Orientasi Umum

Laporan Kerja Praktik PT. PERTAMINA (Persero) RU-IV Cilacap

1

Daftar Isi

BAB 1 PENDAHULUAN ...................................................................................... 3

1.1. Latar Belakang Kerja Praktik ................................................................... 3

1.2. Batasan Masalah ....................................................................................... 5

1.3. Metode Pengumpulan Data ...................................................................... 5

1.4. Tujuan Kerja Praktik ................................................................................ 6

1.5. Ruang Lingkup Pelaksanaan Kerja Praktik .............................................. 7

1.6. Tempat dan Waktu Pelaksanaan Kerja Praktik ........................................ 7

1.7. Sistematika Penulisan Orientasi Umum ................................................... 7

1.8. Sistematika Penulisan Tugas Khusus ....................................................... 8

BAB 2 PROFIL DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN ..................................... 10

2.1. Sejarah PT Pertamina RU-IV Cilacap ........................................................ 10

2.2. Visi dan Misi Perusahaan .......................................................................... 16

2.2.1. Visi Misi PT. PERTAMINA (Persero) ................................................ 16

2.2.2. Visi Misi PT. Pertamina (PERSERO) RU IV...................................... 17

2.2.3. Organiasi dan Manajemen Perusahaan ................................................ 20

BAB 3 DESKRIPSI UMUM PABRIK ................................................................. 27

3.1 Tata Letak dan Lokasi Pabrik ...................................................................... 27

3.1.1. Lokasi Pabrik ..................................................................................... 27

3.1.2. Tata Letak Pabrik ................................................................................ 29

3.2 Kilang Minyak Pertamina RU-IV ............................................................... 33

3.2.1 Kilang Minyak I .................................................................................... 33

3.2.2 Kilang Minyak II .................................................................................. 37

3.2.3 Kilang Paraxylene Complex ................................................................. 40

3.2.4 Debottlenecking Prohect Cilacap (DPC) .............................................. 41

3.2.5 Kilang LPG dan Sulphur Recovery Unit .............................................. 47

3.3 Bahan Baku dan produk PERTAMINA RU-IV Cilacap ............................. 49

3.4. Sarana Penunjang ..................................................................................... 58

3.5. Proyek RFCC (Residuel Fluid Catalytic Cracking) ................................... 60

BAB IV ORIENTASI UMUM ............................................................................. 63

4.1. Organisasi dan Deskripsi Kerja .................................................................. 63


2

4.1.1. Process Engineering (PE) .................................................................... 63

4.1.2. Health Safety Environmental (HSE).................................................... 64

4.2. Unit Proses Pengolahan ............................................................................. 67

4.2.1 Fuel Oil Complex I ( FOC I ) ............................................................... 67

4.2.2 Lube Oil Complex 1 ............................................................................. 72

4.2.3 Fuel Oil Complex II ( FOC II ) ............................................................. 75

4.2.4. Lube Oil Complex II & III (LOC II & LOC III) ................................. 81

4.2.5. Kilang Paraxylene Cilacap (KPC) ....................................................... 85

4.2.6. Kilang LPG dan Sulfur Recovery Unit ................................................ 89

4.2.7. Unit Utilitas......................................................................................... 92

4.3 Pengolahan Limbah PT. PERTAMINA RU-IV Cilacap .......................... 103

4.4. Oil Movement .......................................................................................... 106

4.5. Laboratorium ............................................................................................ 108

BAB V ORIENTASI KHUSUS ......................................................................... 112

5.1 Pengantar Unit Utilities ............................................................................. 112

5.2 Sarana dan Fasilitas Utilities ..................................................................... 113

5.2.1. Unit 51 / 051 / 510 - Unit Pembangkit Tenaga Listrik ...................... 113

5.2.2. Unit 52 / 052 / 520 – Pembangkit Tenaga Uap ............................. 115

5.2.3. Unit 53 / 053 / 530 – Distribusi Air Pendingin ............................. 117

5.2.1 Unit 54 / 054 – Pengadaan Air Bersih .......................................... 117

5.2.4. Unit 56 / 056 / 560 – Pembangkit Udara Bertekanan / Kompressor

121

5.2.5. Unit 57 / 057 – Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas .................. 122

5.2.6. Unit 63 / 063 – Pengadaan Air Baku ............................................ 123

BAB VI PENUTUP ............................................................................................ 126

6. 1. Kesimpulan ........................................................................................... 126

6.2. Saran ..................................................................................................... 127


3

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang Kerja Praktik

Tentunya kita masing ingat dengan pendapat seorang ilmuwan yang

bernama Charles Darwin yang menyatakan bahwa bukan spesies terkuat yang

mampu bertahan hidup, melainkan spesies yang paling tanggap terhadap

perubahan. Berdasarkan hal tersebut maka seorang manusia harus dapat

menyesuaikan diri dengan perkembangan zaman yang semakin canggih dan

modern ini, dimana ilmu pengetahuan dan teknologi berkembang dengan pesat.

Berbagai inovasi teknologi juga semakin memudahkan manusia dalam menunjang

kehidupannya. Semakin terbukanya suatu negara terhadap tenaga kerja asing juga

menciptakan persaingan di lapangan pekerjaan yang menuntut peningkatan

kualitas sumber daya manusia Indonesia. Namun, seperti perkataan Darwin tadi,

hanya SDM yang mampu beradaptasi dengan teknologilah yang dapat sukses

mengadapi tantangan zaman ini.

Dalam era globalisasi sekarang ini, kompetisi dan persaingan adalah hal

yang tidak dapat dihindari lagi. Persaingan dunia kerja yang semakin ketat,

diimbangi dengan perkembangan teknologi yang semakin cepat menuntut

seseorang untuk memiliki begitu banyak keahlian dan ketrampilan yang memadai

untuk dapat bersaing dalam dunia kerja. Oleh karena itu, sumber daya manusia

Indonesia, terutama para lulusan S1 perguruan tinggi diharapkan mampu

menguasai ilmu pengetahuan umum dan teknologi serta ketrampilan khusus

dalam bidang yang ditekuni. Tetapi ada hal yang lebih penting yang menjadi tolak

ukur seseorang terhadap kemampuan yang dimiliki yaitu pengalaman dari disiplin

ilmu yang bersangkutan. Untuk menunjang hal tersebut, diperlukan kerja sama

antara institusi pendidikan formal dengan pihak industri.

Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia,

merupakan sarana pengembangan sumber daya manusia di bidang teknik kimia

secara umum yang akan menghasilkan sarjana-sarjana teknik kimia yang mampu


4

bersaing dalam kehidupan yang sebenarnya. Untuk membekali mahasiswanya

dengan ilmu yang aplikatif maka setiap mahasiswa yang sudah menjelang tingkat

akhir diwajibkan untuk melakukan tugas lapangan yang disebut dengan Kerja

Praktik (KP). Hal ini dimaksudkan agar materi – materi yang telah didapatkan

pada bangku kuliah dapat lebih diperdalam dan teraplikasi dalam proses

sesungguhnya di lapangan. Sehingga nantinya diharapkan mampu menciptakan

umpan balik yang saling melengkapi dimana mahasiswa mendapatkan

pengetahuan yang aplikatif, dan disisi lain akan tercipta peluang yang besar dan

iklim yang kondusif bagi terciptanya inovasi-inovasi baru agar lebih

mengoptimalkan suatu proses produksi. Selain itu adanya Kerja Praktik juga

diharapkan mampu meningkatkan sense of engineering dari seorang mahasiswa

sehingga calon-calon engineer ini tidak hanya pandai menyelesaikan masalah di

atas kertas tetapi juga memiliki kepekaan terhadap hal-hal yang berkaitan dengan

ilmu keteknikan di lapangan.

Atas dasar itulah kami mengajukan Proposal Kerja Praktik ini dengan

harapan agar kami dapat mempelajari dan menimba pengalaman dari orang-orang

yang telah ahli dan berpengalaman di bidangnya, yang dapat memberikan aplikasi

ilmu dalam proses produksi pencairan dan pemisahan udara. Selain itu, kami

sebagai mahasiswa juga dapat mengobservasi langsung di lapangan mengenai

proses pengolahan minyak bumi tersebut. Oleh karena itulah, PT. PERTAMINA

(Persero) RU-IV Cilacap, merupakan pilihan yang sangat tepat bagi kami untuk

melakukan Kerja Praktik.

Dengan semakin bertambah meningkatnya kebutuhan akan minyak bumi,

tak kalah pentingnya mengevaluasi kinerja peralatan operasi kilang, agar produksi

dari minyak bumi dapat terus berjalan. Termasuk didalamnya dari peralatan

operasi kilang, misalnya : Pompa, Kompresor, Turbin, Exchanger, Boiler dan

sebagainya.

Utilities merupakan salah satu sarana penunjang dalam melakukan proses

produksi yang ada di kilang minyak Pertamina RU IV Cilacap. Salah satu tugas

dari Utilities adalah menyediakan uap (steam) di seluruh area kilang. Proses

penyediaan steam ini berlangsung melalui beberapa tahap dengan proses yang

cukup panjang, karena bahan baku yang digunakan merupakan air payau yang


5

mengandung garam dan bahan-bahan kimia lainnya, maka diperlukan perlakuan

khusus oleh beberapa peralatan untuk

memperoleh air umpan (feed water) yang sesuai standar. Kemudian air umpan

tersebut diolah sampai menjadi steam. Hal ini merupakan sesuatu yang sangat

menarik bagi kalangan mahasiswa untuk menambah pengetahuan ilmu yang

mungkin belum didapat di bangku kuliah.

1.2. Batasan Masalah

Agar permasalahan yang dibahas tidak menyimpang dari lingkup

permasalahan maka dalam hal ini penulis memberikan batasan masalah sebagai

berikut :

1. Proses pengolahan minyak di PT. PERTAMINA (Persero) RU-IV

Cilacap yang ditinjau dari sistem pengolahan secara teknis tanpa

meninjau dari reaksi kimia yang terjadi secara terperinci

2. Evaluasi Treated Water Balance pada Unit Utilities I

1.3. Metode Pengumpulan Data

Metode pengumpulan data yang digunakan penulis dalam pelaksanaan

Kerja Praktik ini adalah sebagai berikut :

1. Metode Observasi

Metode pencarian data dengan mengadakan pengamatan langsung pada objek

yang telah ditentukan

2. Metode Interview

Metode wawancara dengan pebimbing di kantor, pebimbing lapangan

maupun pekerjanya untuk mengetahui permasalahan yang ada di lapangan

3. Studi Literatur


6

Literatur berupa jurnal perusahaan, petunjuk kerja alat di data sheet, diagram

alir, buku – buku perpustakaan baik dari perpustakaan maupun dari kampus

4. Konsultasi

Penulis melakukan konsultasi pada berbagai pebimbing dan penanggung

jawab/koordinator Kerja Praktik guna memperoleh bimbingan seta arahan

pebimbing lapangan dari sumber-sumber lain.

1.4. Tujuan Kerja Praktik

1. Untuk melaksanakan mata kuliah KERJA PRAKTIK yang merupakan

salah satu persyaratan untuk dapat lulus sebagai sarjana dari Departemen

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Indonesia.

2. Mendapatkan pengalaman nyata dan aplikatif di lapangan mengenai proses

pengilangan minyak bumi dan pengolahannya menjadi bahan bakar seperti

LPG, Kerosene, Pelumas, Aspal, Gasoline, Solar, dll di PT. PERTAMINA

(Persero) RU-IV Cilacap.

3. Mengetahui secara langsung kondisi nyata di lapangan dan mempelajari

permasalahan yang terjadi di Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-IV

Cilacap

4. Meningkatkan kerja sama yang baik dan saling menguntungkan antara

pihak universitas dengan pihak industri/perusahaan serta meningkatkan

kualitas mahasiswa agar dapat bersaing di era globalisasi.

5. Menambah ilmu pengetahuan dan khususnya sebagai bahan perbandingan

antara yang dipelajari di perguruan tinggi dengan kondisi nyata yang ada

pada industri.


7

1.5. Ruang Lingkup Pelaksanaan Kerja Praktik

Adapun ruang lingkup pelaksanaan kerja praktik ini meliputi pengenalan

terhadap keselamatan dan kemungkinan bahaya yang dapat terjadi di lokasi PT.

PERTAMINA (Persero) RU-IV Cilacap, pengenalan proses produksi pada kilang

yang menghasilkan bensin dll di FOC I, II, & III, lalu kilang yang menghasilkan

pelumas dan aspal di LOC I.II, dan III, serta Kilang Paraxylene yang satu –

satunya ada di unit pengolahan PT. PERTAMINA (Persero).

1.6. Tempat dan Waktu Pelaksanaan Kerja Praktik

Adapun tempat dan waktu pelaksanaan kerja praktik ini adalah:

Tempat : PT. PERTAMINA (Persero) RU-IV Cilacap

Jl. MT. Haryono No.77, Desa Lomanis, Kecamatan Cilacap

Tengah, Kabupaten Cilacap – Jawa Tengah.

Waktu : 2 Juli – 31 Agustus 2012

1.7. Sistematika Penulisan Orientasi Umum

Untuk memudahkan pembaca dalam memahami laporan ini, maka laporan

ini disusun dengan sistematika penulisan sebagai berikut :

1.1.1. BAB I. PENDAHULUAN

Menjelaskan tentang Bidang Ilmu, Latar Belakang, Batasan Masalah,

Ruang Lingkup Pelaksanaan, Tujuan, Tempat dan Waktu, Sistematika

Penulisan.

1.1.2. BAB II. PROFIL DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN

Menjelaskan Tentang Profil, Visi dan Misi, Struktur Organisasi dan

Manajemen Perusahaan


8

1.1.3. BAB III. DESKRIPSI UMUM PABRIK

Menjelaskan tentang Tata Letak Pabrik, Orientasi Kilang (Kilang I & 2,

FOC I & II, LOC I,II, & III, Kilang Paraxylene Cilacap, Utilities, Kilang

LPG Sulfur), Bahan Baku Minyak Bumi Serta Hasilnya, Unit Penunjang,

dan Proyek RFCC

1.1.4. BAB IV. ORIENTASI UMUM

Menjelaskan Tentang Organisasi dan Deskripsi Kerja,Unit Pengolahan

Masing – Masing Proses, Pengolahan Limbah, Oil Movement, dan

Laboratorium

1.1.5. BAB V. ORIENTASI KHUSUS

Menjelaskan Tentang Pengantar Unit Utilities, Sarana dan Fasilitas

Utilities

1.1.6. BAB VI. PENUTUP

Menjelaskan Tentang Kesimpulan Dan Saran

1.8. Sistematika Penulisan Tugas Khusus

Untuk memudahkan pembaca dalam memahami laporan ini, maka laporan

ini disusun dengan sistematika penulisan sebagai berikut :

1.1.7. BAB I. PENDAHULUAN

Menjelaskan tentang judul, latar belakang, perumusan masalah,

tujuan,manfaat

1.1.8. BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

Menjelaskan tentang water treatment facilities, sejerah unit SWD di unit

utilities, Input dan Output pada Treated Balance di Unit Utilities,

Distribusi treated water pada area utilities,

1.1.9. BAB III. METODOLOGI PENELITIAN


9

Menjelaskan tentang diagram alir penelitian, perhitungan treated water

balance pada utilities I, analisa perkiraan hasil perhitungan treated water

balance pada utilities I

1.1.10. BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

Menjelaskan tentang hasil perhitungan dan pembahasan

1.1.11. BAB V. PENUTUP

Berisi Kesimpulan dan Saran

1.1.12. LAMPIRAN

Berisi lampiran data – data untuk keperluan tugas khusus


10

BAB 2

PROFIL DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN

2.1. Sejarah PT Pertamina RU-IV Cilacap

Indonesia merupakan negara yang memiliki beraneka ragan sumber daya

alam, seperti minyak bumi, dan gas alam. Minyak bumi dan gas alam telah mulai

dikelola sejak masa penjajah Belanda. Minyak bumi sendiri banyak digunakan

untuk menghaslkan energi (bahan bakar) dan pembangkit tenaga listrk. Bagi

Indonesia, minyak bumi merupakan sumber daya alam yang sangat penting. Hal

ini disebebkan karena disamping untuk dikonsumsi dalam negeri, juga diekspor

sehingga dapat meningkatkan devisa negara.

Pada zaman penjajahan Belanda, sejak tahun 1871 orang-orang Belanda

telah mulai berusaha untuk mendapatkan minyak bumi di Indonesia dengan jalan

melakukan pemboran di daerah-daerah sumber minyak bumi untuk diolah menjadi

minyak lampu. Pada tanggal 15 Juni tahun 1885, seorang pemimpin perkebunan

Belanda bernama Aeilco Janszoon Zylker berhasil melakukan pemboran yang

pertama di Telaga Tunggal dekat Pangkalan Brandan di Sumatera Utara pada

kedalaman kira-kira 400 kaki. Sejak penemuan ini, pencarian minyak bumi terus

berlanjut, dimana pada saat yang hampir bersamaan telah ditemukan pula sumber

minyak bumi di Indonesia, seperti di desa Ledok Jawa Tengah, di desa Minyak

Hitam di daerah Muara Enim Palembang dan Riam Kiwa dekat Sangasanga di

Kalimantan Timur.

Di Indonesia penemuan minyak bumi mengakibatkan tumbuhnya

banyak perusahaan minyak asing, dimana pada akhir abad XIX tidak kurang dari

18 buah perusahaan asing secara aktif mengusahakan sumber-sumber minyak di

Indonesia. Karena usaha eksplorasi dan kekuatan finansialnya, maka pada tahun

1902 Royal Dutch Company, yaitu perusahaan yang mengambil alih konsesi

Zylker, dapat menyisihkan perusahaan-perusahaan yang ada pada waktu itu.


11

Dalam tahun 1907, Royal Dutch Company bergabung dengan Shell Transport and

Trading Company, dimana perusahaan yang beroperasi dari kelompok Royal

Dutch dan Shell di Indonesia adalah Bataafshe Petroleum Maatschappij (B.P.M),

dan ini merupakan satu-satunya perusahaan yang beroperasi di Indonesia sampai

tahun 1911. Pada tahun 1912, Standard Vacum Oil Company (STANVAC), suatu

anak perusahaan Standard Oil (New Jersey) dan s mulai beroperasi di Indonesia,

perusahaan tersebut mengerjakan lapangan-lapangan minyak di Talang Akar dan

Pendopo Sumatera Selatan.

Untuk mengahadapi saingan dari Standard Oil ini, maka pada tahun

1930 oleh pemerintah kolonial Belanda dan B.P.M, dibentuklah suatu campuran

yaitu N.V. Nederlandsche Indische Aardolie Maatschappij (N.I.A.M.). pada tahun

1935, CALTEX yaitu sebuah anak perusahaan Standard Oil of California and

Texas Company mulai beroperasi di Indonesia, dimana lapangan produksinya

terletak di Minas dan Duri di daerah Daratan Riau. Pada tahun 1935, dibentuk

perusahaan minyak bernama Nederlandsche Nieuw Guinea Petroleum

Maatschappij (N.N.G.P.M) untuk mengeksploitasi Irian Jaya bagian barat, dengan

sahamnya dari Royal Ducth-Shell, Stanvac, dan Caltex. Kilang minyak yang ada

sebelum perang dunia II ada 6 buah yaitu di Plaju (B.P.B), Sungai Gerong

(STANVAC), Balikpapan (B.P.M.), Cepu (B.P.M.), Wonokromo (B.P.M.), dan

Pangkalan Brandan (B.P.M.).

Dengan pecahnya Perang Dunia II, karena serbuan bala tentara Jepang ke

Indonesia dan politik bumi hangus pemerintah Hindia Belanda, sebagian besar

instalasi-instalasi kilang minyak hancur, terutama kilang minyak Pangkalan

Brandan.

Dalam perjuangan kemerdekaan Indonesia tanggal 17 Agustus 1945, satu-

satunya lapangan minyak yang dapat dikuasai oleh pejuang-pejuang kemerdekaan

Indonesia adalah lapangan minyak sekitar Pangkalan Brandan dan daerah Aceh,

bekas milik Shell-B.P.M, yang selanjutnya merupakan perusahaan minyak

Indonesia yang pertama dan diberi nama Perusahaan Tambang Minyak Negara

Republik Indonesia (P.T.M.N.R.I.). Pada tahun 1945, B.P.M. berhasil meneruskan

produksi minyak mentahnya di Tarakan dan pada tahun 1946, kilang Plaju dan


12

Sungai Gerong masing-masing dikembalikan kepada B.P.M. dan STANVAC

untuk rekontruksi. Di Jawa Tengah B.P.M. tidak berhasil memperoleh kembali

lapangan minyak Kawengan, Ledok, dan kilang minyak Cepu, karena telah

dikuasai oleh koperasi buruh minyak yang kemudian menjadi perusahaan negara

PERMIGAN.

Karena sesudah selesainya perjuangan fisik di tahun 1950, P.T.M.N.R.I.

juga belum menunjukan usaha-usaha pembangunannya, maka bulan April 1945

P.T.M.N.R.I. diubah menjadi Tambang Minyak Sumatra Utara (T.M.S.U.).

Tindakan ini ternyata juga tidak ada manfaatnya, sehingga pada tanggal 10

Desember 1957 T.M.S.U. diubah menjadi P.T. Perusahaan Pertambangan Minyak

Nasional (P.T. PERMINA). Setelah kira-kira tiga setengah tahun, maka pada

tanggal 1 Juli 1961 statusnya dirubah menjadi Perusahaan Negara Pertambangan

Minyak Nasional (P.N. PERMINA).

Dengan penyerahan kedaulatan oleh pemerintah kolonial Belanda kepada

Republik Indonesia, maka pada tanggal 1 Januari 1959 status N.V.N.I.A.M.

dirubah menjadi P.T Pertambangan Minyak Indonesia (P.T. PERMINDO).

Untuk memenuhi ketergantungan terhadap minyak bumi tersebut,

Pemerintah Indonesia mengelurarkan UU No. 19/1960 Tentang Perusahaan

Negara dan UU No.44/1960 Tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi. Atas

dasar kedia Undang-Undang tersebut, maka pada tahun 1961 dibentuk perusahaan

negara sektor Minyak dan Gas Bumi, yaitu :

PN. PERTAMIN

PN. PERMINA

Kedua perusahaan tersebut bertindak selaku kuasa pertambangan yang

usahanya meliputi bidang gas dan minyak bumi dengan kegiatan sebagai berikut :

Eksplorasi

Eksploitasi

Pemurnian dan Pengelolaan


13

Pengangkutan

Kemudian, kedia perusahaan tersebut digabung menjadi PN.

PERTAMINA. Untuk kelanjutan dan perkembangannya, maka Pemerintah UU

NO. 8/1971 Tentang PERTAMINA sebagai Pengelolaan Tunggal di Bidang

Minyak Dan Gas Bumi di Indonesia. Kemudian berubah menjadi PT.

PERTAMINA (Persero) berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 31 Tahun 2003

sebagai amanat dari pasal 60 UU No. 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas

Bumi

Perkembangan Indonsia yang terus merlaju juga seiring dengan kebutuhan

energi yang terus meningkat dari waktu ke waktu. Begitu juga penggunaan

minyak bumi dewasa ini terus berkembang dan semakin meningkat.

Bagaimanapun juga minyak bumi merupakan salah satu sumer energi utama yang

masih digunakan, terutama sebagai bahan bakar transportasi, bahan bakar

berbagai jenis mesin industri maupun non-industri, dan pembangkit tenaga listrik.

Menurut data dari kementrian ESDM (Energi dan Sumber Daya Manusia) pada

tahun 2011, dibandingkan gas alam dan batu bara, minyak bumi masih

mendominasi konsumsi bahan bakar yaitu 51,66%. Dan konsumsi minyak bumi

diperkirakan akan terus meningkat terutama untuk keperluan dalam negeri

diantaranya mencapai 34% sebagai Bahan Bakar Minyak (BBM) untuk kebutuhan

pulau Jawa.

PERTAMINA memiliki unit – unit operasi yang tersebar di seluruh

Indonesia yang meliputi beberapa operasi Eksplorasi dan Produksi, 7 Refinery

Unit, 8 Unit Pemasaran Dalam Negeri dan Unit penunjang lainnya (PKK, Umum,

Keuangan).Sejalan dengan pembangunan yang meningkat pesat, maka kebutuhan

akan produk minyak bumi akan semakin bertambah. Untuk itu perlu dibangun

unit pengolahan minyak bumi guna memenuhi kebuthan yang semakin meningkat

tersebut. Dalam usaha tersebut, maka pada tahun 1974 dibangun kilang di Cilacap

yang dirancang untuk mengolah bahan baku minyak mentah dari Rimur Tengah,

dengan maksud selain untuk mendapatkan produk BBM, juga mendapatkan bahan

dasar minyak pelumas dan aspal.


14

Perkembangan kilang di cilacap merupakan pembangunan salah satu dari

unit – unit pengolahaan yang ada di Indonesia. Pertamina Refinery Unit IV

Cilacap berada di bawah tanggung jawab Direktorat hilir PERTAMINA. Refinery

Unit IV Cilacap ini merupakan Refinery Unit terbesar yang dikelola

PERTAMINA secar keseluruhan yang dilihat dari hasil produksinya.

Kilang Munyak Cilacap didirikan dengan maksud untuk menghasilkan

produk BBM serta Non-BBM guna memenuhi kebutuhan dalam negeri yang

selalu meningkat dan mengurangi ketergantungan terhadap suplai BBM dari luar

negeri. Pembangunan kilang minyak di Cilacap dilaksanakan dalam tiga tahap,

yaitu Kilang Minyak I, Kilang Minyak II, dan Kilang Paraxylene. Hingga saat ini

selain RU-IV Cilacap , Pertamina juga telah memiliki unit pengolahan yang

tersebar di seluruh Indonesia. Pertamina RU-IV Cilacap ini merupakan Refinery

Unit dengan kapasitas produksi terbesar.

Saat ini Refinery Unit (RU) minyak dan gas bumi yang dikelola oleh

Pertamina terbagi atas 7 lokasi seperti yang terlihat pada tabel dibawah ini :

Tabek 1.1. Tabel Refinery Unit PERTAMINA di Indonesia beserta

kapasitasnya

No Unit Pengolahan KapasitasMBSD

1 RU I PangkalanBrandan (Sumatra Utara) 5 (sejak 2006 tidak

beroperasi lagi)

2 RU II Dumaidan Sungai Pakning (Riau) 170

3 RU III Plajuadan Sungai Gerong (Sumtra Selatan) 135

4 RU IV Cilacap (Jawa Tengah) 348

5 RU V Balikpapan (Kalimantan Timur) 270

6 RU VI Balongan (Jawa Barat) 125

7 RU VII kasim (Papua Barat) 10

MBSD = M (1000) Barrel Stream Day

Gambar dibawah ini menjelaskan lokasi Refinery Unit yang tersebar di

peta indonesia yang ditandai dengan simbol lingkaran hitam.


15

Gambar 2.1 Peta Lokasi Refinery Unit Pertamina Seluru Indonesia

Untuk RU IV sendiri, adanya Surat Ketetapan Direktur Utama

No.53/C00000/2008-SO, PERTAMINA Unit Pengolahan IV Cilacap (UP)

berubah nama menjadi PT PERTAMINA (Persero) Refinery Unit IV Cilacap.

Perubahan ini diharapkan dapat mempercepat transformasi Pertamina menjadi

Kilang Minyak yang unggul dan menuju Perusahaan Minyak bertaraf

internasional.

Tujuan pembangunan kilang minyak di Cilacap, yaitu memenuhi

kebutuhan BBM bagi masyarakat Pulau Jawa. Hal ini dipilih mengingat kilang

Cilacap terletak di sentral Pulau Jawa atau dekat dengan konsumen terpadat

penduduknya di Indonesia. Di samping itu juga, kilang ini dibangun untuk

mengurangi ketergantungan impor BBM dari luar negeri dan untuk memudahkan

suplai dan distribusi.

Kilang PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap memiliki kapasitas

produksi sebesar 348 MBSD (Metric Barrel per Stream Day). Kilang ini terbagi

menjadi dua bagian, yaitu Kilang Minyak I dan Kilang Minyak II dengan masing-

masing kapasitas produksinya sebesar 100 MBSD dan 200 MBSD. PT

PERTAMINA (Persero) Refinery Unit IV Cilacap merupakan salah satu unit

kilang minyak yang memiliki kapasitas terbesar dan terlengkap fasilitasnya di

tanah air. Kilang ini mampu memasok 34% kebutuhan BBM nasional atau 60%


16

kebutuhan di pulau jawa. Kilang minyak ini mengolah minyak mentah menjadi

bahan bakar minyak (BBM), non BBM (NBM), dan Petrokimia

2.2. Visi dan Misi Perusahaan

2.2.1. Visi Misi PT. PERTAMINA (Persero)

a. Visi

“Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia”

b. Misi

Menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru dan terbarukan secara

terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat.

c. Nilai – Nilai

Dalam mencapai Visi dan Misinya, Pertamina berkomitmen untuk

menerapkan tata nilai sebagai berikut :

1. Clean

Manajemen yang profesional serta menghindari konflik

kepentingan yang tidak memberi toleransi pada suap ,menghargai

kepercayaan serta integritas dan berdasarkan pada prinsip Good

Cooperate Governance

2. Competitif

Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional,

mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya

sadar biaya dan menghargai kinerja

3. Confident


17

Berperan dalam membangin ekonomi nasional, menjadi pelopor

dalam redormasi BUMN dan membangun kebanggan bangsa.

4. Customer Focused

Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk

memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan

5. Commercial

Membangun citra baru yang berorientasi komersial dan membuat

keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang baik

6. Capable

Dijalankan oleh jajaran pimpinan yang profesional, memiliki skill

berkualitas serta memiliki komitmen untuk membangun riset dan

pengembangan perusahaan.

2.2.2 Visi Misi PT. Pertamina (PERSERO) RU IV

a. Visi

Menjadi kilang minyak yang unggul di Asia Tenggara dan kompetitif

di Asia pada tahun 2015.

b. Misi

Mengolah minyak bumi menjadi produk BBM, non BBM, dan

Petrokimia untuk memberikan nilai tambah bagi perusahaan”, dengan

tujuan: memuaskan stakeholder melalui peningkatan kinerja

perusahaan secara profesional, berstandar internasional, dan

berwawasan lingkungan.

c. Motto

Bekerja dalam kebersamaan untuk keunggulan bersama.


18

d. Strategi

Penyempurnaan konfigurasi kilang :

- Orientasi maksimum profit

- Berwawasan Lingkungan

Peningkatan kehandalan peralatan dan operasi

Peningkatan teknologi informasi dan otomisasi percepatan

pembangunan budaya baru.

2.2.3 Lambang ,Slogan, dan Logo Perusahaan

Rencana perubahan logo sudah dipikirkan sejak 1967 saat setelah

terjadinya krisis pada PERTAMINA. Namun, program tersebut tidak dapat

dilaksanakan karena terjadinya adanya perubahan kebijakan (pergantian dewan

direksi). Pertimbangan mendasar diperlukannya pergantian logo ini adalah agar

dapat menumbuhkan semangat baru bagi seluruh karyawan, adanya perubahan

corporate culture pada seluruh karyawan menimbulkan image yang lebih baik di

antara global oil dan menghadapi perubahan – perubahan yang terjadi, antara lain

:

Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi Perseroan

Perubahan strategi perusahaan dalam mebghadapi persaingan pasca

PSO serta semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru.

PERTAMINA memiliki slogan yaitu ALWAYS THERE, yang berarti

SELALU HADIR MELAYANI. Dengan slogan ini diharapkan prilaku dari

jajaran pegawai PERTAMINA akan berubah menjadi enterpreneur dan customer

oriented, terkait dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi. Gambar

dibawah ini merupakan lambang perusahaan PT. PERTAMINA yang lama

sebelum menjadi Persero yang bergambat kuda laut dan bintang laut. Lalu

kemudian berganti logo seperti pada gambar 2.3 seiring dengan pergantian

perusahaan menjadi PT. PERTAMINA (Persero).


19

Gambar 2.2 Logo Lama PERTAMINA

Gambar 2.3 Logo Pertamina

Lambang PT. Pertamina (Persero) yang ditunjukkan pada Gambar 1.1

memiliki filosofi sebagai berikut:

1. Elemen logo yang berbentuk huruf P yang secara keseluruhan

merupakan presentasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai

PERTAMINA yang bergerak maju dan profgresif

2. Warna yang berani menunjukan langkah besar PERTAMINA dan

aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis

yang dijabarkan dalam warna – warna dibawah ini :

Warna Merah : Warna yang melambangkan keuletan dan

ketegasan dan keberanian dalam menghadapi berbagai macam

kesulitan

Warna Hijau : Warna yang melambangkan sumber daya

energi yang berwawasan lingkungan


20

Warna Biru : Warna yang melambangkan kehandalan,

dapat dipercaya dan bertanggung jawab.

3. Tulisan PERTAMINA falam pilihan huruf yang mencermikan

kejelasan dan transparansi serta keberanian dan kesungguhan dalam

bertindak sebagai wujud positioning PERTAMINA baru.

2.2.4 Organiasi dan Manajemen Perusahaan

A. Sistem Manajemen dan Pengawasan

Pertamina dikelola oleh Dewan Direksi Perusahaan dan diawasi oleh

Dewan Komisaris/Pemerintah Republik Indonesia. Pelaksanaan kegiatan

Pertamina diawasi oleh seperangkat pengawas, yaitu Lembaga Negara,

Pemerintah maupun dari unsur internal Pertamina itu sendiri.

Dewan Direksi PERTAMINA terdiri dari Direktur Utama. Wakil Direktur

Utama dan lima orang direktur, yaitu :

Direktur Perncanaan Investasi dan Manajemen Resiko

Direktur Hulu

Direktur Pengolahaan

Direktur Pemasaran dan Niaga

Direktur Umum

Direktur SDM

Direktur Keuangan

Dan juga terdapat lima (5) pejabat lainnya, yaitu :

Head of Integrated Supply Chain

Corporate Secretary


21

Head of Corporate Legal

Head of Integral Audit

Head of LNG Business

Sedangkan untuk struktur organisasi PERTAMINA RU-IV Cilacap

ditunjukan oleh gambar 2.3 senagai berikut :

Gambar 2.4 Struktur Organisasi PERTAMINA RU IV

B. Sistem Organisasi dan Kepegawaian

Direktur pengelohaan PERTAMINA membawahi unit – unit pengolahan

yang ada di Indonesia. Kegiatan utama operasi kilang di RU-IV Cilacap adalah :

Kilang Minyak (BBM dan Mom BBM)


22

Kilang Petrokimia

B.1 Sistem Organisasi

Refinery Unit IV Cilacap dipimpin oleh General Manager yang

membawahi :

Senior Manager Operation and Manufacturing

Manager Engineering and Development

Manager Legal & General Affairs

Manager Health, Safety Environment

Manager Procurement

Manager Relianility

OPI Coordinator

Manager SPID (Hirarki ke Pusat)

Manager Marine Region IV (Hirarki ke Pusat)

Manager Refinery Finance Offsite Support Region ke-III (Hirarki

ke Pusat)

Manager Human Resource Area (Hirarki ke Pusat)

Manager Human Resource Area (Hirarki ke Pusat)

Director of Hospital Cilacap

IT Area Manager RU IV Cilacap

Senior Manager Operation and Manufacturing/ Manager kilang

membawahi 6 manager, yaitu :

Manager Production I


23

Manager Production II

Manager Refinery Planning and Optimation

Manager Refinery Planning and Optimation

Manager Maintenance Planning and Support

Manager Maintenanve Planning and Support

Manager Maintenance Execution

Manager Turn Around

Dalam melakukan tugas dan kegiatannya kepala bidang dibantu oleh kepala sub

bidang, kepala seksi dan seluruh perangkat operasi di bawahnya.

B.2 Sistem Kepegawaian

Dalam Kegiatan sehari-hari, PERTAMINA mempunyai pegawai-pegawai

di lingkungannya. Secara garis besar pegawai PERTAMINA dibagi menjadi :

Pegawai Pembina : Golongan 2 ke atas

Pegawai Utama : Golongan 5 – 3

Pegawai Madya : Golongan 9 – 6

Pegawai Biasa : Golongan 16 – 10

Pembagian jam kerja pegawai sebagai berikut :

Pegawai Harian :

Untuk pekerja harian bekerja selama 40 jam setiap minggu dengan

perincian 5 hari kerja dari pukul 07.00-15.30

Pegawai Swift


24

Untuk pegawai Shift bekerja dengan sistem 3:1, artinya 3 hari kerja dan 1

hari libur. Periode tersebut berjalan secara bergantian dari Shift pagi, sore

dan malam dengan jam kerja sebagai berikut :

- Pegawai Operasi :

Shift pagi : 08.00 – 16.00

Shift sore : 16.00 – 24.00

Shift malam : 00.00 – 08.00

- Pegawai security:

Shift pagi : 06.00 – 14.00

Shift sore : 14.00 – 22.00

Shift malam : 22.00 – 06.00

B.3 Fasilitas dan Kesejahteraan

Fasilitas untuk kesejahteraan pegawai yang tersedia di

PERTAMINA Refinery Unit IV Cilacap adalah :

a. Perumahan

PERTAMINA RU-IV Cilacap memiliki tiga lokasi kompleks

perumahan. Lokasi perumahan tersebut, yaitu :

Perumahan Gunung Simping

Perumahan Lomanis, Donan

Perumahan Tegal Katilayu

Untuk tamu disediakan Griya Patra dan Mess No. 39 dan

No. 40 di perumahan Gunung Simping

b. Sarana Kesehatan meliputi :


25

Klinik darurat, terletak di kilang sebagai sarana pertolongan

pertama pada kecelakaan kerja.

Rumah Sakit Pertamina Cilacap Swadana (RSPCS),

terletak di komplek Tegal Katilayu yang juga melayani

kesehatan bagi masyarakat umum.

c. Sarana Pendidikan

Untuk meningkatkan kemampuan dan karir, Pertamina memberikan

kesempatan bagi pegawainya mengikuti pendidikan ataupun pelatihan.

Selain itu bagi anak-anak pegawainya, disediakan TK dan SD. Sekolah

itu pun terbuka juga untuk umum.

d. Sarana Rekreasi dan Olahraga

Terdapat 2 gedung pertemuan dan rekreasi yang diiliki oleh Pertamina

RU-IV Cilacap, yaitu :

Patra Graha

Patra Ria

Selain itu, tersedia juga sarana olah raga diantaranya :

Lapangan sepak bola

Lapangan bola volley dan basket

Lapangan bulu tangkis dan tenis

Kolam renang

Arean Bowling dan Bilyard

e. Sarana Perhubungan dan Telekomunikasi

Kompleks perumahan, kantor dan lokasi kilang Pertamina RU IV

Cilacap dilengkapi dengan pesawat telepin sebagai alat komunikasi.

Mobil dinas disediakan sebagai alat transportasi bagi staf senior yang


26

dapat digunakan bagi kegiatan operasional. Disediakan juga beberapa

bus sebagai sarana bagi para pegawai, tamu, maupun alat transportasi

bagi para anak pegawai ke sekolah.

f. Perlengkapan kerja

Untuk perangkat kerja dan keselamatan kerja bagi setiap pegawai,

pihak Pertamina menyediakan pakaian seragam, sedangkan para

pegawai yang terkait langsung dengan operasi diberikan safety shoes,

ear plug, gloves, masker dan jas hujan. Bagi para tamu juga disediakan

pinjaman topi keselamatan.

g. Keuangan dan cuti

Financial yang diberikan pada setiap pegawai terdiri dari :

Gaji setiap bulan sesuai dengan pangkat dan golongan

Tunjangan Hari Raya (THR) dan uang cuti tahunan

Premi shift bagi pegawai shift

Untuk pegawai yang sudah pensiun, menerima uang pensiun setiap

bulannya. Untuk keperluan cuti, bagi setiap pegawai mendapat

kesempatan cuti selama 12 hari kerja setiap tahunnya dan setiap 3

tahun mendapat cuti besar selama 26 hari kerja


27

BAB 3

DESKRIPSI UMUM PABRIK

3.1 Tata Letak dan Lokasi Pabrik

3.1.1. Lokasi Pabrik

PT. PERTAMINA (Persero) RU IV Cilacap terletak di Desa Lomanis,

Kecamatan Cilacap Tengah, Kabupaten Cilacap. Dipilihnya Cilacap sebagai

lokasi kilang didasarkan pada pertimbangan sebagai berikut :

a. Studi kebutuhan BBM menunjukan bahwa konsumsi terbesar

adalah penduduk Pulau Jawa.

b. Tersedianya sarana pelabuhan alami yang sangat ideal karena

lautnya cukup dalam dan tenang karena terlindungi Pulau

Nusakambangan.

c. Terdapatnya jaringan pipa Maos-Yogyakarta dan Cilacap-

Padalarang sehingga penyaluran bahan bakar minyak lebih

mudah.

d. Daerah Cilacap dan sekitarnya telah direncanakan oleh

pemerintahan sebagai pusat pengembangan produksi untuk

wilayah Jawa bagian selatan.

Dari hasil pertimbangan tersebut maka dengan adanya areal tanah yang

tersedia dan memenuhi persyaratan untuk pembangunan kilang minyak, maka

Refinery Unit IV dibangun di Cilacap dengan luas area total yang digunakan

adalah 526 ha.


28

Gambar 3.1. Lokasi Pabrik PT. PERTAMINA RU-IV Cilacap

Gambar 3.2 Denah PERTAMINA RU-IV Cilacap (Sumber : PT.

PERTAMINA (Persero) RU IV Cilacap)


29

3.1.2. Tata Letak Pabrik

Tata letak Kilang Minyak Cilacap beserta saran pendukung yang ada

adalah menurut tabel 3.1 berikut :

Tabel 3.1 Tabel areal – areal kilang PT. PERTAMINA RU-IV Cilacap

a. Areal Kilang Minyak dan kantor 203, 19 ha

b. Areal terminal dan Pelabuhan 50,97 ha

c. Areal Pipa Track dan Jalur Jalan 12,77 ha

d. Areal Perumahan dan sarananya 100.80 ha

e. Areal Rumah Sakit dan Lingkungannya 10.27 ha

f. Areal Lapangan Terbang 70 ha

g. Areal Paraxyelne 9 ha

h. Sarana Olah Raga/rekreasi 69, 71 ha

Total 526,71 ha

Dalam kegiatan pengoperasiannya maka Kilang Minyak Cilacap terdiri

dari unit-unit proses dan sarana penunjang yang terbagi dalam beberapa area yaitu

:

a) Area 10 (Fuel Oil Complex I ), terdiri atas :

Unit 1100 : Crude Distilling Unit

Unit 1200 : Hydrotreating Unit

Unit 1300 : Hydrodesulfurizer Unit

Unit 1400 : Platforming Unit

Unit 1500 : Propane Manufacturing Unit

Unit 1600 : Merox Treating Unit


30

Unit 1700 : Sour Water Stripping Unit

Unit 1800 : Nitrogen Plant

Unit 1900 : CRP Unit

b) Area 01 (Fuel Oil Complex II ), terdiri atas :

Unit 011 : Crude Distilling Unit

Unit 012 : Naphta Hydrotreating Unit

Unit 013 : Aromatic Hydrogenation Unibon Unit

Unit 014 : CCR and Platformer Unit

Unit 015 : LPG Recovery Unit

Unit 016 : Minalk Merox Treating Unit

Unit 017 : Sour Water Stripper Unit

Unit 018 : Thermal Distillate Hydrotreater Unit

Unit 019 : Visbreaker Thermal Cracking Unit

c) Area 20 (Lube Oil Complex I), terdiri atas :

Unit 2100 : High Vacuum Unit

Unit 2200 : Propane Deasphalting Unit

Unit 2300 : Furfural Extraction Unit

Unit 2400 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit

Unit 2500 : Hot Oil System

d) Area 02 (Lube Oil Complex II), terdiri atas :

Unit 021 : High Vacuum Unit

Unit 022 : Propane Deasphalting Unit

Unit 023 : Furfural Extraction Unit

Unit 024 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit

Unit 025 : Hot Oil System

e) Area 30 (Area Tangki BBM), terdiri atas :

Unit 31 :Tangki-tangki gasoline dan vessel penambahan TEL FOC I dan

Platformer Feed Tank

Unit 32 : Tangki-tangki kerosene dan AH Unibon Feed Tank

Unit 33 : Tangki-tangki Automotive Diesel Oil


31

Unit 34 : Tangki-tangki Industrial Fuel Oil

Unit 35 : Tangki-tangki komponen IFO dan HVU feed

Unit 36 : Tangki-tangki migas, heavy naphta, penambahan TEL FOC II

Unit 37 : Tangki-tangki LSWR dan IFO

Unit 38 : Tangki-tangki ALC sebagai feed FOC I

Unit 39 : Tangki-tangki paraxylene dan benzene

f) Area 40 (Area Tangki non BBM), terdiri atas :

Unit 41 : Tangki-tangki Lube Oil

Unit 42 : Tangki-tangki Bitumen

Unit 43 : Tangki-tangki Long Residu

Unit 44 : Gasoline Station, Bengkel, Gudang, Pool alat berat

Unit 46 : Tangki-tangki Feed FOC II

Unit 47 : Tangki-tangki Mixed LPG

Unit 48 : Flare System

Unit 49 : Drum Plant, Pengisian Aspal

g) Area 50 (Utilities Complex I), terdiri atas :

Unit 51 : Pembangkit tenaga Listrik

Unit 52 : Steam Generator Unit

Unit 53 : Cooling Water System

Unit 54 : Unit Pengolahan Air

Unit 56 : Unit Sistem Udara tekan

Unit 57 : Unit Sistem Pengadaan Bahan Bakar Gas dan Minyak

h) Area 05 (Utilities Complex II), terdiri atas :

Unit 051 : Pembangkit tenaga listrik


Unit 053 : Cooling water System

Unit 054 : Unit Pengolahan Air

Unit 056 : Unit Sistem Udara tekan

Unit 057 : Unit Sistem Pengadaan Bahan Bakar Gas dan Minyak

i) Area 60 (Jaringan Oil Movement dan Pemipaan), terdiri atas :


32

Unit 61 : Jaringan pipa dari dan ke terminal minyak area 70

Unit 62 : Cross Country Pipeline

Unit 63 : Stasiun Pompa Air Sungai

Unit 64 : Dermaga Pengapalan Bitumen dan Lube Oil

Unit 66 : Tangki-tangki Balast dan Bunker

Unit 67 : Dermaga pengapalan Bitumen dan Lube Oil

Unit 68 : Dermaga Pengapalan LPG

j) Area 70 (Terminal Minyak Mentah dan Produk), terdiri atas :

Unit 71 : Tangki-tangki minyak mentah FOC II dan Bunker

Unit 72 : Crude Island Berth, di sebelah utara pantai Pulau Nusakambangan

Unit 73 : Terdiri atas tiga buah dermaga untuk pengapalan minyak putih

dan minyak hitam, juga fasilitas penerimaan crude oil

k) Area 80 (Kilang Paraxylene), terdiri atas :

Unit 81 : Nitrogen Plant Unit

Unit 82 : Naphta Hydrotreater Unit

Unit 84 : CCR Platformer Unit

Unit 85 : Sulfolane Unit

Unit 86 : Tatoray Unit

Unit 87 : Xylene Fractionation Unit

Unit 88 : Parex Unit

Unit 89 : Isomar Unit

l) Area 200 (Lube Oil Complex II), terdiri atas :

Unit 220 : Propane Deasphalting Unit (PDU)

Unit 240 : Metyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit (MDU)

Unit 260 : Hydro Treating Unit / Redistling Unit (HTU/RDU)

Unit 041 : Pump Station and Storage tank

m) Area 500 (Utilities IIA), terdiri atas :

Unit 510 : Pembangkit Tenaga Listrik


Unit 530 : Cooling Water System


33

Unit 560 : Unit Sistem Udara Tekan

Kilang – kilang minyak di PT. PERTAMINA RU-IV Cilacap terdiri dari

komplek – komplek yang menghasilkan fuel(minyak untuk bahan bakar) yang

disebut FOC (Fuel Oil Complex) dan lube (aspal dan oil pelumas) yang disebut

LOC (Lube Oil Complex). Komplek – komplek terdiri dari :

- Dua komplek FOC (FOC I & FOC II)

- Tiga komplek LOC (LOC I,LOC II, & LOC III)

Bagan alir komplek – komplek tersebut disebutkan pada gambar dibawah

ini.

Gambar 3.3 Bagan Blok Proses Pertamina RU-IV Cilacap

3.2 Kilang Minyak Pertamina RU-IV

Pembangunan kilang minyak di RU IV Cilacap dilaksanakan dalam lima

tahap yaitu Kilang Minyak I, Kilang Minyak II, Kilang Paraxylene,

Debottlenecking project, dan Kilang SRU.

3.2.1 Kilang Minyak I


34

Pembangunan Kilang Minyak I dimulai pada tahun 1974 dan mulai

beoperasi pada tanggal 24 Agustus 1976 setelah diresmikan oleh Presiden

Soeharto. Kilang ini dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij

(SIPM), sedangkan kontraktornya adalah Fluor Eastern Inc. yang dibantu oleh

beberapa sub kontraktor dari perusahaan Indonesia dan Asing. Pelaksanaan

proyek ini diawasi oleh Pertamina.

Kilang ini dirancang untuk memproses bahan baku minyak mentah dari Timur

Tengah, Arabian Light Crude (ALC) yang kadar sulfurnya tinggi (sekitar 1.5%

berat), dengan maksud selain menghasilkan BBM juga untuk mendapatkan

produk NBM yaitu berupa bahan dasar minnyak pelumas (lube base oil) dan aspal

yang sangat dibutuhkan di dalam negeri. Pilihan mengolah minyak mentah Timur

Tengah dikarenakan karakter minyak dalam negeri tidak bisa digunakan untuk

menghasilkan bahan dasar pelumas dan aspal. Sulfur dapat berperan sebagai

bahan antioksidan alami dalam pelumas tetapi kadar sulfur juga tidak boleh terlalu

tinggi supaya tidak menyebabkan korosi pada tembaga, selain itu sulfur juga

berperan dalam meningkatkan ketahanan aspal terhadap deformasi dan cuaca yang

berubah-ubah. Dalam perkembangan selanjutnya, kilang tidak hanya mengolah

ALC tetapi juga Iranian Light Crude (ILC) yang mempunyai kadar sulfur 1%

berat dan Basrah Light Crude (BLC).

Kilang minyak pertama ini dirancang dengan kapasitas pengolahan

118.000 barel/hari, kemudian dalam rangka memenuhi kebutuhan BBM dalam

negeri, Pertamina RU IV Cilacap mengadakan penigkatan kapasitas operasional

pada setiap kilang, sehingga kapasitas kilang minyak I menjadi 230.000 barel/hari

melalui proyek Debottlenecking.

Kilang minyak I yang melingkupi FOC I dan LOC I Imemiliki spesifikasi

seperti Gambar 3.4 berikut.


35

Gambar 3.4 Bagan Spesifikasi Kilang Minyak I

Kilang minyak I pertamina RU IV Cilacap meliputi:

1. Fuel Oil Complex I (FOC I), untuk memproduksi BBM

2. Lube Oil Complex I (LOC I), untuk memproduksi bahan baku minyak pelumas

(lube base oil) dan asphalt

3. Utilitas Complex I (UTL I), menyediakan semua kebutuhan utilities dari unit-

unit proses seperti steam, listrik, angin instrument, air pendingin serta fuel system.

Kapasitas desain tiap unit pada FOC I dan LOC I dapat dilihat pada tabel 3.2


36

Tabel 3.2 Kapasitas desain unit pada FOC I dan LOC I

Fuel Oil Complex I Lube Oil Complex II

Unit Proses Kapasitas

(ton/hari)


(ton/hari)

CDU I 13.650 HVU I 3148

NHT I 2.275 Propane

Deasphalting Unit

I

784

Gas Oil HDS 2.300 Furufural

Extraction Unit I

991 – 1580

Platformer I 1.650 MEK Dewaxing

Unit I

226 - 337

Propane

Manufacturing

43.5

Merox Treating 1.940

Kemudian bagan khusus proses LOC I,II, & III proses ketiga komplek

LOC tersebut berasal dari naphta FOC I


37

Gambar 3.5 Diagram Blok LOC I,II, dan III

3.2.2 Kilang Minyak II

Kilang minyak II dibangun pada tahun 1981 untuk memenuhi kebutuhan

BBM dalam negeri yang terus meningkat. Setelah diresmikan oleh Presiden

Soeharto pada tanggal 4 Agustus 1983, kilang ini memulai operasinya. Kompleks

BBM (Fuel Complex II) di kilang ini dirancang oleh Universal Oil Product (UOP)

sedangkan kompleks Bahan Dasar Minyak Pelumas (Lube Oil Complex II dan III)

dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij (SIPM), dan offsite

facilities oleh Fluor Eastern Inc. kontraktor utama untuk kilang ini adalah Fluor

Eastern Inc. dan dibantu oleh kontraktor-kontraktor nasional.

Kilang ini mengolah minyak mentah dalam negeri yang memiliki kadar

sulfur lebih rendah daripada ALC. Minyak mentah yang digunakan merupakan

campuran dengan komposisi 80% Arjuna Crude (kadar sulfur 0.1% berat) dan

20% Attaka Crude (kadar sulfur 0.1% berat). Pada perkembangan selanjutnya,

digunakan minyak cocktail yang merupakan campuran dari minyak mentah dalam

negeri.


38

Sebelum diadakan Debottlenecking Project pada tahun 1997/1998,

kapasitas kilang minyak II hanya 200.000 barel/hari tetapi setelah diadakan projek

tersebut, kapasitasnya meningkat menjadi 230.000 barel/hari.

Diagram blok kilang minyak II yang diwakili oleh FOC II ditunjukan pada

gambar 3.5

Gambar 3.6 Diagram Blok Proses FOC 2

Kilang minyak II meliputi:

1. Fuel Oil Complex II (FOC II) yang memproduksi BBM

2. Lube Oil Complex II (LOC II) dan LOC III yang memproduksi bahan dasar

minyak pelumas dan aspal

3. Utilities Complex II (UTL II) yang fungsinya sama dengan UTL I.

Kapasitas desain tiap unit pada FOC II dan LOC II dan III dapat dilihat pada tabel

3.3


39

Tabel 3.3 Tabel Kapasitas FOC II, LOC II, dan LOC III

Fuel Oil Complex II Lube Oil Complex II Lube Oil

Complex III


(ton/hari)


(ton/hari)

Kapasitas

(ton/hari)

CDU II 26.890 HVU II 3148

NHT II 2.500 Propane

Deasphalting

Unit II, III

784 583

AH Unibon 2.680 Furufural

Extraction

Unit II

991 – 1580

Platformer II 2440 MEK

Dewaxing Unit

II, III

226 – 337 226 - 337

LPG

Recovery

730 HTU 1700

Naphta

Merox

1.620

THTD 1.800

Visbreaker 8.837


40

3.2.3 Kilang Paraxylene Complex

Berdasarkan pertimbangan adanya bahan baku naphtha dan sarana

pendukung seperti tangki, dermaga dan utilities maka pada tahun 1988

dibangunlah Kilang Paraxylene Cilacap (KPC) guna memenuhi kebutuhan bahan

baku Pusat Aromatik di Plaju, sekaligus sebagai usaha meningkatkan nilai tambah

produk kilang BBM.

Kilang paraxylene dibangun pada tahun 1988 dan sebagai kontraktornya

ialah Japan Gasoline Corporation (JGC). Kilang mulai beroperasi, setelah

diresmikan oleh presiden RI tanggal 20 Desember 1990. Kilang ini dibangun

berdasarkan adanya pertimbangan bahan baku naphtha dan sarana pendukung

seperti tangki, dermaga dan utilitas. Pertamina RU IV Cilacap semakin penting

dengan adanya kilang paraxylene, karena dengan mengolah 590.000 ton/tahun

naphta menkadi produk utama paraxylene, benzene, dan produk samping lainnya.

Jenis produk kilang paraxylene; paraxylene, benzene, LPG, raffinate,

heavy aromate dan fuel gas/excess. Produksi kilang paraxylene Cilacap selain

untuk memnuhi kebutuhan pusat aromatik dari RU III Plaju dan sebagian lagi

diekspor. Sedangkan produk benzene keseluruhannya diekspor, produk – produk

lainnya dimanfaatkan untuk keperluan dalam negeri serta kebutuhan sendiri.

Berikut tabel yang menjelaskan kapasitas unit di kilang KPC


41

Tabel 3.4 Kapasitas Disain tiap Unit di Kilang Paraxylene

Unit Proses Kapasitas (ton/hari)

Naphta Hydrotreater 1.791

CCR Platformer 1.791

Sulfolane 1.100

Tartoray 1.730

Xylene Fractionator 4.985

Parex 4.440

Isomar 3.590

3.2.4 Debottlenecking Prohect Cilacap (DPC)

Seiring dengan meningkatnya laju pembangunan di Indonesia, kebutuhan

akan BBM, minyak pelumas, dan aspal juga meningkat. Untuk itu perlu

diupayakan untuk mengembangkan kapasitas kilang. Pengembangan kapasitas

kilang direalisasikan melalui Kegiatan perencanaan proyek ini sudah dimulai

sejak tanggal 16 Desember 1995 dan yang bertindak sebagai pelaksana EPC

(Engineering, Procurement, and Construction) Contract adalah Fluor Daniel.

Sementara perancang dan pemilik lisensi untuk Lube Oil Complex adalah SIPM

(Shell International Petroleum Maatschppij). PERTAMINA merealisasikan

proyek Debottlenecking RU IV Cilacap yang dibangun pada awal tahun 1996 dan

mulai beroperasi pada awal Oktober 1998. Pendanaan Proyek Debottlenecking

Cilacap (DPC) berasal dari pinjaman dari 29 bank dunia yang dikoordinir oleh

CITICORP dengan penjamin US Exim Bank. Dana yang dipinjam sebesar US$


42

633 juta dengan pola „Tyrustee Borrowing Scheme‟. Sedangkan sistem

penyediaan dananya adalah “Non Recourse Financing” artinya pengembalian

pinjaman berasal dari hasil penjualan produk yang dihasilkan oleh proyek

sehingga dana pinjaman tersebut tidak membebani anggaran Pemerintah maupun

cash flow Pertamina.

Pendanaan proyek peningkatan kapasitas operasional (DPC) ini berasal

dari pinjaman 29 bank dunia yang dikoordinir oleh CITICORP dengan pinjaman

US exim bank. Dana yang dipinjam sebesar US $ 633 juta dengan pola “Trustee

borrowing Scheme”. Sedangkan sistem penyediaan dananya adalah ”Non

Recource Financing”, artinya pengembalian pinjaman berasal dari hasil penjualan

produk yang dihasilkan oleh proyek sehingga dana pinjaman tersebut tidak

membebani anggaran pemerintah maupun cash flow Pertamina.

Debottlenecking Project Cilacap (DPC) dilaksanakan untuk meningkatkan

kapasitas operasional RU IV telah berhasil dilaksanakan dengan modernisasi

instrumen kilang yang meliputi unit pada FOC I, FOC II, Utilities I, Utilities II,

LOC I, dan LOC II. Modernisasi instrumen tersebut juga ditambah beroperasinya

Utilities IIA yang dihubungkan dengan Utilities I dan II serta beroperasinya LOC

III juga secara otomatis akan meningkatkan kinerja operasional RU IV yang

berdampak pada efisiensi dan kehandalan.

Tujuan dari proyek ini adalah:

a. Meningkatkan kapasitas produksi kilang I dan II daalm rangka memenuhi

kebutuhan BBM dalam negeri.

b. Meningkatkan kapasitas produksi Lube Oil Plant dalam rangka memenuhi

kebutuhan Lube Base Oil dan aspal.

c. Menghemat/menambah devisa negara.

Lingkup dalam proyek ini adalah meliputi:


43

a. Modifikasi FOC I dan FOC II, LOC I dan II, dan Utilities II/Offsite

b. Pembangunan LOC III

c. Pembangunan Utilities III dan LOC III tankage

d. Modernisasi instrumen kilang dengan DCS (Distibuted Control System)

Tabel 3.5 Jenis Pekerjaan dalam proyek Debottlenecking Cilacap

Lokasi Jenis Pekerjaan

FOC I CDU : Penambahan Crude Desalter dan

modifikasi/penambahan tray pada Crude Splitter,

Product Side Stripper, Naphta Stabilizer, dan Gasoline

Splitter.

Modifikasi/penambahan peralatan pada Naphta

Hydrotreater Unit

Modifikasi peralatan pada Keroseine Merox Treatimg

Modifikasi/penambahan peralatan pada SWS Unit

Modernisasi instrumen kilang

Dasilitas lain : modifikasi/penambahan pumping dan

piping system, nidufujasu/penambahan heat exchange

system.

FOC II CDU : Penambahan Crude Desalter dan

modifikasi/penambahan tray pada Crude Splitter,

Producr Side Stripper, Naphta Stabilizer, dan Gasoline

Splitter.

Modifikasi/penambahan peralatan pada unit AH Unibon

Modifikasi/penambahan peralatan pada unit LPG


44

Recovery

Modifikasi/penambahan peralatan unit SWS

Modernisasi instrumen kilang

Fasilitas lain : modifikasi/penambahan pumping dan

piping system, modifikasi/penambahan heat exchange

system

LOC II Modifikasi/penambahan peralatan pada HVU-II

Modifikasi/penambahan peralatan pada PDU-II

Modifikasi/penambahan peralatan pada FEU-II

Modifikasi/penambahan peralatan pada HOS-II

Modernisasi intrumentasi kilang

Fasilitas lain : rekonfigurasi/penambahan heat

exchange, pumping, dan piping system.

LOC III

Pembangunan PDU-III

Pembangunan MDU-III

Pembangunan HTU/RDU

Fasilitas lain : pembangunan new tankage, pumping,

dan piping system.

Utilities/Offsite

Pembangunan Power Generator 8 MW dan Distribution

System

Pembangunan Boiler 60 T/hr beserta BWF dan

Distribution system

Modifikasi/penambahan peralatan pada Flare System

Pembangunan Intrument Air

Modifikasi/penambahan Cooling Water System


45

Modernisasi intrumentasi kilang

Modifikasi/penambahan kolam pengoalahan limbah

Pembuangan tangki penimbun aspal dan Lube Oil

Dengan selesainya proyek ini, kapasitas pengolahan kilang minyak I

meningkat menjadi 118.000 barel/hari, dan kilang minyak II menjadi 230.000

barel/hari, sehingga total kapasitas keseluruhan menjadi 348.000 barel/hari.

Sementara itu kapasitas produk minyak dasar pelumas (Lube Base Oil) meningkat

menjadi 428.000 ton/tahun sedangkan produksi aspal meningkat dari 512.000

ton/tahun menjadi 720.000 ton/tahun.

Tabel 3.6 Perbandingan Kapasitas Produksi Sebelum dan Sesudah Proyek

Debottlenecking pada FOC I (barrel/hari)

Unit Hasil

Produksi

Sebelum Sesudah Kenaikan

CDU Fraksi minyak 100.000 118.000 18.000 (18%)

NHT Naphta dan

gasoline

20.000 25.600 5600 (28 %)

Kerosene-

Merox

Avtur/kerosene 25.708 17.300 1.592

(10,13%)

Tabel 3.7 Perbandingan kapasitas produksi Sebelum dab Sesudah Proyek

Debottlenecking dpada FOC II (barrel/hari)

Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan

CDU Fraksi minyak 200.000 230.000 30.000 (15%)


46

AH Unibon Kerosene 20.000 23.000 3.000 (15%)

LPG

Recovery

Gas

Propane/Butane

7.321 7.740 419 (5,72%)

Tabel 3.8 Perbandingan kapasitas produksi Sebelum dab Sesudah Proyek

Debottlenecking pada LOC I/II/III (barrel/hari)

Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan

Lube Base

Oil

HVI

60/100/160S/650

255.000 428.000 173.000 (69%)

Asphalt Asphalt 512.000 720.000 208.000(40,63%)

LPG

Recovery

Gas Propane/Nutane 7.321 7.740 419(5,72%)

Dengan demikian desian FOC I, FOC II, LOC I, II, dan III mengalami

perubahan seperti terlihat pada tabel tabel dibawah ini

Tabel 3.9 Kapsitas Desian Baru FOC I dan FOC II (ton/hari)

FOC I FOC II

Unit Kapasitas

(ton/hari)

Unit Kapasitas

(ton/hari)

CDU I 16.126 CDU II 30.680

NHT I 2.805 NHT II 2.441

Gas Oil HDS 2.300 AH Unibon 3.084

Platformer I 1.650 Platformer II 2.441

Propane

Manufacturing

43,5 LPG Recovery 636


47

Merox Treater 2.116 Naphta Merox 1.311

Sour Water

Stripper

780 SWS 2.410

THDT 1.802

Vidbreaker 8.309

Tabel 3.10 Kapasitas Desain Baru LOC I, II, III Pertamina RU IV

Cilacap

Unit Kapasitas (ton/hari)

LOC I LOC II LOC III

HVU 2.574 3.883 -

PDU 538 784 784

FEU 478 – 573 1786 - 2270 -

MDU 226 – 337 501 – 841 501 – 841

Hydotreating

Unit

- - 1.700

3.2.5 Kilang LPG dan Sulphur Recovery Unit

Pemerintah berencana untuk mengurangi kadar emisi Sox pada buangan,

untuk mendukung komitmen terhadap lingkungan, maka pada tanggal 27 Februari

2002 RU IV Cilacap membangun kilang SRU dengan luas area proyek 24.000 m2

yang terdiri dari unit proses dan unit penunjang. Proyek ini dapat mengurangi

emisi gas dari kilang, khususnya SO2 sehingga emisi yang dibuang ke udara akan

lebih ramah terhadap ligkungan. Kilang ini mengolah off gas dari berbagai unit di

RU IV menjadi produk berupa sulfur cair, LPG, dan condensate.

Kilang SRU ini memiliki beberapa unit antara lain, Gas Treating Unit,

LPG Recovery Unit, Sulphur Recovery Unit, Tail Gas Unit, dan Refrigeration.

Umpan pada gas treating unit terdiri dari 9 stream sour gas yang sebelumnya


48

kesembilan stream gas ini hanya dikirim ke fuel system sebagai bahan bakar

kilang atau dibakar di flare. Dengan adanya unit LPG Recovery pada kilang SRU

ini akan menambah aspek komersial dengan pengambilan produk LPG yang

memiliki nilai ekonomi tinggi dari stream treated gas.

Dengan melakukan treatment terhadap 9 stream sour gas dengan jumlah

total sebesar 600 metric ton/hari dapat diperoleh produk sulphur cair sebanyak 59-

68 metric ton/hari, produk LPG sebanyak 324-407 metric ton/hari dan produk

condensate (C5+) sebanyak 28-103 metric ton/hari. Sedangkan hasuil atas yang

berupa gas dengan kandungan H2S sangat rendah dari Uit LPG Recovery akan

dikirim keluar sebagai fuel system.

Unit-unit dikilang SRU adalah sebagai berikut:

1. Gas Treating

Gas treating unit dirancang untuk mengurangi kadar hydrogen sulfide

(H2S) di dalam gas buang agar tidak lebih dari 10 ppm sebelum dikirim ke LPG

Recovery Unit dan PSA unit yang telah ada. Dalam metode operasi normal larutan

amine disirkulasikan untuk menyerap H2S pada suhu mendekati kamar.

2. LPG Recovery

Memiliki Cryogenic Refluxted Absorber design sebagai utilitas di LPG

Recovery Unit untuk menambah produk LPG Recovery secara umum. Proses ini

mempunyai LPG Recovery optimum pada excess 99.9% (pada deethanizer bottom

stream).

3. Sulphur Recovery Unit

Unit didirikan untuk memisahkan acid gas dari amine regeneration di Gas

Treating Unit (GTU), dirubah menjadi H2S dalam bentuk gas menjadi sulphur

cair dan dalam bentuk gas sulfur untuk bisa dikirim melalui eksport.


49

4. Tail Gas Unit

TGU dirancang untuk mengolah acid gas dari sluphur Recovery Unit.

Semua komponen sulfur diubah menjadi H2S untuk dihilangkan di unit TGU

absorber, arus recycle kembali ke unit SRU dan sebagian dibakar menjadi jenis

sulfur yang terdiri dari SOx kemudian dibuang ke atmosfer.

5. Unit 95: Refrigeration

Unit refrigeration ini dilengkapi dengan pendinginan yang diperlukan

untuk LPG Recovery Unit dan juga dilengkapi dengan Trim Amine Chilling di

bagian Tail Gas Unit untuk memaksimalkan pengambilan sulfur secara umum.

System refrigeration terdiri dari dua tahap Loop Propane Refrigeration.

Komposisi design refrigeration dapat dilihat pada tabel 3.9

Tabel 3.9Komposisi Design Refrigeration

Komponen Mol, %

Ethane

Propane

i-butane

2.07

94.54

3.79

Total 100

3.3 Bahan Baku dan produk PERTAMINA RU-IV Cilacap

Produk PERTAMINA RU IV Cilacap bermacam – macam, selain

memproduksi BBM juga memproduksi lube base oil (bahan dasar minyak

pelumas), dan asphalt. Bahan baku dan produk yang dihasilkan oleh

PERTAMINA RU IV adalah


50

1. Fuel Oil Complex I (FOC I)

Bahan Baku : Arabian Light

Crude, Light Crude Crude,

Basrah Light Crude

Spesifikasi

o Wujud : cair

o Penampakan : hitam

o Bau : berbau sedikit

belerang

o Spesific gravity pada 60/60 o F : 0,85794

o Viskositas kinematik pada 37,8 o C : 6,590 Cst

o Viskositas kinematik pada 50 o C : 4,574 Cst

o Pour point : < -36 o C

o Flash point :- 34o C

o Komposisi

Kadar air : <0,05 % berat

Kadar sulfur : < 2,10 % berat

Senyawa hidrokarbon : ± 97,85 % berat

Produk

Fuel Gas

Merupakan bahan bakar fase gas dengan komposisi

Hidrogen maRUun C1-C2 yang digunakan sebagai cadangan

bahan baku konsumsi pribadi Pertamina, contohnya sebagai bahan

baku furnace.


51

LPG (Liquified Petroleum Gas)

Produk ini dipasarkan di dalam negeri dan dimanfaatkan

untuk kebutuhan gas rumah tangga.

Gasoline/Premium

Gasoline merupakan produk hasil pencampuran berbagai

komponen naphta yang dihasilkan unit-unit proses kilang dengan

titik didih 30-225oC. gasolina atau yang sering dikenal sebagai

bensin, umumnya digunakan sebagai bahan bakar kendaraan

bermotor. Bensin adalah bahan bakar distilat yang berwarna

kekuningan yang jernih. Warna kuning tersebut akibat adanya zat

pewarna tambahan.

Avtur

Avtur adalah bahan bakar yang digunakan untuk pesawat

terbang. Bahan bakar yang sering digunakan adalah Jet-A dan Jet

A-1 dengan nomor karbon antara C8-C16. Sedangkan bahan bakar

pesawat terbang sipil yang sering disebut Jet-B mempunyai nomor

karbon antara C5-C15.

Kerosene

Kerosene adalah bahan bakar minyak distilat, tidak berwarna,

dan jernih. Penggunaan kerosene pada umumnya adalah untuk

keperluan bahan bakar di rumah tangga, tetapi pada industri

memerlukan kerosene untuk beberapa peralatan

pembakarannya. Kerosene disebut juga minyak tanah.

Industrial Diesel Oil (Solar untuk mesin – mesin industri)

Industrial Diesel Oil atau minyak diesel adalah bahan bakar

jenis distilat yang mengandung fraksi-fraksi berat atau

merupakan campuran dari distilat fraksi ringan dengan fraksi

berat (residual fuel oil) dan berwarna hitam gelap, tapi tetap


52

cair pada suhu yang rendah. Minyak diesel umumnya

diguankan untuk bahan bakar mesin diesel dengan putaran

rendah atau lambat (300-1.000 rpm). Dapat dipergunakan

sebagai bahan bakar untuk pembakaran langsung dalam dapur-

dapur industri.

Solar/ADO

Penggunaan bahan bakar ini untuk bahan bakar pada semua

jenis mesin diesel dengan putaran tinggi (diatas 1.000 rpm). ADO

adalala bahan bakar jenis distilat yang digunakan untuk mesin

compression ignition. Pada mesin diesel yang dikompresi pada

langkah induksi adalah udara. Dan udara yang dikompresi

menimbulkan tekanan panas yang tinggi, sehingga dapat

membakar solar yang disemprotkan oleh injektor yang kualitas

bakarnya ditunjukkan dengan cetane number. Makin tinggi cetane

number menunjukkan makin lambat ADO terbakar. Dapat juga

digunakan sebagai bahan bakar pada pembakaran langsung dalam

dapur-dapur kecil yang terutama menginginkan pembakaran bersih.

2. Fuel Oil Complex II (FOC II)

Bahan Baku : Arjuna Crude (80 %), Attaka Crude (20%), (Saat

ini

Berbahan baku crude campuran/ Cocktail Crude)

Spesifikasi Arjuna Crude :

o Wujud : cair


o Bau : berbau belerang


53


o Viskositas kinematik pada 30 o C : 4, 97 Cst



o Komposisi


Kadar sulfur : 0,11 % berat


Total (C1-C4) : 1,9 % berat

Light distilat : 20,05 % berat

Residu : 39 % berat

Kadar aspal :0, 24 % berat

Spesifikasi Arjuna Crude :

o Wujud : cair


o Bau : berbau belerang


o Viskositas kinematik pada 30 o C : 2, 32Cst



o Komposisi


54


Kadar sulfur : 0.044 % berat


Total (C1-C4) : 2,4 % berat

Light distilat : 32,55 % berat

Residu : 15,1 % berat

Kadar aspal : 0,07 % berat

Produk

Fuel Gas

LPG

Gasoline/Premium

Heavy Naphta

Heavy Nahphta adalah bahan baku kilang

Paraxylene

Kerosene

ADO/IDO

IFO (Industrial Fuel Oil)

Minyak bakar ini lebih tebal dibandingkan minyak diesel

pada umumnya dan mempunyai tingka pour point yang

tinggi dibandingkan dengan minyak diesel. Penggunaan

minyak bakar ini umumnya untuk bahan bakar pembakaran

langsung dapur-dapur industri besar, pembuat steam dalam

pembangkit listrik dan penggunaan lainnya yang


55

memerlukan perhatian yang lebih dari aspek ekonomisnya.

Minyak ini juga sering dikenal sebagai bahan bakar kapal.

LSWR (Low Sulphur Wax Residu)

Sebagai bahan baku untuk diproses lebih lanjut menjadi

BBM dan NonBBM, pada negara tertentu dimanfaatkan untuk

bahan bakar pemanas.

3. Lube Oil Complex I (LOC I)

Bahan Baku : Residu FOC I

Spesifikasi

o Wujud : cair


o Bau : berbau aspal


o Viskositas kinematik pada 37,8 o C : 868,8 Cst



Produk

o HVI (High Viscosity Index) 60

o HVI (High Viscosity) 95

o Propane Asphalt

Merupakan rafinat dari proses pengambilan asphalt dari minyak

yang menggunakan solvent propane.


56

o Minarex A dan B

Digunakan untuk bahan pelarut pada industri cetak untuk

menghasilkan kualitas yang lebih baik.

o Slack Wax

Slack wax diguanakn sebagai bahan adhesive untuk soal

document, lilin, kosmetik baik cold cream, vanishing cream,

emollient cream, protective cream, sun screen cream, lipstick,

cream rough, eyebrow pencil maupun untuk shaving cream.

Selain itu Slack Wax digunakan sebagai bahan untuk keperluan

tinta cetak, tinta kertas maupun carbón, elektrolit condenser,

finishing barang yang terbuat dari kulit dan industri kertas.

4. Lube Oil Complex II (LOC II)

Bahan Baku : Residu FOC I

Produk


o Slack Wax

o Propane Asphalt

o Minarex H (Minarex Hybrid) yaitu solvent yang

dihasilkan dari proses Hybrid

5. Lube Oil Complex III (LOC III)

Bahan Baku : Distilat LOC I & II

Produk :




57

o HVI (High Viscosity Index) 160S

o Minarex

o Slack Wax

o Propane Asphalt

6. Kilang Paraxylene

Bahan Baku : Naphta

Spesifikasi

o Wujud : cair

o Penampakan : Jernih/being

o Bau : Seperti kerosene


o IBP : 25 o C

o End Point : 204 o C

Produk

o LPG

o Benzene

Benzene dimanfaatkan sebagai bahan dasar Petrokimia. Produk

ini tidak digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik,

seluruhnya diekspor keluar negeri.

o Paraxylene

Sebagian produk paraxylene yang dihasilkan PERTAMIN RU

IV diekspor keluar negeri bersama dengan benzene dan

sebagian lagi digunakan untuk memenuhi kebutuhan bahan


58

baku di RU III, Plaju. Di kilang tersebut, paraxylene diolah

menjadi Purified Terepthalic Acid (PTA) yang selanjutnya

dapat dimanfaatkan sebagai bahan baku bagi industria tekstil.

o Heavy Aromate

Produk ini diguankan sebagai solvent dan dipasarkan dalam

negeri dalam bentuk cair.

o Toluene

Produk Toluene yang dproduksi, dipasarkan di dalam

negeri. Produk ini dimanfaatkan sebagai bahan baku TNT

(bahan peledak), solven, pewarna, pembuat resin, dan juga

untuk bahan parfum, pembuatan plasticizer, dan obat-

obatan.

3.4. Sarana Penunjang

Dalam kegiatan operasinya, baik kilang BBM dan kilang non BBM

(NBM) maupun kilang paraxylene didukung oleh sarana penunjang antara lain :

a. Unit Utilities, yang berfungsi menyediakan tenaga listrik, tenaga uap dan

kebutuhan air bersih, baik untuk keperluan operasi kilang, perkantoran,

perumahan, rumah sakit dan fasilitas lainnya.

b. Tangki Penimbunan, yang digunakan sebagai penampung bahan baku minyak

mentah, produk antara, produk akhir maupun air bersih untuk keperluan

operasional kilang.

c. Laboratorium, yang berfungsi untuk mengontrol spesifikasi dan kualitas dari

minyak mentah, produk antara, produk akhir, termasuk juga untuk pusat penelitian

dan pengembangan. Laboratorium ini sejak tanggal 25 Oktober 2001 telah

mendapat sertifikasi SNI 19-17025-2000 dari Komite Akreditasi Nasional


59

d. Bengkel Pemeliharaan, yang berfungsi untuk perbaikan peralatan kilang yang

mengalami kerusakan bahkan pada saat tertentu membuat peralatan pengganti

yang sangat diperlukan bagi operasi kilang dan sarana penunjangnya.

e. Health Safety Environment (HSE) yang berfungsi memantau dan menangani

masalah limbah agar tidak mencemari lingkungan, serta menangani aturan

keselamatan bagi para pekerja. PERTAMINA RU IV beberapa kali memeperoleh

penghargaan zero accident dari berbagai pihak. Selain itu, karena penerapan

system manajemen lingkungan yang baik, PERTAMINA RU IV berhasil

memperoleh sertfikat ISO 14001 pada tanggal 10 Desember 2001 yang

dikeluarkan oleh PT. TUV International. HSE RU IV memiliki sarana sebagai

berikut :

Sour Water Stipper, sarana untuk memisahkan gas – gas beracun

dan berbau dari air bekas proses.

Corrugate Plate Interceptor (CPI), yaitu sarana untuk meniadakan

dan memisahkan minyak yang terbawa air buangan.

Holding Basin, sarana untuk mengembalikan atau memperbaiki

kualitas air buangan, trerutama mengembalikan kandungan oksigen

dan menghilangkan kandungan minyak.

Flare, adalah cerobong asap / api untuk meniadakan pencemaran

udara sekeliling.

Silencer, sarana untuk mengutrangi kebisingan.

Fin Fan Cooler, untuk mengurangi air sebagai media pendingin

dan mengurani kemungkinan pencemaran pada air buangan.

Groyne, yaitu sarana pelindung pantai dari kikisan gelombang laut.

f. Perkapalan, Kebandaraan dan Komunikasi serta Elektronika, adalah salah satu

unit yang bertugas untuk mendukung bongkar muat minyak mentah dan produk


60

kilang yang terletak di area kilang serta menyediakan sarana komunikasi antara

lain radio HT, telepon dan peralatan elektronika lainnya untuk kepentingan

operasional. RU IV mempunyai fasilitas pelabuhan dengan kapasitas maksimum

635.000 DWT, yang terdiri dari pelabuhan untuk bongkar pasang minyak mentah

dan memuat produk – produk kilang untuk tujuan domestik maupun manca

negara.

g. Sistem informasi dan komunikasi. Fungsi ini dilengkapi dengan fasilitas

komputer main frame, maupun fasilitas PC untuk mendukung tugas perkantoran.

Selain itu, di instalasi kilang telah dilakukan otomatisasi

dengan melengkapi sistem komputerisasi seperti: DCS, SAP dan lain – lain. Di

samping itu, sesuai dengan perkembangan dunia komunikasi, maka telah

dikembangkan pula saran komunikasi melalui email, intranet dan internet. Untuk

mempermudah komunikasi, dipasang radio, public automatic branch exchange

(PABX) dan peralatan elektronik lainnya.

3.5. Proyek RFCC (Residuel Fluid Catalytic Cracking)

Presiden Meresmikan groundbreaking dimulainya proyek pembangunan

RFCC (residuel Fluid Catalytic Cracking) Cilacap yang diharapkan dapat

mengurangi impor BBM dan produk petrokimia. Project RFCC (Residual Fluid

Catalytic Cracking) Cilacap diperkirakan dapat beroperasi secara komersial pada

tahun 2014. Untuk merealisasikan proyek ini. Pertamina menginvestasikan dana

sebesar 1,4 Milyar USD.

Proyek ini diharapkan dapat meningkatkan produksi Gasoline sebesar 9,1

juta kL per tahun. Selain itu, pembangunan proyek RFCC akan meningkatkan

produksi LPG sebanyak 352 ribu ton per tahun dan akan memproduksi produk

propylene sebesar 142 ribu ton per tahun.

Produksi propylene tersebut diharapkan dapat menambah pasokan untuk

kebutuhan Petrokimia Industri Plastik domestic yang selama ini bergantung pada


61

Impor. RFCC cilacap juga merupakan bagian dari program Pemerintah yaitu

Masterplan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia (MP3EI)

terkait dengan pembangunan infrastruktur energy guna meningkatkan ketahanan

energi nasional.

Proyek ini sesuai dengan rencana Pertamina untuk swasembada bahan

bakar pada tahun 2018. Saat ini, Pertamina memiliki 6 kilang dengan total

kapasitas pengolahan MInyak Mentah sekitar 1 Juta barrel per hari dan

memproduksi BBM sejumlah 41 juta kL per tahun yang terdiri dari: Premium 12

juta kL, solar 18,3 juta kL. Kerosene 7 juta kL, dan Avtur 3,3 juta kL. Sementara

itu kebutuhan nasional saat ini telah mencapai 56 juta kL per tahun dan terus

meningkatkan dengan laju konsumsi rata-rata 4% per tahun.

Proyek RFCC yang menggunakan Technology Licensor UOP dan AXENS

akan meningkatkan kapasitas Kilang Cilacap sebanyak 62.000 barrel per hari.

Saat ini total kapasitas intake kilang Pertaminanadalah 1 juta barrel per hari

dengan rincian ; Cilacap 348.000 barrel per hari, Balikpapan 260.000 barrel per

hari, Dumai 170.000 barrel per hari, Balongan 125.000 barrel per hari, Plaju

118.000 barrel per hari dan Kasim 10.000 barrel per hari.

Dengan dibangunnya RFCC, kilang Cilacap akan dapat memproduksi

BBM khususnya bahan bakar ber-oktan tinggi dan memiliki kualitas yang lebih

tinggi (EURO IV Spec) serta memperbaiki margin kilang RU IV Cilacap secara

keseluruhab. Proyek ini diperkirakan akan menyerap sekitar 6000 – 8000 tenaga

kerja dan penggunaan kandungan lokal (TKDN) mencapai 38 % dari nilai kontrak

EPC (Engineering, Procurement, and Construction) atau setara dengan 320 Juta

Dollar. Dengan nilai kandungan lokal tersebut, secara tidak langsung diharapkan

mapu meningkatkan pertumbuhan ekonomi masyarakat setmpat.

Pertamina kedapan juga akan melakukan investaso pada proyek-proyek

antara lain : Proyek Langit Biru Cilacap, Pusat Terminal Minyak Mentah Lawe-

Lawe Kapasitas 1 Juta KL. Proyek Refurbishment RU III Plaju dan proyek Kilang

Baru Balongan II (JV KPI) dan Proyek Kilang Baru Jawa Timur (JV Saudi

Aramco).


62

Dengan dilaksanakannya proyek – proyek tersebut. Pertamina akan

mampu menambah produksi BBM yang sebelumnya 41 juta KL pertahun menjadi

66,7 juta KL pertahun.


63

BAB IV

ORIENTASI UMUM

Dalam struktur organisasi PERTAMINA RU IV Cilacap, Pimpinan Unit

Pengolahan membawahi beberapa manager bidang yang berhubungan dengan

pengoperasian kilang. Bidang-bidang ini masih dibagi dalam beberapa sub bidang.

Struktur dan tugas beberapa bidang dan sub bidang akan dijelaskan secara singkat

sebagai berikut :

4.1. Organisasi dan Deskripsi Kerja

4.1.1. Process Engineering (PE)

Process Engineering merupakan salah satu dari Bidang Engineering. Sub

bidang ini mempunyai tugas antara lain :

1. Memberikan saran ke kilang yang berkaitan dengan trouble shooting, baik

diminta maupun tidak (daily monitoring kilang).

2. Menganalisa dan mengadakan perhitungan performance peralatan operasi

secara periodik.

3. Studi Analisa Dampak Lingkungan (AMDAL).

4. Pelayanan sampel untuk pihak luar PERTAMINA.

5. Percobaan bahan kimia yang baru.

6. Studi perencanaan dan pengembangan kilang.

Dalam melaksanakan tugasnya sub bidang Process Engineering dibagi

menjadi enam seksi dan empat staf ahli. Enam seksi terdiri atas :


64

1. Seksi Bahan Bakar Minyak (BBM)

2. Seksi Non Bahan Bakar Minyak (NBBM)

3. Seksi Petrokimia (Petkim)

4. Seksi Sistem dan Kontrol

5. Seksi Energy

6. Seksi Loss

Empat staf ahli terdiri atas :

1. Ahli Bahan Bakar Minyak

2. Ahli Non Bahan Bakar Minyak

3. Ahli Petrokimia

4. Ahli Health Safety Environmental

Di bawah Kepala Seksi adalah para engineer yang dibagi berdasarkan

profesi, jenis unit, dan beban kerja. Kepala seksi bertanggung jawab untuk

membimbing para engineer tersebut.

4.1.2. Health Safety Environmental (HSE)

Di PERTAMINA RU IV Cilacap terdapat bagian yang menangani

keselamatan kerja, yaitu bagian Health Safety Environmental (HSE) yang

mempunyai tugas antara lain:

1. Sebagai advisor body dalam usaha pencegahan kecelakaan kerja,

kebakaran/peledakan, dan pencemaran lingkungan.

2. Melaksanakan penanggulangan kecelakaan kerja, kebakaran/peledakan,

dan pencemaran lingkungan.


65

3. Melakukan pembinaan aspek HSE kepada pekerja maupun mitra kerja

(pihak III) untuk meningkatkan safety awareness, melalui pelatihan, safety

talk, operation talk, dsb.

4. Kesiapsiagaan sarana dan prasarana serta personil untuk menunjang

pelaksanaan, pencegahan, dan penanggulangan kecelakaan kerja,

kebakaran/peledakan, dan pencemaran lingkungan.

Bagian yang mendukung pelaksanaan tugas diatas meliputi :

A. Fire and Insurance

Bagan ini mempunyai tugas antara lain :

1. Meningkatkan kesiapsiagaan petugas dan peralatan pemadam

kebakaran dalam menghadapi setiap potensi terjadinya kebakaran.

2. Meningkatkan kehandalan sarana untuk penanggulangan kebakaran.

3. Mencegah dan menanggulangi kebakaran/ledakan, serta bekerja sama

dengan bagian yang bersangkutan.

4. Mengadakan penyelidikan (fire investigation) terhadap setiap kasus

terjadinya kebakaran.

5. Pelaksanaan risk survey dan kegiatan pemantauan terhadap

rekomendasi asuransi.

6. Melakukan fire inspection secara rutin dan berkala terhadap sumber

bahaya yang berpotensi terhadap resiko kebakaran

B. Safety

Sub Bidang safety mempunyai tugas antara lain :

1. Penyelenggaraan kegiatan pencegahan kecelakaan kerja dan penyakit

akibat kerja guna mencapai kondisi operasi yang aman sesuai norma-

norma keselamatan.

2. Penyelenggaraan kegiatan penanggulangan kecelakaan dan yang

mengakibatkan kerusakan peralatan guna meminimalkan kerugian

Perusahaan.


66

3. Penyelenggaraan usaha pembinaan/pelatihan, administrasi untuk

meningkatkan sistem dan prosedur keselamatan kerja.

C. Environmental

Bagian ini mempunyai tugas antara lain :

1. Mencegah dan menanggulangi pencemaran di dalam dan di sekitar daerah

operasi PT Pertamina RU IV Cilacap.

2. Pengelolaan dan pemantauan kualitas lingkungan sesuai dengan standar

dan ketentuan perundangan yang berlaku.

3. Pengelolaan bahan berbahaya dan beracun, mencakup: pengangkutan,

penyimpanan, pengoperasian, dan pemusnahan.

D. Occupational Health

Fungsi dari Occupational Health adalah menangani hal-hal yang berkaitan

dengan kesehatan kerja dan penyakit akibat kerja. Adapun kegiatan-

kegiatan yang dilakukan oleh unit ini meliputi :

1. Mengukur, memantau, merekomendasi pengendalian bahaya lingkungan

kerja industri mulai dari faktor kimia (gas,debu), fisika (bising, getaran,

radiasi, iluminasi), biologi (serangga,tikus, binatang buas), dan ergonomi.

2. Melakukan penyuluhan dan bimbingan tentang health talk.

3. Pengelolaan kotak P3K

4. Inspeksi dan rekomendasi sanitasi lingkungan kerja bermasalah.

5. Pemantauan ,perawatan alat HSE serta maintenance alat ukur Hazard


67

4.2. Unit Proses Pengolahan

4.2.1 Fuel Oil Complex I ( FOC I )

Fuel Oil Complex I (FOC I) dibangun pada tahun 1974 dan selesai pada

tahun 1976. Kilang ini dirancang oleh Shell International Petroleum

Maatschappij (SIPM), sedangkan kontraktornya adalah Fluor Eastern Inc,

dibantu oleh beberapa sub kontraktor Indonesia dan asing.

Pada awalnya, FOC I dirancang unrtuk mengolah minyak mentah jenis

Arabian Light Crude (ALC) dengan kapasitas pengolahan 100.000 barrel per hari.

Setelah Debottlenecking Project, FOC I memiliki kapasitas pengolahan 118.000

barrel per hari atau 16.094 TPSD dan juga digunakan mengolah minyak mentah

jenis Basrah Light Crude (BLC) dan Iranian Light Crude (ILC). Fuel Oil

Complex I (FOC I) yang terletak di area 10 terdiri dari unit–unit proses sebagai

berikut :

1. Unit 11 : Crude Distilling Unit

2. Unit 12 : Naphtha Hydrotreating Unit

3. Unit 13 : Hydrodesulfurizer Unit

4. Unit 14 : Platforming Unit

5. Unit 15 : Propane Manufacture Facility Unit

6. Unit 16 : Marcaptan Oxidation Treating Unit

7. Unit 17 : Sour Water Stripping Unit


68

Gambar 4.1 Blok Diagram Proses FOC I

1. Unit 011 : Crude Distilling Unit I ( CDU I )

CDU dirancang untuk mengolah 16.094 ton/hari atau 118.000 BPSD ALC,

atau BLC atau ILC. Chemical injection yang digunakan dalam unit ini adalah soda

kaustik (NaOH), ammonia (NH3), dan demulsifier. Berikut tabel karakteristik

ALC (Arabian Light Crude).

Tabel 4.1 Karakteristik ALC (Arabian Light Crude).

Crude dipompa dari tangki menuju kolom distilasi, melalui jaringan

penukar panas (digunakan untuk mengurangi beban furnace) dengan memanaskan


69

crude dengan arus panas dari produk kolom. Jaringan penukar panas ini

dilengkapi dengan desalter untuk mengurangi kadar garam dalam crude.

Kemudian crude dipompa dari tangki menuju preflash column, sehingga uap

fraksi ringan terpisah dengan fraksi beratnya.

Di dalam kolom, crude terpisah menjadi lima fraksi, yaitu produk atas

(yang terdiri dari naphtha dan light tops), kerosene, LGO, HGO, dan Long

Residue sebagai produk bawah. Cairan yang bergerak ke bawah dilucuti dengan

steam untuk mengambil produk atas yang terbawa arus itu. Sebagian fraksi

naphtha, kerosene, dan LGO dikembalikan lagi ke kolom sebagai refluks. Produk

naphtha dari CDU ini digunakan sebagai umpan unit Naphtha Hydrotreater (NHT)

yang selanjutnya digunakan sebagai umpan Platformer. Produk kerosene

diumpankan ke Merox Unit, sedangkan LGO diumpankan ke Hydro

Desulphurizer Unit (HDS). Long Residue dikirim ke storage untuk diolah kembali

di Lube Oil Complex (LOC).

2. Unit 012 : Naphta Hidrotreater Unit I ( NHT I )

Unit ini berfungsi mengolah hasil puncak crude distiller (Unit 11) dengan

kapasitas 25.600 BPSD atau 2.805 ton/hari. Produk dari unit ini digunakan

sebagai umpan Platformer (fraksi 60-150 0C). Proses yang digunakan adalah

proses “Shell Vapour Phase Hydrotreating”.

Katalis yang digunakan adalah Cobalt Molebdenum dengan jenis Alumina

“Extrude”.Dalam unit ini terjadi penghilangan sulfur, oksigen, dan nitrogen yang

bisa meracuni katalis pada unit Platformer. Sulfur yang terdapat pada naphtha

(umumnya berbentuk thioles, mercaptan, dan sulfida) direaksikan dengan

hidrogen secara katalitik sehingga hidrogen disulfida yang mudah dipisahkan

dengan hidrokarbon.

3. Unit 013 : Hidro Deshulpurizer I ( HDS I )

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan mercaptan pada LGO dan HGO,

dengan mereaksikan mercaptan dengan hidrogen secara katalitik sehingga


70

menjadi hidrogen disulfide. yang mudah dipisahkan dengan hidrokarbon. Proses

yang digunakan adalah “Shell-Trickle Hydrodesulphurization Process”. H2S yang

terbentuk dipisahkan dengan separator, sedangkan cairannya dilucuti dengan

steam, lalu dikeringkan secara vakum dengan ejector.

4. Unit 014 : Platformer Unit

Unit ini berfungsi untuk menaikkan bilangan oktan naphtha dari Naphtha

Hydrotreater Unit (Unit 1200) dengan pengolahan 14.300 BPSD atau 1.650

ton/hari. Sebelum masuk unit Platformer, naphtha dikurangi kandungan sulfurnya

hingga 0,5 wt ppm di unit Naphtha Hydrotreater.

Dalam unit ini naphtha dikonversikan dengan bantuan katalis. Reaksi yang

terjadi antara lain:

Dehydrogenation, pengambilan hidrogen dari naphtha untuk membentuk

senyawa aromatis.

Hydrocracking, pemecahan molekul parafin rantai panjang menjadi

paraffin pendek.

Isomerisasi, reaksi pembentukan molekul dengan jumlah atom C yang

sama tetapi dengan struktur molekul yang berbeda.

Siklisasi, perubahan senyawa hidrokarbon parafinik menjadi senyawa

hidrokarbon naftenik.

Desulfurisasi, reaksi senyawa yang mengandung sulfur dengan hidrogen

menghasilkan H2S.

5. Unit 015 : Propane Manufacturing Unit ( PMF )

Unit ini berfungsi memisahkan LPG dari Platformer Unit menjadi propane

dan fuel gas, jadi tidak memproduksi LPG untuk dipasarkan. Kapasitas unit ini

sebesar 7 ton/hari, dengan dua kali produksi dapat mencukupi kebutuhan bahan

bakar Lube Oil Complex dalam satu bulan.


71

6. Unit 016 : Merox Treater Unit

Merox Treater Unit berfungsi untuk mengolah kerosene sehingga

didapatkan kerosene dengan smoke point dengan spesifikasi tertentu. Salah satu

cara adalah dengan menginjeksikan Anti Static Additive (ASA) selama pengaliran

ke penimbunan. Kapasitas pengolahan unit ini sebesar 16.900 BPSD atau 2.119

ton/hari.

Pada unit ini terjadi proses pemisahan mercaptan yang korosif dan

kerosene dengan cara mengubah mercaptan menjadi disulfida yang tidak korosif

dengan cara oksidasi katalitik, yaitu dengan menginjeksikan udara ke dalam

reaktor. Proses ini menggunakan katalis “Iron Group Metal Chelate” dalam

suasana basa. Proses ini bertujuan untuk menghasilkan kerosene yang memenuhi

spesifikasi aviation turbine fuel (avtur).

7. Unit 017 : Sour Water Stripper Unit

Unit ini berfungsi mengolah 733 ton/hari sour water dengan kandungan

H2S sebesar 0.7 ton/hari dan kandungan NH3 sebesar 0,16 ton/hari. Bahan

pendukung yang digunakan adalah packing berupa Ceramics Intallox Sadle 2.

8. Unit 018 : Nitrogen Plant Unit

Produk dari unit ini adalah nitrogen dengan kemurnian tinggi yang didapat

dari hasil pemisahan nitrogen dengan udara. Produk nitrogen ini selanjutnya dapat

digunakan untuk proses purging dan blanketing. Kapasitas produksi nitrogen gas

adalah 100 Nm3/jam sedangkan kapasitas produksi nitrogen cair 65 Nm

3/jam.

Kandungan O2 pada nitrogen produk dibatasi sampai <10 ppm.

9. Unit 019 : Contaminant Removal Process Unit


72

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan kontaminan berupa Hg dan Arsen.

Kandungan Hg dalam hidrokarbon terbentuk sebagai elemental sulfur dalam

senyawa organik dan anorganik maupun sebagai padatan, umumnya mudah

menguap sehingga bila gas alam atau crude oil difraksinasi, kandungan Hg sering

terkonsentrasi pada fraksi-fraksi ringan terutama naphtha dan fraksi-fraksi yang

lebih ringan lainnya. Proses pengambilan Hg dan Arsen terdiri dari dua seksi:

Seksi Reaktor

Terdiri dari sebuah reaktor, pemanas umpan dan penukar panas produk

dengan umpan. Umpan berupa kondensat gas alam, untreated naphtha atau

campuran dari kondensat dan naphtha. Dalam reaktor, senyawa ionik dan

anorganik Hg dikonversikan menjadi elemen Hg.

Seksi Absorber

Untuk menghilangkan elemental Hg yang berasal dari seksi reaktor dan

senyawa arsenic ringan yang terkandung dalam umpan absorber

4.2.2 Lube Oil Complex 1

LOC I pada awalnya menghasilkan produk utama lube base dan hasil

samping aspal dan Minarex-B dengan kapasitas total 80.000 ton/tahun untuk 4

grade lube oil base. Dengan selesainya Debottlenecking Project maka pada

operasinya, LOC I mengalami perubahan khususnya untuk HVU I kapasitasnya

menjadi 2.574 ton/hari (115%). Sedangkan fungsi atau tugas LOC I antara lain:

Menghasilkan 2 grade lube oil base, yaitu HVI 60 (Parafinic 60) dan HVI

100 (Parafinic 100)

Menghasilkan atau menyediakan umpan untuk FEU II di LOC II

Menghasilkan aspal dan Minarex-A dan Minarex-B


73

Gambar 4. 2 Blok Diagram LOC I

Unit tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut,

1. Unit 021 : High Vacuum Unit ( HVU I )

Unit ini mengolah long residue dari CDU I, untuk menghasilkan distilat

yang akan diproses lebih lanjut menjadi bahan dasar minyak pelumas. Hasil-hasil

dari unit 21 ini adalah sebagai berikut,

Spindle Oil (SPO)

Light Machine Oil (LMO)

Medium Machine Oil (MMO)

Short Residue

Hasil lainnya, yaitu Vacuum Gas Oil (VGO), Light Medium Machine Oil

(LMMO), dan black oil yang semuanya digunakan untuk blending fuel oil.

Proses yang dipakai adalah vakum distilasi dengan kapasitas pengolahan

adalah 2.574 ton/hari. Hasil SPO dengan viskositas 13-14 cst dan LMO

dengan viskositas 59-92 cst dikirim ke LOC II sebagai umpan FEU II

2. Unit 022 : Propane Deasphalting Unit I (PDU I)


74

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan asphalt dari short residue sebelum

diolah lebih lanjut menjadi bahan minyak pelumas. Prosesnya adalah ekstraksi

dengan pelarut propane. Kapasitasnya 523 ton/hari short residue dari bottom

product HVU (Unit 21), sedangkan hasil dari unit ini adalah deasphalted dan

asphalt. Hasil DAOnya digunakan sebagai umpan di FEU II.

3. Unit 023 : Furfural Extraction Unit I (FEU I)

Unit ini pada awalnya berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa

aromatik dari distilat hasil proses HVU, DAO, dan PDU, sehingga diperoleh hasil

waxy raffinate dengan viskositas yang tinggi. Prosesnya adalah ekstraksi dengan

menggunakan pelarut furfural yang mempunyai daya larut terhadap senyawa

aromat, rafinatnya diolah di MDU menjadi bahan minyak pelumas sedangkan

ekstraknya digunakan sebagai fuel oil component.

Khusus untuk umpan LMO distilat, ekstraknya dapat dipasarkan sebagai

Minarex B. Dengan selesainya Debottlenecking Project, saat ini pengolahan yang

dilakukan di FEU I hanya ada dua grade umpan, yaitu SPO distilat dan LMO

distilat. Kapasitas FEU tergantung jenis umpan yang diolah, seperti tabel berikut,

Tabel 4.2 Kapasitas Umpan FEU

Stream SPO LMO MMO DAO

Feed Intake (ton/hari) 555 515 573 478

Solvent Ratio 2.2 4.2 3.5 4.5

Rafinate Output ( %) 60 60 45 58

Extract Output (%) 40 40 55 42

4. Unit 024 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit I (MDU I)

Unit ini berfungsi menghilangkan wax (lilin) dari rafinat hasil FEU,

dengan cara pendinginan rafinat sampai wax mengkristal dan dapat dipisahkan


75

dengan penyaringan. Tujuan menghilangkan wax adalah agar minyak pelumas

yang terbentuk mempunyai titik tuang (pour point) yang memenuhi syarat

(rendah). Sebelum pendinginan, terlebih dahulu umpan ditambahkan solvent agar

pendinginan dan penyaringan dapat lebih mudah. Pelarut yang digunakan adalah

campuran antara methyl ethyl ketone dengan toluene dengan perbandingan 52 : 48.

Kapasitas dari unit ini tergantung dari umpan yang diolah. Berikut kapasitas

umpan untuk diolah pada unit ini,

Tabel 4. 3 Kapasitas Umpan MDU

Steam HVI 60 HVI 95 HVI 160 HVI 650

Dewaxing Oil ( Ton/hari) 264 298 283 213

Feed Intake ( Ton/hari) 339 372 377 266

Slack Oil ( Ton/hari) 339-264 372-298 377-283 266-213

5. Unit 024 : Hot Oil System Unit I (HOS I)

Unit ini berfungsi sebagai penghasil panas untuk disalurkan pada unit-unit

tersebut di atas, yaitu untuk menguapkan solvent pada seksi recovery. Sistem ini

beroperasi secara kontinyu dalam suatu sirkulasi tertutup dengan penambahan

(make up) yang secara kontinyu pula, sistem ini menggunakan SPO hasil HVU.

4.2.3 Fuel Oil Complex II ( FOC II )

Fuel Oil Complex II merupakan perluasan dari kilang dan dirancang untuk

mengolah minyak mentah (80% Arjuna dan 20% Attaka) dari dalam negeri

dengan kadar sulfur yang rendah. Unit ini terletak pada area 01. Adapun

kapasitasnya adalah 230.000 barrel/hari. Saat ini terjadi perkembangan sehingga

FOC II dapat mengolah bermacam-macam crude seperti Katapa Crude, Sumatra

Light Crude, Arimbi Crude, Arun Condensate, Duri Crude dan lain-lain di mana


76

komposisi crude tersebut diatur agar mendekati komposisi crude design pasca

debottlenecking project. Kilang ini dirancang oleh Universal Oil Product (UOP)

dan distilasinya berukuran tinggi 80 m, diameter 10 m dengan jumlah tray 53

buah.

Tabel 4. 4 Komposisi Umpan FOC II

Jenis Crude % Volume BPSD

Arjuna 55.6 127.000

Attaka 13.9 31.970

Arun Condesate 12.2 28.060

Minas 18.3 42.000

Fuel Oil Complex II (FOC II) pada Gambar 1.5 yang terletak di area 01

terdiri dari unit–unit proses sebagai berikut :

Unit 011 : Crude Distilling Unit II (CDU II)

Unit 012 : Naptha Hydrotreating Unit II (NHT II)

Unit 013 : AH Unibon Unit

Unit 014 : Platforming dan CCR Unit

Unit 015 : LPG Recovery Unit

Unit 016 : Cracked Naphta Minalk Merox Treater

Unit 017 : Sour Water Stripper Unit

Unit 018 : Thermal Distillate Hydrotreating Unit

Unit 019 : Visbreaker Thermal Cracker

Berikut penjelasan masing-masing unit proses yang berada pada kilang FOC II

dan bagannya seperti pada gambar dibawah ini,


77

Gambar 4.3 Blok Diagram FOC II

1. Unit 011 : Crude Distilling Unit II (CDU II )

Unit ini berperan sebagai pemisah awal untuk minyak mentah,

sehinga diperoleh fraksi-fraksi minyak untuk dioleh lebih lanjut. Pada unit

ini dilengkapi dengan desalter yang berfungsi untuk menghilangkan kadar

garam. Unit ini dirancang untuk mengolah 230.000 barel/hari minyak

mentah domestik. Produk Crude Distilling Unit, yaitu :

Refinery gas dengan boiling range < 30 oC yang dominan

mengandung C1 dan C2 untuk dipakai sebagai bahan bakar

dapur pabrik-pabrik yang ada di kilang PERTAMINA RU

IV Cilacap, dengan jumlah 0,02% crude feed.

Liquid Petroelum Gas dengan boiling range < 30 ºC yang

fraksinya sebagian besar terdiri dari C3 dan C4 langsung

dikirim ke tangki penampungan dengan jumlah sekitar

2,53% dari crude feed.

Light Naphta dengan boiling range 44 – 80 0C. Produk ini

setelah keluar dari pengolahan tingkat I (CDU II) tidak

membutuhkan lagi pengolahan tingkat II karena sudah

memenuhi persyaratan sebagai komponen mogas dan


78

komponen naphta ekspor. Jumlahnya sekitar 6,73 % crude

oil.

Heavy Naphta dengan boiling range 99 – 152 0C . Berbeda

dengan light naphta maka heavy naphta sebagai komponen

mogas, untuk menaikan angka oktannya harus melalui

proses kedua. Pertama, proses dilakukan di Naphta

Hydrotreater Unit untuk dibuang komponen sulfurnya,

kemudian baru masuk Platforming Unit untuk dinaikan

angka oktannya dari 60 sampai 94. Jumlah yang dihasilkan

dari produk ini mencapai sekitar 16,39% dari crude oil.

Kerosene dengan boiling range 171 - 241oC. Kerosene

sebagai komponen blending dapat langsung dikirim ke

tangki penyimpanan dan sebagian lagi diolah di AH Unibon

untuk diperbaiki smoke point-nya dari sekitar 15 mm

menjadi 24 mm. Jumlahnya sekitar 21% dari crude oil.

Light Diesel Oil (LDO) dan Heavy Diesel Oil (HDO)

dengan boiling range masing-masing 252 - 273oC dan 233 -

339oC. Kedua produk ini juga dipakai sebagai komponen

Automotif Diesel Oil (ADO) dan tidak perlu lagi

dimasukkan pada proses kedua. Jumlah produk yang

dihasilkan masing-masing mencapai sekitar 11,62% dan

11,21% dari crude feed.

Reduced Crude dengan boiling range > 350oC. Produk

berat dari minyak mentah ini mempunyai tiga fungsi utama

yaitu sebagai Refinery Fuel Oil (RFO), bahan baku

Industrial Fuel Oil (IFO) dan Low Sulphur Waxy Residu

(LSWR). Agar menjadi komponen IFO maka produk ini

diproses pada Unit Visbreaker dimana pour point-nya

diperbaiki.

2. Unit 012 : Naptha Hydrotreating Unit II (NHT II)


79

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan sulfur, logam berat dan komponen

nitrogen serta senyawa oksigen. Proses ini akan menghasilkan heavy naphta

yang memenuhi syarat sebagai umpan platforming. Kapasitasnya sebesar 2.440

ton/hari. Katalis yang digunakan adalah nikel dan molebdenum dengan pembawa

alumina.

3. Unit 013 : AH Unibon Unit

Unit ini bertujuan untuk memperbaiki smoke point pada kerosene, agar

tercapai smoke point minimal 17 mm. Kapasitasnya sebesar 2.440 ton/hari. Unit

ini terdiri dari 2 bagian, yaitu :

- Hydrotreating process, untuk mereduksi sulfur, nitrogen, dan heavy metal.

- Aromatic hydrogenation, untuk menaikkan smoke point.

4. Unit 014 : Platforming dan CCR Unit

Unit ini mengolah lebih lanjut naphta dari Unit 012, untuk menaikan

angka oktan menjadi lebih tinggi, untuk campuran blending gasoline atau

premium. Unit ini dilengkapi dengan sistem continuous catalytic (CCR) sehingga

katalis yang digunakan selalu dalam kondisi optimal. Katalis yang digunakan

adalah UOP R-134 yang berupa platina dengan alumina sebagai carrier.

Kapasitasnya adalah sebesar 2.440 ton/hari. Reaktor pada unit ini berupa reaktor

susun sehingga memungkinkan regenerasi katalis secara terus menerus.

5. Unit 015 : LPG Recovery Unit

Tujuan dari unit ini adalah memisahkan LPG propane dan LPG butane

yang berasal dari stabilizer column (CDU II) dan debutanizer dari unit

Platforming. Kapasitasnya mencapai 730 ton/hari. Umpan yang diolah adalah

93,2% volume berasal dari overhead naphta stabilizer unit 011 dan 6,8% volume

berasal dari overhead debutanizer unit 014.

6. Unit 016 : Cracked Naphta Minalk Merox Treater

Dalam unit ini thermal cracked naphta dari unit 019 mengalami proses

sweetening, yaitu proses oksidasi mercaptan menjadi disulfida sehingga


80

memenuhi persyaratan spesifikasi sebagai komponen mogas untuk produksi

gasoline. Thermal cracked naphta dicampur dengan platformate yang memiliki

angka oktan tinggi dan kadar sulfur rendah. Hal tersebut berimbas pada mogas

yang cukup baik dan memenuhi persyaratan pemasaran. Unit ini mempunyai

kapasitas 11.150 barel/hari dan katalis yang digunakan adalah Merox Reagent

no.1.

7. Unit 017 : Sour Water Stripper Unit

Unit ini dirancang untuk kapasitas 1.830 ton per hari. Dalam unit ini kadar

H2S dalam sour water dikurangi dari 8.100 ppm wt menjadi kurang dari 20 ppm

wt dan menurunkan kadar NH3 dari air menggunakan stripping pada Stripper

Column. Kapasitas pengolahan dari unit ini dapat mencapai sekitar 1.800 ton/hari.

Kontaminan utama yang terdapat dalam sour water adalah H2S dan NH3 yang

terdapat dalam bentuk NH4HS. Garam ini merupakan garam dari basa lemah dan

asam lemah yang dalam larutan mudah terhidrolisis menjadi H2S dan NH3.

8. Unit 018 : Thermal Distillate Hydrotreating Unit

Unit ini mengolah LGO dan HGO yang keluar dari Visbreaker. LGO dan

HGO memiliki tipikal produk thermal cracking yaitu kandungan sulfurnya tinggi

sehingga perlu mengalami proses hydrotreating agar diperoleh diesel oil dengan

cetan indeks sekitar 45 dan flash point tidak kurang dari 1540F. Kapasitas unit ini

adalah 1.800 ton/hari.

9. Unit 019 : Visbreaker Thermal Cracker

Unit ini mengolah reduced crude dari kolom distilasi untuk memberikan

nilai tambah pada residu. Proses yang dilakukan adalah mengubah minyak fraksi

berat menjadi minyak fraksi ringan dengan cara cracking mengunakan media

pemanas. Proses dari cracking ini dibatasi oleh stabilitas dari visbreaking residu

yang digunakan sebagai fuel oil. Produk dari unit ini adalah sebagai berikut :

- Cracked gas, dikirim ke refinery fuel gas system

- Thermal Cracked Naphta, dikirim ke unit 016 untuk mengalami proses

sweetening


81

- Light Gas Oil, sebagian dikirim ke unit 018 untuk diolah lebih lanjut dan

sebagian lagi dikirim ke fuel oil storege untuk komponen blending fuel oil

- Heavy Gas Oil, diperlukan sama seperti Light Gas Oil

- Slop Wax, dikirim ke fuel oil storage untuk komponen blending fuel oil

- Vacuum Bottom, untuk komponen blending fuel oil dan dikirim ke fuel

oil storage

Dengan adanya proses visbreaking ini, kilang minyak PERTAMINA RU

IV Cilacap ditekan untuk memproduksi Diesel Oil dengan memperbaiki pour

point dan masih memenuhi viskositas yang diinginkan. Proses visbreaking ini

disertai dengan proses thermal cracking, yaitu pemecahan rantai hidrokarbon

yang panjang menjadi rantai hidrokarbon yang lebih pendek, yang terjadi karena

pengaruh panas. Kapasitasnya adalah sebesar 8.387 ton/hari. Produk-produk yang

dihasilkan dari FOC II

yaitu :

- Hydrogen Rich Gas, dipakai sendiri di unit 012, 013 dan 018

- Mixed LPG, untuk bahan bakar konsumen masyarakat

- Heavy Naphta, untuk komponen blending premium dan bahan baku

- kilang paraxylene

- Platforming (HOMC), digunakan sebagai blending premium

- HSD dan IDO, untuk bahan bakar diesel kecepatan tinggi

- IDF dan IDO, untuk bahan bakar diesel kecepatan rendah

- Kerosene, untuk bahan bakar konsumen masyarakat

- IFO, untuk bahan bakar furnace dan komponen blending premium

4.2.4. Lube Oil Complex II & III (LOC II & LOC III)

Kilang LOC II & IV ini pada dasarnya mempunyai tugas yang sama pada

kilang LOC I, yaitu menghasilkan komponen minyak pelumas dan sebagai hasil

samping adalah aspal dan minyak bakar. Kilang Lube Oil Complex II ini

mempunyai fungsi untuk membuat bahan baku pelumas dari long residue hasil


82

Crude Distilling Unit (CDU I). Kapasitas produksi dari LOC II ini adalah 175.400

ton/tahun produk Lube Base Oil dan 550.000 ton/tahun produk asphalt.

Lube Oil Complex II & III (LOC II & III) pada Gambar 1.6 yang terletak di area

02 dan 200 terdiri dari unit–unit proses sebagai berikut :

1. LOC II tediri atas unit-unit di bawah ini :

- Unit 021 : High Vacuum Unit II (HVU II)

- Unit 022 : Propane Deasphalting Unit II (PDU II)

- Unit 023 : Furfural Extraction Unit II (FEU II)

- Unit 024 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Uni II (MDU I)

- Unit 025 : Hot Oil System Unit II (HOS II)

2. LOC III tediri atas tiga unit yang terintegrasi secara geografis, yaitu :

- Unit 220 : Propane Deaspalthing Unit (PDU IV)

- Unit 240 : MEK Dewaxing Unit (MDU IV)

- Unit 260 : Hydrotreating/Redistilation Unit (HTU/RDU)

Produk dari LOC II & III, yaitu :

- High Viscosity Index 95 (HVI 95)

- High Viscosity Index 160S (HVI 160S)

- High Viscosity Index 650 (HVI 650)

- Asphalt

- Fuel Oil

- Slack wax

- Minarex (PERTAMINA Extraks)

LOC I ,II serta LOC III dibuat berintegrasi satu sama lain yang kemudian

output terakhir sebagai proses akhir pada LOC III. Berikut bagan bloknya.


83

Gambar 4.4 Blok Diagaram LOC I,II, dan III

1. Unit 021 : High Vacuum Unit II (HVU II)

Unit ini mengolah long residue dari CDU I untuk menghasilkan hasil

distilasi dengan distilasi vacuum yang akan diproses lebih lanjut untuk membuat

bahan pelumas. Long residue terdiri dari fraksi-fraksi dengan titik didih tinggi,

sehingga bila dilakukan distilasi atmosferik akan terjadi perengkahan karena

temperaturnya sangat tinggi. Hasil-hasil dari unit 021 ini yaitu:

- Vacuum Gas Oil (VGO)

- Spindle Oil (SPO)

- Light Machine Oil (LMO)

- Medium Machine Oil (MMO)

- Short Residue

Dari HVU ini kemudian produk-produk tersebut diolah pada unit-unit

lain untuk menghasilkan Lube Base Oil.

2. Unit 022 : Propane Deasphalting Unit II (PDU II)

Unit ini bekerja untuk menghilangkan asphalt dari short residue sebelum

diolah lebih lanjut menjadi bahan minyak pelumas. Prosesnya adalah ekstraksi


84

dengan pelarut propane, sedangkan kapasitasnya 784 ton/hari short residue. Pada

proses selanjutnya maka Deasphalting Oil (DAO) akan digunakan sebagai bahan

baku minyak pelumas berat.

3. Unit 023 : Furfural Extraction Unit II (FEU II)

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa aromat dari

destilat hasil HVU dan PDU. Prosesnya adalah ekstraksi dengan menggunakan

pelarut furfural yang mempunyai daya larut terhadap senyawa aromat. Rafinatnya

diolah menjadi bahan minyak pelumas sedangkan ekstrak keluar sebagai fuel oil.

Kapasitas FEU tergantung jenis umpan yaitu :

- LMO distillate : 2.180 ton/hari

- MMO distillate : 2.270 ton/hari

- DAO distillate : 91.786 ton/hari

Rafinat FEU selanjutnya diolah di MEK Dewaxing Unit (MDU).

Setelah Debottlenecking FEU II hanya memproses LMO, MMO, dan DAO,

rafinatnya diolah di HTU LOC IV.

4. Unit 024 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Uni II (MDU I)

Pada awalnya unit ini berfungsi menghilangkan wax (lilin) dari rafinat

hasil FEU, tetapi setelah debottlenecking, unit ini memproses rafinat dari HTU.

Prosesnya adalah mendinginkan rafinat sehingga wax akan mengkristal dan

dapat dipisahkan dengan penyaringan. Tujuan penghilangan wax adalah agar

minyak pelumas yang terbentuk mempunyai titik tuang (pour point) yang

memenuhi syarat. Rafinat yang masuk sebagai umpan didinginkan kemudian

disaring, untuk lebih mudahnya maka ditambahkan pelarut. Pelarut yang

digunakan adalah campuran antara methyl ethyl keton dengan toluene dengan

perbandingan 52 : 48.

5. Unit 025 : Hot Oil System Unit II (HOS II)

Walaupun tidak langsung dengan proses, unit ini sangat penting

keberadaannya, karena merupakan sumber panas bagi unit-unit lain, antara lain


85

untuk menguapkan pelarut pada pelarut recovery. Prinsip operasinya adalah

dengan sirkulasi minyak panas dari vessel, dimana minyak yang digunakan adalah

spindle oil (SPO).

6. Unit 260 : Hydrotreating/Redistilation Unit (HTU/RDU)

Unit ini terdiri atas 2 unit proses, yaitu HTU (Hydrotreating Unit) dan

RDU (Redistillation Unit). Tujuan dari proses pada unit ini adalah untuk

menghilangkan komponen-komponen aromatis yang tidak diinginkan pada lube

oil dengan charging campuran feed dan gas kaya hidrogen ke reaktor dengan

menggunakan katalis Ni-Mo (Nikel-molybdenum).

4.2.5. Kilang Paraxylene Cilacap (KPC)

Kilang paraxylene Cilacap dibangun tahun 1988 dan beroperasi setelah

diresmikan oleh Presiden RI tanggal 20 Desember 1990. Tujuan dari

pembangunan kilang Paraxylene ini adalah sebagai berikut :

- Memenuhi kebutuhan bahan baku paraxylene untuk pabrik Purified

Terepthalic Acid (PTA) di Plaju, Sumatra Selatan.

- Menghemat devisa, karena selama ini bahan baku untuk paraxylene masih

di impor.

- Meningkatkan nilai proses yang ada pada kilang paraxylene.

Kilang ini digunakan untuk mengolah 11.916,9 ton/hari naphta dengan

produk utamanya adalah :

- Paraxylene : 270.000 ton/tahun

- Benzene : 118.000 ton/tahun

Produk sampingnya adalah :

- LPG : 52 ton/hari

- Raffinate : 280 ton/hari

- Heavy Aromate : 43 ton/hari

- Fuel Gas : 249 ton/hari


86

Kilang Paraxylene pada Gambar 1.7 yang terletak di area 80 terdiri dari

unit–unit proses sebagai berikut :

- Unit 82 : Naptha Hydrotreater

- Unit 84 : CCR Platforming Unit

- Unit 85 : Sulfolane Unit

- Unit 86 : Tatoray Process Unit

- Unit 87 : Xylene Fractionation Unit

- Unit 88 : Paraxylene Extraction (Parex) Process Unit

- Unit 89 : Isomar Process Unit

Bagan Blok Diagaram KPC terlihat pada gambar dibawah ini.

Gambar 4.5 Blok Diagram KPC

1. Unit 82 : Naptha Hydrotreater

Fungsi utama unit ini adalah mempersiapkan heavy naptha yang terbebas

dari kontaminasi berbagai impurities seperti sulfur, oksigen, nitrogen, logam-

logam organik dan sebagainya, oleh karena senyawa tersebut dapat meracuni

katalis pada Unit Platforming. Pemurnian ini dilakukan dengan menginjeksikan

gas hidrogen dalam suatu rektor katalis yaitu Ni-Mo Alumina.

2. Unit 84 : CCR Platforming Unit


87

Unit ini mengolah senyawa parafinik dan naphtenik yang terdapat pada

Treated Naptha menjadi senyawa aromatik untuk dijadikan paraxylene dan

benzene pada unit berikutnya. Untuk CCR platforming catalist, umpan naptha

harus kurang dari 0,5 weight ppm, untuk mengoptimalkan selektivitas dan

stabilitas karakteristik katalis. Untuk tipikal kandungan sulfur dalam umpan pada

deaktivasi, suhu reaktor perlu dinaikkan untuk mencapai tingkat removal yang

sama. H2S yang dihasilkan kemudian dipisahkan pada stripper column, dan

dikeluarkan sebagai overhead off gas.

Hasil utama dari unit ini kemudian akan dipisahkan antara light

platformate dan heavy platformate. Light platformate banyak mengandung

benzene dan toluene yang kemudian dikirim ke Sulfolane Unit, sedangkan

heavy platformate banyak mengandung

3. Unit 85 : Sulfolane Unit

Umpan untuk unit ini adalah light platformate. Unit ini berfungsi untuk

memisahkan gugus aromat dari gugus non aromat secara ekstraksi dengan

menggunakan pelarut sulfolane. Rafinat mengandung komponen-komponen non

aromat (parafin, olefin dan naphta) yang disebut mogas dan ekstrak mengandung

komponen aromat. Selanjutnya senyawa-senyawa tersebut dipisahkan di Sulfonate

Benzene Column (SBC). Hasil atas berupa benzene dan produk bawahnya adalah

toluene dan C8- +. Produk bawah ini kemudian dipisahkan pada Sulfolane

Toluene Column (STC). Produk toluene kemudian diumpankan ke Tatoray Unit

dan produk bawah ke Xylene Fractionation Unit.

4. Unit 86 : Tarotoray Process Unit

Proses tatoray adalah suatu proses katalitik untuk trans-alkilasi aromat.

Dalam bentuk sederhananya, toluene dikonversi menjadi benzene dan campuran

xylene. Toluene dan campuran C9 aromatik dikonversi menjadi C6, dan C8

aromat. Katalis yang digunakan adalah TA-4 dengan basis silika alumina.


88

Benzene yang dihasilkan direcycle ke unit sulfolane, sedangkan xylene dan

toluene ke toluene column untuk memisahkan toluene dan xylene.

5. Unit 87 : Xylene Fractionation Unit

Suatu aspek unik dari unit ini adalah pada desain splitter column. Dengan

mengoperasikan splitter column pada tekanan yang tinggi, suhu uap overhead

menjadi begitu tinggi, sehingga dapat dimanfaatkan sebagai pemanas untuk

reboiler di beberapa kolom pada Parex Unit dan Isomar Unit. Hal ini merupakan

suatu penghematan biaya operasi dan biaya pokok yang tidak kecil.

Unit ini berfungsi untuk memisahkan campuran antara xylene dengan C9

aromat dan lainnya. Produk atas berupa xylene yang diumpankan ke Parex Unit

dan hasil bawah dipisahkan dalam Heavy Aromatic Column. Produk atasnya

berupa C9 aromat diumpankan ke Tatoray Unit dan hasil bawah adalah heavy

aromat.

6. Unit 88 : Paraxylene Extraction (Parex) Process Unit

Proses Parex adalah suatu proses pemisahan yang kontinyu untuk adsorbsi

selektif paraxylene dari campuran isomernya (ortho dan meta xylene), ethyl

benzene dan hidrocarbon non aromatik. Unit ini menggunakan solid adsorbent

(zeolit), desorbent, Para Diethyl Benzene (PDB) dan suatu flow directing device

yang disebut rotary valve.

Produk rafinat menjadi umpan Isomar Unit sedangkan ekstrak berupa campuran

paraxylene dan desorbent dipisahkan lagi. Produk paraxylene yang dihasilkan

mempunyai kemurnian yang tinggi yaitu sebesar 99,65%.

7. Unit 89 : Isomar Process Unit

Isomar yaitu proses isomerisasi katalis yang mengubah C8 aromat menjadi

campuran yang seimbang dengan menggunakan noble metal catalyst dwifungsi.

Umpan rafinat dari parex dicampur dengan recycled gas yang kaya hidrogen,


89

diuapkan dan dialirkan melalui fixed bed radial flow reactor. Effluentnya

dikondensasikan untuk memisahkan liquid dan gasnya.

Hasil atas berupa komponen hasil cracking yang diumpankan ke Unit 84

untuk memisahkan LPG sedangkan hasil bawah berupa campuran ortho, meta,

para xylene sebagai umpan Xylene Fractionation Unit.

8. Unit Nitrogen Plant

Nitrogen pada kilang ini diperlukan untuk CCR sistem dan tangki tailing.

Kapasitas Nitrogen plant ini adalah :

N2 gas : 800 Nm3/jam

N2 liquid : 130 Nm3/jam

Udara dilewatkan melalui suction filter untuk menghilangkan debu-debu,

selanjutnya ditekan dan dimasukkan ke dalam absorber, kemudian didinginkan

sampai kira-kira 5°C pada chiller unit.

4.2.6. Kilang LPG dan Sulfur Recovery Unit

Gambar 4.6 Diagram Blok Kilang dan Sulfur Recovery Unit

1. Unit 90 (umum)

Unit 90 terdiri dari sistem utilitas header yang didesain untuk mendukung

fasilitas pada proses unit lainya. Secara umum semua utilitas diambil dari refinery

untuk menyediakan unit baru. Sistem distribusi utilitas pada unit 90 terdiri dari :


90

High Pressure Steam

Medium Pressure Steam

Low Pressure Steam

Low Pressure Condensate

Boiler Blow Down

Medium Pressure Boiler Feed Water

Service Air

Service Water

Drinking Water

Jacket Water

Open Sewer

Sour Flare Header

Fuel Gas

Hydrogen

Cold Flare

Nitrogen

Instrumen Air

2. Unit 91 : Gas Treating Unit

Gas treating unit dirancang terutama untuk mengurangi kadar hydrogen

sulfide(H2S) di dalam gas buang (sebagai umpan) hingga maksimum 10 ppmv

sebelum dikirim ke LPG recovery unit dan PSA unit yang telah ada. Dalam

metode operasi normal, laju alir gas total diolah dan larutan amine disirkulasikan


91

untuk menyerap H2S pada suhu mendekati suhu kamar dan tekanan yang

dinaikan. Gas asam (acid gas) menghasilkan produk belerang cair.

3. Unit 92 : LPG Recovery Unit

Recovery LPG yang diharapkan sebanyak 99,9% dari propane dan butane

yang terdapat dalam feed LPG Recovery Unit dibandingkan terhadap oleh

propane dan butane yang terkandung dalam aliran bawah deethanizer.

Tabel 4.5Spesifikasi Produk LPG

Spesifikasi Unit Nitai

Etahne LV Max 0,2 %

C3 + C4 LV% Min 97,5 %

C5+ LV% Max 2%

Reid Vapor Pressure Psi 120

Weathering Test Pada 36°F 95% Volume

Tabel 4.6 Spesifikasi Produk Kondensat

Spesifikasi Unit Nilai

C4 dan lighter LV % Max 2 %

4. Unit 93 : Sulphur Recovery Unit

Sulphur Recovery Unit (SRU) didirikan untuk memisahkan acid gas dari

amine regeneration di Gas Treating Unit (GTU), dirubah menjadi H2S dalam

bentuk gas menjadi sulfur cair dan dalam bentuk gas sulfur untuk bisa dikirim

melalui eksport.

5. Unit 94 : Tail Gas Unit


92

Tail Gas Unit (TGU) dirancang untuk mengolah acid gas dari Sulphur

Recovery Unit (SRU). Semua komponen sulfur diubah menjadi H2S untuk

dihilangkan di unit TGU absorber, arus recycle kembali ke unit SRU dan

sebagian dibakar menjadi jenis sulfur yang terdiri dari SOx kemudian dibuang ke

atmosfer.

6. Unit 95 : Refrigeration

Refrigeration Unit dilengkapi dengan pendinginan yang diperlukan untuk

LPG Recovery Unit dan juga dilengkapi dengan Trim Amine Chilling di bagian

Tail Gas Unit untuk memaksimalkan pengambilan sulfur secara umum. System

Refrigeration terdiri dari dua tahap Loop Propane Refrigeration.

Tabel 4.7 Komposisi design Refrigeration

Komponen Mol, %

Ethane 2,07

Propane 94,54

i-butane 3.79

Total 100

4.2.7. Unit Utilitas

Unit Utilitas pada PERTAMINA RU IV adalah semua bahan / sarana /

media yang dibutuhkan untuk menunjang operasi pengolahan kilang seperti

tenaga listrik, tenaga uap, air pendingin, air bersih, bahan bakar cair/gas, angin

instrumen, dan lain-lain sehingga kilang dapat memproduksi BBM dan Non

BBM.

Pengadaan sistem utilities dalam industri, khususnya untuk operasional

kilang BBM dan petrokimia di Pertamina selama ini selalu diusahakan sendiri,

mengingat kebutuhan belum dapat diperoleh dari sumber lain. Dalam

pengoperasiaanya utilities harus handal supaya tidak mengakibatkan kehilangan


93

produksi kilang berupa BBM, Non BBM, dan Petrokimia, serta menimbulkan

kerusakan katalis, peralatan operasi, dan keselamatan (safety).

Kehandalan adalah kemampuan dan ketersediaan sistem ketenagaan dalam

periode waktu tertentu secara terus-menerus dalam memasok kebutuhan energi

(listrik, uap, bahan bakar, angin instrumen) untuk menunjang operasi kilang

beserta fasilitas penunjangnya dalam setiap kondisi operasi (start up, normal,

emergency). Sebagai konsekuensi dari kehandalan tersebut, standar dari reliability

dan avaibility untuk peralatan utama di utilities, lebih tinggi dibandingkan dengan

unit atau area operasi lainnya.

Utilities bersifat operasional sehingga semua pelaksanaan berdasarkan

standard operasional, prosedur, sistem dan tata kerja individu. Di Pertamina

Refinery Unit IV Cilacap, kompleks utilities saat ini terbagi menjadi :

Utilities I (area 50), dibangun pada tahun 1973 dan mulai beroperasi tahun

1976 untuk menunjang pengoperasian FOC I, LOC I dan ITP / Off site

area 30, 40, 60 dan 70 dengan kapasitas pengolahan 100.000 barrel/hari.

Utilities II (area 05), dibangun tahun 1980 dan mulai beroperasi pada

tahun 1983 untuk menunjang pengoperasian FOC II, LOC II, ITP/ off site

area 30, 40, 60, dan 70 dengan kapasitas 200.000 barrel/hari.

Utilities KPC / Paraxylene sebagian besar unitnya terletak di Utilitas I /

(area 50), mulai beroperasi tahun 1990 khusus untuk menunjang area

kilang Paraxylene dengan kapasitas produksi Petrokimia sebanyak

270.000 barrel/hari.

Utilities IIA (area 500), beroperasi pada tahun 1998 dengan sarana

terbatas, khusus dirancang untuk menunjang pengoperasian

Debottlenecking kilang Cilacap, sehingga total kapasitas pengolahan

Kilang Cilacap dapat dinaikkan dari 300.000 barrel/hari menjadi 348.000

barrel/hari.


94

Pada pengembangan Kilang dari tahun 1976 sampai tahun 1998 agar

kehandalan dan fleksibilitas operasi Utilitas terjamin, sebagian besar sistemnya

terintegrasi yang artinya sistim Utilitas antara UTL I, UTL PX, UTL II dan UTL

IIA saling menunjang, sehingga bisa diartikan suatu sistim satu kesatuan.

Dalam memenuhi kebutuhan kilang Cilacap maka Pertamina RU IV secara

operasional memiliki unit – unit Utilitas yaitu :

- UNIT PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK

Unit 52/ 052/ 520 - UNIT PEMBANGKIT TENAGA UAP

Unit 53/ 053/ 530 - UNIT DISTRIBUSI AIR PENDINGIN

Unit 54/ 054 - UNIT PENGADAAN AIR BERSIH

Unit 56/ 056/ 560 - UNIT PENGADAAN UDARA BERTEKANAN

Unit 57/ 057 - UNIT DISTRIBUSI BAHAN BAKAR CAIR DAN GAS

Unit 63/ 063 - UNIT PENGADAAN AIR BAKU

1. Unit 51/ 051/ 510 - UNIT PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK

Unit ini memiliki 8 buah turbin generator pembangkit tenaga listrik yang

digerakkan oleh tenaga uap. Sistim ini beroperasi dengan extractive condensing

turbine dengan high pressure steam (HP steam) yang bertekanan 60 kg/cm2

dengan temperatur 460 0C. Dan menghasilkan medium pressure steam (MP

steam) bertekanan 18 kg/cm2 dengan temperatur 330

0C serta menghasilkan pula

kondensat recovery sebagai air penambah pada tangki desuperheater dan tangki

BFW.

Sistem pembangkit, terdiri dari :


95

Utilities I area 50 : 51 G 1/ 2/ 3 (3 unit) kapasitas @ 8 MW

Utilities II area 05 : 051 G 101/ 102/ 103 (3 unit) kapasitas @ 20 MW

Utilities KPC : 51 G 201 (1 unit) kapasitas 20 MW

Utilities IIA : 510 G 301 (1 unit) kapasiats 8 MW

Dengan kapasitas total terpasang saat ini 112 MW, dan kapasitas terpakai

pada saat beban puncak mencapai 67 MW.

1. Unit 52/ 052/ 520, Unit Pembangkit Tenaga Uap.

Unit ini bertugas untuk menyediakan steam yang digunakan untuk

berbagai proses operasi. Unit ini dikategorikan menjadi 3, yaitu :

A. Sistem Pembangkit

Tenaga uap tekanan 60 kg/cm2 dan temperatur 460

oC atau High

Pressure Steam dihasilkan dari :

Boiler UTL I : 52 B 1/2/3 (9 Unit) kapasitas @60 ton/jam.

Boiler UTL II : 052 B101/102/103/104 (4 Unit) kapasitas

@110 ton/jam.

Boiler UTL KPC : 52 B 201 (1 Unit) kapasitas 110 ton/jam.

Boiler UTL IIA : 520 B 301 (1 Unit) kapasitas 60 ton/jam.

Sebagian besar uap tekanan tinggi tersebut digunakan sebagai tenaga

penggerak turbin generator dan sebagian kecil untuk penggerak turbin pompa

boiler feed water (BFW) dan cooling water.

B. Sistem distribusi tenaga uap terbagi atas :


96

High pressure steam dengan tekanan 60 kg/cm2, temperatur

460 0C, superheated. Penghasil HP steam adalah semua boiler

di utilities dan WHB di unit 14/FOC I.

Medium pressure steam dengan tekanan 18 kg/cm2, temperatur

330 0C, superheated. MP steam ini dihasilkan dari; ekstraksi

turbine generator, WHB unit 014, 019 FOC II, let down station

HP/MP.

MP steam ini digunakan sebagai penggerak turbin pompa,

kompressor, pemanas pada heat exchanger, penarik sistem

vakum pada ejector di semua area proses.

Low pressure steam dengan tekanan 3,5 kg/cm2 temperatur 220

0C, superheated. LP dihasilkan dari sistem back pressure

turbine dan let down station MP/LP.

C. Kondensat Sistem

Di dalam sistem selalu terjadi kondensasi, dan kondensat

yang terjadi dimanfaatkan kembali sebagai boiler feed water guna

mengurangi water losses. Ada tiga jenis kondensat, yaitu :

High pressure condensat yang berasal dari HP, MP steam line.

Kondensat ini ditampung dalam suatu flash drum untuk

dipisahkan menjadi LP condensat dan LP steam.

Low pressure condensat yang berasal dari LP steam line.

Clean condensat yang berasal dari surface condenser turbin

generator dan brine heater SWD (sea water desalination)

2. Unit 53/ 053/ 530, Unit Distribusi Air Pendingin


97

Ada dua sistem yang digunakan untuk distribusi air pendingin

yaitu sistem bertekanan dan sistem gravity. Sirkulasi air pendingin

menggunakan sistem terbuka (once through). Sistem bertekanan

digunakan untuk semua unit proses yang didistribusikan dengan pompa :

UTL I : 53 P1 A/B/C (3 pompa) kapasitas @2000 m3

UTL II : 053 P 101 A/B/C (3 pompa) kapasitas @5900 m3

UTL KPC : 053 P 201 A/B/C (3 pompa) kapasitas @2300 m3

UTL IIA : 530 P 301 A/B (2 pompa) kapasitas @4000 m3

Untuk mencegah timbulnya mikroorganisme pada sistem air

pendingin, diinjeksikan sodium hypochloride hasil dari sodium

hypochloride generator.

3. Unit 54/ 054, Unit Pengadaan Air Bersih

Air bersih diperoleh dengan mengolah air laut menjadi air tawar

dengan spesifikasi tertentu dengan cara distilasi pada tekanan rendah

(vakum). Sistem ini dilaksanakan pada unit Sea Water Desalination

(SWD).

Di Refinery Unit IV Cilacap ada dua sistem SWD yaitu; multi

stage flash once through dan multi stage flash brine recirculations.

Utilitas pertamina Refinery Unit IV Cilacap memiliki 8 buah unit

SWD yaitu:

Type MSF

once through), dan 54 WS 201 (1 unit) kapasitas 45 ton/jam (Type

MSF brine recirculation).

UTL II : 054 WS 101/102/103/105 (4 unit) kapasitas @ 90 ton/jam

(Type MSF once through)


98

Produk unit SWD ini digunakan untuk :

Sebagian besar sebagai air umpan boiler.

Sebagai jacket water untuk pendingin sistem minyak pelumas pada

rotating equipment.

Sebagai media pencampur bahan kimia untuk keperluan proses

Sebagai air minum di area kilang

4. Unit 55/055/550, Unit Pengadaan Air Pemadam Kebakaran

Digunakan untuk menunjang operasi pemadam kebakaran. Sistem

ini terdiri dari 2 pompa air bakar yang berkapasitas 600m3/jam pada

tekanan 12,5 kg/cm2, dan fasilitas pengaman cairan busa udara

5. Unit 56/056/560, Unit Pembangkit Udara Bertekanan.

Fungsi udara bertekanan

a. Sebagai angin instrumen, dihasilkan dari :

UTL I : 56K1/2/3 kapasitas @ 23 Nm3/menit

UTL II : 56K102 kapasitas @ 23 Nm3/menit

UTL KPC : 56K201 kapasitas @ 23 Nm3/menit

UTL IIA : 560K301 kapasitas @ 23 Nm3/menit

Angin instrumen ini harus kering dan tidak boleh mengandung

minyak. Peralatan di sistem ini terdiri dari inter dan after cooler, receiver, air

dryer, air filter dan pipa distribusi.


99

b. Sebagai plant air untuk tube cleaning pada surface condensor turbine

generator dan evaporator condensor SWD.

6. Unit 57/057, Unit Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas

a. Sistem bahan bakar cair

Terdiri dari sistem HFO dan HGO. Sistem HFO digunakan sebagai

bahan bakar pada boiler dan furnace saat normal operasi, sedangkan HGO

digunakan pada saat start up dan shut down unit serta untuk flushing oil

dan sealing sistem. Untuk mengatur viskositas dipakai sarana heat

exchanger dengan media pemanas MP steam. HFO didistribusikan dengan

dua sistem yaitu dengan tekanan tinggi 35 kg/cm2 untuk keperluan sistem

High Vacuum Unit dan tekanan rendah 18 kg/cm2 untuk keperluan burner.

HFO terdiri dari slack wax, slop wax, heavy aromate dan IFO yang

diperoleh dari proses area.

b. Sistem bahan bakar gas

Dipakai dan dimaksimalkan untuk pembakaran di boiler dan

furnace. Bahan baku diperoleh dari unit proses dan ditampung di mix

drum 57V2 dan 057V102 selanjutnya didistribusikan melalui pipa induk

ke semua proses area dengan tekanan diatur 3,5 kg/cm2. Apabila tekanan

lebih dari 4 kg/cm2 akan dibuang ke flare dan apabila kurang dari 2,5

kg/cm2 akan disuplai dari LPG vaporizer sistem dengan media pemanas

LP steam. LPG vaporizer ini berfungsi untuk menampung dan memproses

propane dan butane yang off spec. Pada sistem bahan bakar gas ini

terdapat juga waste gas kompresor yang berfungsi untuk memperkecil gas

yang hilang ke flare.

7. Unit 63/063, Unit Pengadaan Air Baku


100

Air baku diperoleh dari kali Donan dengan menggunakan pompa

jenis submersible yang terdiri dari :

UTL I : pompa 63 P1 A/B/C kapasitas @ 3800 m3/jam

UTL II : pompa 063P101 A/B/C kapasitas @ 7900 m3/jam

UTL KPC : pompa 063 P 201 kapasitas 7900 m3/jam

UTL IIA : pompa 063 P 301 kapasitas 7900 m3/jam

Dari kali Donan air sungai dipompakan ke Jetty Donan (area 60).

Ruangan pengambilan air baku dilengkapi dengan fixed bar screen,

retractable strainer dan floating gate yang berfungsi untuk menyaring

kotoran misalnya sampah, serta suction screen. Dari unit 63 dan 063 air

baku tersebut kemudian dialirkan melalui pipa kedalam 3 buah tangki.

Untuk mencegah terjadinya lumut dan menghindari hidupnya kerang dan

mikroorganisme lainnya, pada saluran hisap semua pompa air baku

diinjeksikan sodium hipokloride hasil dari sodium hipokloride generator.

Air baku ditampung dalam tangki selanjutnya digunakan sebagai media :

pressurized cooling water)

Air umpan sea water desalination

8. Fire Fighting Water System

Merupakan fasilitas yang digunakan untuk menunjang operasi

pemadam kebakaran. System ini terdiri dari dua pompa air bakar dan

fasilitas pengaman cairan busa udara. Dua pompa air yang digunakan

mempunyai kapasitas 600 m3/jam pada tekanan 12.5 kg/cm

2.


101

9. Unit Ruang Kontrol/Pengendali Operasi

Dalam pengontrolan/pengendalian terdapat dua system, yaitu

pneumatic dan elektronik. Ruang control ini mempunyai tugas sebagai

pengendali seluruh kegiatan operasi di utilitas, antara lain mengawasi,

mengatur dan mengoperasikan unit-unitnya dengan cara manual atau

secara otomatis dari ruang control. Suplai listrik untuk system control

didukung dengan Uninteruptable Power Supply (UPS) untuk menjaga

kontinuitas system control maka,

Sistem instrumentasi di ruang control dapat diguankan sebagai :

1. Pengontrol (controller)

2. Penunjuk (indicator)

3. Pencatat/perekam (recorder)

4. Isyarat (alarm)

Variable-variabel yang dikendalikan antara lain :

1. Tekanan

2. Temperature

3. Laju aliran

4. Tinggi permukaan cairan

5. Kualitas daya listrik

Di dalam runag control, system instrumentasi dibagi menjadi

beberapa panel, yaitu :


102

1. Panel control untuk turbin

2. Panel control untuk ketel uap

3. Panel control untuk generator

4. Panel control SWD (Sea Water Desalination)

5. Panel control untuk penyediaan air pendingin

6. Panel control untuk system udara bertekanan

7. Panel control untuk system penyediaan bahan bakar

Gambar 4.7 Aliran Proses Unit Utilitas


103

4.3 Pengolahan Limbah PT. PERTAMINA RU-IV Cilacap

Di dalam eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi negara, Pertamina

RU IV Cilacap tidak dapat lepas dari penanganan limbah yang dihasilkan. Limbah

yang dihasilkan dalam pengolahannya dapat diklasifikasikan menjadi tiga, yaitu :

bahan buangan cair, gas dan sludge.

A. Pengolahan Buangan Cair

Pada dasarnya prinsip dari pengolahan air limbah adalah

menghilangkan unsur – unsur yang tidak dikehendaki dalam air limbah

secara fisik, kimia ataupun biologi. Pertamina RU IV Cilacap dalam

mengolah limbah cairnya tidak dilakukan pada tiap– tiap unit, namun

limbah dari beberapa unit digabung menjadi satu baru kemudiandiolah.

Limbah cair pengolahannya dilakukan secara bertahap meliputi : Sour

Water Stripper (SWS), Corrugated Plate Inceptor (CPI) dan Holding

Basin.

1. Sour Water Stripper (SWS)

Unit ini dirancang untuk mengolah sour water dari Visbreaking

Unit, Naphta Hydrotreating Unit, High Vacum Unit, Crude Distillation

Unit, AH Unibon, Destillate Hydrotreating Unit yang mengandung H2S,

NH3, fenol, CO2, mercaptan, cyanida dan pada hydrocracking sour water

terdapat fluorida. Unit ini dirancang untuk dapat membersihkan 97 % dari

H2S yang kemudian dibakar diflare, sedang air bersih yang tersisa dapat

digunakan kembali. Dalam sour water H2S dan NH3 terdapat dalam bentuk

NH4HS yang merupakan garam dari basa lemah dan asam lemah. Di

dalam larutan ini, garam terhidrolisa menjadi H2S dan NH3.

Reaksi :

H2S dan NH3 bebas sangat mudah menguap dalam fase cair. Gas

H2S dan NH3 dapat dipisahkan dengan menggunakan steam sebagai


104

stripping medium atau steam yang terjadi dari pemanasan sour water itu

sendiri (dalam reboiler). Hidrolisa akan naik dengan naiknya suhu.

Kelarutan H2S cepat dipisahkan. Sour water yang telah mengalami stripper

akan menaikkan konsentrasi NH3/H Pada unit 052 terdapat empat boiler

dengan kapasitas masing – masing 110 ton/jam HP steam. Jenis boiler

yang dipakai adalah water tube boiler yang mampu menghasilkan HP

steam pada tekanan 60 kg/cm2 dan temperatur 460

0C. Penghasil HP steam

lainnya adalah Waste Heat Boiler (WHB) yang terdapat di unit 014 dan

019 menghasilkan MP steam dengan kapasitas masing-masing 30 ton/jam.

MP steam digunakan untuk pengabut bahan bakar minyak, vacuum

ejector, soot blowing dan lain – lain. LP steam yang dihasilakn

mempunyai tekanan 3,5 kg /cm2 dan temperatur 330

0C. LP steam

digunakan untuk pemanas pipa – pipa, stripping steam pada distilasi.

2. Corrugated Plate Interceptor

Corrugated Plate Interceptor (CPI) adalah jenis alat atau bangunan

penangkap minyak yang berfungsi untuk memisahkan air dan minyak

dengan menggunakan plate sejajar, dibuat dari fiber glass yang

bergelombang yang dipasang dengan kemiringan tertentu, bekerja secara

gravitasi. CPI memiliki kemampuan memisahkan lebih besar dibanding

dengan alat pemisah lain, mampu memisahkan partikel minyak sampai

dibawah 150 mikron dengan menggunakan permukaan pemisah tambahan

berupa plat sejajar maka didapatkan proses pemisahan dalam kondisi

laminer dan stabil. Kecepatan aliran dari plat yang bergelombang dan

perbedaan spesifik grafity antara minyak dan air menyebabkan minyak

akan naik ke atas, sedangkan air akan turun ke bawah yang kemudian

masuk parit dan akhirnya ke Holding Basin untuk diolah lebih lanjut

sebelum dibuang ke badan air penerima ( Sungai Donan).

3. Holding Basin


105

Holding basin adalah kolom untuk menahan genangan minyak

bekas buangan pabrik supaya tidak lolos ke badan air penerima, dengan

perantaraan skimmer (penghisap genangan minyak dipermukaan), floating

skimmer (menghisap minyak di bagian tengah), dan baffle (untuk

menahan agar minyaknya tidak terbawa ke badan air penerima).

Selanjutnya genangan minyak ditampung pada sump pit kemudian

dipompakan ke tangki slops untuk direcovery. Holding Basin dibuat

dengan tujuan untuk mencegah pencemaran lingkungan, khususnya bila

oil water sampai lolos ke badan air. Genangan minyak berasal dari

bocoran–bocoran peralatan pabrik atau lainnya. Holding basin yang

terdapat di Pertamina RU IV Cilacap ada dua yaitu Exciting Holding

Basin Unit 49 dan New Holding Basin Unit 66.

Blok Diagram Pengelolaan Air Buangan Kilang dapat dilihat pada

Gambar 4.8 . berikut ini

Gambar 4.8 Blok Diagaram Air Buangan Kilang


106

B. Pengolahan Buangan Gas

Untuk menghindari pencemaran udara dari bahan – bahan buangan

gas maka dilakukan penanganan terhadap bahan buangan tersebut dengan

cara :

a. Dibuat stack / cerobong asap dengan ketinggian tertentu sebagai

alat untuk pembuangan asap.

b. Gas–gas hasil proses yang tidak dapat dimanfaatkan dibakar

dengan menggunakan flare.

C. Pengolahan Buangan Sludge

Sludge merupakan salah satu limbah yang dihasilkan dalam

industri minyak yang tidak dapat dibuang begitu saja ke alam bebas karena

mencemari lingkungan. Pada sludge selain mengandung lumpur / pasir dan

air juga masih mengandung hidrokarbon (HC) fraksi berat yang tidak

dapat direcovery ke dalam proses maupun bila dibuang ke lingkungan

tidak akan terurai secara alamiah dalam waktu singkat. Perlu dilakukan

pemusnahan hidrokarbon tersebut untuk menghindari pencemaran

lingkungan. Dalam usaha tersebut di PERTAMINA RU IV Cilacap,

sludge dibakar dalam suatu ruang pembakar (incinerator) pada temperatur

tertentu sehingga lumpur / pasir yang tidak terbakar dapat digunakan untuk

landfill atau dibuang di suatu area tanpa mencemari lingkungan.

4.4. Oil Movement

Pada awalnya Oil Movements bernama Terminal. Bagian ini bertanggung

jawab dalam menangani pergerakan minyak baik dalam maupun ke luar kilang

terlebih dengan kondisi kilang yang memiliki kapasitas pengolahan 348.000

barel/hari.


107

Tugas dan tanggung jawab bagian ini antara lain :

Menerima crude oil dan menyalurkannya ke unit FOC II

Menerima stream dari unit FOC I dan FOC II

Menyiapkan feed untuk secondary processing

Menyalurkan produksi dari secondary/tertiary processing

Menyalurkan produksi dari kilang ke tangki penampungan

Melaksanakan blending produk menjadi finishing produk

Pemompaan hasil-hasil minyak ke kapal, Perbekalan Dalam Negeri

(PDN), dan Own Use

Melakukan slpos/ballast recovery Untuk menunjang pelaksanaan tugas

dan tanggung jawab tersebut, tersedia fasilitas dan peralatan operasi antara

lain :

Dermaga, untuk bongkar muat crude oil, BBM, dan NBM

Tangki-tangki, untuk penampungan crude, produk dan slpos

Pipa-pipa, untuk pemompaan feed ke kilang, blending, produk dll

Oil Catcher (CPI), untuk menampung minyak yang tercecer dari bocoran

pipa-pipa, pengedrainan tangki, dari parit dan holding basin

Holding basin yang berhubungan dengan CPI berfungsi untuk

mengembalikan atau memperbaiki kualitas air buangan, terutama

mengembalikan kandungan oksigen

Silencer untuk mengurangi kebisingan

Groyne sebagai sarana pelindung pantai dari kikisan gelombang laut


108

4.5. Laboratorium

Bagian laboratorium memegang peranan penting di kilang, karena dari

laboratorium ini data-data tentang raw material dan produk akan diperoleh.

Dengan data-data yang diberikan maka proses produksi akan selalu dapat

dikontrol dan dijaga standar mutu sesuai dengan spesifikasi yang diharapkan.

Bagian laboratorium berada di bawah Manajer Kilang yang mempunyai tugas

pokok :

Sebagai pengontrol kualitas bahan baku, apakah sudah memenuhi

persyaratan yang diperkenankan atau tidak.

Sebagai pengontrol kualitas produk, apakah sudah memenuhi standar yang

berlaku atau belum.

Bahan-bahan yang diperiksa di laboratorium ini adalah :

Crude Oil

Stream product FOCI/II, LOCI/II/III, dan paraxylene

Utilities : water, steam, fuel oil, fuel gas, chemical agent, dan katalis

Intermediate product dan finishing product.

Dalam pelaksanaan tugas, bagian laboratorium dibagi menjadi

Laboratorium Pengamatan, Laboratorium Analitik dan Gas, Laboratorium

Litbang, dan Ren. ADM/ Gudang/ Statistik.

1. Program Kerja Laboratorium

A. Laboratorium Pengamatan


109

Bagian ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan baku,

intermediate product, dan finishing product.

Sifat-sifat yang diamati antara lain :

1). Distilasi ASTM

2). Spesificgravity

3). Reid vapour pressure

4). Flash point dan smoke point

5). Convadson carbon residu

6). Warna

7). Cooper strip dan silver strip

8). Viscositas kinematic

9). Kandungan air

B. Laboratorium analitik dan Gas

Bagian ini mengadakan pemeriksaan terhadap raw material mengenai

sifat-sifat kimianya, termasuk didalamnya tentang kerak dan finishing

product. Alat-alat yang digunakan untuk analisa antara lain :

N2 analyzer, untuk menganalisa sulfur, Cl2, H2S

Atomic Absorption Spectrophotometer (AAS), untuk menganalisa semua

metal yang ada dalam sampel air maupun zat organik.

Polychromator, untuk menganalisa semua metal yang ada dalam sampel

air maupun zat organik.


110

Nuclear Magnitute Resonance (NMR), untuk menganalisa kandungan H2

dalam sampel avtur.

Portable Oxygen Tester (POT), untuk menganalisa kandungan oksigen

dalam gas pada cerobong asap.

Infra red Spectrophotometer (IRS), untuk menganalisa kandungan oil

dalam sampel air, juga menganalisa aromat dan minyak berat. Spectro

Fluorophotometer, untuk menganalisa kandungan oil dalam water slop

Menganalisa bahan baku, stream product, dan finishing product untuk

pabrik paraxylne.

C. Laboratorium Penelitian dan Pengembangan

Bagian ini bertujuan untuk mengadakan penelitian, misalnya :

1. Blending fuel oil

2. Lindungan lingkungan (pembersihan air buangan)

3. Evaluasi crude

4. Di samping mengadakan penelitian rutin, laboratorium ini juga mengadakan

penelitian yang sifatnya non-rutin, misalnya penelitian terhadap produk kilang di

unit tertentu yang tidak biasanya dilakukan penelitian, guna mendapatkan

alternatif lain tentang penggunaan bahan baku.

D. Ren ADM/Gudang Statisitik

Bagian ini bertugas untuk mengatur administrasi laboratorium,

pergudangan, dan statistik.

E .Laboratorium Paraxyelene


111

Laboratorium ini khusus menangani unit paraxylene yang mempunyai

kerja dan tugas menganalisa terhadap bahan baku, produk yang dihasilkan dan

bahan penunjang lainnya.


112

BAB V

ORIENTASI KHUSUS

5.1 Pengantar Unit Utilities

Unit Utilities pada PT PERTAMINA RU IV yaitu suatu area proses yang

terdiri dari beberapa unit yang menyediakan tenaga listrik, tenaga uap, air

pendingin, air bersih, bahan bakar cair/gas, angin instrumen (udara bertekanan),

dan lain-lain sehingga kilang dapat memproduksi BBM dan NBM.

Pengadaan sistem Utilities dalam industri, khususnya untuk operasional

kilang BBM dan petrokimia di Pertamina selama ini selalu diusahakan sendiri.

Dalam pengoperasiannya Utilities harus handal dalam memenuhi kebutuhan di

seluruh kilang, karena bila terjadi kegagalan dalam pengoperasian maka tidak saja

akan mengakibatkan kehilangan produksi kilang berupa BBM, NBM dan

petrokimia tetapi juga menimbulkan kerusakan peralatan operasi lainnya. Utilities

bersifat operasional sehingga pelaksanaannya berdasar standar operasional,

prosedur, sistem dan tata kerja yang telah ditentukan.

Di Pertamina RU IV Cilacap, Utilities terbagi menjadi:

Utilities I (Area 50) yang dibangun pada tahun 1973 dan mulai beroperasi

tahun 1976 sebagai sarana penunjang pengoperasian FOC I, LOC I dan

ITP/Offsite area 30, 40, 60 dan 70.

Utilities II (Area 05) yang dibangun pada tahun 1980 dan mulai beroperasi

pada tahun 1983 sebagai sarana penunjang pengoperasian FOC II, LOC II,

ITP/Offsite area 30, 40, 60 dan 70.

Utilities KPC yang sebagian besar unitnya terletak di area 50 yang mulai

beroperasi pada tahun 1990 khusus untuk menunjang area Paraxylene.


113

Utilities IIA atau disebut juga area 500 yang beroperasi pada tahun 1998

untuk menunjang pengoperasian Debottlenecking kilang.

Pada saat pengembangan kilang dari tahun 1976 sampai tahun 1998 agar

kehandalan dan fleksibilitas operasi Utilities terjamin, sebagian sistemnya

terintegrasi artinya sistem Utilities antara UTL I, UTL II, UTL KPC dan UTL IIA

bisa saling menunjang sehingga bisa diartikan suatu sistem yang terintegrasi dan

merupakan satu kesatuan.

5.2 Sarana dan Fasilitas Utilities

Utilities mempunyai fungsi untuk mendukung dan menjamin berjalannya

operasi kilang secara kontinyu dengan menjamin tersedianya kebutuhan bahan

bakar, listrik, udara bertekanan, tenaga uap, air pendingin, air baku dan air bersih

yang cukup untuk operasi kilang. Dalam memenuhi kebutuhan kilang Cilacap

maka Utilities Pertamina RU IV secara operasional memiliki unit-unit kerja yaitu:

Unit 51/051/510 : Unit Pembangkit Tenaga Listrik

Unit 52/052/520 : Unit Pembangkit Tenaga Uap

Unit 53/053/530 : Unit Distribusi Air Pendingin

Unit 54/054 : Unit Pengadaan Air Bersih

Unit 56/056/560 : Unit Pengadaan Udara Bertekanan

Unit 57/057 : Unit Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas

Unit 63/063 : Unit Pengadaan Air Bak

5.2.1. Unit 51 / 051 / 510 - Unit Pembangkit Tenaga Listrik

Unit ini memiliki 8 buah turbin generator pembangkit listrik yang

digerakkan oleh tenaga uap yang beroperasi dengan system extractive condensing

turbine dengan high pressure steam (HP steam) yang bertekanan 60 kg/cm2 dan

temperatur 4600C dan menghasilkan medium pressure (MP steam) bertekanan 18


114

kg/cm2 dengan temperatur 330

0C serta menghasilkan pula condensat recovery

sebagai air penambah pada tangki desuperheater dan tangki BFW.

Masing-masing unit memiliki kapasitas sebagai berikut:

UTL I / AREA 50 : 51 G 1 / 2 / 3 Kapasitas @ 8 MW

UTL KPC : 51 G 201 Kapasitas 20 MW

UTL II / AREA 05 : 051 G 101 / 102 / 103 Kapasitas @20 MW

UTL IIA : 510 G 310 Kapasitas 8 MW

Dengan total kapasitas terpasang saat ini 112 MW, dan kapasitas terpakai pada

saat beban puncak mencapai 67 MW.

A. Prinsip Operasi

Tenaga listrik diperoleh dari generator pembangkit yang digerakkan oleh

turbin uap. Uap sebagai sumber energi diperoleh dari hasil produksi boiler dengan

tekanan 60 kg/cm2 dan suhu 460

0C dengan system extractive condensing

dimasukkan melalui throttle valve. Setelah putaran turbin mencapai 3000 rpm,

generator disinkronkan dengan generator lain yang sudah online. Terkadang

turbin dioperasikan dengan full condensing, ketika turbin menghasilkan load

listrik dibawah 6 MW, setelah diatas 6 MW baru dikembalikan lagi ke sistem

steam extractive, setiap generator dilengkapi dengan peralatan pembantu antara

lain surface codensor, air cooler, ejector dan pump.

Penurunan tekanan uap selain dengan sistem ekstraksi juga diolah

menggunakan sistem let down station HP/MP sehingga dihasilkan tekanan sedang

(MP steam) dengan tekanan 18 kg/cm2 dan temperatur 330

0C. MP steam ini

digunakan untuk menggerakkan turbin pada pompa, kompresor dan media pada

unit unit kilang.

Untuk pemakaian listrik pada berbagai tingkat keperluan, maka

dibutuhkan trafo penurun tegangan dari 13,8 KV menjadi 3,45 KV dan 400/200

V. Agar tercapai sistem tenaga listrik dengan tingkat kehandalan yang tinggi,


115

maka diadakan interkoneksi diantara kedua area (50 dan 05) melalui suatu tie

transformer. Disamping itu juga diberlakukan load shedding system, dimana bila

terjadi gangguan pada sistem pembangkit listrik, maka secara otomatis akan

dilepas/dikorbankan beberapa pemakaian yang non esensial. Hal ini dimaksudkan

agar beban-beban vital dan esensial tidak mengalami gangguan, sehingga operasi

kilang masih dapat berjalan dengan baik dan aman.

B. Sistem Pengamanan

Berfungsi mengamankan peralatan unit generator dengan cara mengetripkan

turbin generator secara otomatis apabila terjadi hal - hal yang membahayakan.

Sedangkan sistem pengamanan pada jaringan distribusi listrik dinamakan load

shedding system, yaitu suatu sistem yang bekerja berdasarkan frekuensi generator,

berfungsi untuk memutus beban konsumen apabila beban listrik yang dihasilkan

oleh generator lebih kecil dari pada beban listrik yang dibutuhkan.

5.2.2. Unit 52 / 052 / 520 – Pembangkit Tenaga Uap

Unit pembangkit tenaga uap merupakan unit yang bertugas menyediakan

uap/steam yang akan digunakan sebagai proses operasi, unit ini dikategorikan

menjadi:

A. Sistem Pembangkit Tenaga Uap

Tenaga uap dengan tekanan 60 kg/cm2 dan temperatur 460

0C atau High

Pressure Steam dihasilkan dari:

Boiler Utilities I : 4 Unit kapasitas masing-masing 60 ton/jam

Boiler Utilities II : 4 Unitkapasitas masing-masing110 ton/jam

Boiler Utilities KPC : 1 Unit kapasitas 110 ton/jam

Boiler Utilities IIA : 1 Unit kapasitas 60 ton/jam


116

Sebagian besar HP steam tersebut digunakan sebagai tenaga penggerak

turbin generator, pompa Boiler feed water (BFW) dan cooling water.

Peralatan utama boiler:

Steam Drum

Water Drum

Superheater

Economizer

Burner

Forced Draft Fan

Soot Blower

System Safety

B. Sistem Distribusi Tenaga Uap

Unit ini memiiki tugas untuk menghasilkan uap yang diproduksi oleh

boiler, sistem ini terbagi atas:

1. High Pressure Steam (HP steam) dengan tekanan 60 kg/cm2 dan suhu

4600C. Superheated penghasil HP steam adalah semua boiler di Utilities

dan WHB di unit 14 / FOC I.

2. Medium Pressure Steam (MP steam) dengan tekanan 18kg/cm2 dan suhu

3300C. MP steam ini dihasilkan dari ekstraksi turbin generator, WHB unit

014, 019 FOC II dan let down station HP/MP.

3. Low Pressure Steam (LP steam) dengan tekanan 3,5 kg/cm2 dan suhu

2200C. Superheated ini dihasilkan dari system back pressure turbine dan

let down station MP/LP.

C. Kondensat Sistem

Didalam sistem selalu terjadi kondensat yang akan dimanfaatkan kembali

sebagai boiler feed water guna mengurangi water losses. Ada tiga jenis

kondensat, yaitu:


117

1. High Pressure Condensat yang berasal dari HP steam line, HP steam

ditampung dalam flash drum untuk dipisahkan menjadi HP condensat dan

LP steam.

2. Low Pressure Condensat yang berasal dari LP steam line.

3. Clean Condensat yang berasal dari Surface Condenser Turbin

Generator dan brine heater SWD (Sea Water Desalination).

5.2.3. Unit 53 / 053 / 530 – Distribusi Air Pendingin

Distribusi air pendingin dilakukan dengan dua cara yaitu sistem

bertekanan (pressure system) dan sistem gravitasi (gravity system).

Untuk sistem bertekanan, air pendingin didistribusikan dengan pompa:

UTL I : 53 P1 A/B/C kapasitas @2000 m3/jam

UTL II : 053 P101 A/B/C/D kapasitas @5900 m3/jam

UTL KPC : 53 P201 A/B/C kapasitas @2300 m3/jam

UTL IIA : 53 P301 A/B kapasitas @4000 m3/jam

Untuk mencegah hidup atau berkembangnya microorganisme, pada sistem

air pendingin diinjeksikan Sodium Hypochloride yang dihasilkan dari unit sodium

Hypochloride (Unit 53A-1, 53A-201, 53A-310, 53A-101dan 63A-1).

5.2.1 Unit 54 / 054 – Pengadaan Air Bersih

Unit pengadaan air bersih dilakukan pada unit Sea Water Desalination

(SWD), dimana prinsip operasi unit ini adalah mengolah air laut menjadi air tawar

dengan spesifikasi tertentu yaitu dengan cara destilasi pada tekanan rendah

(vacum). Utilities Pertamina RU IV memiliki 8 buah unit SWD yaitu:


118

Utilities I : - 54 WS 1/2/3 kapasitas @ 45 ton/jam - 54 WS 201 kapasitas

45 ton/jam

Utilities II : - 054 WS 101/102/103/105 kapasitas @ 90 ton/jam

Air umpan (feed water) untuk unit ini diambil dari air Sungai Donan

menggunakan 8 buah pompa yaitu:

Pompa 63 P 1 A/B/C kapasitas masing-masing 3600 m3/jam untuk

memenuhi kebutuhan Utilities I.

Pompa 063 P 101 A/B/C kapasitas masing-masing 7900 m3/jam untuk

memenuhi kebutuhan Utilities II.

Pompa 063 P 201 kapasitas 7900 m3/jam untuk memenuhi kebutuhan

KPC.

Pompa 063 P 301 kapasitas 7900 m3/jam untuk memenuhi kebutuh

Utilities IIA.

Air tidak langsung digunakan sebagai air umpan SWD, namun terlebih

dahulu ditampung di unit penampungan. Dari unit penampungan ada yang

digunakan langsung sebagai feed SWD tetapi ada juga yang digunakan sebagai

media pendingin di unit-unit lain yang membutuhkan pendinginan dengan media

air garam/payau. Perlengkapan utama Sea Water Desalination (SWD) SWD

merupakan sebuah unit yang terdiri dari beberapa komponen yaitu:

1. Brine heater yang berfungsi memanaskan air umpan sampai temperatur

tertentu.

2. Evaporator condenser berfungsi untuk menguapkan air umpan sekaligus

untuk mengkondensasikan uap menjadi air tawar.

3. Sistem vacum berfungsi memvakumkan evaporator condenser sampai

tekanan tertentu.

4. Sistem injeksi bahan kimia berfungsi memompakan bahan kimia berupa

anti scale dan anti foam kedalam air umpan pada saat proses.

5. Sistem pengaman berfungsi mengamankan unit dan produk pada saat

beroperasi.


119

Distribusi Produk SWD

Unit SWD menghasilkan produk berupa air yang memiliki kandungan

garam sangat rendah (fresh water), air ini akan digunakan untuk:

1. Air umpan Boiler (Boiler Feed Water/BFW)

Air umpan Boiler didapat dari produk SWD, kondensat proses dan

kondensat turbin generator yang kesemuanya ditampung dalam storage tank yaitu:

- 54 T 1/2 kapasitas @ 700 m3

- 054 T 101/102 kapasitas @ 4000 m3

Sebelum ditampung dalam tangki tersebut air produk SWD ini dilewatkan

ke unit pelunak air (Softener) berisi Resin Amberlite berfungsi mengikat Mg, Ca,

Fe sehingga hardnessnya Nil. Unit Softener tersebut adalah:

- 54 WS 4 V 1/2/3 kapasitas 45 ton/jam

- 54 WS 202 A/B kapasitas 45 ton/jam

- 054 WS 104 V 1/2/3 kapasitas 90 ton/jam

Sedangkan kondensat proses terlebih dahulu dikirim ke tangki 52 T 1 dan

052 T 101 untuk diperiksa spesifikasinya, apakah terkontaminasi minyak atau

konduktivitasnya tinggi sebelum langsung ditransfer ke tangki BFW (Boiler Feed

Water) 54 T 1/2 dan 054 T 101/102. Untuk kondensat turbin generator, sebagian

dipompakan ke tangki Desuperheater dan sisanya tetangki BFW.

Air umpan boiler harus memenuhi syarat sebagai berikut:

o conduktivity : < 10 michomhos

o PH : 8 – 9

Air umpan Boiler ditangki masih mangandung gas-gas seperti oksigen

yang bersifat korosif pada proses dengan temperatur tinggi. Untuk menghilangkan

gas yang terlarut tersebut, BFW diproses di deaerator dimana didalamnya


120

dipanaskan dengan LP steam sehingga oksigen yang terkandung dalam BFW yang

diperbolehkan maksimal 20 ppm.Selanjutnya sebelum masuk kedalam Boiler

bertekanan tinggi, BFW tersebut diinjeksi dengan hydrazine, phosphate, amine,

caustic soda dan drewplex.

a. Sistem Desuperheater Water

Berfungsi untuk menjaga / mengontrol temperatur uap yang keluar dari

superheater section boiler maupun temperatur steam pada Let Down Station.

Make up water tangki Desuperheater diperoleh dari kondensat turbin generator.

b. Sistem Jaket Water

Sistem ini digunakan untuk mendinginkan minyak pelumas dipompa-

pompa proses seluruh kilang. Sistem yang digunakan adalah sistem tertutup

(closed loop system) dengan sirkulasi yang berawal dari tangki dipompakan ke

unit proses dan kembali ke tangki setelah didinginkan di heat exchanger. Make up

diperoleh dari tangki BFW.

2. Sistem Distribusi Air Minum

Sistem distribusi air minum diperoleh dari tangki air minum:

- 54 T 3 kapasitas 208 m3

- 054 T 103 kapasitas 1000 m3

Untuk mendistribusikan air minum ke seluruh kilang dan head

office digunakan pompa:

- 54 P 3 A/B kapasitas @ 14 m3/jam

- 54 P 3 C kapasitas 50 m3/jam

- 054 P 103 A/B kapasitas @ 45 m3/jam


121

Untuk mengisi tangki air minum dari produk SWD, digunakan penyaring yaitu

karbon filter 54S 1 dan 054S 101, dengan terlebih dahulu didinginkan di

pendingin air minum 54E 1 dan 054E 101. disamping itu, terdapat juga tambahan

air minum dari Perusahaan Daerah Air Minum (PDAM) Cilacap untuk memenuhi

kebutuhan air minum di dalam kilang dan head office.

5.2.4. Unit 56 / 056 / 560 – Pembangkit Udara Bertekanan / Kompressor

Udara bertekanan dihasilkan dari kerja kompresor, pada unit ini terdapat 6

buah kompresor yaitu:

UTL I : 56 K 1/2/3 kapasitas @ 23 Nm3/menit

UTL II : 56 K 102 kapasitas 23 Nm3/menit

UTL KPC : 56 K 201 kapasitas 23 Nm3/menit

UTL IIA : 560 K 301 kapasitas 23 Nm3/menit

Setiap kompresor pada unit ini memiliki tekanan kerja masing

masing 8 Kg/cm2.

Fungsi udara bertekanan :

1. Sebagai angin instrumen

Udara bertekanan dibutuhkan untuk proses di kilang, selain juga

digunakan sebagai media penggerak peralatan instrumen di seluruh area kilang.

Angin instrumen (udara bertekanan) ini harus kering dan tidak boleh mengandung

minyak. Peralatan pada sistem ini terdiri dari intercooler, aftercooler, receiver, air

dryer, air filter dan pipa distribusi.

2. Sebagai Plant air


122

Dihasilkan dari kompresor 56 FAC 019 dan 56 FAC 020 yang terletak di

UTL II. Plant air digunakan untuk cleaning tube pada surface condenser turbin

generator dan evaporator condenser SWD.

5.2.5. Unit 57 / 057 – Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas

A. Sistem bahan bakar cair

Sistem bahan bakar cair terdiri dari sistem HFO dan HGO. Sistem HFO

digunakan sebagai bahan bakar pada boiler dan furnace saat normal operasi,

sedangkan HGO digunakan pada saat start up dan shut down unit.

1. HFO (Heavy Fuel Oil)

Bahan bakar ini digunakan pada furnace pada boiler dan pemanas crude

oil. Bahan bakar diperoleh dari slack wax dari uni MDU, slop wax dari unit

Visbreaker, heavy aromat dari KPC, dan IFO dari ITP. Dengan beberapa pompa

yang terpisah di Utilities I, Utilities II dan KPC, HFO didistribusikan ke seluruh

kilang melalui dua sistem tekanan (loop) pada tekanan 30 kg/cm2 dan 13 kg/cm

2

untuk berbagai keperluan yang berbeda. Sistem ini juga di tie-in di kedua area.

2. HGO (Heavy Gas Oil)

Bahan bakar ini hanya digunakan pada boiler pada waktu start up dan shut

down, sedangkan di furnace digunakan sebagai bahan bakar alternatif selain HFO

dan gas. HGO juga digunakan sebagai media sealing dan flushing. Diseluruh unit

utilities hanya terdapat satu tangki penampung dengan kapasitas 311 m3 dan

dialirkan oleh beberapa pompa secara terpisah untuk keperluan di kilang minyak

I, II dan KPC. Make up tangki didapat dari ITP (offsite). Untuk meningkatkan

kehandalan pada sistem ini, maka dilakukan penggabungan pada dua sistem yang

ada atau sering disebut tie-in. Sistem ini memiliki dua buah tangki penampung

yaitu 57 T 1 dengan kapasitas 311 m3 dan 057 T 101 dengan kapasitas 1000 m

3

dan didukung oleh 9 buah pompa yaitu:


123

UTL I : 57 P 1/2/3 kapasitas @ 14 m3/jam

UTL II : 057 P 101 A/B/C kapasitas @ 60 m3/jam

UTL KPC : 57 P P 201 A/B/C kapasitas @ 17 m3/jam

Untuk mengatur viscocity, dipakai sarana heat exchanger dengan media

pemanas MP steam. HFO didistribusikan dengan dua cara yaitu:

Dengan tekanan tinggi 35 kg/cm2

Dengan tekanan rendah 18 kg/cm2

B. Sistem Bahan Bakar Gas

Bahan bakar gas dipakai dan dimaksimalkan untuk pembakaran di boiler

dan furnace. Bahan baku diperoleh dari unit proses dan ditampung di mix drum

(vessel pencampur bahan bakar gas) 57 V 2 dan 057 V 102 selanjutnya

didistribusikan keseluruh proses area dengan tekanan 3,5 kg/cm2. Apabila tekanan

lebih dari 4 kg/cm2 akan dibuang ke flare dan apabila kurang dari 2,5 kg/cm

2 akan

disupply dari LPG vaporizer system dengan media pemanas LP steam. LPG

Vaporizer (vessel 57V 1 dan 57V 101) berfungsi menampung dan memproses

Propane/Butane yang offspec. Pada sistem bahan bakar gas ini juga terdapat waste

gas compressor yang berfungsi untuk memperkecil losses gas yang ke flare.

Sistem ini memiliki 1 buah tangki penampung yaitu 57 T 2 dengan kapasitas 311

m3 dan didukung dengan 4 buah pompa yaitu:

UTL I : 57 P 4/5 kapasitas 14 m3/jam

UTL II : 057 P 102 A/B kapasitas 50 m3/jam

5.2.6. Unit 63 / 063 – Pengadaan Air Baku

Air baku yang diambil adalah air payau yang berasal dari Sungai Donan.

Sebelum air baku ini dihisap oleh pompa jenis submersible, air tersebut terlebih

dulu disaring dengan menggunakan fixed bar screen, retractable strainer dan

floating gate yang berupa pagar pada sekeliling rumah pompa yang memiliki lebar


124

tertentu. Hal ini dimaksudkan untuk menyaring partikel-partikel padat yang cukup

basar seperti sampah, ranting kayu dan lain-lain agar tidak terhisap kedalam

suction pompa dan terbawa aliran air baku ke kiang. Pada unit ini juga

diinjeksikan Sodium Hipochlorit (NaOCl) pada sisi isap pompa. Injeksi Sodium

Hipochorit ini dimaksudkan untuk membunuh mikroorganisme yang terbawa

pada aliran, sehingga tidak mengganggu pada operasi selanjutnya.

Unit pengadaan air baku, Utilities memiliki 8 buah pompa air baku jenis

submersible yaitu:

UTL I : 63 P1 A/B/C kapasitas @ 3800 m3/jam

UTL II : 063 P101 A/B/C/D kapasitas @ 7900 m3/jam

UTL KPC : 063 P201 kapasitas 7900 m3/jam

UTL IIA : 063 P301 kapasitas 7900 m3/jam

A. Pompa tersebut memompakan air laut dari Sungai Donan menuju ke 3

buah tangki penimbun air baku yang terdapat di Utilities yaitu:

53 T 1 kapasitas 6800 m3

053 T 101/102 kapasitas 9600 m3

530 T 301 kapasitas 1000 m3

B. Air baku yang sudah ditampung tersebut dipakai dan digunakan sebagai:

Sistem air pendingin bertekanan (pressured water)

Sistem gravitasi (gravity) untuk surface condenser turbin generatorAir

umpan Sea Water Desalination (SWD)

5.2.7. Unit 50 / 05 BD 101 – Ruang Kendali Utilities

A. Ruang Kendali Utilities I / Area 50


125

Ruang kendali ini dibangun dan dioperasikan pada tahun 1976. berfungsi

mengontrol kegiatan operasi unit-unit di Utilities I dimana sistem kontrolnya

memakai sistem pneumatic dengan menggunakan angin instrumen dan semi

electronic. Dengan adanya proyek kilang KPC dan terakhir proyek DPC, maka

sistem kontrol dirubah dari sistem pneumatic manjadi sistem DCS dan mulai

digunakan untuk mengontrol pengoperasian Utilities I dan sebagian besar Utilities

KPC.

B. Ruang Kendali Utilities II / Area 05

Ruang kendali ini dibangun bersamaan dengan proyek perluasan kilang

BBM dan mulai dioperasikan pada tahun 1983, berfungsi untuk mengontrol

kegiatan operasi unit-unit di Utilities II / area 05, dimana sistem kontrolnya

memakai sistem electronic semi automatic. Dengan adanya proyek KPC dan

proyek DPC, sistem kontrolnya juga dirubah menjadi sistem kontrol

menggunakan DCS dan sistem ini mulai berfungsi bulan nopember 1997. Saat ini

ruang kendali Utilities II digunakan untuk mengontrol pengoperasian unit-unit

Utilities II, Utilities KPC khusus turbin generator dan Utilities IIA.


126

BAB VI

PENUTUP

6 1. Kesimpulan

Penarikan kesimpulan oleh praktikan didasarkan pada orientasi umum dan

khusus yang diikuti praktikan selama mengikuti proses Kerja Praktek di PT.

Pertamina UP IV Cilacap, kesimpulan dari orientasi umum dan khusus adalah

sebagai berikut :

1. Proses Engineering

Bersama dengan project dan facility engineering, PE memiliki tanggung

jawab dalam proses produksi di semua area kilang dan perlindungan

lingkungan.

Kapasitas produksi unit pengolahan IV merupakan paling besar dari unit –

unit pengolahan yang dimiliki PT. Pertamina sebanyak 340.000

barrel/hari.

Performance alat, spesifikasi bahan dan penggunaan teknologi yang tepat

merupakan parameter yang dimonitor oleh proses engineering daam

rangka profit perusahaan.

Unit Pengolahan IV merupakan salah satu Integrated Plant di Indonesia,

dimana proses optimal dengan tetap memperhatikan lingkungan.

2. Lindungan Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja

Unit Pengolahan IV Cilacap merupakan salah satu pelopor “Green

Factory“ di Indonesia, hal ini ditunjykkan dengan diperolehnya sertifikasi

ISO 9000 dan 14000 yang sangat mengedepankan sistem manajemen

lingkungan.

Sistem manajemen keselamatan dan kesehatan kerja yang profesional

dimana terdistribusi dalam 4 seksi yang tak hanya mempunyai fungsi

penanggulangan pencemaran dan keselamatan kerja tapi juga bertanggung

jawab pada peningkatan kualitas dari pelaksanaan perlindungan

lingkungan dan keselamatan kerja tersebut.


127

3. Fuel Oil Complex

Unit Pengolahan IV tak hanya mengolah crude oil dalam negeri dan

middle east tetapi saat ini crude oil yang diolah juga berasal dari campuran

beberapa crude oil domestik, sehingga kita kenal “Coktail Crude Oil”.

Fuel Oil Complex IIB adalah bagian dari Unit FOC II yang khusus

menangani treating process, yang mengolah produk – produk dari FOC

IIA.

FOC IIB dibagi menjadi beberapa unit, yaitu Naphta Hidrotreater Unit

( NHT ), Platformer, AH UNIBON, TDHT dan flare sistem.

4. Lube Oil Complex

Bahan dasar pelumas di Indonesia hanya diproduksi oleh Unit Pengolahan IV,

melalaui Lube Oil Complex I, II dan III.

5. Kilang Paraxylene

Bahan baku kilang paraxylene merupakan side stream dari FOC II

Proses terbagi menjadi empat proses utama yaitu unit persiapan proses

( Naphtha Hidrotreating Unit ), Unit sintesa ( CCR dan Platforming Unit ),

Unit Pemurnian ( Sulfolane, Xylene Fractionation, Parex Process Unit )

dan unit peningkatan produk ( Tatoray Unit, Isomar Process Unit )

6. Utilitas

Unit utilitas menggunakan air payau dan asin yang di proses menjadi BFW

melalui teknologi Sea Water Desalination, guna pemenuhan proses

produksi akan air dan steam.

Generator listrik tidak hanya digunakan untuk pemenuhan kebutuhan

listrik di area kilang tapi juga infrastruktur pendukung seperti perumahan

dan rumah sakit.

Bahan bakar cair dan gas merupakan bahan bakar yang digunakan di areal

kilang diman bahan bakar gas merupakan bahan bakar utama.

6.2. Saran


128

Perubahan status PERTAMINA dari BUMN menjadi Persero merupakan

tuntutan agar kinerja PERTAMINA harus lebih professional karena

beberapa tahun mendatang boleh jadi PERTAMINA bukan satu satunya

perusahaan minyak yang mengelola dan mengatur distribusi bahan bakar

di Indonesia.

Peningkatan kinerja perlu dilakukan pada direktorat yang dimiliki

PERTAMINA baik hulu maupun hilir dalam rangka professionalisme dan

profit perusahaan.

Etos kerja yang ditunjukkan karyawan pada umunya baik, wa;aupun

demikian realitas ini perlu dipertahankan dan ditingkatkan.

Pererat jalinan kerjasama antara dunia pendidikan tak hanya melalui

kunjungan industri dan kerja praktek tapi dapat dicoba melalui proyek

penelitian

Orientasi Umum

Documents

Transcript of Orientasi Umum