaitu zat yang mempunyai titik didih tertentu.

3.1.2. Klasifikasi Minyak Bumi

Minyak bumi dapat diklasifikasikan berdasarkan :

a) Spesifik Gravity

Spesifik Gravity (SpGr) dapat dinyatakan dengan menggunakan persamaan :

Sedangkan API (American Petroleum Institute) mempunyai persamaan :


23


Berdasarkan SpGr dan API, minyak bumi dapat diklasifikasikan seperti

pada tabel 3.2 berikut :

Tabel 3.2. Klasifikasi Minyak Bumi

Klasifikasi SP Gravity API

Ringan < 0,830 > 39,0

Medium Ringan 0,830 – 0,850 39,0 – 35,0

Medium Berat

Klasifikasi

0,850 – 0,865

SP Gravity

35,0 – 32,1

API

Berat 0,865 – 0,905 32,1 – 24,8

Sangat Berat > 0,905 > 24,8

b) Komposisi Hidrokarbon

Klasifikasi minyak bumi berdasarkan komposisi hidrokarbon dapat

ditentukan dengan metode KUOP (Klasifikasi Universal Oil Product),

klasifikasinya adalah sebagai berikut :

Tabel 3.3 KUOP

KUOP Jenis

12,5 – 13,0 Parafinik

11,0 – 12,0 Napthanik

9,8 – 11,0 Aromatik

3.1.3. Sifat-sifat Minyak Bumi

Minyak bumi memiliki berbagai sifat-sifat yang harus dipertahankan

untuk menentukan kualitas dan gambaran operasi yang akan dilakukan dalam

pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya. Sifat-sifat tersebut antara

lain:

1) Titik Tuang

Titik tuang atau pour point adalah temperatur terendah dimana suatu minyak

bumi dapat mengalir. Titik tuang merupakan indikasi jumlah lilin dalam


24


minyak mentah. Titik tuang juga mengindikasikan kandungan parafinik dan

aromatik. Semakin rendah titik tuang, semakin rendah kandungan parafin dan

semakin tinggi kandungan aromatik. Titik tuang merupakan salah satu tolak

ukur mutu minyak diesel dan minyak pelumas.

2) Kandungan Belerang

Semakin rendah kandungan belerang, semakin baik minyak mentah tersebut.

Minyak dengan kandungan belerang yang tinggi memerlukan pengolahan yang

lebih ekstensif untuk menghasilkan produk yang memuaskan. Sulfur

menyebabkan korosi pada peralatan proses. Kandungan sulfur dalam minyak

bumi biasanya dinyatakan dalam persen berat.

3) Kandungan Nitrogen

Kandungan nitrogen yang tinggi dalam suatu minyak mentah tidak dikehendaki

karena nitrogen dapat mengganggu dalam reforming katalis dan dapat

menyebabkan masalah kestabilan produk. Kandungan nitrogen di atas 0,25 %

dapat dikatakan tinggi.

4) Residu Karbon

Karbon residu merupakan ukuran potensi minyak bumi untuk membentuk

karbon pada pemrosesan, terutama pada proses perengkahan. Semakin kecil

residu karbon maka semakin tinggi nilai minyak tersebut. Minyak mentah

dengan residu karbon yang lebih rendah lebih berharga karena mengandung

stok yang lebih baik untuk pembuatan minyak pelumas. Residu karbon

ditentukan dengan cara destilasi residu kokas tanpa udara. Pada umumnya

residu karbon berkisar antara 0,1 sampai 5 % namun dapat juga sampai

mencapai 15 %.

5) Kandungan Garam

Kandungan garam dalam minyak mentah dapat mencapai 0,6 lb/barel minyak

mentah. Deposit garam dalam tungku pemanas dan penukar panas dapat

menurunkan kapasitasnya.


25


Senyawa klorida dapat membebaskan asam klorida yang bersifat korosif.

Minyak dengan kandungan garam yang tinggi memerlukan proses desalting

sebelum proses pengilangan.

6) Rentang Titik Didih Distilasi

Rentang titik didih destilasi menunjukkan jumlah variasi produk yang dapat

dihasilkan dari suatu minyak bumi. Jenis analisa yang biasa digunakan untuk

menentukan titik didih adalah true boiling point distillation.

7) Viskositas

Viskositas menyatakan kemudahan mengalir suatu fluida.

8) Kandungan Logam

Logam dalam minyak mentah berupa garam terlaut dalam air yang tersuspensi

dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometalik. Kandungan logam

dalam minyak bumi bervariasi dari beberapa ppm sampai 1000 ppm.

3.2. Pengolahan Minyak Bumi Secara Umum

Minyak mentah (cude oil) berbentuk cairan kental hitam dan berbau

kurang sedap. Minyak mentah belum dapat digunakan sebagai bahan bakar

maupun untuk keperluan lainnya, tetapi harus diolah terlebih dahulu. Minyak

mentah mengandung sekitar 500 jenis hidrokarbon dengan jumlah atom C-1

sampai 50.

Titik didih hidrokarbon meningkat seiring bertambahnya jumlah atom C

yang berada di dalam molekulnya. Oleh karena itu, pengolahan minyak bumi

dilakukan melalui destilasi bertingkat, dimana minyak mentah dipisahkan ke

dalam kelompok-kelompok (fraksi) dengan titik didih yang mirip.

Pengolahan berfungsi mengubah minyak mentah menjadi suatu produk

jadi dengan suatu proses. Pada prinsipnya tingkat pengolahan minyak bumi dibagi

menjadi empat golongan :

3.2.1 Pengolahan secara Fisis (Primary Process)

Primary Process merupakan awal yang terdapat didalam industri

perminyakan, ini merupakan proses utama di kilang. Tujuan dari proses ini adalah

memisahkan campuran hidrokarbon yang terdapat didalam crude oil menjadi


26


fraksi-fraksi yang diinginkan. Pada proses ini tidak terjadi perubahan struktur

minyak bumi. Pengolahan secara fisis dapat dibagi menjadi :

1) Pemisahan berdasarkan titik didih atau distilasi, dapat dibedakan :

a) Atmosferik, yaitu distilasi pada tekanan udara

b) Vakum, yaitu distilasi dengan reduksi tekanan untuk mereduksi titik didih,

umumnya untuk komponen berat

c) Bertekanan, yaitu pemisahan gas-gas dengan jalan mencairkannya

2) Pemisahan berdasarkan perbedaan kelarutan (ekstraksi dan absorpsi)

3) Pemisahan berdasarkan titik leleh

4) Pemisahan berdasarkan ukuran molekul

3.2.2. Pengolahan Secara Konversi (Secondary Process)

Produk dari pengolahan Primary Process belum sesuai dengan spesifikasi

yang diinginkan, maka dapat dilakukan pengolahan secara konversi, yaitu suatu

proses yang mengolah produk menjadi produk lainnya dengan perubahan struktur

kimia dari komponen minyak.

Selain menambah kualitas dan kuantitas produk, dengan proses konversi

dapat dihasilkan produk lain yang lebih ekonomis. Pengolahan secara konversi

dapat dibagi menjadi :

1) Perengkahan (Cracking)

Tujuannya adalah untuk memecah ikatan kimia antara lain C – H dan C – C.

Proses ini yang sekarang masih dilaksanakan adalah Catalic Cracking di

Kilang Sungai Gerong.

2)Perubahan Struktur Molekul (Reforming)

Tujuannya adalah untuk merubah struktur molekul dari hidrokarbon menjadi

bentuk aromatik, sehingga diperoleh bilangan oktan yang lebih tinggi. Proses

ini yang masih beroperasi adalah Thermal Reforming di Kilang Plaju.

3) Penggabungan Molekul

Proses penggabungan molekul terdiri dari :

a) Polimerisasi


27


Penggabungan dua molekul atau lebih menjadi senyawa yang sama atau

berbeda dengan bentuk suatu molekul dengan mempertahankan bentuk

susunan atom molekul.

b) Alkilasi

Proses dengan suatu gugus alkil ditambah kesuatu senyawa. Dalam

pengolahan minyak mentah, alkali adalah reaksi antara olefin dan

isoparafin menghasilkan suatu isoparafin yang lebih besar.

3.2.3. Pemurnian (Treating)

Treating adalah proses pemurnian produk hasil pengolahan yang

berfungsi:

1) Menghilangkan atau mengurangi senyawa-senyawa yang tidak diinginkan,

misalnya sulfur, merkaptan dan nitrogen.

2) Menyempurnakan warna

3) Menghilangkan guna, resin dan material asphaltic

4) Menyempurnakan campuran dengan aditif

Proses Treating ini dibagi dua yaitu :

1) Caustic Treating Unit

Bertujuan untuk memperbaiki kualitas dari fraksi napta, heavy reformate, dan

top reformate agar produk akhir memenuhi spesifikasi yang diinginkan.

Reaksi yang terjadi :

R – SH + NaOH RSNa + H2O

R – OH + NaOH RONa + H2O

2) Doctor Treating Unit

Bertujuan untuk mengubah senyawa merkaptan yang ada dalam mogas

komponen menjadi sulfide dengan memakai larutan doctor (Na2PbO2).

3.2.4. Pencampuran (Blending)

Blending adalah proses pencampuran yang bertujuan untuk mendapatkan

kualitas produk yang lebih baik dan memenuhi spesifikasi.


28


3.3. Bahan Baku Minyak Bumi

Bahan baku mentah yaitu minyak bumi mentah yang digunakan oleh

PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju berasal dari daerah Sumatera Bagian

Selatan. Sebagai pasokan utama, minyak mentah disalurkan melalui pipa dari

lapangan disekitar wilayah Sumatera Selatan dan melalui kapal. Adapun

perbandingannya adalah 70% minyak mentah melalui pipa dari lapangan dan

30% minyak mentah melalui kapal tanker.

Proses petrokimia umumnya melalui tiga tahapan, yaitu:

1. Mengubah minyak dan gas bumi menjadi bahan dasar petrokimia

2. Mengubah bahan dasar petrokimia menjadi produk antara, dan

3. Mengubah produk antara menjadi produk akhir yang dapat dimanfaatkan

Proses transportasi bahan mentah dari sumber ke kilang yang berada di

Plaju dan Sungai Gerong dilakukan dengan menggunakan dua cara, yaitu dengan

menggunakan pipa (sistem perpipaan) dan dengan kapal. Daerah-daerah sumber

minyak mentah yang digunakan RU III Plaju dan Sungai Gerong dapat dijabarkan

sebagai berikut :

1) Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui pipa adalah minyak

mentah dari :

a) Palembang Selatan (South Palembang District)

b) Talang Akar Pendopo (TAP)

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

d) Asamera (Ramba)

2) Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui kapal adalah minyak

mentah dari :

a) Minas (Sumatera Light Crude/SLC)

b) Duri

c) Bula

d) Klamono

e) Katopo

Setiap minyak mentah dari sumber yang berbeda tersebut akan

ditampung dahulu di dalam tangki penampungan. Minyak mentah tersebut


29


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 dimasukkan ke dalam

unit CD (Crude Distiller), minyak mentah harus dipisahkan dari air terlebih

dahulu. Spesifikasi minyak mentah yang boleh diumpankan ke dalam unit CD adalah

di bawah 0,5%-vol air.

Setelah memiliki kandungan air yang sesuai spesifikasi, minyak mentah

tersebut diumpankan ke Unit Crude Distiller dan Redistiller yang berbeda sesuai

dengan komposisi dan sifat minyak tersebut. Minyak tersebut akan dijadikan

umpan pada Primary Process Unit dan Secondary Process Unit .

Tabel 3.4. Umpan Primary Process Unit

Unit Kapasitas Pengolahan Sumber minyak bumi

CD-II 16,2 MBSD Kaji, Jene, SPD, TAP

CD-III 30,0 MBSD Ramba, Kaji, Jene

CD-IV 30,0 MBSD Ramba, Kaji, Jene

CD-V 35,0 MBSD SPD, TAP

CD-VI 15,0 MBSD Geragai, Bula, Klamono

Sumber : PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013

Tabel 3.5. Umpan Secondary Process Unit

Unit Sumber minyak bumi

HVU Long residue

RFCCUMVGO (Medium Vacuum Gas Oil), HVGO(High Vacuum Gas Oil), dan long residue

BB (Butane-Butylene)Distiller

Unstab crack, comprimate, condensate gas, danresidual gas

Stabilizer C/A/B SR-Tops (Straight Run-Tops)

Unit Polimerisasi Fresh BB (Butane-Butylene)

Unit Alkilasi Fresh BB dari BB Distiller

Kilang PolypropyleneRaw PP (Propaneee-Propylene) dari RFCCU(Riser Fluid Catalytic Cracking Unit)


30



Jumlah dan jenis minyak mentah yang harus diolah disesuaikan dengan

kapasitas dan spesifikasi masing–masing bahan-bahan pada crude distiller (CD)

karena setiap crude distiller (CD) yang telah didesain untuk mengolah minyak

mentah dengan jumlah dan spesifikasi tertentu. Jenis minyak mentah yang diolah

di masing-masing CD dapat dilihat pada Tabel 3.6 dibawah ini.

Tabel 3.6 Jenis-Jenis Minyak Mentah Tiap Unit Pengolahan

PT. Pertamina RU III

Unit Sumber Minyak Mentah

CD II SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (5:2)

CD III SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (82:18)

CD IV SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (82:18)

CD V SPD, Ramba, Jene, TAP, Duri

CD VI Ramba, SLC

3.3.1. Bahan Penunjang

Selain bahan baku utama, proses pengolahan juga membutuhkan bahan-

bahan penunjang lain (Tabel 3.7 dan 3.8), seperti katalis, solvent, dan bahan

aditif yang mendukung proses pengolahan bahan baku menjadi produk.

Tabel 3.7. Bahan-Bahan Penunjang

Bahan Unit Fungsi

H2SO4 Alkilasi Katalis

NaOH

BB Treating &

Caustic Treating

Untuk proses treating

untuk

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


31


DEA Polypropylene

Ekstraktor pada

purifikasi raw

propaneee propylene

Bahan

AE-Stab, AH-Stab, AI- Stab,HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab, SB-Stab, SC-Stab

Unit

Polypropylene

Fungsi

Stabilizer additive

Gas N2 Polypropylene Off gas, carrier gas

Fuel oil, fuel gas Semua unitBahan bakar untuk pembakaran dalam furnace unit


Tabel 3.8. Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang

Bahan Kegunaan

Gas

1. Amoniak (NH3)

2. Gas Panas

3. N2

4. H2

Sebagai zat anti korosi pada system overhead kolom

distilasi.

Sebagai regenerator dryer pada unit Polypropylene.

Sebagai pendingin (cooler).

Sebagai pemutus dan penyambung rantai

Polypropylene.

Aditif

1. MTBE dan TEL

2. Aditif

3. Topanol A

Untuk menaikan bilangan oktan dari bensin.

Untuk memperbaiki sifat Polypropylene sehingga

sesuai dengan sifat yang diinginkan.

Anti oksidan aditif untuk polimer mogas unit

polimerisasi, aditif untuk produk Treating Plant

bagian crude distiller.


Tabel 3.9. Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang (Lanjutan)


32


Bahan KegunaanBahan Kimia

1. H2SO4

2. Zeolite

3. NaOH

4. P2O5

Bahan

5. Al2(SO4)3, klorin air,

coagulant acid, karbon aktif,

resin penukar ion

6. DEA

7. Heavy alkylate

8. LCGO

9. Propana

10. Katalis berbahan dasar Ti

11. Katalis TK,AT,OF

12. Silika Gel

13. Corrosion Inhibitor

14. Scale Inhibitor

Sebagai katalis unit alkilasi.

Sebagai katalis pada RFCCU.

Sebagai caustic treater pada CD&L unit

alkilasi dan LPG treater.

Sebagai katalis unit polimerisasi.

Kegunaan

Sebagai penjernih air pada unit utilitas.

Sebagai DEA ekstraktor pada unit

Polypropylene.

Sebagai lean oil (absorben) pada unit BB

distilasi.

Sebagai lean oil (absorben) pada unit light

end FCCU

Sebagai regenerator dan cooler pada DEA

dan caustic extractor system, serta sebagai

chilling system pada unit alkilasi.

Sebagai katalis utama pada unit

Polypropylene

Sebagai ko-katalis pada unit polypropylene

Sebagai molecular sieve pada unit

Polypropylene.

Sebagai zat pencegah atau penghambat

korosi.


pembentukan kerak.



33


tumbuhnya lumut, ganggang, dll.


3.3.2. Bahan Baku Produk Non BBM

Selain mengolah minyak mentah, kilang musi juga mengolah produk

antara/intermediate, berupa :

1) Bahan baku Naften ( Bitumen Feed Stock ) dari Cilacap.

2) Komponen mogas beroktan tinggi (HOMC) untuk blending motor gasoline

dari Cilacap dan Dumai.

3) Raw-Propane-Propylene dari unit RFCCU untuk bahan baku produksi

Polypropylene.

3.4. Proses Produksi

3.4.1. Unit Crude Distiller and Gas Plant (CD-GP)

PT. Pertamina RU III memiliki 6 Crude Distiller yaitu Crude Distiller

(CD) II, III, IV, V, dan Redistiller I/II. Keenam unit tersebut terletak di kilang

Plaju. Pada unit ini juga terdapat unit Stabilizer C/A/B dan Straight Run Motor

Gas Compressor (SRMGC), sedangkan pada Gas Plant terdapat unit Butane-

Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC), Butane-Butylene (BB) Distiller, Unit

Polimerisasi dan Unit Alkilasi. Selain itu terdapat unit-unit treater seperti BB

Treater, Caustic Treater, dan Sulfuric Acid Unit (SAU).

Kilang CD&GP merupakan kilang yang termasuk ke dalam unit produksi I

yang menangani produk BBM. Pada kilang ini dilangsungkan pengolahan awal

dari minyak mentah. Proses pengolahan ini berlangsung dalam beberapa tahap

yaitu proses primer, proses sekunder, dan treating. Proses primer merupakan

proses fraksionasi minyak bumi yang dilakukan dengan distilasi atmosferik.

Minyak mentah yang masuk ke dalam proses ini akan dipisahkan menjadi fraksi-

fraksinya pada tekanan atmosfer. Umumnya fraksi yang dapat dipisahkan pada

proses ini adalah fraksi-fraksi ringan. Proses sekunder adalah proses pengolahan


34


lanjut dari minyak bumi yang telah diolah dalam proses primer. Pada proses ini,

dilakukan berbagai usaha untuk menghasilkan produk-produk yang lebih bernilai

tinggi daripada residu pengolahan primer Diantaranya yaitu dilakukan usaha

peningkatan tekanan gas, polimerisasi, dan alkilasi. Treating adalah proses yang

dilakukan dengan tujuan untuk menghilangkan senyawa pengotor yang masih

terdapat dalam produk akhir sehingga produk tersebut memenuhi spesifikasi yang

diinginkan

Proses yang dilakukan pada CD II, III, IV, V, dan Redistiller I/II disebut

proses primer yang bertujuan untuk memisahkan komponen-komponen minyak

mentah secara fisik dengan cara distilasi. Pada awalnya Redistiller I/II berfungsi

untuk mendistilasi kembali slop oil (minyak tumpahan dan produk yang off spec)

serta minyak mentah dengan spesifikasi khusus, tetapi kemudian diubah fungsinya

sehingga menjadi sama seperti CD.

Proses-proses yang dilakukan pada unit Polimerisasi, Alkilasi, Stabilizer

C/A/B, SRMGC, BBMGC, dan BB Distiller disebut proses sekunder. Proses ini

bertujuan menghasilkan produk-produk yang bernilai tinggi hasil dari proses

primer.

Proses treating dilakukan pada unit BB Treater, Caustic Treater dan SAU.

BB Treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur pada Butane-Butylene.

Caustic Treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur dan merkaptan pada

produk Gasoline. SAU bertujuan meningkatkan konsentrasi asam sulfat ex katalis

unit alkilasi sehingga dapat digunakan lagi sebagai katalis pada proses alkilasi.

1) Crude Distiller II (CD-II)

CD-II memiliki kapasitas 2600 ton/hari. Fungsi CD-II ini adalah untuk

memisahkan fraksi-fraksi tertentu pada minyak mentah. Umpan unit berasal dari

Sumatera Light Crude (SLC) dan Jene Crude.

Unit ini berfungsi untuk memisahkan fraksi-fraksi minyak mentah dengan

memanfaatkan perbedaan titik didih pada tekanan atmosfer. Untuk memenuhi


35


tugasnya tersebut, unit ini dilengkapi dengan lima buah kolom fraksionasi, satu

evaporator, dua buah furnace, dan alat-alat pendukung lainnya.

Umpan yang masuk ke unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari

SLC dan Jene. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dilihat pada Lampiran C

dan akan dijelaskan sebagai berikut.

Umpan yang masuk ke unit ini terlebih dahulu dipanasi dalam preheater

dan kemudian dipanasi lebih lanjut dalam furnace 1. Umpan yang telah panas ini

kemudian dimasukkan ke dalam evaporator (3-1) dimana pada alat ini fraksi

ringan dan fraksi berat dari minyak mentah akan terpisahkan. Produk atas

evaporator, yang berfasa gas, dimasukkan ke kolom fraksionasi 1 sedangkan

produk bawahnya, yang berfasa cair, dinaikkan kembali temperaturnya dalam

furnace 2 untuk kemudian diumpankan ke kolom fraksionasi 4.

Pada kolom 1 terjadi kembali pemisahan produk ringan keluaran

evaporator. Produk atas kolom ini diumpankan ke kolom fraksionasi 5 sedangkan

produk bawahnya, bersama-sama dengan produk side stream kolom fraksionasi 4,

diumpankan ke light crude test (LCT) stripper (2-1). Produk side stream yang

dihasilkan kolom ini diumpankan ke kolom fraksionasi 2.

Produk side stream kolom 1 yang masuk ke kolom 2 mengalami

pemisahan dimana fraksi ringan, yang dikeluarkan sebagai produk atas,

didinginkan oleh air pendingin dan kemudian dimasukkan ke tangki penampung

(8-7). Dari tangki ini, sebagian kondensat yang terbentuk dikembalikan ke kolom

1 sedangkan sisanya dimasukkan kembali ke kolom 2 sebagai refluks. Produk

bawah kolom 2 didinginkan dalam cooler (4-9/10), dengan media pendingin air,

dan dipompakan ke tangki penampungan sebagai produk light kerosene distillate

(LKD).

Produk atas kolom 1 yang diumpankan ke kolom 5 mengalami proses

pemisahan lebih lanjut. Produk atas yang dikeluarkan dari kolom 5 didinginkan

dalam kondenser (5-3/8-2C) dan dibagi menjadi tiga aliran. Pada aliran pertama,

kondensat yang terbentuk ditampung dalam tangki akumulator (8-8). Pada aliran

kedua, sebagian gas yang tidak terkondensasi didinginkan lebih lanjut dalam

cooler (4-7/8) dan kemudian ditampung dalam tangki 8-9. Pada aliran ketiga,


36


dikeluarkanlah gas-gas yang tidak terkondensasi selama pendinginan dilakukan.

Gas-gas yang masih terbawa dalam aliran yang masuk ke tangki 8-8 dan 8-9 dan

tidak terkondensasi kembali, dikeluarkan dari tangki dan digabung dengan aliran

ketiga untuk dijadikan umpan unit SRMGC. Kondensat yang terbentuk pada

tangki 8-8 sebagian dipompakan ke tangki penampungan sebagai produk SR tops

(straight run tops) dan sisanya dikembalikan ke kolom 5 sebagai refluks.

Kondensat yang terbentuk pada tangki 8-9 dipompakan ke tangki penampungan

sebagai crude butane. Produk bawah kolom 5 seluruhnya dikembalikan ke kolom

1 sebagai refluks sedangkan produk side stream yang dihasilkan kolom ini

dijadikan umpan untuk kolom fraksionasi 3 Pada kolom 3 dihasilkan produk atas

yang seluruhnya dikembalikan ke kolom 5 sedangkan produk bawahnya

didinginkan pada cooler (4-5/6) dan kemudian dipompakan ke tangki

penampungan sebagai produk nafta II.

Umpan hasil pemanasan furnace 2 yang masuk ke kolom fraksionasi 4

diolah lebih lanjut dan menghasilkan produk bawah berupa long residue yang

setelah didinginkan akan diumpankan ke unit HVU dan FCCU kilang CD&L.

Produk atas kolom ini dimanfaatkan untuk memanaskan umpan minyak mentah

dan kemudian ditampung dalam tangki akumulator (8-6). Dari tangki ini, produk

gas yang dihasilkan dibuang sedangkan kondensatnya sebagian dikembalikan ke

kolom 4 sebagai refluks sedangkan sisanya diumpankan ke kolom 1. Produk side

stream kolom ini dimasukkan ke stripper (2-1) dan fasa gas yang terbentuk

dikembalikan ke kolom 4 sebagai refluks sedangkan kondensatnya didinginkan

dan kemudian dipompa ke tangki penampungan sebagai produk LCT.

Tabel 3.10. Kondisi Operasi Kolom CD II

Peralatan

Temperature, 0C Tekanan

(kg/cm2)Top Bottom

Kolom I 95 155 2

Kolom II 145 141 0,5

Kolom IV 230 350 0,2


37


Kolom V 71 169 0,3

Outlet F-1 266 - -


Tabel 3.11. Produk CD II

Produk %wt

Gas (ke unit SRMGC)Crude ButaneSR TopsNaptha IILKDLCTLong Residue

0.91.21.1410.407.3523.0250.91


2) Crude Distiller III (CD-III)

Umpan masuk CD III berupa campuran Jene Crude Oil, Ramba Crude Oil

dan SLC Crude Oil. CD-III memiliki kapasitas 4000 ton/hari.

Unit ini terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu Stabilizer yang bekerja

pada kondisi masing-masing (Tabel 8). Sebelum diproses, dilakukan peningkatan

temperatur umpan (pre-heat) dengan empat buah Heat Exchanger. Umpan

pertama kali masuk ke Stabilizer 1-4. Produk atas Stabilizer 1-4 didinginkan

sehingga terbentuk dua fasa, yaitu cair dan gas. Aliran fasa cair dibagi dua,

sebagian masuk kembali ke Stabilizer 1-4 sebagai reflux dan sebagian sebagai

produk Crude Butane. Fasa gas sebagai produk, dialirkan ke unit SRMGC.

Produk bawah stabilizer 1-4 masuk sebagai umpan kolom I-1. Reboiling pada

Stabilizer 1-4 dilakukan menggunakan Furnace I yang sama-sama digunakan oleh

kolom I-1.

Produk atas kolom I-1 sebagian menjadi umpan kolom I-3 dan sebagian

dikembalikan sebagai reflux. Side stream kolom I-1 masuk ke Side Stripper 2-5.

Dari Side Stripper sebagian keluar sebagai produk berupa Naphta III dan sebagian

masuk kembali ke kolom I-1. Reboiling pada kolom I-1 dilakukan oleh Furnace I

yang juga merupakan Reboiler pada Stabilizer I-4. Produk bawah kolom ini


38


sebelum masuk sebagai umpan kolom I-2 dipanaskan oleh Furnace II yang juga

merupakan Reboiler kolom I-2.

Produk atas kolom I-3 didinginkan dan dimasukkan ke tangki akumulator

8-3. Dari tangki ini sebagian dikeluarkan sebagai produk SR tops dan sebagian

sebagai gas. Produk atas kolom I-2 didinginkan dan kemudian ditampung pada

tangki akumulator 8-2. Dari tangki akumulator 8-2 aliran dibagi menjadi dua.

Aliran pertama dikembalikan sebagai reflux dan aliran lainnya sebagai produk

LKD. Pada kolom I-2 ini terdapat 3 aliran side stream yang masing-masing

mengalami 2 proses pendinginan dan masing-masing menghasilkan produk.

Aliran side stream kolom I-2 paling atas berupa Heavy Kerosene Distillate

(HKD), Light Cold Test Gas Oil (LCT) dan Heavy Cold Test Gas Oil (HCT).

Produk bawah kolom I-2 ini menghasilkan long residue yang dikirim ke High

Vacuum Unit (HVU). Reboiling kolom I-2 dilakukan menggunakan Furnace II

yang juga digunakan untuk memanaskan umpan kolom I-2.

3) Crude Distiller IV (CD IV)

Unit CD IV memiliki sistem pemrosesan produk serta perolehan (Tabel

10) produk yang sama dengan CD III. Namun penggunaan umpan di kedua crude

distiller ini berbeda. CD IV hanya menggunakan umpan Ramba Crude Oil dan

SLC Crude Oil saja.

Crude distiller IV sebenarnya mempunyai prinsip dan cara kerja yang sama

seperti CD III namun terdapat beberapa perbedaan. Perbedaan tersebut antara lain:

1) Produk bawah stabilizer umpan kolom (1-1) dipanaskan terlebih

dahulu dalam furnace 2.

2) Produk atas kolom (1-1) didinginkan terlebih dahulu dan hanya

sebagian saja yang diumpankan ke kolom (1-3) sedangkan sisanya dimasukkan

ke kolom (1-1) sebagai refluks.

Tabel 3.12. Kondisi Operasi CD III dan CD IV


39


PeralatanTemperatur 0C Tekanan

(Kg.cm-2)Top BottomKolom I

Kolom II

Kolom III

Stabilizer

143

234

93

97

273

336

-

185

1,5

0,3

1,8 – 2,2

2,8


Tabel 3.13. Produk Dan Perolehan Cd III Dan IV

ProdukYield (%wt)

CD-III CD-IVGas

CR Butane

SR Tops

Naphta-II

Naphta-III

LKD

HKD

LCT

HCT

Residue

Loss

0.520

0.500

3.040

5.020

1.700

15.70

7.610

7.690

3.370

54.45

0.900

2.140

1.100

5.840

8.900

4.930

9.980

7.460

8.810

2.830

47.77

0.250


4) Crude Distiller V (CD V)

Umpan dari unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari South

Palembang District (SPD) dan Talang Akar Pendopo (TAP). Unit ini mengolah

minyak mentah sehingga menghasilkan beberapa produk (Tabel 3.15). Crude

distiller V didirikan pada tahun 1938 dan dilakukan revamping pada tahun 1984

untuk meningkatkan efesiensinya. Crude Distiller V merupakan unit proses

primer yang berfungsi memisahkan minyak mentah (crude oil) menjadi fraksi-

fraksinya dengan jalan distilasi biasa (atmospheric distilation).


40


Sama seperti CD yang lain, CD V digunakan untuk mengolah minyak

mentah menjadi fraksi–fraksinya. Umpan yang masuk ke unit ini adalah minyak

mentah yang berasal dari SPD, TAP, Ramba, dan Jene. Kapasitas pengolahan unit

ini adalah sebesar 32 MBCD

Tabel 3.14. Kondisi Operasi CD V

PeralatanTemperatur 0C Tekanan

(Kg.cm-2)Top Bottom

Kolom IKolom IIKolom IIIKolom V

15020010570

243340160100

1,50,20,80,8

Sumber : PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013Tabel 3.15. Produk dan Perolehan CD V

Produk Yield (%Wt)

Gas

SR Tops

Naphta-I

Naphta-II

Naphta-IV

LKD

HKD

LCT

HCT

Residue

Loss

1,33

1,74

8,19

7,50

2,96

5,27

6,82

6,77

8,19

50,91

0,32


Minyak mentah dari tangki R dibagi menjadi dua aliran. Aliran pertama

dibagi kembali menjadi dua aliran dan mengalami sejumlah pemanasan kemudian

masuk ke dalam kolom flash dengan kondisi operasi (Tabel 3.14) yang telah di

desain. Fasa gas dari kolom flash masuk sebagai umpan kolom 1-1 pada tray 10

dan fasa cairnya dipanaskan dengan menggunakan Furnace F2C1 dan masuk juga

sebagai umpan pada tray 6. Aliran kedua dari tangki R dipanaskan pada preheater


41


dan Furnace F2C1. Setelah mengalami pemanasan aliran digabungkan dengan

aliran fasa cair keluaran kolom flash sebagai umpan kolom 1-1.

Produk atas kolom 1-1 masuk ke kolom 1-3 sebagai umpan. Side stream

kolom 1-1 yang keluar dari tray 30 dipompa dan didinginkan untuk kemudian

dikembalikan sebagai inter volume reflux (pump around). Side stream dari tray 20

masuk ke side stripper 2-2. Fasa gas dikembalikan ke kolom 1-1 sebagai refluks,

sedangkan fasa cair didinginkan sebagai produk LKD. Produk bawah kolom 1-1

dipanaskan oleh Furnace F2C2 dan dialirkan sebagai umpan kolom 1-2.

Produk atas kolom 1-3 dikondensasikan dan masuk ke tangki akumulator

8-2. Gas yang tidak terkondensasikan dijadikan sebagai produk gas, sedangkan

sebagian kondensat direfluks dan sebagian dipompakan sebagai umpan kolom 1-

4. Side stream kolom ini masuk ke side stripper 2-4. Fasa gas dikembalikan ke

kolom dan fasa cair didinginkan kemudian dijadikan produk Naphta II. Produk

bawah kolom 1-3 didinginkan sebaagi produk Naphta IV.

Produk atas kolom 1-2 ditampung pada tangki akumulator kolom 8-3 dan

dijadikan produk HKD. Side stream yang keluar dari tray 3-2 didinginkan dan

sebagian dikembalikan sebagai inter vol. Reflux dan sebagian menjadi produk

BGO (Bandung Gas Oil) atau SGO (Special Gas Oil). Side stream yang keluar

dari tray 24 masuk ke side stripper 2-1. Fasa gas direfluks kembali dan fasa cair

didinginkan sebagai produk LCT. Side stream yang keluar dari tray 17 masuk ke

side stripper 2-3. Fasa gas direfluks kembali dan fasa cair didinginkan sebagai

produk HCT. Produk bawah didinginkan dengansejumlah HE dan dijadikan Long

Residue, sebagian masuk HVU, sebagian sebagai (Low Sulphuric Waxy Residue)

LSWR.

Produk atas kolom 1-4 dikondensasi. Produk yang tidak terkondensasi

dijadikan produk gas untuk kemudian masuk SRMGC, sedangkan kondensat

sebagian dikembalikan ke kolom 1-4 dan sebagi dijadikan produk SR TOP.

Produk bawah dijadikan produk Naptha I.

5) Stabillizer (STAB) C/A/B


42


Stab C/A/B merupakan proses sekunder yang berfungsi untuk memisahkan

SR Tops dari unit CD II/III/IV/V menjadi komponennya yaitu isopentana dan

isoheksana dengan menggunakan distilasi bertekanan. Unit ini memiliki tiga buah

kolom distilasi (C, A, dan B) dimana Kolom B merupakan kelanjutan dari kolom

A dan C.

a) Stabilizzer C

Umpan (SR-Tops) dari tangki O di pompakan dengan booster pump ke Unit

Stabilizer, dengan pompa feed P-4/5 dipompakan melalui HE 6-1/ 6-4 dan

selanjutan masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari

stabilizzer-C didinginkan dengan condenser 5-1/5-2 dan kemudian masuk ke

Accu tank (8-1) dengan pompa 6/7 dipompakan sebagai refluks dan sebagian

lagi sebagai feed stabilizzer –B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank

8-1 dialirankan ke SRMGC. Produk bawah kolo stabilizer sebagaian

dikembalikan sebagai reboiling dan sebagaian lagi didinginkan melalui HE 6-

1/6-4 dan Cooler 4-5/4-8 yang selanjutnya dipompakan ke tanki penampung

sebagai produk Dip Top (LOMC)

b) Stabilizer A

Umpan (SR-Trops) dari tanki “O” dipompakan dengan booster pump ke Unit

Stabilizer, dengan pompa Feed P-9/10 dipompakan melalui HE 6-1/6-2 dan

selanjutnya masuk ke kolom stabilizer sebagai umpan

Produk atas dari Stabilizer-C didinginkan dengan condensor 5-4/5-6 dan

kemudian masuk ke ACCU Tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2

dengan pompa P-25/26 dipompakan sebagai refluks dan sebagaian lagi

sebagai feed stabilizer-B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2

dialirkan ke SRMGC.

Bottom produk stabilizer kolom sebagaian dikembalikan sebagai reboiling dan

sebagaian lagi didinginkan melalui HE 6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang

selanjutnya dengan pompa P-25/26 dipompakan ke tanki penampung.

c) Stabilizer B


43


Umpan stabilizer-B adalah Top produk (bottom ACCU Tank 8-1 dan 8-2) dari

stabilizer-C dan A yang sebelumnya telah dipanaskan melalui HE 6-1/6-2.

Produk atas dari stabilizer-B didinginkan dengan kondensor 5-4/5-5 dan

kemudian masuk ke accu tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2 dengan

pompa P-25/26 dipompakan sebagaian sebagai refluks dan sebagaian lagi

sebagai produk Raw Buthane Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2

dialirkan ke SRMGC.

Produk bawah stabilizer sebagaian dikembalikan sebagai reboiling dan

sebagaian lagi didinginkan melalui HE 6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang

selanjutnya dengan pompa P-25/26 dipompakan ke tank penampung sebagai

produk SBPX-40B

Tabel 3.16 Peralatan Unit Stabilizer C/A/B

No. Peralatan Tag Number Fungsi

1. Kolom COL.A

COL.C

a) Produk atas berupa gas,yang akan

digunakan sebagai refinery gas

sedangkan kondensatnya sebagian

direfluks dan sisanya diumpankan

ke kolom B.

b) Produk bawah yang dihasilkan

kolom C dan A didinginkan dan

dikeluarkan sebagai produk DIP

Top (light octane mogas

component, LOMC).

No. Peralatan

COL.B

Tag Number

a) Menghasilkan top berupa gas

yang akan diumpankan ke unit

SRMGC.

b) Menghasilkan produk bawah

Fungsi

sebagian direboiling. Sebagian

lain ke kolom A sebagai refluks

dan sebagian sebagai produk


44


SBPX 40.

2. Condenser 5-1/2

5-4/5

Untuk mengondensasi produk atas

dari kolom A dan C,sehingga hasil

kondesatnya dapat digunakan untuk

proses selanjutnya.

3. Heat

Exchanger

6-1/4

6-1/2

Mempertahankan panas fluida yang

akan diumpankan ke dalam kolom A,

kolom B, kolomC.

4. Reiboiler 7-1

7-2

Menguapkan bagian produk bawah

dari kolom A, B, C untuk diuapkan

kembali sebelum diumpankan ke

dalam kolom.

5. Akumulator 8-1

8-6

Menampung hasil kondensasi dari

produk atas kolom A, kolom B, dan

Kolom C.

Tabel 3.17 Kondisi Operasi Stabillezer C/A/B

Kolom

Kondisi Operasi

T emp. Top T emp. Bottom Tekanan

(oC) (oC) (kg/cm2)

Kolom A 90 126 4.0

Kolom B 72 116 4.5

Kolom C 95 140 4.2

Tabel 3.18 Produk Stabillizer C/A/B

Produk % Berat

Gas 1.45

Crude Buthane 17.27

SBPX 40 40.27


45


Dip Top 40.36

Loss 1.25

6) Gas Plant

a) Butane-Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC)

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.

Kapasitas desain unit ini adalah sebesar 200 ton/hari. Proses yang terjadi dalam

unit ini dapat digambarkan oleh Lampiran C dan dapat dijelaskan sebagai berikut.

Umpan gas dari SRMGC dimasukkan ke kolom distilasi (1201) dimana

pada kolom ini terjadi pemisahan fasa dimana C1-C4 berupa fasa gas dan C5+

berupa kondensat. Gas yang terbentuk pada kolom tersebut sebagian dikeluarkan

sebagai fuel gas sedangkan sisanya dipanaskan lebih lanjut dalam evaporator (3-1)

untuk menguapkan kondensat yang mungkin masih terbawa.

Kondensat yang terbentuk pada kolom 1201 dinaikkan tekanannya dengan

menggunakan pompa P-9/10/14 untuk kemudian diumpankan ke kolom absorber

1-1 unit BB distiller. Gas keluaran evaporator bertekanan 4 K kemudian

dikompresi oleh kompresor sampai tekanannya mencapai 22 K. Gas bertekanan

tinggi ini kemudian didinginkan dalam serangkaian cooler (4-7/8/9/10) dan

kemudian dimasukkan ke tangki – tangki akumulator (8-1/2/3/4).

Gas yang tidak terkondensasi pada tangki – tangki ini dikeluarkan sebagai

residual gas untuk kemudian diumpankan ke unit BB distiller sedangkan

kondensat yang terbentuk diumpankan ke tangki akumulator 8-5. Gas yang

terbentuk pada tangki ini dikeluarkan sebagai comprimate untuk umpan unit BB

distiller sedangkan kondensatnya dibuang ke sewer.

b) BB (Butane-Butylene) Distiller


46


Unit ini berfungsi untuk memisahkan gas hidrokarbon ringan ex CD. Unit

ini terdiri dari kolom Absorber 1-1, Depropanizer 1-2, Debuthanizer 1-3, Dan

Stripper 1-4. Umpan yang berasal dari residual gas (BBMGC), comprimate,

condenstate, dan unstab. Crack masuk dalam Kolom Absorber 1-1. Tekanan

operasi kolom ini adalah 20 kg/cm2, sedangkan temperatur bawah kolom 110°C

dan temperatur atas 40°C. Sebagai Absorber digunakan lean oil yang merupakan

produk bawah kolom Stripper 1-4. Tekanan operasi kolom ini tinggi agar proses

absorbsi C3 dan fraksi berat lain dapat berjalan baik mengingat semakin tinggi

tekanan semakin besar daya absorbsi gas. Selain itu agar Propane dapat

dipisahkan pada kolom Depropanizer 1-2 berikutnya.

Gas C3 dan yang lebih berat diabsorbsi oleh lean oil dan keluar dari bagian

bawah Absorber, masuk ke Surge Tank 9-1, sedangkan gas C1 dan C2 tidak

terabsorb dan masuk ke Surge Tank 9-4 sebagai refinery gas.

Dari Surge Tank 9-1 aliran akan masuk ke kolom Depropanizer 1-2.

Aliran dari kolom 1-1, 1-2, 1-3, dan 1-4 berjalan berdasarkan beda tekan yang ada

pada masing-masing kolom. Tekanan kolom 1-2 ini adalah 17 kg/cm2 dengan

temperatur bottom 120°C dan upper 42°C. Pada kondisi ini maka liquid Propane

(C3) dapat dipisahkan sebagai produk atas. Gas yang terbentuk pada akumulator 8-

11 akan digunakan sebagai refinery gas. Komponen C4 dan yang lebih berat akan

keluar sebagai produk bawah dan diumpankan ke Kolom Debutanizer 1-3.

Kondisi operasi Debutanizer adalah pada tekanan 6 kg/cm2 dan temperatur

bawah 120 °C sedangkan temperatur atas 50 °C. Pada kondisi ini, butane dan i-C4

(FBB) akan didapatkan sebagai produk atas sedangkan komponen-komponen C5

dan yang lebih berat akan keluar sebagai produk bawah dan masuk ke kolom

Stripper 1-4.

Pada Kolom Stripper dengan tekanan 0,7 kg/cm2, maka sebagian fraksi,

terutama pentana, akan menguap menjadi produk Stab CR TOPS (sebagai

LOMC). Produk bawah kolom Stripper adalah minyak yang digunakan

mengabsorb umpan pada kolom Absorber (lean oil). Produk-produk yang

dihasilkan pada unit ini adalah :


47


1) Refinery gas sebagai bahan bakar furnace

2) Propana liquid sebagai LPG

3) FBB (Butane dan i-C4) sebagai LPG

4) Stab. CR TOPS sebagai LOMC

c) BB (Butane-Butylene) Treater

Butane-Butylene Treater berfungsi untuk mengurangi kandungan

merkaptan dan amina pada Fresh Butane-Butylene ex Butane-Butylene Distiller

dan Butane-Butylene ex Stabillizer-3 FCCU Sungai Gerong. Merkaptan dan amina

tersebut merupakan racun bagi katalis pada proses polimerisasi.

Umpan Butane-Butylene dari Butane-Butylene Distiller atau FCCU

dicampur dengan Caustic Soda (NaOH) untuk kemudian dialirkan ke Caustic

Settler. Disini merkaptan akan bereaksi dengan NaOH dengan reaksi seperti

berikut :

RSH + NaOH RSNa + H2O

Caustic Soda yang masih memiliki konsentrasi tinggi akan berada di

bagian bawah Caustic Settler yang kemudian akan disirkulasi dan sebagian

dibuang. Dari bagian atas Caustic Settler keluar Butane-Butylene, yang kemudian

masuk ke dalam Water Settler untuk dikurangi kandungan airnya. Setelah masuk

ke dalam dua buah Water Settler BB siap digunakan baik untuk proses

polimerisasi, alkilasi atau langsung sebagai komponen LPG.

3.4.2. Unit Crude Distiller and Light Ends (CD-L)

Secara garis besar, seksi CD & L mempunyai dua fungsi utama, yaitu :

a) CD & L berfungsi dalam penyiapan produk BBM dan Petrokimia, khususnya

yaitu produk atau bahan dalam bentuk setengah jadi.

b) CD & L berfungsi sebagai koordinator Mixed Gas.

CD & L terdiri dari 4 (empat) komponen utama, yaitu Crude Distiller-VI

(CD-VI), High Vacuum Unit II (HVU-II), Riser-Fluidized Catalytic Cracking

Unit (RFCCU), dan Light End Unit.

1) Crude Distiller VI (CD-VI)


48


CD-VI ini digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi minyak bumi yang

berasal dari Ramba, berdasarkan destilasi atmosferik. Kapasitas pengolahan CD-

VI ini adalah 15.000.000 barrel per calendar day (15 MBCD). Produk yang

dihasilkan adalah gas, Naptha, Kerosene, ADO, dan Long Residue.

Di dalam unit CD-VI terdapat Sub-Unit Redistiller III/IV. Redistiller

III/IV ini digunakan untuk mengolah ulang produk minyak yang tidak memenuhi

spesifikasi. Saat ini Redistiller telah dimodifikasi untuk dapat mengolah minyak

mentah Sumatera Light Crude (SLC). Modifikasi ini terjadi karena menurunnya

jumlah minyak yang terbuang atau tidak memenuhi spesifikasi.

2) High Vacuum Unit II (HVU II)

HVU II ini digunakan untuk mendapatkan kembali fraksi ringan yang

terdapat dalam Long Residue yang berasal dari CDU dan RDU. Tekanan yang

digunakan sekitar 70 mmHg. Kapasitas produksi HVU II adalah 54 MBCD,

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).

3) Riser Fluid Catalytic Cracking Unit (RFCCU)

Tujuan utama proses cracking adalah mengkonversi Medium Vacuum Gas

Oil dan Heavy Vacuum Gas Oil (M/HVGO) dari HVU dan minyak berat (long

residue) menjadi produk minyak ringan yang memiliki nilai lebih tinggi. Produk

utama yang dihasilkan keluaran dari RFCCU adalah :

a) Raw Propane-Propilen, sebagai bahan baku polypropilen.

b) Propane dan Butane, sebagai komponen LPG.

c) Naptha (HOMC).

Selain itu, RFCCU juga menghasilkan produk sampingan, yaitu :


49


a) Dry Gas sebagai refinery fuel gas.

b) Light Cycle Oil, sebagai thinner dan komponen blending LSWR.

c) Slurry sebagai komponen utama LSWR.

d) Coke, yang terdeposit pada katalis.

Deskripsi proses dari unit RFCCU dapat dilihat dari penjelasan berikut ini :

a) Feed System

Umpan RFCCU terdiri dari campuran antara VGO dan Long Residue

dengan perbandingan 165.000 BPSD VGO dan 4.000 BPSD Long Residue. VGO

yang berasal dari HVU dengan temperatur 2200C dipompakan ke vessel bersama-

sama dengan Long Residue dari CD II/III/IV/V Plaju dengan temperatur 1500C.

Untuk mencapai temperatur yang sesuai untuk feed reactor maka umpan tersebut

dipanaskan di Furnace FC F-2 sehingga mencapai temperatur 3310C. sebelum

masuk Reactor, umpan diinjeksi dengan Antimony dengan kecepatan 0,75 – 2,1

kg/jam untuk mencegah adanya pengaruh metal content dalam umpan terhadap

katalis. Metal Content tersebut dapat menyebabkan deaktivasi katalis.

b) Reaktor dan Regenerator

Umpan dengan kapasitas 120.600 kg/jam dan temperatur 3310C

diinjeksikan ke dalam Riser menggunakan 6 buah injector untuk direaksikan

dengan katalis dari Regenerator pada temperatur 650 – 7500C. Reaksi terjadi pada

seluruh bagian Riser dengan temperatur 5200C. untuk memperoleh sistem

fluidisasi dan densitas yang baik, maka Riser diinjeksikan dengan MP Steam. Di

atas feed injector dipasang tiga buah MTC Injector Oil (HCO) atau Heavy

Naphha. HCO digunakan untuk menambah terbentuknya Coke pada katalis,

sehingga dapat menaikkan temperatur Regenerator, sedangkan Heavy Naphta

diperlukan untuk menaikkan cracking selectivity.

Tiga buah Cyclone mempunyai satu stage dipasang pada Reactor dengan

Existing Plenum Chamber untuk meminimalkan terbawanya katalis ke kolom

fraksionasi. Stripping steam diinjeksikan ke daerah Stripper untuk mengurangi


50


kadar minyak dalam katalis sebelum disirkulasikan ke Regenerator. Hasil

cracking yang berupa uap hidrokarbon dialirkan dari reaktor ke Main

Fractionator untuk dipisahkan fraksi-fraksinya.

Spent catalyst dari reaktor disirkulasikan ke Regenerator yang dikontrol

oleh Spent Slide Valve (SSV) untuk diregenerasi. Untuk memperlancar aliran

spent catalyst di stand pipe maka dialirkan Control Air Blower (CAB) dengan laju

alir 7.000 kg/jam dengan tekanan 2,49 kg/cm2g.

Regenerasi katalis dilakukan dengan mengoksidasi coke pada katalis

dengan udara yang di-supply oleh Main Air Blower (MAB). Flue Gas hasil

pembakaran kemudian masuk ke lima buah Cyclone yang memiliki dua stage

untuk memisahkan partikel-partikel katalis yang terbawa. Flue Gas dengan

temperatur 6760C yang keluar dari stack tersebut dimanfaatkan panasnya di Flue

Gas Cooler untuk membangkitkan steam HHP.

Temperatur dilute phase sedikit lebih tinggi daripada temperatur dense,

yang disebabkan oleh adanya reaksi oksidasi CO. dengan adanya kondisi tersebut,

maka perlu diperhatikan konsentrasi oksigen sebagai udara pembakar. Semakin

banyak kandungan oksigen atau berkurangnya Coke yang terbentuk, maka akan

tercapai kondisi temperatur dilute phase yang tinggi (>7000C) sehingga terjadi

kondisi after burning yang menyebabkan meningkatnya temperatur secara

mendadak sehingga dapat merusak peralatan dan catalyst lost melalui stack.

c) Main Fractionator

Gas hasil cracking dengan temperatur 5200C dialirkan ke bottom kolom

Primary Fractionator (FC -T1). Produk bawah dari Primary Fractionator yang

berupa slurry oil ditarik dengan pompa FC P-4 menuju ke HE FC E-2 untuk

memanaskan umpan. Produk atas (overhead vapour) dari Primary Fractionator

ditransfer ke bottom kolom Secondary Fractionator FC T-20.

Produk bawah Secondary Fractionator yang berupa (Light Crude Oil)

LCO dibagi menjadi dua aliran yaitu internal reflux dan sebagai umpan pada

kolom Stripper FC T-2. Internal reflux dikembalikan ke kolom Primary Absorber

yang dikontrol oleh LIC 2005. Tujuh side stream dari kolom Secondary


51


Fractionator digunakan sebagai reflux dan Total Pump Around (TPA). Reflux

dikemballikan ke Secondary Fractionator yang dikontrol oleh level control LIC

2006. Sedangkan TPA dipompakan ke Sponge Absorber FLRS T-402 sebagai

Lean Oil yang sebelumnya didinginkan oleh HE FLRS E-405. Aliran TPA

dikontrol oleh FIC 2003, sedangkan temperatur dikontrol oleh TIC 2004 dengan

mengoperasikan Air Fan Cooler FC E-21 (Top Pump Around Cooler). TPA

kemudian dikembalikan ke puncak kolom Secondary Fractionator setelah

dicampur dengan rich oil dari Sponge Absorber.

Overhead vapour dari kolom Secondary Fractionator yang berupa gas dan

Gasoline dikondensasikan dengan Partial Condenser setelah dicampur dengan

wash water. Condensed liquid dan vapour kemudian ditampung dalam drum FC

D-20. Setelah dipisahkan dari kandungan air, condensed liquid dan vapour

tersebut ditampung dalam Distillate Drum FC D-7. Setelah dipisakan airnya,

maka condensed liquid (unstabilized gasoline) ditarik dengan pompa dan

dipisahkan menjadi dua aliran, yaitu sebagai overhead reflux dan Gasoline produk

yang kemudian dikirim ke Primary Absorber FLRS T-401. Overhead reflux

dikontrol oleh temperatur kontrol TIC-3 pada puncak Secondary Fractionator.

Low Pressure Vapour (wet gas) dari Distillate Drum FC D-7 ditransfer ke

Wet Gas Compressor FLRS C-101 dan akan dipisahkan kondensatnya di vessel

compression suction drum FLRS D-401. Tekanan Main Fractionator dikontrol

oleh PIC-1 yang dipasang pada Wet Gas Line.

d) Light End Unit

Flue gas yang berasal dari FLRS D-401 dihisap dengan Wet Gas

Compressor C-101 dan dimasukkan ke vessel interstage receiver (FLRS D-402).

Sebagian gas keluaran compressor stage I disalurkan ke inlet Partial Condenser

FC E-4 untuk mengatur press balance Reactor. Outlet gas dari FLRS D-402

dengan temperatur 380C dan tekanan 3,72 kg/cm2g dihisap oleh compressor stage

II dengan temperatur 1100C dan tekanan 15 kg/cm2g kemudian bergabungn

dengan aliran-aliran :

1) Overhead kolom Stripper FLRS T-403,

2) Bottom product kolom Primary Absorber FLRS T-401, dan


52


3) Wash water dari bottom Vessel FLRS D-402.

Gabungan keempat aliran tersebut dengan temperatur 720C sebelum masuk

ke High Vessel Pressure Receiver FLRS D-404 didinginkan terlebih dahulu

dengan Air Fan Cooler FLRS E-401 (temperatur outlet 560C) dan cooler FLRS E-

402 hingga diperoleh temperatur akhir 380C.

Gas dari Vessel FLRS D-404 dengan temperatur 380C dan tekanan 14,7

kg/cm2g, diumpankan ke kolom Primary Absorber FLRS T-401 dengan

menggunakan Naphta dari Distillate Drum FC D-7 sebagai Absorber. Gas dari

overhead kolom Primary Absorber FLRS T-401 selanjutnya dimasukkan ke

Sponge Absorber FLRS T-402. Sebagai Absorber digunakan Lean Oil (dari

Secondary Fractionator).

Liquid dari vessel FLRS D-404 dialirkan dengan pompa menuju ke kolom

Stripper FLRS T-403. Sebelum masuk kolom fluida tersebut dipanaskan terlebih

dahulu di HE FLRS E-406 hingga temperaturnya menjadi 610C. Bottom dari

kolom Stripper FLRS T-403 dengan temperatur 1220C dan tekanan 12 kg/cm2g,

diumpankan ke kolom Debutanizer FLRS T-102 untuk dipisahkan antara LPG

dan Naphta. Umpan tersebut masuk ke kolom Debutanizer dipanaskan dulu oleh

HE FLRS E-106 hingga temperatur 1260C. untuk kesempurnaan pemisahan maka

pada bottom kolom Debutanizer dipasang Reboiler FLRS E-107 sehingga

temperatur bottom adalah 1730C.

Overhead dari kolom Debutanizer FLRS T-102 dengan tekanan 11

kg/cm2g dan temperatur 650C didinginkan dengan kondenser parsial FLRS E-108

dan ditampung di akumulator FLRS D-103. Fluida dari akumulator tersebut

sebagian digunakan sebagai reflux, sebagian lainnya didinginkan lagi dan

dialirkan ke Stabilizer Feed Drum LS D-1.

Bottom dari Stabilizer Feed Drum LS D-1 diumpankan ke kolom

Stabilizer LS T-1 dengan temperatur 780C. Overhead product dari kolom

Stabilizer LS T-1 didinginkan dalam kondenser parsial LS E-4 dan ditampung di

akumulator LS D-2 dengan kondisi tekanan 19,6 kg/cm2g dan temperatur 520C.

Gas yang tidak terkondensasi kemudian digunakan sebagai fuel gas, sedangkan

liquid yang terbentuk (Propane-Propylene) digunakan sebagai reflux dan sebagai


53


umpan untuk unit Polypropylene Plaju. Bottom product dari kolom Stabilizer LS

T-1 yaitu C4 akan di-treating lebih lanjut.

Untuk mempertajam pemisahan, bottom dari LS-T-1 ditarik dengan pompa

LS-P-2 AB dimasukkan ke Reboiler LS-E-6 untuk memperoleh pemanasan, agar

fraksi Propane Propylene dapat naik puncak menara. Sebagian aliran dari bottom

menara adalah fraksi LPG (C4 dan derivatnya) setelah didinginkan di Cooler LS-

E-5 AB dialirkan ke mericham LPG Treater untuk dicuci dengan Caustic Soda

agar senyawa belerang dalam LPG dapat dihilangkan/diturunkan.

3.4.3. Unit Produksi PolyPropylene

Unit PP di PERTAMINA RU-III Plaju mengolah RPP menjadi biji plastik

dengan kapasitas produksi biji plastik/politam (pellets) sebesar 45.200 ton/tahun.

Biji Plastik/politam (pellet) yang dihasilkan di PERTAMINA dibagi menjadi

lima jenis sesuai dengan sifat fisiknya yaitu Melt Flow Rate (MFR) dan

fungsinya, yaitu :

a) Injection Molding grade (PI), kapasitas 5,7 ton/jam,

b) Film grade (PF), kapasitas 5,7 ton/jam,

c) Tape atau Yarn grade (PY), kapasitas 5,7 ton/jam, dan

d) Blow molding grade, kapasitas 4,5 ton/jam.

3.4.3 Deskripsi Proses Unit Polypropylene

Bahan baku PP adalah RPP yang dihasilkan dari pengolahan minyak

mentah di CD&GP dan CD&L. Minyak mentah didestilasi dalam Crude Distiller

Unit (CDU) di CD&GP. Fraksi berat CDU adalah residu yang kemudian

diumpankan ke dalam HVU di CD&L. Produk bawah HVU direngkah secara

katalitik dalam FCCU di CD&L sehingga menghasilkan beberapa produk, salah

satunya adalah RPP.

RPP yang dihasilkan dari FCCU mengandung komposisi 74% Propylene,

17% Propane, dan sisanya adalah pengotor yang berupa CO, CO2, H2S,

merkaptan, dan air. RPP diumpankan ke dalam unit purifikasi dengan laju alir 9

ton/jam. Unit purifikasi terdiri atas :

a) Ekstraktor Deethanol Amine (DEA) untuk menghilangkan CO dan H2S.


54


b) Ekstraktor yang berisi NaOH untuk menghilangkan CO2.

c) Dryer untuk menghilangkan kandungan air hingga kurang dari 7 ppm.

d) Distilasi, sehingga menghasilkan Propane sebagai produk bawah yang

diumpankan kembali ke CD&L, dan Propylene sebagai produk atas dengan

kemurnian 99,6%. Propylene ini kemudian diumpankan ke unit polimerisasi

dengan laju alir 6 ton/jam.

Unit polimerisasi terdiri dari Impurities Removal Unit, reaktor, dan Dryer.

Di dalam Impurities Removal Unit terdapat Stripper untuk menghilangkan

Metane dan Etane, dehidrator untuk menghilangkan kadar air hingga kurang dari

1 ppm, COS Adsorber, dan Arsine Adsorber. Dari Arsine Adsorber, Propylene

yang telah bersih dari pengotor dipolimerisasi di dalam reaktor.

Ada dua reaktor yang digunakan, yaitu Primary Reactor yang merupakan

reaktor fasa cair dengan tekanan 32 kg/cm2 gauge dan temperatur 70oC, dan

Secondary Reactor yang merupakan reaktor fasa gas dengan tekanan 18 kg/cm2

gauge dan temperatur 80oC. Reaksi polimerisasi ini berlangsung dengan bantuan

katalis, yaitu TiCl3 yang merupakan Main Catalyst (MC), katalis AT berbahan

dasar alumunium yang berfungsi sebagai pendukung katalis, dan katalis OF yang

berfungsi untuk menyesuaikan Isotactic Index pada polimer yang akan dihasilkan.

Ketiga katalis berbentuk serbuk, sehingga dibutuhkan pelarut Heksane untuk

mempermudah reaksi. Bahan lain yang digunakan dalam reaksi polimerisasi

adalah Hydrogen untuk memecahkan ikatan rangkap, dan mengatur MFR.

Katalis MC dan OF dilarutkan dengan heksana, kemudian diumpankan

bersama Hidrogen dan Propilen cair ke dalam Primary Reactor. Setelah itu

diumpankan pula katalis AT ke dalam reaktor. Laju alir Propilen yang

diumpankan harus tinggi agar kecepatan reaksi berjalan lebih cepat dibandingkan

laju polimerisasi untuk mencegah terjadinya penggumpalan. Pengadukan

dilakukan selama reaksi berlangsung. Produk reaktor adalah Slurry dan gas

hidrogen. Slurry yang terbentuk dimasukkan ke Fine Separator. Fungsi Fine

Separator adalah untuk memisahkan slurry dari gas hidrogen yang terbawa.


55


Gas hidrogen tersebut dimasukkan kembali ke dalam Primary Reactor.

Gas hidrogen keluaran Primary Reactor diumpankan ke bagian atas Secondary

Reactor, yang kemudian dikeluarkan untuk dipompakan ke bagian bawah

secondary reactor setelah dilewatkan pada kompresor. Slurry yang berasal dari

fine partikel separator masuk ke bagian bawah secondary reactor, dan akan

terfluidisasi dengan bantuan pengadukan dan udara bertekanan yang masuk dari

bagian bawah reaktor. Hasil reaksi berupa bubuk yang kemudian dimasukkan ke

dalam kondensor drum. Gas yang tidak terkondensasi diumpankan lagi ke dalam

Secondary Reactor, sedangkan bubuk PP yang masih mengandung heksana

dikeringkan dalam Dryer.

Bubuk PP dengan laju alir 6 ton/jam dimasukkan bersama aditif seperti

pewarna, dan anti koagulan ke dalam Extruder yang berputar dengan kecepatan

1000 rpm. Dengan putaran dan pemanasan, maka terbentuklah resin yang

langsung dipotong dengan standar ukuran tertentu begitu keluar dari ujung

ekstruder.

Setelah pemotongan, resin PP dikontakkkan dengan air sehingga

membeku, dan terbentuklah biji plastik. Biji plastik tersebut dimasukkan ke dalam

Screener untuk memastikan ukuran biji plastik sesuai dengan product

specification. Biji plastik tadi ditransportasikan dengan batuan N2 yang berasal

dari plant tersendiri di unit PP, ke dalam silo sebelum dilakukan pengepakan.

Setiap kantong pengepakan berisi 25 kg PP.

3.4.4 Laboratorium

3.4.4.1 Laboratorium Analisis dan Gas

Laboratorium analisis berfungsi untuk menganalisa sifat kimia produk

minyak, limbah dan lingkungan perairan. Maka dari itu, laboratorium ini

dilengkapi dengan alat-alat sebagai berikut :

1) Atomic Adsorber Spectrophotometry untuk menganalisa logam dalam sampel.

2) Sinar UV untuk memeriksa kandungan bahan non logam dalam sampel.

3) X-Ray Test untuk menganalisa kandungan sulfur dalam minyak mentah dan

produk.


56


4) pH meter.

5) Gas Chromatography.

6) Pengukur BOD konvensional.

7) Pengukur kadar garam konvensional.

8) Penganalisa TEL konvensional.

3.4.4.2 Laboratorium Pengamatan

Laboratorium ini berfungsi untuk mengamati sifat penampakan produk

dan membandingkan hasilnya dengan spesifikasi produk. Jenis analisa yang

dilakukan dengan menggunakan sampel produk. Analisa lain yang digunakan

dalam laboratorium ini yang tidak dilakukan dalam laboratorium R&D adalah

analisa Octane Number dan Cetane Number, dan juga Doctor Test dengan

menggunakan Pb untuk mengetahui kandungan merkaptan.

3.4.4.3 Laboratorium Petrokimia

Laboratorium ini menganalisa bahan baku dan produk PP. Analisa

dilakukan pada MFR, Ash Content, Isotactic Index, Volatile Loss, Bulk Density,

warna, pH, kadar air, dan penampakan luar bahan. Alat yang digunakan untuk

melakukan analisa tersebut antara lain GC, AAS, Spectrophotometer,

Polarograph, dan Color LC.

3.4.4.4 Laboratorium Research and Development

Laboratorium ini berfungsi mengevaluasi mutu minyak mentah yang akan

dibeli serta melakukan pengembangan-pengembangan untuk menemukan produk-

produk terbaru.

3.4.4.5 Process Engineering (PE)

Struktur organisasi PE Pertamina RU III , dimana 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 yaitu :

a) Primary process expert


57


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 :

a) Melakukan studi yang bertujuan untuk pengembangan kilang RU-III.

b) Melakukan sourcing yang meliputi bahan-bahan kimia serta katalis-katalis

baru.

c) Menyelesaikan masalah-masalah teknis harian yang bersifat kontinu (bukan

sekedar masalah harian) bersama-sama dengan bagian operasi.

d) Memberikan pengarahan serta saran kepada bagian operasi dalam hal

perbaikan maupun hal yang bersifat perubahan agar tercapainya kondisi proses

optimum.

e) Melakukan modifikasi proses sehingga dapat dihasilkan kondisi operasi yang

optimum, efisien, serta ekonomis.

3.5 Produk-Produk yang dihasilkan di PT. Pertamina (Persero) RU III

Produk yang dihasilkan oleh PT. Pertamina (Persero) RU III dibagi

menjadi 5 jenis, yaitu :

3.5.1 Produk Bahan Bakar Minyak (BBM)

a) Premium

Premium (Motor Gasoline) digunakan sebagai bahan bakar kendaraan

bermotor.

b) Kerosene atau minyak tanah

Kerosene (Waste Water Distillate) digunakan sebagai bahan bakar kompor

minyak tanah.


58


c) Automotive Diesel Oil (ADO)

Automotive Diesel Oil (ADO) atau yang biasa disebut solar, biasa digunakan

sebagai bahan bakar kendaraan bermesin diesel.

d) Industrial Diesel Oil (IDO)

Industrial Diesel Oil (IDO) digunakan sebagai bahan bakar mesin industri

dan kapal angkutan.

e) Fuel Oil

Umumnya Fuel Oil digunakan sebagai bahan bakar pada industri-industri.

3.5.2 Produk Non Bahan Bakar Minyak (NBBM)

1) LPG (Liquified Petroleum Gas)

2) LNG (Liquified Natural Gas)

3) Petrasol-1/Minasol-2

Minasol-2 merupakan bahan kimia pelarut sejenis naphta ringan,

berbentuk liquid, berwarna bening, stabil, dan tidak korosif. Minasol-2 juga

merupakan salah satu hasil produksi Kilang RU III Plaju dengan trayek didih

antara 400C s/d 1150C. Minasol-2 digunakan sebagai :

1) Bahan pelarut untuk industri Thinner, cat dan varnish.

2) Bahan pelarut untuk industri tinta cetak.

3) Bahan kimia penunjang industri farmasi.

4) Preparasi dari industri Meubel, sepatu, dan pemoles lantai.

5) Pembersih logam dan industri Cleaning.

Sedangkan Petrasol-1 merupakan hidrokarbon yang biasa diaplikasikan atau

digunakan sebagai diluents untuk cat , lacquers, dan varnish. Produk ini juga

biasa digunakan sebagai pelarut pada industri tinta cetak.

4) Musi Cool

Musi Cool digunakan sebagai bahan pendingin yang merupakan alternatif

pengganti freon yang ramah terhadap lingkungan, biasa digunakan pada pendingin

ruangan atau AC (Air Conditioner). Refrigerant dengan bahan dasar hidrokarbon

alam dan termasuk dalam kelompok Refrigerant ramah lingkungan, dirancang

sebagai alternatif pengganti Refrigerant Syntetic. Kelompok hidrokarbon CFC :


59


R-12, HCFC : R-22 dan HFC : R123a yang masih memiliki keunggulan-

keunggulan dibandingkan dengan Refrigerant Syntetic, diantaranya beberapa

parameter memberikan indikasi data lebih kecil seperti kerapatan bahan (density),

rasio tekanan kondensasi terhadap evaporasi dan kondisi bahan lebih besar seperti

refrigerasi, COP, kalor laten dan konduktivitas bahan.

5)Musi Green

Musi Green hampir sama dengan Musi Cool, bedanya adalah tingkat

purity dari Propane dan Isobutane, dan dibedakan sesuai tipe-tipe mesin

Refrigerant yang ada di pasar. Musi Cool dan Musi Green merupakan merk

dagang.

3.5.3 Produk Bahan Baku Khusus

a) Avgas (Aviation Gasoline).

b) Avtur (Aviation Turbine).

c) Pertamax

3.5.4 Produk Lain-lain

a) Medium Naphta.

b) Low Sulphuric Waxes Residue (LSWR).

c) Low Sulphuric Waxes Residue digunakan sebagai bahan setengah jadi untuk

keperluan ekspor.

d) Vacum Residue.

Produk-produk yang dihasilkan PT. Pertamina (Persero) RU III memiliki

spesifikasi tertentu pada masing-masing produknya (Terlampir).

3.6 Unit Utilitas

Dalam proses pengolahan bahan baku menjadi produk, mulai dari tahap

penyiapan umpan sampai dengan tahap pengemasan, serta tahap pengolahan

limbah selama proses produksi berlangsung, dibutuhkan unit-unit dan bahan-

bahan pendukung seperti air, nitrogen, generator listrik.

Unit-unit dan bahan-bahan pendukung yang dibutuhkan untuk mendukung

keberlangsungan proses tersebut terintregasi dalam sebuah sistem, yaitu sistem

utilitas.


60


Unit-unit proses utilitas PT. Pertamina (Persero) RU III (Tabel 3.19)

terdiri dari Water Treating Unit, Demineralization Plant, Cooling Tower,

Drinking Water Plant, Air Plant, N2 Plant, Boiler, Gas Turbin dan Rumah Pompa

Air. Kebutuhan bahan penunjang tersebut dipenuhi oleh unit utilitas Pertamina

RU III yang dibagi kedalam tiga Power Station (PS) berdasarkan lokasinya.

Tabel 3.19. Power Station dan Unit Utilitas di Pertamina RU III

Power Station 1

Air plant

Boiler

RPA 1-3

WTP (Bagus Kuning)

Power Station 2

Air plant

DPW

Cooling Tower

Demineralization plant

Nitrogen plant

Pembangkit listrik

WTU

Power Station 3

Air Plant

Cooling Tower

Demineralization

DWP 2

RPA 5-6

WTU


Power Station 2 didirikan tahun 1985 untuk mengontrol operasinya telah

memakai Distributed Control System (DCS). Orientasi pada unit utilitas dibagi

menjadi dua seksi yaitu :

1) Seksi Auxiliary,terdiri dari :

a) Water Treating Unit/WTU (rumah pompa air,clarifier)

b) Drinking water Plant / DWP

c) Cooling Tower

d) Demin Plant

e) Compressor

f) Nitrogen Plant

g) Air Plant

2) Seksi Pusat Pembangkit Tenaga Listrik dan Uap (PPTL&U) terdiri

dari :

a) Package Boiler

b) WHRU ( Waste Heat Recovery Unit )

c) Gas Turbin


61


d) Secure Power

3.6.1 Water Treating Unit (WTU)

Water Treating Unit adalah sebuah unit untuk merawat atau meresirkulasi

air bekas pakai yang telah digunakan oleh industri. Raw water berasal dari sungai

Komering yang dihisap dengan pompa untuk dialirkan ke Clarifier (Gambar 3.21)

, yang sebelumnya diinjeksikan Al2(SO4)3 sebagai koagulan dan chlor sebagai

pembunuh bakteri sehingga akan membentuk flokulasi dengan kondisi operasi

masing-masing (Tabel 3.20). Dalam Clarifier ini diinjeksikan Koagulan Aids

Polyelectolyte untuk mempercepat koagulasi. Setelah gumpalan mengendap, laju

air jernihnya dialirkan ke saringan pasir untuk disaring. Pada saringan pasir terjadi

pemisahan gumpalan kecil dan kotoran yang masih terbawa didalam air. Setelah

itu diinjeksikan dengan larutan NaOH untuk mengatur pH (Potensial of

Hydrogen) . Air yang telah diproses ditampung di clear well dengan pH 5,6-6,2

dan siap untuk didistribusikan seperti : untuk feed pada demin plant, make up

Cooling Water, air minum dan Servis Water.

Tabel 3.20. 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



62


Sumber: PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013Gambar 3.1. Skema Clarifier

3.6.2 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 RU 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


63


kompresor, kondensor, dan unit polypropylene. Air minum digunakan untuk

fasilitas sanitary, air minum, safety shower, dan eye-wash station.

Sumber: PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013

Gambar 3.2. Skema Pemrosesan Air Mentah3.6.3 Drinking Water Plant (DWP)

DWP berfungsi untuk mengolah air bersih menjadi air minum, pengolahan

ini dilakukan dengan cara melewatkan air tersebut pada Actived Carbon Filter

yang berfungsi untuk menghilangkan bau,rasa, warna, Chlorine yang tersisa. Air

yang diolah di unit DWP yang memenuhi persyaratan kesehatan baik secara kimia

fisika dan biologi. PT. Pertamina (Persero) RU III memiliki dua unit Drinking

Water Plant, yaitu di Sungai Gerong dan Bagus Kuning. DWP yang terdapat di

Sungai Gerong beroperasi dengan kapasitas 150 ton/jam.Umpan untuk DWP yang

terdapat di Bagus Kuning hanya dioperasikan untuk memproduksi air minum.

3.6.4 Cooling Tower

Cooling Tower adalah sebuah alat atau dalam kondisi operasi pabrik

adalah sebuah Tower atau menara, yang memiliki fungsi untuk mendinginkan

aliran fluida yang memiliki suhu yang tinggi.

Ada dua sirkulasi pada air pendingin, yaitu :

1) Open circulation (Sirkulasi Terbuka/Cooling Tower), yaitu sistem sirkulasi

terbuka, yang berarti Cooling Water selalu didistribusikan dam dikembalikan

lagi ke Cooling Tower.

2) Once Trough, yaitu sistem sirkulasi Cooling Water yang hanya dipakai satu

kali.


64


Cooling Water ex-unit PP dan own use UTL dikoyakkan dengan udara

yang dihasilkan dari Fan, sehingga uap/gas panas keluar melalui vent. Pada saat

itu diinjeksikan zat anti korosi pada peralatan.Selain itu juga diinjeksikan dengan

NaOH untuk mengatur pH. Sebelum didistribusikan, air diinjeksikan dengan chlor

agar tidak terbentuk lumut pada peralatan. Jenis Cooling Water yang digunakan

adalah Cross-flow Tower dengan kemiringan 30o.

3.6.5 Demin 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. PT. Pertamina (Persero) 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 Filter, berfungsi untuk mengadsorpsi zat organik,filtrasi, dan

dekomposisi Cl2 menjadi ion Cl-, 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.

Sumber: Made by visioGambar 3.3. Unit Penukar Ion Demineralization Plant


65


Demin plant menggunakan resin penukar ion (Gambar 3.22) 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 pada ketiga 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 menggunakan larutan asam sulfat,

sedangkan regenerasi penukar anion menggunakan larutan caustic.

3.6.6 Compressor

Compressor merupakan alat yang berfungsi untuk mengkompres udara

tekan yang , udara instrument dan service air. Di Pertamina digunakan empat

buah kompresor yang bertekanan mencapai 9,5 kg/cm2 pada suhu 40oC lalu

ditampung menyerap logam-logam kecuali O2 dan N2 . Media adsorben berupa

padatan, seperti Molekular Sieve dan Actified Alumina.

Spesifikasi udara instrument :

a) Bertekanan mantap, bebas debu dan kotoran.

b) Kering (dalam dryer) sehingga tidak merusak peralatan.

Udara bertekanan berfungsi untuk :

a) Membuka dan menutup kerangan (valve di kilang).

b) Untuk flashing.

3.6.7 Nitrogen Plant

Umpan Nitrogen Plant berupa udara kering berasal dari air plant. Unit ini

menghasilkan nitrogen berfasa gas dan cair. Nitrogen berfase gas digunakan


66


sebagai conveyor di unit Polypropylene dan purge gas pada saat plant start-up

dan shut down. Nitrogen Plant memproduksi nitrogen cair dengan kapasitas

sebesar 500 Nm3/jam dan nitrogen gas dengan kapasitas sebesar 1200 Nm3/jam.

Sumber : PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013Gambar 3.4. Diagram Blok Nitrogen Plant

Prinsip kerja di Nitrogen Plant meliputi tiga tahap, yaitu pemurnian udara,

pemisahan udara dan penampungan produksi. Secara keseluruhan proses yang

berlangsung di Nitrogen Plant berlangsung secara cryogenic.

Pada tahap pemurnian, udara dari atmosfir disaring dengan Inlet Air Filter

(Gambar 3.22), untuk memisahkan partikel padat. Udara yang telah disaring

dengan Inlet Air Filter, selanjutnya dikompresi dan didinginkan sampai dengan

suhu 5oC dengan refrigerant propane didalam Chiller, kemudian udara dingin

tersebut dilewatkan kedalam kolom Adsorber. Kolom Adsorber terdiri dari dua

tabung yang saling berhubungan dan berisi Molecular Sieve. Kedua tabung

Adsorber tersebut dioperasikan bergantian secara siklus. Adsorber ini berfungsi

untuk menyerap uap air, CO2 dan kotoran lain dengan memanfaatkan Molecular

Sieve.

Pada tahap pemisahan udara, udara yang telah dibersihkan, selanjutnya

didinginkan hingga mendekati titik didih N2 yaitu – 166oC menggunakan proses

pertukaran panas dengan produk dan waste gas didalam Air Exchanger. Air

Exchanger yang digunakan merupakan tipe Plant-fin Heat Exchanger dengan

material alumunium. Pada proses pedinginan ini, sebagian udara mencair.

Campuran udara cair dan gas kemudian dimasukkan ke dalam kolom distilasi

bertekanan tinggi. Umpan masuk dari bawah kolom dan suhu pada bagian bawah

kolom akan turun menjadi – 175oC. Pada kolom ini udara akan

terpisahkan,sehingga N2 murni akan dihasilkan di overhead, O2 murni akan

dihasilkan di bottom. Nitrogen murni yang telah dihasilkan akan mengalir ke

Condenser untuk dikondensasikan. Proses kondensasi ini dilakukan dengan


Udara dari atmosfer

Kompresor Chiller (pendingin)

Adsorber Cold box

67


memanfaatkan panas pada O2 murni yang masuk melalui Expansion Valve dan di

flash ke dalam Reboiler. Sebagian dari nitrogen murni yang telah dikondensasi

akan dikembalikan sebagai refluks,sedangkan sebagian lagi diambil sebagai

produk cair dan disimpan. Waste gas dingin didalam Air Exchanger yang

digunakan untuk mendinginkan udara keluaran Adsorber. Fungsi waste gas dingin

di dalam Air Exchanger adalah untuk membantu proses pendinginan udara

sebelum masuk kedalam kolom distilasi.

Pada tahap penampungan produksi,gas nitrogen murni yang diperoleh

sebagai overhead, diambil dan dialirkan langsung kepenampungan. Plant dapat

memproduksi nitrogen dalam bentuk cair yang sebanding dengan gas yang

diperlukan. Dalam transportasi fluida proses menggunakan pipa, digunakan warna

pipa berbeda untuk jenis fluida yang berbeda (Tabel 3.23).

Tabel 3.21. Warna Pipa untuk Transportasi Fluida

Warna Fluida yang dialirkan

Merah Air pemadam kebakaran

Kuning Fuel gas

Hijau Instrument Air

Biru Air

Ungu Chemical subtance

Abu-abu Process Fluid


3.6.8 Air Plant

Air Plant berfungsi untuk menghasilkan udara bertekanan dengan bahan

baku berupa udara dari atmosfer. Udara bertekanan ini dapat digunakan untuk

keperluan pembersihan peralatan.

Alat utama yang digunakan dalam Air Plant adalah kompresor. Air Plant

yang dimiliki oleh Pertamina RU III memiliki kapasitas 26100 Nm3/jam yang

tersebar ditiga PS yaitu PS 1 dan 2 di Plaju dan PS 3 di Sungai Gerong. Udara


68


bertekanan yang dihasilkan oleh air plant ini selanjutnya digunakan untuk

beberapa kebutuhan antara lain :

1) Instrument Air

Udara bertekanan digunakan sebagai element pengendali akhir yaitu untuk

mengantur bukan valve. Udara bertekanan yang digunakan untuk keperluan

instrument air harus memiliki syarat-syarat tertentu, antara lain :

a) Tekanan mencukupi dan stabil

b) Jumlah yang cukup

c) Kualitas memenuhi syarat

2) Service Air

Udara bertekanan digunakan untuk keperluan pembersihan peralatan proses

dan keperluan transportasi produk.

3) Umpan Nitrogen Plant

Udara bertekanan digunakan sebagai bahan baku produksi nitrogen.

3.6.9 Pembangkit Listrik

Pembangkit listrik yang terdapat di Pertamina RU III antara lain :

1) Gas turbine A,B dan C dengan kapasitas masing-masing sebesar 31,1 MW.

2) Steam turbine kapasitas 3,2 MW.

3) Diesel Generator kapasitas 0,75 MW.

Pertamina RU III memiliki tiga buah Turbine Gas yaitu GT 2015 UA, GT

2015 UB dan GT 2015 UC. Turbine Gas, Steam Turbine dan Diesel Generator

ini berfungsi untuk memproduksi listrik dengan frekuansi 50 Hz untuk

dimanfaatkan di kilang dan perumahan.

Bahan bakar yang digunakan untuk mengoperasikan Turbine Gas adalah

fuel gas yang diperoleh dari Prabumulih dikirim melalui pipa dan diolah di Light

Ends Unit. Hanya pada start-up saja, bahan bakar yang digunakan berrupa diesel

oil. Gas keluaran turbin memiliki temperature 507oC. jika Gas Turbine

dioperasikan dengan Boiler akan dihasilkan efisiensi sebesar 25%.

Steam Turbine digunakan untuk memproduksi listrik dengan

memanfaatkan steam bertekanan 8,5 kg/cm2. Steam Turbine baru akan


69


dioperasikan jika terjadi kegagalan pada Gas Turbine. Sedangkan Diesel

Generator dioperasikan jika terjadi kegagalan pada kedua pembangkit Gas

Turbine dan Steam Turbine.

3.6.10 Penghasil Steam

Unit pembangkit tenaga uap utilitas PS II Plaju dan unit Package Boiler,

masing-masing kapsitas 50 ton/jam dengan tekanan 42,2 kg/cm2 dengan

temperatur 3900C serta tiga unit WHRU (Waste Heat Recovery Unit) dengan

masing-masing kapasitas 60 ton/jam, dengan tekanan 42,2 kg/cm2 dengan

temperatur 3900C.

WHRU tersebut dimanfaatkan panas yang berasal dari gas bekas Turbine

Gas, di mana kapasitas WHRU didasarkan atas beban Generator, dengan beban

maksimum 32,1 MW. Temperature gas bekas dari Turbine Gas tersebut masih

cukup tinggi 5600C, sehingga mampu untuk membangkitkan steam tergantung

dari beban Turbine Gas. WHRU dapat digunakan bila dikehendaki untuk

memproduksi steam yang cukup tinggi dengan beban Turbine Gas yang rendah.

Kegunaan dari steam antara lain, yaitu :

1) Sebagai pembangkit untuk menggerakkan pompa,

2) Pemanasan Generator dan Compressor, dan

3) Untuk produksi Polypropylene.

Umpan dari Boiler dan pembangkit steam lainnya, misalkan WHRU

merupakan air yang sebelumnya telah diolah melalui proses Demineralization

Deaerator dan Chemical Treatment. Demineralization Plant seperti telah

disebutkan sebelumnya berfungsi untuk menghilangkan kandungan mineral. Hal

ini disebabkan kandungan mineral terutama silica dengan mengakibatkan

timbulnya deposit silica pada Superheater.

Hal ini dapat menyebabkan hotspot yang akan menyebabkan tube failure.

Selain itu silica yang terbawa pada aliran dapat menyebabkan deposit pada turbin

yang akan menurunkan efisiensi dan menyebabkan imbalance. Deaerator

bertujuan menurunkan kandungan O2 dan CO2 terlarut dalam air yang dapat

menyebabkan masalah korosi pada peralatan Boiler dan turbin. Pada proses ini air


70


dipanaskan sampai temperatur 110oC yang akan menyebabkan kelarutan O2 dan

CO2 dalam air akan turun, sehingga gas-gas tersebut terpisahkan. Chemical

Treatment dilakukan dengan penginjeksian Hydrazine, Fosfat dan Morpholine.

Penginjeksian hydrazinei bertujuan untuk softening yaitu mengurangi kadar ion-

ion, terutama Ca2+ dan Mg2+ yang dapat menyebabkan kesadahan.

Terdapat tiga jenis pembangkit steam yang digunakan pada unit ini, yaitu :

a) Package Boiler

Package Boiler ada tiga buah yang digunakan adalah PB 2011 UA, PB 2011

UB, PB 2011 UC. Package Boiler diperoleh dari PS 2 Plaju dan kemudian

digunakan untuk menghasilkan high preassure 40 kg/cm2, efisiensinya sebesar

81%.

b) Kettle

Kettle ini ada sembilan buah yang terletak di PS I Plaju. Kettle yang digunakan

adalah Boiler nomor 2,3,4,5,6,7,8,9,10 dan 11. Bahan bakar digunakan berupa

mixed gas. Umpan untuk Kettle diperoleh dari PS I Plaju dengan kapasitas 110

ton/jam. Produk yang dihasilkan adalah Middle Preassure Steam 15 kg/cm2

dan memiliki efisiensi sebesar 60%.

c) Waste Heat Recovery Unit (WHRU)

Waste Heat Recovery Unit ada tiga buah yang mana digunakan untuk

memanfaatkan gas turbin flue gas, yang masih memiliki temperatur sekitar

4000C. Waste Heat Recovery Unit yang digunakan adalah WHRU 2010 UA,

WHRU 2010 UB dan WHRU 2010 UC; Umpan WHRU diperoleh dari PS 2

dan menghasilkan High Preassure Steam 40 kg/cm2.

3.6.11 Sistem Bahan Bakar

Di samping penyediaan steam, listrik dan energi lain, unit utilitas PS II

juga bertugas menyediakan berbagai bahan bakar, antara lain :

a) Fuel Gas Sistem

Fuel Gas Sistem terbagi menjadi atas High Preassure dan Low Preassure,

dimana sumber fuel gas didapat dari lapangan eksplorasi Prabumulih dengan

tekanan 10 kg/cm2. Setelah melalui Knock Out Drum , dibagi menjadi dua

sistem. Sistem yang pertama tekanannya dinaikkan menjadi 19 kg/cm2 dengan


71


menggunakan Centrifugal Compressor. Sistem yang kedua yaitu setelah

melalui Step Down Control, tekanannya menurun menjadi 3 kg/cm2 dan

digunakan untuk bahan bakar di WHRU unit (2010 U, A/B/C), Package Boiler,

2011(A/B).

b) Heavy Fuel Oil

Heavy Fuel Oil diperoleh dari kilang dan ditampung pada tangki 2075 ˚F, dari

tangki ini dipompakan ke unit yang membutuhkan setelah melalui Stainler dan

Heater. Sistem ini dilengkapi dengan akumulator untuk menjaga agar fuel oil

tetap mengalir jika pompa berhenti. Akumulator ini hanya mampu mengalirkan

fuel oil selama lima menit.

c) Diesel Fuel

Diesel Fuel sama dengan Heavy Fuel, diperoleh dari kilang dan ditampung

pada tangki 2074 F. Diesel Fuel ini digunakan untuk start-up Turbine Gas

Generator dan sebagai back up atau pengganti gas lapangan bila terjadi

gangguan pada supply gas dari lapangan.

Selain untuk keperluan turbin gas Generator, Diesel Fuel juga digunakan

untuk bahan bakar pompa air bakaran yang digerakan oleh mesin Diesel dan

Emergency Generator. Diesel fuel ini dilengkapi dengan accumulator yang

berfungsi untuk menjaga agar Diesel fuel tetap mengalir bila pompa distribusi fuel

terhenti.

Berikut ini merupakan peralatan-peralatan yang dipakai pada prosess di RU

III (Tabel 17 – 19) :

Tabel 3.22. Jenis dan Fungsi Peralatan Proses di RU – III

Nama Alat Fungsi Unit PenggunaAkumulator Sebagai tangki pengumpul kondensat

dari kolom distilasi (liquid reservoir). Dari akumulator kondensat dapat direfluks atau diambil sebagai produk atas.

CDU, BBMGC, BB Distiller, Stab C/A/B, Unit Alkilasi, Unit Polimerisasi, Unit Polypropylene, SRMGC

Blower Mentransportasikan dan menekan gas untuk menghasilkan gas dengan tekanan sedang.

RFCCU,Unit Polypropylene

Buffer Tank Untuk memisahkan kondensat yang terbawa aliran fasa gas.

SRMGC

Caustic Tempat penjumputan suatu senyawa Unit Alkilasi,


72


Settler tertentu misalnya, sulfur dan merkaptan, dengan penambahan soda kaustik.

BB Treater

Cyclone

Nama Alat

Memisahkan padatan dari campuran padat-gas. Alat ini menggunakan gaya sentrifugal. Putaran Cyclone

Fungsi

menyebabkan partikel padatan menabrak dinding dan jatuh kebawah karena gravitasi. Digunakan untuk memisahkan katalis dari gas hasil cracking.

RFCCU

Unit Pengguna

Dehidrator

Dryer

Mengurangi kadar air yang suatu larutan dengan suatu penambahan absorben.

Mengurangi kadar air dalam suatu padatan. Padatan yang akan dikeringkan dilewatkan pada aliran udara kering.

Unit Polypropylene

Unit Polypropylene

Evaporator Mengurangi kadar cairan dalam suatu cairan atau memekatkan larutan.

CD II, BBMGC


Tabel 3.23. Jenis dan Fungsi Peralatan Proses di RU – III (Lanjutan)Nama Alat Fungsi Unit Pengguna

Extruder Mencetak polimer dengan menjadi bentuk tertentu.

Unit Polypropylene

Ejektor Mempertahankan kondisi vakum. HVU

Feed Blend Tangki pencampur umpan sebelum masuk reaktor.

Unit Alkilasi

Filter Memisahkan padatan terlarut dari fluida menggunakan media berpori.

Unit Polypropylene

Final Settler Penjumputan akhir suatu campuran dari pengotor-pengotor yang tidak diinginkan.

BB Treater

Heater Memanaskan temperatur aliran, biasa digunakan unstuk memanaskan umpan yang akan masuk reaktor. Pemanasan dengan pertukaran panas

CDU


73


dengan steam atau dengan produk reaksi.

Heat Exchanger

Nama Alat

Mempertukarkan panas antara fuida panas dan dingin. Digunakan sebagai pemanasan awal umpan dan

Fungsi

pendinginan produk atas kolom distilasi.

Semua unit

Unit Pengguna

Kolom absorpsiKolom distilasiKompresor

Kondensor

Pompa

Memisahkan gas dan cairan dengan prinsip absorbsi.Memisahkan komponen – komponen dalam suatu campuran berdasarkan perbedaan titik didih.Mentrasportasikan dan menekan gas,

untuk menghasilkan gas dengan tekanan yang lebih tinggi.

Mengembunkan uap jenuh yang dihasilkan oleh bagian atas kolom distilasi.

Mentransportasikan fluida pada sistem perpipaan.

FCCU, BB Distiller, BBMGC, SARUCDU, 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

Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2011

Tabel 3.24. Jenis dan Fungsi Peralatan Proses di RU – III (Lanjutan)Nama Alat Fungsi Unit Pengguna

Reaktor Tempat terjadinya reaksi. Unit Alkilasi,Unit Polimerisasi, Unit Polypropylene, RFCCU

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


74


Distiller, Alkilasi

Reaktor

Nama Alat

Regenerator

Tempat terjadinya reaksi.

Fungsi

Meregenerasi katalis yang telah dipakai melalui reaksi pembakaran coke.

Unit Alkilasi,Unit Polimerisasi, Unit Polypropylene,RFCCU

Unit Pengguna

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


3.7 Pengelolaan Limbah

3.7.1 Potensi Limbah

Proses pengelolahan limbah sangat diperlukan oleh suatu industri karena,

bila tidak diolah dengan benar, limbah yang berbentuk padat, cair dan gas tersebut

dapat mencemari lingkungan dan memberikan dampak yang buruk pada

lingkungan tersebut. Berikut ini adalah berbagai macam jenis limbah yang

terdapat di Pertamina RU III :

a) Limbah Cair

1) Air buangan CDU dan Catalytic Cracking

2) Air buangan Caustic Treater

3) Air kondensat dari HVUyang menggunakan Steam Ejector

4) Drain pompa-pompa akumulator

5) Air pendingin

6) Boiler Water

7) Cooling Water

8) Water Treating Plant

9) Backwash Demint Water Plant

b) Limbah Gas


75


1) Fuel Gas dari pembakaran di Furnace I, Boiler

2) Buangan gas dari gas turbin

3) Flare

4) LPG Marcapan Injection

5) Tangki Asam Asetat

c) Limbah Padat

1) Coke

2) Oil Sludge ex Tankage

3) Dissolved Air Flotation Sludge

4) Catalyst Spent

5) Separator Sludge

3.7.2 Pengelolaan Limbah

Bila tidak diolah dengan benar, limbah dapat merusak dan mencemari

lingkungan. Berikut ini adalah beberapa metode pengelolahan limbah yang

berguna untuk mengurangi potensi kerusakan lingkungan oleh limbah tersebut :

a) Pengelolahan Limbah

Cair

Limbah sebelum dibuang ketempat pembuangan akhir dilakukan treatment

supaya tidak memberikan dampak yang merugikan lingkungan. Penanganan

limbah dan sistem pembuangan suatu industri yang akan dibangun harus

direncanakan sejak awal dan sedini mungkin. Pengelolahan limbah cair terbagi

dalam 2 pengolahan yaitu ;

1) Physical Treatment, antara lain : Separator, Filtration, Adsorption, Settling,

Cyclone.

2) Chemical treatment, antara lain : aerasi, dissolved air flotation.

Tabel 3.25. Sistem Pengelolahan Limbah

Oil Content in Waste Water (ppm)

System/Proses


76


1000-500030-10005-301-100-5

API SeparatorCPI SeparatorAir FlotationActivated SludgeActivated Carbon


Pemisahan minyak dan air atas dasar perbedaan kerapatan atau gravitasi

(Physical Treatment) (Tabel 3.30) untuk oil trap, API Separator dan CPI

Separator. Dikilang Plaju/Sungai Gerong dikenal dengan nama Oil Caycher/Oil

Separator. Sebelum air buangan tersebut mengalir sewer existing dan selanjutnya

dibuang kesungai melalui Oil Cather, air buangan yang mengandung minyak

dialirkan ke CPI (Corrugated Plate Interceptor) yang sudah terpasang di CDU.

Pada CPI minyak yang terkandung di Oil Water tersebut dipisahkan oleh

Skimmer, kemudian dialirkan ke Oil Sump. Minyak yang telah terpisah

dipompakan ke tangki Slop Oil untuk diolah kembali. 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).

Limbah ini memiliki standar bahan baku mutu (Tabel 3.31) sebelum dibuang ke

lingkungan atau dikirim untuk diolah lebih lanjut.

Tabel 3.26. Standar bahan Baku Mutu Limbah Cair

Parameter Kadar Max Beban Pencemaran Max

BOD 1000 mg/L 120 g/cm3

COD 200 mg/L 240 g/cm3

Minyak dan Lemak 25 mg/L 30 g/cm3

Sulfida 1 mg/L 1,2 g/cm3

Phenol Total 1 mg/L 1,2 g/cm3

Cr6 0.5 mg/L 0.6 g/cm3

NH3-N 10 mg/L 1,2 g/cm3

pH 6-9 Sumber : PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013

b) Pengelolahan Limbah Gas

Kadar CO dapat dikurangi dengan jalan memperbaiki sistem pembakaran,

dilakukan menggunakan udara yang melebihi kebutuhan (excess air), sehingga

pembakaran berlangsung sempurna.


77


Reaksi : CO + O2 CO2

Particular dapat diambil dengan bantuan peralatan, antara lain : Dust,

Collector, Cyclone, Scrubber, Filter atau pun Electrostatic Prescipitator. Sebagai

salah satu contoh di FCCU telah terpasang Cyclone di unit Regenerator dan

Reactor yang berfungsi untuk mengurangi emisi particular.

c) Pengelolahan Limbah Padat

Penanganan sludge dan slop mengacu SK Pertamina No.Kpts70/C0000/91-

B1 tanggal 1 Maret 1991 bahwa :

1) Sludge yang mengandung minyak perlu diadakan proses pemisahan

minyaknya terlebih dahulu dengan pemanasan dan filtrasi bertekanan, minyak

yang terpisah dari sludge tersebut dapat diproses kembali atau dicampur

dengan minyak mentah atau minyak slop.

2) General Waste (Tabel 3.31).

Tabel 3.27. Macam-macam General Waste

Jenis limbah Penanganan limbah Pelaku PengelolahAki/Battery bekas

Dikirim ke pihak ketiga PT. Wastec Internasional

Cartridge, pita dan toner bekas


Isolasi Dikirim ke pihak ketiga PT. Wastec InternasionalResin /Act Carbon


Filter bekas Dikirim ke pihak ketiga PT. Wastec InternasionalTube Gas Detector


Additive dan Fluff


Spent DEA Dikirim ke pihak ketiga PT. Wastec InternasionalTanah terkontaminasi


Drum bekas Dikirim ke pihak ketiga PT. Wastec Internasional Sumber : PT.Pertamina(Persero) RU III Plaju, 2013

Tabel 3.28. Sumber dan Upaya Pengelolaan Limbah PT. Pertamina RU III

Sumber Dampak

Faktor Lingkungan yang Terkena

Dampak

Bobot dan Tolak Ukur Dampak

Upaya Pengelolahan Lingkungan

Emisi gas Kualitas udara Emisi gas Pengendalian


78


NOx, CO, SOx, dan partikulat dari stack RFCCU

Air Limbah : debit dan kualitas air limbah outlet PKM II, yaitu OS-IV Sungai Gerong dan

Sumber Dampak

OC-8 Plaju

Limbah padat berupa sisa katalis RFCCU

Sludge minyak

ambien di Komperta S. Gerong, Plaju & pemukiman Sei Rebo.

1) Bahan cemaran BOD, COD minyak dan fenol kilang Musi melampui baku mutu2) Dispersi minyak

Faktor Lingkungan yang Terkena Dampak

Sungai Komering dan berlanjut ke Sungai Musi menaikkan kadar minyak 0.6-1.4 mg/L3) Suhu cooling tower terkendali tidak melebihi 3oC diatas suhu ambien.

Kehawatiran terjadinya rembesan Ni dan V dalam air limbah di dumping area.

Kekhawatiran terjadinya rembesan minyak ke dalam air tanah.

masih terkendali di bawah baku mutu

1)PKM II memperkecil beban cemaran dan dispersi minyak, tetapi total kilang Musi masih melebihi baku mutunya.Bobot dan Tolak Ukur

Dampak

2)Dispersi termal di Sungai Komering tidak melebihi 50 m dari keluaran

Bobot dan Tolak Ukur Dampak

Rembesan diperkirakan tidak melebihi 225 m

Minyak dalam tanah mengalami biodegredasi

kadar S dan N dalam crude oil

1) Pemasangan CPI untuk mengurangi beban cemaran BOD, COD, dan minyak pada OS-I/II, OS-IV, OC-2/3, OC-6, OC-8.


2) Rencana pembangunan cooling tower berkapasitas 2x5000 m3/jam


Dijual ke pabrik semen Baturaja sebagai aditif semen atau dimanfaatkan untuk bahan konstruksi bangunan.

Membangun sludge oil recovery yang disesuaikan dengan PMK II



BAB III KP

Documents

Transcript of BAB III KP