Tugas Umum.pdf

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. PERTAMINA (PERSERO)

REFINERY UNIT VI BALONGAN-INDRAMAYU

JAWA BARAT

(Periode 1 31 Januari 2013)

Disusun oleh:

Nama : Vian Kusmardiana NPM : 0915041051

JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG

BANDAR LAMPUNG 2013

Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu

Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik

Universitas Lampung iii

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Allah, SWT. atas karunia dan rahmat-Nya, sehingga

penyusun dapat melaksanakan kerja praktek di PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dan

dapat menyusun laporan Kerja Praktek ini.

Kerja praktek ini berlangsung selama satu bulan, dari tanggal 1 - 31 Januari 2013. Pelaksanaan

Kerja Praktek ini terdiri dari orientasi umum keseluruhan pabrik dan studi literatur guna

mendalami materi dalam pengerjaan tugas khusus yang diberikan oleh pembimbing lapangan.

Kerja praktek ini merupakan mata kuliah wajib yang harus dilaksanakan oleh setiap mahasiswa

Teknik Kimia Universitas Lampung sebagai salah satu syarat selesainya tugas belajar tingkat

Strata I.

Penulisan laporan kerja praktek ini dapat diselesaikan tidak lepas dari dukungan, bimbingan dan

bantuan dari banyak pihak yang sangat berarti bagi penulis. Oleh karena itu, dalam kesempatan

ini penulis menyampaikan ucapan terima kasih kepada:

1. Kedua orang tua dan keluarga yang telah memberikan semangat, doa dan bantuan

materiil kepada penulis

2. Ibu Panca Nugrahini F., S.T., M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik Kimia Universitas

Lampung

3. Ibu Simparmin Br. Ginting, S.T., M.T. selaku Dosen pembimbing Kerja Praktek Jurusan

Teknik Kimia Universitas Lampung

4. Bapak Muhammad Hanif, S.T, M.T selaku Koordinator Seksi Kerja Praktek Jurusan

Teknik Kimia Universitas Lampung

5. Bapak Fatimah Aradani selaku Human Resourcess Development Section Head RU VI

Balongan

6. Bapak Joko Pranoto selaku Process Engineering section Head RU-VI Balongan



Universitas Lampung iv

7. Ibu Marina Agustina, selaku pembimbing Kerja Praktek lapangan di PT. PERTAMINA

(Persero) RU VI Balongan atas bimbingan dan masukannya dalam menyelesaikan kerja

praktek

8. Bapak Suyanto, Bapak Hasan, Bapak Sulasno, dan Bapak Nazar yang telah membantu

penulis selama melaksanakan kerja praktek ini

9. Teman-teman angkatan 2009 FT-Unila yang memberikan dukungan dan semangat

kepada penulis

10. Teman-teman dari Teknik Kimia Univ. Parahiyangan, Institut Teknologi Nasional

Bandung dan Politeknik Negeri Bandung yang melakukan Kerja Praktek bersama di PT.

PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

11. Serta semua pihak lainnya yang tidak bisa disebutkan penulis satu persatu yang telah

membantu selama pelaksanaan Kerja Praktek di PT.PERTAMINA (Persero) RU VI

Balongan.

Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna dan masih banyak kekurangan.

Oleh karena itu kritik dan saran yang bersifat konstruktif sangat diharapkan penulis.

Balongan, 25 Januari 2013

Penulis



Universitas Lampung v

DAFTAR ISI

Halaman

LEMBAR PENDAHULUAN .......................................................................................... i

LEMBAR PENGESAHAN .............................................................................................. ii

KATA PENGANTAR ...................................................................................................... iii

DAFTAR ISI ..................................................................................................................... v

DAFTAR TABEL ............................................................................................................. vii

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................................ viii

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) ............................................ 1

1.2. Visi, Misi, Slogan, dan Logo PT. PERTAMINA (Persero) ....................... 3

1.3. PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan .......................................... 4

1.4. Tata Letak PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........................ 7

1.5. Proyek Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........... 9

1.6. Sistem Kontrol ............................................................................................ 10

1.7. Struktur Organisasi Perusahaan .................................................................. 10

1.8. Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LKKK) .......................... 12

1.9. Proyek Langit Biru Kilang Balongan ......................................................... 14

BAB II BAHAN BAKU DAN PRODUK

2.1. Bahan Baku PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ..................... 15

2.2. Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan .............................. 19

2.3. Spesifikasi Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........... 21

BAB III DESKRIPSI PROSES

3.1. Hydro Skimming Complex (HSC) .............................................................. 25

3.2. Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) ....................................... 42

3.3. Residue Catalytic Cracker Complex (RCC) ............................................... 60

3.4. Unit RCC Offgas to Propylene Project (ROPP) ......................................... 68



Universitas Lampung vi

BAB IV UTILITAS, PENGOLAHAN LIMBAH, DAN LABORATORIUM

4.1. Sistem Utilitas ............................................................................................. 69

4.2. Sistem Penyokong (Ancillaries Common) .................................................. 75

4.3. Fasilitas OFF SITE / Instalasi Tangki dan Pengapalan .............................. 77

4.4. Pengolahan Limbah .................................................................................... 77

4.5. Laboratorium .............................................................................................. 83

BAB V PENUTUP

5.1. Kesimpulan ................................................................................................. 87

5.2. Saran ........................................................................................................... 87

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN



Universitas Lampung viii

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1.1. Refenery Unit PT. PERTAMINA (Persero) di Indonesia ............................. 2

Tabel 1.2. Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan ............................. 9

Tabel 1.3. Unit Proses dan Licensor Kilang RU-VI Balongan ...................................... 9

Tabel 2.1. Spesifikasi Bahan Baku CDU ....................................................................... 16

Tabel 2.2. Katalis dan Resin yang digunakan PT. PERTAMINA (Persero) ................. 18

Tabel 2.3. Produk-produk Kilang RU-VI Balongan ...................................................... 19

Tabel 3.1. Cutting Point Produk dari Crude Oil ............................................................ 25

Tabel 3.2. Spesifik DMAR ............................................................................................ 42

Tabel 3.3. Produk AHU ................................................................................................. 44

Tabel 3.4. Produk LPG Treating Unit ............................................................................ 64

Tabel 3.5. Produk GTU .................................................................................................. 65

Tabel 3.6. Produk PRU .................................................................................................. 66

Tabel 4.1. Sumber, Jenis, dan Pengolahan Limbah Kilang RU-VI Balongan ............... 81



Universitas Lampung viii

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1.1. Lokasi PT. PERTAMINA (Persero) Refenery Unit VI .............................. 2

Gambar 1.2. Logo PT. PERTAMINA (Persero) ............................................................. 4

Gambar 1.3. Logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ................................. 5

Gambar 1.4. Tata Letak Pabrik ........................................................................................ 7



Universitas Lampung

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) Usaha pengeboran minyak bumi di dunia pertama kali dilakuakan pada tahun 1859 oleh

Kolonel Edwin L Drake dan William Smith de Titusville di negara bagian Pensilvania,

Amerika Serikat. Sedangkan, pencarian sumber minyak bumi di Indonesia pertama kali

dilakukan pada tahun 1871 oleh J Reerink di Cibodas. Namun, usaha ini tidak memperoleh

keberhasilan. Selanjutnya, pencaran dilakukan di Telaga Tiga (Sumatera Utara) pada 15

Juni 1885 oleh Aeilo Jan Zykler. Pencarian ini berhasil dilakukan. Setelah itu, banyak

ditemukan sumber minyak bumi baru di Indonesia, antara lain : Kruka - Jawa Timur (1887),

Ledok Cepu - Jawa Tengah (1901), Pamusian Tarakan (1905) dan Talar Akar Pendopo -

Sumatera Selatan (1921).

Setelah kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak

di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Soetowo, PT.

EMTSU diubah menjadi PT. Perusahaan Minyak Nasional (PT PERMINA). Kemudian

dengan PP No. 198/1961 PT. PERMINA dilebur menjadi PN. PERMINA. Pada tanggal 20

Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, PN. PERMINA dan PN. PERTAMINA

dijadikan satu perusahaan yang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi

Negara (PN. PERTAMINA). Sebagai landasan kerja baru, keluarlah UU No. 8/1971 pada 15

September 1971 dan sejak saat itu PN. PERTAMINA berubah menjadi PT. PERTAMINA.

Berdasarkan PP No.31/2003 PT. PERTAMINA diubah menjadi Persero, yang merupakan

satu satunya perusahaan yang mengelola semua bentuk kegiatan di bidang industri

perminyakan di Indonesia. Sebagai satu satunya perusahan yang mengelola perminyakan

di Indonesia, PT. PERTAMINA (Persero) mengalami tantangan yang cukup berat, karena

kebutuhan BBM yang semakin melonjak menuntut PT. PERTAMINA (Persero) untuk

meningkatkan pengolahan agar suplai kebutuhan BBM tetap stabil.


Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 2

Usia Industri Perminyakan di Indonesia yang masih relatif muda, tepatnya pada tanggal 15

Juni 2000 yang berusia 115 tahun. Sedangkan usia PT. PERTAMINA sendiri pada tanggal

10 Desember 2007 tepat berusia 50 tahun, sehingga PT. PERTAMINA (Persero) memegang

peranan penting dalam pembangunan nasional antara lain:

1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM

2. Sebagai sumber devisa negara

3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan

Untuk menjawab tantangan tersebut, PT. PERTAMINA (Persero) membangun unit unit

pengolahan di berbagai wilayah di Indonesia. Saat ini terdapat tujuh buah kilang dengan

kapasitas pengolahan yang berbeda. Hal ini dapat dilihat pada Tabel 1.1 berikut.

Tabel 1.1 Refinery Unit PT. PERTAMINA (Persero) di Indonesia

KILANG PROPINSI KAPASITAS (BPSD) RU I Pangkalan Brandan Sumatera Utara 5.000 RU II Dumai dan Sungai Pakning Riau 170.000 RU III Plaju dan Sungai Gerong Sumatera Selatan 133.700 RU IV Cilacap Jawa Tengah 330.000 RU V Balikpapan Kalimantan Timur 253.600 RU VI Balongan Jawa Barat 125.000 RU VII Kasim, Sorong Papua Barat 10.000

KAPASITAS TOTAL 1.022.300 * RU I Pangkalan Brandan saat ini sudah tidak berproduksi lagi sejak Januari 2007 Sumber : PERTAMINA,2007 Ket : BPSD adalah Barrel Per Stream Day

Saat ini kilang RU I Pangkalan Brandan, Sumatera Utara dengan kapasitas pengolahan 5.000

BPSD sudah tidak beroperasi lagi dikarenakan beberapa sumur yang dijadikan sumber feed

sudah tidak berproduksi lagi. Lokasi kilang PERTAMINA RU VI di Indonesia dapat dilihat pada

Gambar 1.1 berikut.

Gambar 1.1 Lokasi PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit VI



1.2 Visi, Misi, Slogan dan Logo PT. PERTAMINA (Persero)

a. VISI PT. PERTAMINA (Persero) Menjadi perusahaan yang unggul, maju dan terpandang

b. MISI PT. PERTAMINA (Persero) 1. Melakukan usaha dalam bidang energi dan petrokimia

2. Merupakan entitas bisnis yang dikelola secara profesional kompetitif dan berdasarkan

tata nilai unggulan

3. Memberikan nilai lebih bagi pemegang saham, pelanggan, pekerja dan masyarakat

sambil mendukung pertumbuhan ekonomi nasional

c. SLOGAN PT. PERTAMINA (Persero) Pertamina (Persero) memiliki slogan Selalu Hadir Melayani. Dengan slogan ini

diharapkan dapat mendorong seluruh jajaran pekerja untuk memiliki sikap

enterpreneurship dan costumer oriented yang terkait dengan persaingan yang sedang dan

akan dihadapi perusahaan.

d. LOGO PT. PERTAMINA (Persero) Selama 37 tahun (20 Agustus 1968 - 10 Desember 2005) orang mengenal logo kuda laut

sebagai identitas Pertamina (Persero). Permohonan pendaftaran ciptaan logo baru telah

disetujui dan dikeluarkan oleh Direktur hak Cipta, Disain Industri, Disain Tata Letak

Sirkuit Terpadu dan Rahasia dagang, Departeman Hukum dan HAM dengan Surat

Pendaftaran Ciptaan No. 0.8344 tanggal 10 Oktober 2005. Logo baru Pertamina (Persero)

sebagai identitas perusahaan dikukuhkan dan diberlakukan terhitung mulai tanggal 10

Desember 2005. Selama masa transisi, lambang atau tanda pengenal Pertamina (Persero)

masih dapat dipergunakan.

Adapun pergantian logo tersebut bertujuan agar dapat membangun semangat baru,

mendukung Coorporate culture bagi semua pekerja, mendapatkan image yang baik

diantara global oil dan gas companies serta mendorong daya saing dalam menghadapi

perubahan perubahan yang terjadi, antara lain :

1. Perubahan peranan dan status hukum perusahaan menjadi perseroan.

2. Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi pasca-PSO dan semakin banyak

terbentuknya enitas bisnis baru di bidang hulu dan hilir



Gambar 1.2 Logo PT. PERTAMINA (Persero)

Arti dan makna logo PT. Pertamina :

1. Elemen logo membentuk huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi

bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang bergerak maju dan progresif.

2. Warna-warna berani yang menunjukan langkah besar yang diambil PERTAMINA dan

aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana :

Biru mencerminkan: Andal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab. Hijau mencerminkan: Sumber daya energi yang berwawasan lingkungan. Merah mencerminkan: Keuletan dan ketegasan serat keberanian dalam menghadapi

berbagai macam kesulitan.

1.3 PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

Tahun 1991, Balongan dipilih sebagai lokasi kilang yang dinamakan proyek kilang EXOR-I

(Export Oriented Refinery-I). Keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar

bagi PT. PERTAMINA (Persero) serta bagi bangsa dan negara. Hal ini dapat meningkatkan

kapasitas pengolahan Minyak Bumi di dalam negeri dan dapat mengatasi kendala sulitnya

mengekspor beberapa jenis minyak mentah dari dalam negeri, dengan cara mengolahnya di

kilang minyak di dalam negeri.

Keberadaan kilang Balongan merupakan langkah proaktif PT. PERTAMINA (Persero)

untuk dapat memenuhi kebutuhan BBM dalam negeri yang semakin hari semakin

bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi kelayakan yang telah

dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran, antara lain:

1. Pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya.

2. Peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor.

3. Memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri.



Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan Proyek

EXOR (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai lokasi Proyek EXOR I

didasari atas berbagai hal, yaitu :

1. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat.

2. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu: Depot UPMS III, Terminal DOH-JBB (Jawa

Bagian Barat), Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy Mooring (SBM).

3. Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JBB (Jawa Bagian Barat).

4. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa.

5. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif.

6. Tersedianya sarana infrastruktur.

Kilang Balongan merupakan kilang yang dirancang untuk mengolah minyak mentah Duri

(sebesar 80 %). Pada tahun 1990-an, crude Duri mempunyai harga jual yang relatif rendah

karena kualitasnya yang kurang baik sebagai bahan baku. Kualitas yang rendah dari crude

ini dapat dilihat dari kandungan residu yang sangat tinggi mencapai 78 %, kandungan logam

berat dan karbon serta nitrogen yang juga tinggi.

Start Up kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dilaksanakan pada bulan

Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. Peresmian

ini sempat tertunda dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) dikarenakan unit

Residue Catalytic Cracking (RCC) di kilang mengalami kerusakan. Unit Residue Catalytic

Cracking (RCC) ini merupakan unit terpenting di kilang PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI

Balongan, karena merupakan unit yang mengubah residu (sekitar 62% dari total feed)

menjadi minyak ringan yang lebih berharga. Unit ini dengan kapasitas sekitar 83.000 BPSD

merupakan unit yang terbesar di dunia untuk saat ini. Dengan adanya kilang Balongan, maka

kapasitas produksi kilang minyak domestik menjadi 1.074.300 BPSD.

Gambar 1.3 Logo PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan



Logo PT. PERTAMINA RU VI Balongan merupakan hasil lomba dan desain original dari

H.M. Thamrin. S.A Nomor Pekerja 284742, seorang pekerja bagian fasilitas Enginering RU

-VI Balongan.

Penjelasan arti logo PT. PERTAMINA RU-VI Balongan pada gambar 3 adalah sebagai

berikut:

1. Lingkaran : fokus ke bisnis inti dan sinergis

2. Gambar : kontruksi Regenerator dan Reaktor di unit RCC yang menjadi ciri khas

dalam proses pengolahan minyak bumi di RU-VI

3. Warna :

a. Hijau menunjukkan warna asli regenerator yang berarti selalu menjaga lingkungan

hidup.

b. Putih menunjukkan warna asli reaktor yang berarti bersih, profesional, proaktif,

inovatif dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran.

c. Biru, warna logo PERTAMNA yang berarti royal pada PERTAMINA.

d. Kuning, diambil dari warna logo pertamina yang berarti keagungan UP-VI Balongan.

Adapun visi dan misi dari PT. Pertamina RU-VI Balongan sendiri ialah :

Visi : Menjadi Kilang Terunggul di Asia Pasifik Tahun 2015

Dengan penekanan pada kata kilang dan unggulan yang bermakna sebagai berikut:

1. Kilang, bermakna : mengolah bahan baku minyak bumi menjadi produk BBM dan non

BBM.

2. Terunggul, bermakna : masuk dalam nominasi kelompok kilang terbaik di dunia, unggul

dalam segala aspek bisnis yaitu lebih aman, andal, efisien, profesional, maju, berdaya

saing tinggi, bermutu internasional, berwawasan lingkungan dan mampu menghasilkan

laba sebesar-besarnya.

Misi :

1. Meningkatkan reliability

2. Meningkatkan operasional excellence

3. Ekspansi dan diversifikasi produk dan perkembangan (growth)

4. Mengembangkan kepemimpinan

5. Meningkatkan kapabilitas dan minset pekerja

6. Mencapai safety dan pencegahan loss

7. Meningkatkan infrastruktur manajemen



1.4 Tata Letak PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI didirikan di Balongan, yang merupakan salah

satu daerah kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk persiapan lahan kilang,

yang semula sawah tadah hujan, diperlukan penggurukan dengan pasir laut yang diambil

dari pulau Gosong Tengah. Pulau ini berjarak 70 km arah bujur timur dari pantai Balongan.

Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu 4 bulan. Transportasi pasir dari tempat

penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke

arah kilang. Lokasi PERTAMINA RU-VI Balongan dapat dilihat pada Gambar 1.4 berikut.

Gambar 1.4 Tata Letak Pabrik Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 buah

sumur berhasil digali. Di antara sumur sumur tersebut, sumur yang berhasil berproduksi

adalah sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Tugu Barat dan lepas pantai dengan

produksi keseluruhan sumur tersebut sebesar 239,65 Million Metric Standard Cubic Feet

per Day (MMSCFD) dan hasil produksi didistribusikan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk

Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong dan Palimanan. Untuk membantu distribusi

suplai bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya, maka dibangun UPPDN III pada 1980.

Area kilang terdiri dari :

1. Sarana kilang : 250 Ha daerah konstruksi kilang

: 200 Ha daerah penyangga

2. Sarana perumahan : 200 Ha

Tata letak pabrik disusun untuk memudahkan jalannya proses serta mepertimbangkan aspek

keamanan dan lingkungan. Unit unit yang saling berhubungan jaraknya berdekatan,

sehingga dapat meminimalisir pipa yang digunakan dan menghemat penggunaan energi



untuk distribusi aliran. Untuk keamanan, area perkantoran terletak jauh dari unit unit yang

memiliki resiko bocor atau meledak. Unit unit yang mempunyai resiko tinggi, ditempatkan

di tengah kilang. Sedangkan unit utilitas dan tangki tangki yang berisi air ditempatkan di

dekat perkantoran.

Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor

pendukung, antara lain :

a. Bahan Baku

Sumber bahan baku yang diolah di Pertamina RU-VI Balongan adalah :

1. Minyak mentah Duri, Riau

2. Minyak mentah Minas, Dumai

3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard Cubic Feet

per Day (MMSCFD)

b. Air

Sumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang lebih 65 km

dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara pipanisasi dengan pipa

berukuran 24 inch dan kecepatan operasi normal 1.100 m3 serta kecepatan maksimum

1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchangers (sebagai

pendingin), air minum, dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang

Pertamina (Persero) RU-VI ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted

water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit

ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3

c. Transportasi

, phenol, dan COD sesuai dengan

persyaratan lingkungan.

Lokasi kilang PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan berdekatan dengan jalan raya

dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar

distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities

adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan

produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur

pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun

pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.

d. Tenaga Kerja

Tenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan terdiri dari

dua golongan, yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian kilang

Balongan yang berupa tenaga kerja lokal non-skill sehingga me9ningkatkan taraf hidup



masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, dipekerjakan untuk proses

pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA (Persero) yang telah

berpengalaman dari berbagai kilang minyak Indonesia.

1.5 Proyek Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Proyek kilang Balongan semula dinamakan EXOR-I. Setelah beroperasi, menjadi kilang

BBM PERTAMINA Balongan dan merupakan unit pengolahan VI yang dimiliki PT.

PERTAMINA (Persero). Teknologi proses yang dipilih ditujukan untuk memproduksi

premium, kerosin, dan solar sebanyak 72% sedangkan lainnya berupa propylene, LPG, fuel

oil, dan decant oil. Produk ini merupakan pruduk paling mahal dibandingkan premium,

kerosin, dan solar. Kegiatan Engineering Procurement and Construction (EPC) dilakukan

oleh konsorsium yang terdiri dari JGC dan Foster Wheeler. Kegiatan EPC diatur dalam EPC

Agreement. Sebagai product offtaker (pembeli) adalah British Petroleum (BP). Jangka

waktu pelaksanaan adalah 51 bulan, yaitu sejak EPC Agreement ditandatangani pada tanggal

1 September 1990 dan berakhir pada bulan November 1994. Pada Tabel 1.2 dapat dilihat

kronologis konstruksi proyek PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan.

Tabel 1.2 Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan

WAKTU KEGIATAN 1 September 1990 EPC Agreement 51 bulan Kegiatan proyek dan konstruksi 25 Agustus 1994 Mechanical Completion 5 Mei 1994 Start Up CDU 25 Oktober 1994 Perfomance Test 1 3 Desember 1994 Demo Test 30 November 1994 Operation Acceptance As Whole 16 Januari 1995 Turn Over EXOR I kepada PT. PERTAMINA 24 Mei 1995 Peresmian kilang 2005 Pembangunan Naphtha Processing Unit 2008 Persiapan peningkatan produksi Propylene

Sumber: PERTAMINA, 2007

Kilang PERTAMINA RU VI Balongan mempunyai kapasitas 125.000 BPSD. Lisensi proses

pengolahan dari unit unit kilang dapat dilihat pada Tabel 1.3 berikut ini.

Tabel 1.3 Unit Proses dan Licensor Kilang RU-VI Balongan

Unit Proses Kode Kapasitas Licensor Kontraktor

Crude Distilation Unit (CDU) 11

125.000 BPSD

Foster Wheeler

(FW) FW

Atmospheric Residue 12 & 13 58.000 Chevron JGC



Hydro Demetallization (ARHDM)

BPSD

Gas Oil Hydro Treater (GO HTU) 14

32.000 BPSD UOB JGC

Residue Catalityc Cracking (RCC) 15

83.000 BPSD UOB FW

Unsaturated Gas Concentration 16 - UOB FW

LPG Treatment Unit 17 22.500 BPSD MeriChem FW

Gasoline Treater Unit 18

47.500 BPSD MeriChem FW

Propylene Recovery 19 7.000 BPSD UOB FW

Catalityc Condensation 20

13.000 BPSD UOB FW

Light Cycle Oil 21 15.000 BPSD UOB JGC

Hydrogen Plant 22 76 MMSCFD FW FW

Amine Treater Plant 23 - JGC JGC Sour Water Stripper 24 - JGC JGC Sulphur Plant 25 27 MTD JGC JGC

Sumber: PERTAMINA, 2007. 1.6 Sistem Kontrol

PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menggunakan kontrol automatik dan manual

sebagai sistem kontrolnya. Sebagian besar kontrol terpusat di DCS (Distributed Control

System) antaralain RCC complex, HTU complex, ARHDM complex, CDU complex, H2

1.7 Struktur Organisasi Perusahaan

plant, NPU complex dan ROPP complex. Kontrol yang digunakan adalah kontrol pneumatik,

hal ini karena didasarkan pada bahan yang diproses bersifat mudah terbakar dan kemudian

diubah menjadi signal elektrik agar dapat terbaca di DCS.

PERTAMINA (Persero) Unit Pengolahan VI Balongan mempunyai struktur organisasi,

yamg menerangkan hubungan kerja antara bagian yang satu dengan yang lainnya dan juga

mengatur hak dan kewajiban masing-masing bagian. Organisasi PT.Pertamina RU-VI

Balongan mengacu pada Surat Keputusan General Manajer RU-VI No. Kpts-

0104/E6000/2000-S0 tanggal 21 Desember 2000. Tujuan dibuatnya struktur organisasi

adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan

tugas sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan dari organisasi yang telah

ditetapkan.



Struktur organisasi terbagi atas beberapa bidang yang masing-masing mempunyai tugas /

fungsi dan tanggung jawab sebagai berikut :

a. Bidang Perencanaan dan Perekonomian

Berfungsi memonitor, mengkoordinir terlaksananya ketersediaan minyak mentah menjadi

produk BBM dan Non BBM. Bertanggung jawab dalam memenuhi kebutuhan minyak

secara aman untuk stock nasional.

b. Bidang Engineering dan Pengembangan

Berfungsi mengevaluasi, menganalisa serta melakukan penelitian dan pengembangan

untuk kehandalan operasi kilang dan bertanggung jawab atas kehandalan operasi Kilang

UP VI dalam jangka panjang.

c. Bidang Keuangan

Berfungsi dalam pengelolaan pelaksanaan tata usaha keuangan dalam rangka menunjang

kegiatan operasional Unit Pengolahan VI. Bertanggung jawab atas terjaminnya arus dana,

kegiatan keuangan secara keseluruhan untuk menunjang operasional Kilang.

d. Bidang Sumber Daya Manusia

Berfungsi menunjang kelancaran operasi dalam perencanaan dan pengembangan,

pembinaan, mutasi, remunerasi dan rekrutasi, hubungan industrial dan kesejahteraan

pekerja, mengatur organisasi serta mengatur pola hidup sehat.

e. Bidang Umum

Berfungsi menunjang kegiatan operasi meliputi pelayanan hukum, keamanan, fasilitas

kesehatan kepada karyawan dan keluarganya serta menjadi perantara hubungan antara

perusahaan dan masyarakat sekitarnya.

f. Bidang Jasa dan Sarana Umum

Berfungsi dalam pengelolaan, pengawasan dan pengendalian atas penerimaan, pengadaan

dan distribusi material yang dibutuhkan bagi keperluan kegiatan operasional kilang.

Bertanggung jawab atas terjaminnya persediaan material, jasa angkutan alat ringan dan

berat serta kelancaran pelayanan jasa perkantoran dan jasa perumahan RU VI.

g. Bidang Sistem Informasi dan Komunikasi

Berfungsi menyelenggarakan komunikasi intern dan extern kilang sehingga informasi

yang dibutuhkan segera didapat. Bertanggung jawab atas kelancaran komunikasi untuk

memperoleh informasi bagi para pekerja di lingkungan PT Pertamina (Persero).



h. Bidang LKKK

Berfungsi dalam penyelenggaraan kegiatan keselamatan kerja, pengendalian kebakaran

dan pencemaran lingkungan. Bertanggung jawab atas terciptanya keadaan yang aman dan

selamat bagi tenaga kerja, sarana, lingkungan dan kehandalan operasi.

i. Bidang Kilang

Berfungsi melaksanakan kegiatan pengolahan minyak mentah menjadi produk BBM dan

Non BBM secara efektif dan efisien sesuai rencana kerja. Bertanggung jawab atas

operasional kilang.

j. Bidang Jasa Pemeliharaan Kilang

Berfungsi melaksanakan kegiatan pemeliharaan kilang baik preventif maupun curative

untuk kehandalan kilang secara efektif dan efisien sesuai rencana kerja. Bertanggung

jawab menjaga kehandalan kilang secara keseluruhan.

1.8 Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LKKK) PERTAMINA telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memproiritaskan aspek LKKK

dalam semua kegiatan untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PERTAMINA

RU-VI Balongan sangat mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan

kerugian aik terhadap karyawan, harta benda perusahaan, terganggunya operasional serta

keamanan masyarakat sekitarnya yang diakibatkan oleh kegiatan perusahaan. Pelaksanaan

tugas bidang LKKK berdasarkan :

1. UU No. 1/1970

Mengenai keselamatan kerja karyawan di bawah koordinasi Depnaker.

2. UU No. 2/1951

Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja di bawah koordinasi Depnaker.

3. PP No. 11/1979

Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja di bawah

koordinasi Dirjen Migas.

4. UU No. 4/1982

Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup di bawah koordiansi

Depnaker.

5. KLH PP No. 29/1986

Mengenai ketentuan AMDAL di bawah koordinasi KLH.



Kegiatan kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL RU-VI untuk mendukung program di

atas terdiri atas 5 kegiatan :

a. Keselamatan Kerja

b. Pelatihan

c. Penanggulangan kebakaran

d. Lindungan lingkungan

e. Rekayasa

Sebagai pelaksana kegiatan kegiatan tersebut, maka dibentuklah seksi seksi, antara lain :

1. Seksi Keselamatan Kerja, mempunyai tugas antara lain :

a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang

b. Bertanggung jawab terhadap alat alat keselamatan kerja

c. Bertindak sebagai instruktur safety

d. Membuat rencana pencegahan

2. Seksi Lindungan Lingkungan, mempunyai tugas antara lain :

a. Memprogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan.

b. Mengusulkan tempat tempat pemubuangan limbah dan house keeping.

3. Seksi Penanggulangan Kebakaran, Administrasi dan Latihan mempunyai tugas antara

lain :

a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik.

b. Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan.

c. Mengadakan pemeriksaan alat alat firring.

d. Membuat rencana kerja pencegahan kecelakaan.

e. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar lebih

menyadari tentang keselamatan kerja.

f. Membuat dan menyebarkan buletin KK dan LL.

g. Meninjau ulang gambar gambar dan dokumen proyek.

h. Melakukan evaluasi evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK.

Lingkungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LKKK) membuat pedoman dengan A-

850/E-6900/99-30 :

1. Bendera Kecelakaan a. Warna kuning (1 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan, yaitu tidak

menimbulkan hari hilang (first aid accident).

b. Abu abu muda (2 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari

kerja (lost time).



c. Hitam dengan strip putih (1 bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal, yaitu

menyebabkan kematian.

2. Bendera kebakaran a. Merah (1 minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah US$ 10,000.

b. Merah strip hitam (1 bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian > US$

10,000.

3. Bendera pencemaran a. Biru (1 minggu dikibarkan), untuk pencemaran dimana tidak terjadi klaim dari

penduduk.

b. Hitam (1 bulan dikibarkan), untuk pencemaran dimana terjadi klaim dari penduduk.

4. Papan informasi kejadian Papan ini berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan

kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya di fire station,

lokasi kejadian dan lemari on call.

1.9 Proyek Langit Biru Kilang Balongan

Proyek langit biru didesain untuk menunjukan partisipasi dan peran aktif Kilang Balongan

dalam mengurangi kadar polusi udara yang ditimbulkan oleh pembakaran bahan bakar

(terutama bahan bakar bertimbal) dan dalam rangka mengantisipasi Program Indonesia

MOGAS Unleaded (MUL) yang merupakan program Effective 2003, maka dilaksanakan

program MUL yang telah dicanangkan pada tanggal 1 Juli 2001 untuk wilayah Jabotabek

dan Kilang Balongan merupakan satu-satunya penghasil MOGAS Unleaded.



Universitas Lampung

BAB II BAHAN BAKU DAN PRODUK

2.1. Bahan Baku PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

Terdapat tiga kategori dari bahan baku yang digunakan, yaitu bahan baku utama berupa

crude oil yang diolah di CDU (Crude Distillation Unit), bahan baku penunjang dan aditif

yang berupa bahan kimia, katalis, gas alam, dan resin, serta bahan baku sistem utilitas

berupa air dan udara.

2.1.1. Bahan Baku Utama

Bahan baku utama di CDU dengan mengolah minyak mentah dengan komposisi 80%

Crude Oil Duri dan 20% Crude Oil Minas, dengan kapasitas sebesar 125.000 BPSD

(828,1 m3/jam). Namun, dalam perkembangannya dengan pertimbangan optimasi,

sekarang unit ini lebih sering dioperasikan dengan komposisi 50% Crude Oil Duri dan

50% Crude Oil Minas. Selain itu juga ditambahkan beberapa minyak lainnya dalam

jumlah kecil, seperti: Crude Oil LSWR, Crude Oil SLC, Crude Oil Jati Barang, Crude

Oil BU, Crude Oil Nile Blend, Crude Oil Azeri, dan Crude Oil Mudi.

Pada kenyataannya, minyak yang berasal dari Duri lebih banyak mengandung residu,

hal ini disebabkan karena komponen yang terkandung dalam minyak duri sebagian

adalah senyawa hidrokarbon yang memiliki rantai panjang. Spesifikasi dari bahan

baku pada DCU dapat dilihat pada tabel 2.1.



Tabel 2.1 Spesifikasi Bahan Baku CDU

Analisis Satuan Spesifikasi

Minas Duri o - API 35,2 21,1

Densitas G/ml 0,8485 0,924 Viskositas

pada, 400C 500C

cSt

23,6 11,6

591 272,4

Kadar S % wt 0,08 0,21 Conradson

Carbon % wt 2,8 7,4

Pour point C 36 34 Aspal % wt 0,5 0,4

Vanadium ppm wt < 1 1 Nikel ppm wt 8 32

Jumlah asam mg KOH / g < 0,05 1,19

Garam lb / 1000 bbl 11 5

Air % vol 0,6 0,3

Wild naphtha GO HTU Wild naphtha LCO

HTU Densitas, 15o Kg / mC 0,719 3 0,866

Kadar S ppm 2 N/A RVP psia N/A 1,5

Sumber: PERTAMINA, 2001

2.1.2. Bahan Baku Penunjang dan Aditif 1. Bahan Kimia

a. Soda Kaustik (NaOH), berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw

water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan menyerap senyawa

sulfur seperti H2S, merkaptan COS, dan CS

b. Anti Oksidan (C2.

14H24N2

c. Corrosion Inhibitor, adalah asam karboksilat yang merupakan produk reaksi

dalam hidrokarbon alifatik dan aromatik atau garam amina dari asam fosfat

dengan penambahan solvent. Bahan kimia ini berfungsi mencegah terjadinya

korosi pada overhead line 11-C-101, mencegah korosi sepanjang cooling water,

), berfungsi untuk mencegah pembentukan gum

(endapan yang menggumpal) dalam produk naphta dan polygasoline.

Pembentukan gum dapat mengakibatkan terjadinya penyumbatan pada filter atau

karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium

atau polygasoline.



dan mengurangi laju korosi di over head system flash rectifier dengan

pembentukan filming.

d. Monoethanol Amine (C2H4OH)NH2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS

dan CS2 serta senyawa sulfur lainnya yang terdapat dalam fraksi C3.

e. Demulsifier, merupakan senyawa campuran dengan berat molekul tinggi seperti

oxyalkilated resin dan amina dalam pelarut alkohol dan aromatik. Berfungsi

menghindari emulsi dan memecah emulsi minyak sehingga dapat mempercepat

pemisahan di desalter. Bahan kimia ini diinjeksikan ke crude charge secara

kontinyu pada sisi suction pump, untuk membantu pencampuran atau difusi

bahan kimia ke dalam minyak.

f. Anti Foulant, berfungsi untuk menghindari fouling di preheating system.

g. Wetting Agent, merupakan senyawa campuran oxylakilated alkanoamines dan

alkylaryl sulfonates dalam air, metanol, isopropanol. Wetting agent berfungsi

memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut

dari fasa minyak ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan.

h. Sodium Nitrat (NaCO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang

dapat menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.

i. Soda Ash (Na2CO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat

menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.

j. Trisodium Phosphate (Na3PO4), berfungsi untuk menghindari fouling dan

mengatur pH.

k. Clorine (Cl2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah

terbentuknya lumut atau kerak.

l. Sodium Phospat Monohydrat (NaH2PO4H2O), berfungsi untuk membantu

penyerapan senyawa dasar nitrogen (amoniak) dan entrainment solvent.

m. LPG odorant, untuk memberi bau sebagai detektor kebocoran LPG.

2. Katalis, Resin, dan Adsorent

Beberapa jenis katalis dan resin yang digunakan di PT Pertamina (Persero) RU -VI

Balongan dapat dilihat pada Tabel 2.2 berikut ini :



Tabel 2.2 Katalis dan Resin yang digunakan PT. PERTAMINA (Persero)

Jenis Katalis/Resin Aplikasi Fungsi

ICR131KAQ 12/13-R-101/102/103 Menguragi kandungan logam

Sulphur Adsorber 22-R-102 A/B Absorpsi H2Katalis UOP

S 15-R-101/102/103/104

Mencegah rantai hidrokarbon panjang

Molsieve Pru ODG-442 19-V-104- A/B

Adsorpsi moisture dari LPG campuran C

E-315 Katalis Propylene Metal Treater

3

19-V-111 Menghilangkan kandungan metal

Alcoa Selecsorb COS 1/8 11-V-112 A/B

Menghilangkan COS dari propylene

Katalis SHP H-14171 19-R-101 A/B

Menjenuhkan seyawa diolefin menjadi monaolefin

Rock salt 14/21-V-101 Adsorpsi moisture dari LPG

Hydrogenator 22-R101 Hidrogenasi untuk melenas kandungan sulfur High temperature Shift Converter type C12-4

22-R-103 Mengubah CO menjadi CO

Hydrogen Reformer Catalyst

2

22-F-101 Mengubah gas alam menjadi H

Karon aktif 2

23-S-102 Menyerap komponen yang mengakiabtkat foaming

Amine filter 23-S-101/102 Menyaring komponen >10 micron di Lean Claus Catalyst 25-R-101/102/103 Mereaksikan gas alam Anion Resin ASB-Ip & Kation Resin C-249

22-V-105 A/B Mereaksikan kation dan anoin

Lynde Adsorbent type LA22LAC-612,C-200F

22-V-109 A-M Menyarap pengotor H2 (CO, CO2, N2

Karbon aktif

, HC )

55-A-101 A/B-S1 Menyaring bahan-bahan organic

Strong Acid Kation Resin

Kation pada 55-A-101 A/B-V1, anion pada 55-A-101 A/B-V2

Menghilangkan kation/anion

Activated Alumina 1/8, 1/4, ceramic ball Molsieve siliporite

58-D-101 A/B-R1-R2 59-A-101 A/B-A1

Adsorpsi moisture dari LPG Adsorpsi moisture CO2

Sumber: Pertamina, 2001



2.1.3. Bahan Baku Sistem Utilitis

Bahan baku yang dibutuhkan di unit utilitas terdiri dari air dan udara. Sumber air yang

digunakan berasal dari Bendungan Salam Darma di Kabupaten Subang. Air ini

sebelum digunakan diolah terlebih dahulu sehingga bebas dari pengotor dan mineral.

Air tersebut digunakan sebagai pendingin, pemasok listrik umpan, pembangkit kukus,

pemadam kebakaran, serta keperluan kantor dan perumahan karyawan. Penggunaan

air di RU-VI Balongan disertai proses treatment air sisa proses. Hal ini bertujuan

untuk mengolah air sisa proses seperti sour water menjadi air proses kembali. Udara

digunakan sebagai udara tekan serta untuk pembakaran dan penyedia nitrogen. Udara

tekan juga dapat digunakan untuk sistem kontrol paprika dan sebagai bahan pada unit

penyedia nitrogen.

2.2. Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

2.2.1 Produk Utama

Produk yang dihasilkan PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan diagi menjadi

tiga bagian yaitu : produk dalam bentuk BBM, Non BBM dan jenis BBK (Bahan

Bakar Khusus). Jenis produk, kapasitas dan satuannya adalah sebagai berikut:

Tabel 2.3 Produk-produk Kilang RU-VI Balongan

No Jenis Produk Jumlah Satuan A Produk BBM 1 Decant Oil 9.300 BPSD 2 Industrial Diesel Oil 16.000 BPSD 3 Kerosene 11.950 BPSD 4 Solar (ADO) 27.000 BPSD 5 Premium, Pertamax, Pertamax Plus

(Motor Gasoline)

58.950 BPSD

B Produk Non BBM 1 Sulfur 27 Ton/hari 2 Propylene 125 Ton/hari 3 LPG 565 Ton/hari

Sumber: Pertamina, 2007

2.2.2 Produk Unit Proses PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

a. Crude Distilation Unit (CDU) Produk yang dihasilkan dari proses CDU antara lain :

Produk utama

1. C4- sebanyak 170 BPSD



2. Naphta sebanyak 5.460 BPSD

3. Kerosene sebanyak 11.270 BPSD

4. Gas Oil sebanyak 23.300 BPSD

Produk samping yaitu Atmospheric Residue sebanyak 87.760 BPSD

b. Naphtha Processing Unit (NPU) Unit NPU terdiri dari tiga unit yaitu: Naphtha Hydrotreatinh Unit (NHDT),

Platforming Unit dan Countinous Catalyst Regeneration (CCR), dan Penthane

Extration (Phenex).

Naphtha Hydrotreatinh Unit (Unit 31)

Produk utana yang dihasilkan dari unit 31 adalah heavy naphtha dan light

naphtha (gasoline)

Platforming dan CCR (Unit 32)

Produk utama unit Platformer dan CCR adalah gasoline dengan oktane number

98.

Phenex Unit (Unit 33)

Produk utama unit Phenex berupa gasoline dengan oktan number > 82 dari light

naphtha.

c. Atmospheric Residue Hydrometallization Unit (AHU) Produk yang dihasilkan dari AHU yaitu :

Produk utama

1. C4- sebanyak 170.500 Nm3

2. Naphta sebanyak 900 Nm

/h 3

3. Kerosene sebanyak 2.550 Nm

/h 3

4. Gas oli sebanyak 5.900 Nm

/h 3

Produk samping berupa Demetalized Residue (DMAR) sebanyak 50.300 Nm

/h 3

d. Residue Catalytic Craker (RCC)

/h.

Dalam RCC terdapat pengolahan residue dari unit CDU dan ARHDM menjadi

berbagai macam produk, seperti:

Produk utama

1. C2 dan lighter sebanyak 2.350 Nm3

2. Propylene sebanyak 6.950 BPSD

/h

3. Propane sebanyak 1.950 BPSD

4. Mixed C45. Polygasoline sebanyak 6.000 BPSD

sebanyak 5.050 BPSD



6. Naphta sebanyak 46.450 BPSD

7. Light Cycle Oil (LCO) sebanyak 15.850 BPSD

Produk sampig berupa Decant Oil (DCO) seanyak 400 BPSD

e. Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU) Produk utama yang dihasilkan yaitu :

1. C2 dan lighter sebanyak 2.350 Nm3

2. Wild Naphta sebanyak 750 BPSD

/h

3. Gas Oil sebanyak 31.600 BPSD

f. Kerosene Hydrotreating Unit (Kero-HTU) 1. C2 dan lighter sebanyak 700 Nm3

2. Wild Naphta sebanyak 1250 BPSD

/h

3. Treated Kerosene sebanyak 16.400 BPSD

g. Unsaturated Gas Plant Unsaturated Gas Plant berfungsi untuk memisahkan produk overhead main column

RCC unit (15-C-101) menjadi stabilized gasoline, LPG dan non condensable lean

gas (off gas). Sebagian dari off gas yang dihasilkan akan dipakai sebagai lift gas,

sedangkan sebagian lagi dipakai seagai fuel gas setelah di-treating di amine

absorber untuk menghilangkan gas H2S dan CO

2.3. Spesifikasi Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

2.

1. Pertamax plus

Bilangan oktan : 95 min

Kandungan belerang, %wt : 0,1 max

Kandungan timbal, gr/ml : 0,013 max

Kandungan aromatic : 50 max

Density, kg/m3

2. Pertamax

: 780 max

Kandungan merkaptan, % wt : 0,002 max

Warna : merah

Getah purwa, mg/100ml : 4

Bilangan oktan : 92 min

Kandungan belerang, % wt : 0,1 max

Kandungan timbal, gr/ml : 0,013 max

Kandungan aromatic : 50 max

Density, kg/m3 : 780 max



Kandungan merkaptan, % wt : 0,002 max

Warna : biru

Getah purwa, mg/100ml : 4

3. Premium Bilangan oktan : 87 min

Kandungan TEL, ml/USG : 0,54 max

RVP pada 100oF, psi : 9 max

Kandungan GUM, mg/100ml : 4 max

Kandungan sulfur, %wt : 0,2 max

Copper strip corrotion, 3hr/1220

4. Solar

F : number 1 max

Kandungan merkaptan, %wt : 0,015 max

Warna : kuning

Kandungan zat warna, gr/100USG : 0,5 max

Specific gravity : 0,835 max

Smoke point, ml : 17 min

Flash point, ABEL 0F : 100 min

Kandungan sulfur, %wt : 0,2 max


5. Kerosene

F : number 1 max

Specific gravity : 0,835 max

Smoke point, ml : 17 min

Flash point, ABEL 0F : 100 min

Kandungan sulfur, % wt : 0,2 max


6. LPG

F : number 1 max

RVP pada 100 0F, psig : 120 max


F : number 1 max

Kandungan metana, %wt : 0

Kandungan etana, %wt : 0,2 max

Kandungan propane&butana, %wt : 97,5 min

Kandungan pentana, % wt : 2,5

Kandungan heksana : 0

Merkaptan ditambahkan : 50ml/1000 USG



7. Decant oil Viskositas, Csts pada 1220F : 180 max

Kandungan sulfur, %wt : 4 max

Kandungan abu, % wt : 0,1 max

Flash point, 0

8. Propylene

C : 62 max

Kandungan katalis, ppm : 30 max

Sedimen, %wt : 0,15 max

MCR, % wt : 18 max

Propylene, % mol : 99,6 min

Total parafin, %mol : 0,4

Kandungan metana, ppm : 20 max

Kandungan etilen, ppm : 25 max

Kandungan etana, ppm : 300 max

Kandungan propane, ppm : 5 max

Kandungan pentana, ppm : 10 max

Asetilene, ppm : 5 max

Metilasetilen, propadien, 1-3 butadien, ppm : 2 max

Total butane, ppm : 100 max

Pentane, ppm : 100 max

Hidrogen, ppm : 20 max

Nitrogen, ppm : 100 max

CO, ppm : 0,5 max

CO2, ppm : 1 max

O2, ppm : 1 max

Kandungan air, ppm : 2,5 max

Total sulfur, ppm : 1 max

Amoniak, ppm : 5 max



Universitas Lampung

BAB III DESKRIPSI PROSES

Proses pengolahan crude oil di kilang RU-VI Balongan, digolongkan menjadi tiga bagian, yaitu:

Hydro Skimming Complex (HSC) Proses yang terjadi pada HSC Unit adalah proses distilasi dan treating dari limbahyang

dihasilkan dari crude oil dan proses treating produk naphta. Unit HSC terdiri dari Distillation

and Treating Unit (DTU) dan Naphta Treating Unit (NPU). Unit DTU terbagi menjadi empat

unit, yaitu: Crude Distillation Unit (CDU), Amine Treatment Unit, Sour Water Stripper, dan

Sulphur Plant. Dan unit NPU terbagi menjadi tiga unit, yaitu: Naphta Hydrotreating Unit

(NHT), Platforming and CCR Unit, dan Penex Unit.

Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) Pada unit DHC, produk intermediate minyak bumi akan mengalami proses treating lebih

lanjut. Tujuan proses treating adalah mengurangi atau menghilangkan kandungan impurities

dari minyak bumi seperti nitrogen, senyawa sulfur, kandungan logam (vanadium dan nikel),

dan kandungan MCR (Micro Carbon Residue). Unit DHC terdiri dari Atmospheric Residue

Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). Unit HTU dibagi menjadi tiga unit, yaitu:

Hydrogen Plant, Gas Oil Hydrotreating Unit (GO-HTU), dan Light Cycle Oil Hydrotreating

Unit (LCO-HTU).

Residue Catalytic Cracker Complex (RCCC) Unit Residue Catalytic Cracker Complex merupakan secondary process dari pengolahan

minyak bumi, dimana residu dari minyak direkahkan kembali menjadi produk-produk yang

memiliki nilai ekonomis. Crude Duri, Minas, dan Nile bland yang diolah di kilang RU-VI

memiliki residu kurang lebih 60-65 %. Unit RCC terdiri dari 2 unit, yaitu Residue Catalytic

Cracker Unit (RCU) dan Light End Unit (LEU), yang menghasilkan produk berupa LPG,

Gasoline, Light Cycle oil, Propylene dan Polygasoline.



3.1. Hydro Skimming Complex (HSC)

3.1.1. Distillation Treating Unit (DTU) Unit ini terdiri dari Crude Distillation Unit (Unit 11), Amine Treatment (Unit 23),

Sour Water Stripper (Unit 24), dan Sulphur Plant (Unit 25).

a. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU) Crude Distillation Unit (CDU) dibangun untuk mengolah campuran minyak

Indonesia sebesar 125.000 BPSD (828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah ini

terdiri dari 80 % Crude Oil Duri dan 20 % Crude Oil Minas. Crude Oil Duri tidak

murni, tetapi ada beberapa campuran Crude Oil lainnya yang mempunyai

spesifikasi mirip dengan Crude Oil Duri, seperti: Crude Oil LSWR. Sama seperti

Crude Oil Duri, Crude Oil Minas pun tidak murni. Ada beberapa Crude Oil yang

dicampurkan, seperti: Crude Oil SLC, Crude Oil Jati Barang, Crude Oil BU, Crude

Oil Nile Blend, Crude Oil Azeri, dan Crude Oil Mudi. Data aktual yang digunakan

50 % crude oil Duri dan 50 % crude oil Minas yang sesuai dengan ketersediaan

bahan baku yang ada.

CDU merupakan Atmospheric Distillation Unit yang mengolah minyak mentah

menjadi produk produknya berdasarkan perbedaan titik didih dan titik embun.

Produk-produk yang dihasilkan dari CDU adalah Naphta, Kerosene, Light Gas Oil

(LCO), Heavy Gas Oil (HGO) dan Atmospheric Residue. Tujuan CDU adalah

memaksimalkan produk akhir dengan cara mengolah kembali sebagian residunya

ke unit AHU dan sebagian lagi langsung ke unit RCC.

Produk-produk yang dihasilkan dari CDU ini mempunyai cutting point sebagai

berikut:

Tabel 3.1. Cutting Point Produk dari Crude Oil

Rentang Pendidihan (oC) Rentang Kasar Atom C n-

parafin Nama Fraksi/Produk ASTM TBP



215 340 270 - 320 C12 C19 Minyak Gas Ringan

(Light Gas Oil)

290 440 320 - 430 C16 C28 Minyak Gas Atmosferik

(Heavy Gas Oil) >400 >430 >C25 Residue

Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia

Unit CDU terdiri dari dua seksi yaitu :

1. Seksi Crude Distillation

Seksi Crude Distillation dirancang untuk mendistilasi campuran crude oil dan

menghasilkan destilat overhead terkondensasi, gas oil dan residu.

2. Seksi Overhead fraksinasi dan Stabilizer

Seksi Overhead fraksinasi dan Stabilizer dirancang untuk distilasi lanjutan

kondensat overhead menjadi produk LPG, naphta dan kerosene.

Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran wild naphta dari campuran

crude oil dan light Cycle Oil Hydrotreater. Unit ini mampu beroperasi dengan

kapasitas antara 50 100 % kapasitas disain dengan faktor on stream 0,91.

On Stream Factor didefinisikan sebagai berikut:

Langkah Proses

Desalter berfungsi untuk meminimalkan kandungan garam dalam crude sampai

250 ppm dimana garam yang terkandung berupa garam klorida yang menimbulkan

terbentuknya HCl yang berasal dari reaksi antara garam klorida dengan air.

Keberadaan HCl dalam kolom distilasi dapat menyebabkan korosi. Dalam desalter

ini juga ditambahkan Wetting Agent dan Demulsifier. Wash water dipanaskan oleh

:

Minyak mentah Duri dan Minas dicampur di off site (area tank farm) dan dialirkan

oleh crude oil charge pump (11-P-101 A/B) melalui cold preheater train dengan

suhu masuk heater sebesar 47,79 oC dan suhu keluaran sebesar 155,1 oC dan

dimasukkan kedalam desalter. Laju alir dan tekanan pada cold pre heater train ini

adalah 748330 kg/jam dan 3,3 atm. Minyak mentah mula-mula dipanaskan oleh

produk light gas oil (LGO), kemudian oleh HGO (Heavy Gas Oil), residu, top

pump around dan intermediate residu pada exchanger (11-E-101) sampai (11-E-

105) secara seri sebelum masuk ke desalter yang dipasang berurutan (11-V-101

A/B).



desalter effluent water pada exchanger (11-E-116). Kemudian diinjeksikan ke

dalam minyak mentah di upstream mixing valve pada desalter crude oil charge

pump (11-P-102 A/B) melalui hot preheated train. Setelah keluar dari desalter

minyak masuk kedalam hot preheater train dengan suhu 152 oC dan keluar dengan

suhu 276,7 oC. Dipanaskan oleh mid pump around, intermediate residue, HGO

produk, bottom pump around dan hot residue pada exchanger (11-E-106) sampai

(11-E-111) secara berurutan.

Minyak mentah yang keluar terakhir dari preheater exchanger tekanannya masih

cukup untuk menekan terjadinya penguapan sehingga flow measurement dan

kontrol delapan pass dari furnace (11-F-101) untuk dipanaskan secara radiasi

hingga suhu 359.6 oC. Minyak mentah yang sudah berupa vapor mengalir melalui

bagian konveksi dan radian heater, kemudian masuk ke flash zone dari main

fraksionator (11-C-101) untuk fraksinasi. Overhead stream dari (11-C-101) terdiri

dari kerosene dan fraksi ringan yang selanjutnya mengalir ke overhead kondenser

(11-E-114) dan akan terkondensasi.

Aqueous ammonia dan corrosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead untuk

mengurangi korosi. Overhead stream dari (11-E-114) sebagian besar terkondensasi,

kecuali gas inert dan sedikit hidrokarbon ringan yang akan terpisah di overhead

accumulator (11-V-102). Gas yang terkondensasi dilewatkan ke off gas KO-drum

(11-V-103) kemudian ke furnace (11-F-101) sebagai bahan bakar furnace.

Kondensat dari overhead distilat dipompakan ke stabilizer unit. Sour kondensat

dari (11-V-102) dipompakan ke sour water stripper unit. Pada stabilizer unit terjadi

pemisahan fraksi minyak berat (naphta dan kerosen) dengan fraksi gas. Overhead

distillate dari 11-V-102 dipanaskan dengan Hot kerosene product dan stabilizer

bottom (11-E-118) dan (11-E-119) secara berurutan sebelum dialirkan ke stabilizer

(11-C-104). Setelah itu dikondensasikan ke stabilizer kondenser (11-E-121) dan

dimasukkan ke stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondesasi

dikembalikan kembali ke stabilizer sebagai refluks dan vapour yang dihasilkan

dialirkan ke amine treating facilities yang dikontrol oleh pressure control.

Stabilizer bottom dipanaskan kembali oleh bottom pump arround (11-E-120).

Bottom product (naptha dan kerosen) yang sudah stabil dialirkan ke splitter (11-C-

105) dan diatur oleh level control sesudah dipakai memanaskan umpan (11-C-104)

di heat exchanger (11-C-118). Overhead dari (11-C-105) dikondensasikan lagi



dengan fin fan di splitter condenser (11-V-123) dan dimasukkan ke splitter

overhead drum (11-V-105). Drum ini berguna untuk menampung naptha refluks

dan naphta produk. Refluks dikembalikan ke 11-C-105 diatur oleh flow control,

sedangkan naptha produk dialirkan ke storage setelah didinginkan fin fan (11-E-

124) dan cooling water (11-E-126). Splitter bottom (kerosen) dipanaskan lagi

dengan mid pump around di reboiler (11-E-122). Kerosen yang sudah didinginkan

oleh umpan (11-C-104) di heat exchanger kemudian dipompakan ke storage dan

didinginkan lagi di fin fan dan cooling water.

LGO dan HGO dikeluarkan dari (11-C-101) dengan level kontrol sebagai site

stream product yang kemudian masuk ke stripper (11-C-102) dan (11-C-103),

dimana fraksi ringannya akan di-stripping oleh stream. Stripping menggunakan low

pressure steam, yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101) menjadi

superheated steam, sebelum diinjeksi ke stripper. Produk LGO dipompakan dari

(11-C-102) dan digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-101).

Produk HGO dipompakan dari (11-P-106) dan digunakan sebagai pemanas crude di

preheated train (11-E-108) dan (11-E-102) secara berurutan. Campuran dari gas oil

bisa juga dialirkan ke storage melalui pressure control setelah didinginkan di gas

oil train cooler (11-E-102). Residu di-stripping dengan steam di dalam stripping

water (11-C-101) dengan menggunakan superheated stream. Kemudian residu

dipompakan dari (11-C-101) untuk digunakan sebagai pemanas crude di preheated

train (11-E-111, 110, 107, 105, dan 103 secara berurutan). Normal operasi residu

dialirkan ke AHU dan RCC Unit.

Untuk mengambil panas dari (11-C-101) selain dengan overhead condensing

system juga digunakan tiga pump around stream:

1. Top pump around stream diambil dari tray nomor 5 dari kolom fraksinator dan

dipompakan ke crude preheated train (11-E-104) untuk memanaskan crude

kemudian dikembalikan ke top tray.

2. Middle pump around stream diambil dari tray nomor 15 pada kolom fraksinator

dan dipompakan ke spliter reboiler (11-E-122). Kemudian dialirkan ke crude

preheat train (11-E-106) sebelum dikembalikan ke tray no 12.

3. Bottom pump around stream diambil dari tray nomor 25 dari kolom fraksinator

dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120). Kemudian dialirkan ke crude

preheated train (11-E-109) sebelum dikendalikan ke tray nomor 22. Condensate



Overhead Distillate ditampung di vessel (11-V-102) dan dipompakan ke seksi

overhead fractionator dan stabilizer unit untuk diproses lebih lanjut.

Selain itu, akibat pengambilan panas menyebabkan suhu side stream tersebut turun

kemudian digunakan sebagai refluks untuk mengatur temperatur pada tray di

atasnya dan mencegah adanya fraksi berat yang terbawa ke atas.

b. Unit 23: Amine Treatment Unit

Unit Amine Treatment mengolah sour off gas yang berasal dari unit CDU, GO-

HTU, LCO-HTU, dan AHU. Pada proses pengolahan, H2S yang masih terkandung

pada sour off gas akan dihilangkan, karena bersifat asam dan korosif. Proses yang

digunakan adalah SHELL ADIP, yaitu menyerap H2S dengan menggunakan larutan

diisopropanol amine (DIPA). Namun saat ini larutan penyerap yang digunakan

adalah larutan MDEA (methyl diethanol amine) dengan kadar 2 kgmol/m3 sebagai

larutan penyerap. Pada unit ini diharapkan kandungan H2S produk tidak melebihi

50 ppm.

Reaksi antara H2S dan CO2 dengan MDEA adalah:

1. Reaksi dengan H2S menjadi senyawa sulfida

(C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2S (C2H5SH)2-N-CH3 + 2H2O

2. Hidrasi CO2 menghasilkan asam karbonat (berjalan lambat)

CO2 + H2O H2CO3

3. Reaksi MDEA dengan asam karbonat

(C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2CO3 (C2H5CO3)2-N-CH3 + 2H2O

Unit Amine Treater terdiri dari tiga alat utama yaitu :

1. Off gas absorber (Unit 14)

Off gas absorber dengan kapasitas sebesar 18.522 Nm3/jam berfungsi untuk

mengolah off gas yang berasal dari CDU, AHU, GO-HTU, dan LCO-HTU.

Produk yang dihasilkan digunakan untuk fuel gas system sebagai bahan bakar

kilang dan sebagai umpan gas Hydrogen Plant.

2. RCC Unsaturated Gas Absorber (Unit 16)

RCC Unsaturated Gas dengan kapasitasnya sebesar 39.252 Nm3/jam berfungsi

untuk mengolah sour gas dari unit RCC. Produk yang dihasilkan dialirkan ke

fuel gas system dan dialirkan menjadi umpan untuk Hydrogen Plant.



3. Amine regenerator (Unit 23)

Amine regenerator berfungsi untuk meregenerasi kembali larutan amine yang

telah digunakan oleh kedua absorber di atas dengan kapasitas gas yang keluar

sebesar 100 %. Produk yang dihasilkan berupa larutan amine dengan kandungan

sedikit sulfur yang siap dipakai kembali. Selain itu juga dihasilkan sour gas yang

kaya sulfur dan dikirim ke Sulphur Plant untuk diolah menjadi sulfur flakes

(padat). Spesifikasi produknya yang keluar dari masing-masing menara

mengandung H2S maksimal 50 ppm volume.

Produk bawah dari off gas absorber dicampur dengan produk bawah RCC

unsaturated gas absorber (16-C-105) dan fraksi cair dari RCC unsaturate treated

gas KO drum (16-V-107). Sebagian dari campuran tersebut dialirkan melalui rich

amine filter (23-S-103) dan sebagian lagi di-bypass untuk dicampur kembali dan

dilewatkan di exchanger (23-E-102). Kondisi aliran disesuaikan dengan

regenerator (23-C-101) untuk mengoperasikan Reboiler dengan menggunakan

pemanas LP Steam. Produk keluaran reboiler yang berupa cairan dimasukkan

kembali ke regenerator pada bagian dasar kolom, sedangkan produk uapnya

dimasukkan ke regenerator dengan posisi setingkat di atas cairan. Produk atas

regenerator (23-C-101) dilewatkan ke kondensor (23-E-104), kemudian ditampung

di vessel (23-V-101). Cairan yang keluar vessel ditambahkan make-up water dan

dipompa untuk dijadikan refluk. Uap dari vessel merupakan sour gas Sulphur

Plant. Produk bawah regenerator (amine teregenerasi) di make up dengan amine

Langkah Proses :

Umpan off gas absorber berasal dari off gas CDU (Unit 11), GO-HTU (Unit 14),

LCO-HTU (Unit 21), dan AHU (Unit 12/13) dicampur menjadi satu pada

temperatur 62 oC, tekanan 4,5 atm dan laju alir 7,88 ton/jam yang dilewatkan ke

exchanger (14-E-201) dengan menggunakan air pendingin, kemudian ditampung di

vessel gas KO drum (14-V-101). Setelah ditampung di vessel gas KO drum, off gas

dimasukan kedalam Amine Absorber (14-C-201) di Unit 14. Umpan yang masuk ke

dalam kolom amine absorber (16-C-105) berasal dari off gas yang merupakan

produk dari RCC. Produk atas dari kolom amine absorber yang berupa treated off

gas ditampung di off gas absorber (14-C-201) dan distabilkan di KO drum (16-V-

107) untuk digunakan sebagai fuel gas system dan sebagai umpan H2 Plant. Produk

bawahnya berupa hidrokarbon drain yang dibuang ke flare.



dari amine tank (23-T-101) yang dialirkan dengan menggunakan pompa (23-P-

103). Campuran produk bawah tersebut digunakan sebagai pemanas pada (23-E-

102), kemudian dipompa dengan (23-P-101-A/B), lalu sebagian dilewatkan ke lean

amine filter (23-S-101) dan lean amine carbon filter (23-S-102). Produk

keluarannya dicampur kembali, sebagian dilewatkan di exchanger (23-E-101) dan

sebagian di-bypass. Dari exchanger (23-E-101), aliran dikembalikan ke RCC unst

gas absorber dan off gas absorber untuk mengolah kembali off gas.

c. Unit 24: Sour Water Stripper (SWS) Sour water stripper adalah unit pengolahan air buangan dari unit-unit lain yang

masih mengandung H2S dan NH3. Produk yang dihasilkan dari unit ini adalah

treated water yang ramah lingkungan dan dapat digunakan kembali untuk proses

unit-unit pengolahan lainnya. Selain itu juga dihasilkan off-gas yang kaya H2S

untuk dikirim sebagai umpan pada Sulphur Plant dan off-gas kaya NH3 yang

dibakar di incinerator. Proses pada Sour Water Stripper diawali dengan pemisahan

air dan minyak secara fisika berdasarkan specific gravity nya. Setelah itu dilakukan

pemisahan air dan gas menggunakan 3 buah stripper dengan pemanas LMP steam

yang terdiri dari NH3 stripper dan H2S stripper pada train 1, serta sour water

stripper pada train 2.

Langkah Proses

1. Seksi Sour Water Stripper / SWS (Train 1 dan 2)

:

Unit ini secara garis besar dibagi menjadi dua seksi yaitu seksi Sour Water Stripper

(SWS) dan seksi Spent Caustic Treating.

Seksi Sour Water Stripper (SWS) terdiri dari dua train yang perbedaannya

didasarkan atas asal feed berupa air buangan proses yang diolah. Train nomor 1

terdiri dari H2S dan NH3 stripper dirangkai seri yang digunakan untuk

memproses air buangan yang berasal dari CDU, AHU, GO-HTU dan LCO-

HTU. Train nomor 2 terdiri dari sour water stripper digunakan untuk

memproses air buangan yang berasal dari RCC Complex. Kemampuan

pengolahan untuk train no.1 sebesar 67 m3/jam sedangkan untuk train nomor 2

sebesar 65,8 m3/jam. Air buangan RCC masih mengandung sedikit H2S, namun

kandungan NH3 nya masih banyak karena kecepatan reaksi denitrogenasi pada

AHU berjalan lambat. Fungsi kedua train adalah menghilangkan H2S dan NH3



yang ada di air sisa proses. Selanjutnya air yang telah diolah dari kedua train

tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau diolah kembali ke CDU

dan AHU. Gas dari H2S stripper yang mempunyai kandungan H2S yang cukup

tinggi (sour gas) digunakan sebagai feed di Sulphur Plant, sedangkan gas dari

NH3 stripper yang mengandung NH3 cukup tinggi dibakar di incinerator.

2. Seksi Spent Caustic Treating (Train 3) Spent Caustic Treating yang mempunyai kapasitas 17,7 m3/hari ini bertujuan

untuk mengoksidasi komponen sulfur dalam larutan spent caustic yang berasal

dari beberapa unit operasi membentuk H2SO4 di oxidation tower. pH dari treated

spent caustic diatur dengan caustic soda atau asam sulfat dari tangki, kemudian

disalurkan ke effluent facility. Ditinjau dari sumber spent caustic yang diproses

seksi ini dibedakan menjadi dua jenis, yaitu:

Spent caustic yang rutin (routinous) dan non rutin (intermittent) yang berasal

dari unit-unit :

- LPG Treater Unit (LPGTR)

- Gasoline Treater Unit (GTR)

- Propylene Recovery Unit (PRU)

- Catalytic Condensation Unit (Cat. Cond.)

Spent caustic merupakan regenerasi dari unit-unit:

- Gas Oil Hydrotreater (GO-HTU)

- Light Cycle Oil Hydrotreater (LCO-HTU)

Komponen sulfur dalam spent caustic dapat berupa S= atau HS-.

Reaksi-reaksi yang terjadi :

2S= + 2O2 + H2O S2O3= + 2OH-

2HS- + 2O2 S2O3= + H2O

Selanjutnya thiosulfat dioksidasi menjadi:

S2O3= + O2 + 2OH- 2SO4= + H2O

Kemudian pH treated spent caustic diatur dengan NaOH atau H2SO4.

d. Unit 25 : Sulphur Plant Sulphur Plant adalah unit yang digunakan untuk mengambil unsur sulfur dari off

gas amine treatment unit dan H2S stripper train No.1 unit SWS. Unit ini terdiri dari

unit Claus yang menghasilkan cairan sulfur yang kemudian diikuti oleh



pembentukan serpihan sulfur, dan berfungsi sebagai fasilitas penampungan atau

gudang sulfur padat.

Pada unit ini terdapat fasilitas pembakaran untuk mengolah gas sisa dari unit Claus,

yang juga membakar gas-gas yang banyak mengandung NH3 dari unit SWS.

Kapasitas unit ini dirancang untuk menghasilkan sulfur sebesar 29,8 ton per hari.

Saat ini sulphur plant sudah tidak beroperasi lagi. Hal ini dikarenakan sering terjadi

masalah pada operasi unit ini sehingga mengganggu proses pada unit lain. Salah

satu masalah yang terjadi ialah terjadinya korosi pada hampir seluruh alat

dikarenakan pemilihan material peralatan yang kurang baik dalam mengatasi

korosifitas.

Langkah Proses

1. Thermal Recovery

:

Proses Claus terdiri dari 2 tahap yaitu :

Pada tahap ini, gas asam sekitar 1/3 H2S, hidrokarbon dan amonia yang terdapat

dalam gas umpan.dibakar di dalam furnance. Senyawa SO2 yang terbentuk dari

pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H2S yang tidak terbakar

menghasilkan senyawa sulfur. Sulfur yang dihasilkan pada tahap ini sekitar

lebih 60%. Produk hasil pembakaran didinginkan di waste heat boiler dan

thermal sulphur condenser. Panas yang diterima di waste heat boiler digunakan

untuk membangkitkan steam.

2. Catalytic Recoveries

Setelah tahap thermal recovery dilanjutkan dengan 3 tahap catalytic recoveries

yang terdiri dari reheat (reheater), catalytic conversion (converter), dan cooling

with sulphur condensation. Sulfur yang keluar dari tiap kondensor dialirkan ke

sulphur pit untuk dilakukan proses deggased. Pada unit ini sulfur yang berasal

dari unit Claus diubah dari fasa cair menjadi fasa padat berbentuk serpihan yang

kemudian akan disimpan.

Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut :

H2S + O2 SO2 + H2O (thermal)

H2S + SO2 S + H2O (thermal dan catalyst)



Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar sulfur

yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari unit

SWS dan membakar gas dari sulphur pit.

3.1.2. Naphta Processing Unit (NPU) NPU merupakan proyek PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan yang dikenal

dengan Kilang Langit Biru Balongan (KLBB). Unit ini dibangun untuk mengolah dan

meningkatkan nilai oktan dari naptha. Peningkatan bilangan oktan dilakukan dengan

cara menghilangkan impurities yang dapat menurunkan nilai oktan seperti propan,

butan, dan pentan. Sebelumnya dilakukan penambahan TEL (Tetra Etil Lead) dan

MTBE (Methyl Tertier Butyl Eter) untuk meningkatkan bilangan oktan dari Naphta.

Saat ini pemakaian TEL dan MTBE telah dilarang karena dana menyebabkan

pencemaran udara dan sangat berbahaya bagi kesehatan karena timbal dapat masuk

dan mengendap di dalam tubuh sehingga menghambat pembentukan sel darah merah.

NPU terdiri dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit

dan Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32), serta Penex Unit (Unit

33).

a. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU) Unit Naphtha Hydrotreating Process (NTU) dengan fasilitas kode 31 didisain

untuk mengolah naphtha dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam) dari

Straight Run Naphtha. Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa

Kilang PT. PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang

sendiri, yaitu Crude Distillation Unit (unit 11). Unit NTU merupakan proses

pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan menggunakan aliran gas H2

murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2 yang terdapat dalam

fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan

campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama

dari NTU dapat disebut juga sebagai operasi pembersihan. Dengan demikian, unit

ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit selanjutnya (down stream). Produk dari

unit ini adalah: Light Naphtha yang akan menjadi umpan untuk unit Penex (Unit

32) dan Heavy Naphtha yang akan menjadi umpan untuk unit Platforming (Unit 33)



Langkah Proses

Seksi Oxygen Stripper

:

Unit NTU didisain oleh UOP, unit ini terdiri dari 4 seksi yaitu :

Feed naphtha masuk ke unit NTU dari tangki intermediate yaitu 42-T-107

A/B/C atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas

blanketing untuk mencegah O2 yang terlarut dalam nafta, khususnya feed dari

tangki. Kandungan O2 atau olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya

polimerisasi dari olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi

dapat juga terjadi apabila kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak

dibersihkan sebelumnya. Hal ini akan menyebabkan terjadinya fouling yang

berakibat pada hilangnya efisiensi transfer panas. Keberadaan campuran O2 juga

dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap campuran O2 yang tidak

dihilangkan pada unit hydrotreater akan menjadi air dalam unit Platforming,

yang menyebabkan kesetimbangan air-klorida pada katalis Platforming akan

terganggu.

Kandungan O2 yang telah terpisahkan dari naphta dibuang keudara dan naphta

dimasukan kedalam heater (31-F-101) untuk proses selanjutnya.

Seksi Reaktor

Seksi reaktor mencakup : reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem

pemanas atau sistem pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen akan meracuni

katalis di Platforming serta akan membentuk H2S, NH3 yang akan masuk ke

reaktor dan selanjutnya dibuang ke seksi down stream. Recycle gas mengandung

H2 yang mempunyai kemurnian tinggi, disirkulasikan oleh recycle gas

compressor saat reaksi hydrotreating dengan tekanan H2 pada kondisi atmosfer.

Seksi Naphtha Stripper

Seksi Naphtha Stripper didesain untuk memproduksi Sweet Naphtha yang akan

membuang H2S, air, hidrokarbon ringan serta melepas H2 dari keluaran reaktor.

Sebelum masuk unit stripping, umpan dipanaskan terlebih dahulu dalam heat

exchanger (31-E-107) dengan memanfaatkan bottom product dari naphta

stripper. Sedangkan top product didinginkan menggunakan fin fan (31-E-108)

dan kemudian masuk ke dalam vessel (31-V-102). Fraksi di dalam vessel

sebagian akan direfluks. Sedangkan gas yang ada akan dialirkan ke unit amine

treatment dan flare. Air yang masih terkandung kemudian dibuang ke unit SWS.

Bottom product sebagian dipanaskan dan sebagian lagi dikirim ke naphta

splitter.



Seksi Naphtha Splitter

Seksi Naphtha Splitter didesain untuk memisahkan Sweet Naphtha yang masuk

menjadi 2 aliran, yaitu Light Naphtha (dikirim langsung ke unit Penex) dan

Heavy Naphtha sebagai feed pada unit Platforming. Pemisahan berdasarkan

specific grafity dan boiling point. Heavy naphta sebagian akan dimasukkan ke

dalam reboiler (31-F-103) untuk memanaskan kolom naphta splitter dan

sebagian lagi akan dijadikan sebagai feed untuk unit platforming. Sedangkan

light naphta akan keluar dari atas kolom dan mejadi feed untuk unit Penex.

b. Unit 32: Platforming (PLT)

Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses 29,000

BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit proses

NTU (Unit 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk menghasilkan

aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan

bermotor (motor fuel) karena memiliki angka oktan yang tinggi. Unit Platforming

terdiri dari beberapa seksi yaitu seksi reactor , seksi Net Gas Compressor, seksi

Debutanizer, dan seksi Recovery Plus. Net gas (hidrogen) dari unit proses CCR

Platforming ditransfer untuk digunakan pada unit proses NTU (Naphtha

Hydrotreating) dan unit Penex.

Langkah Proses :

Unit platfoming terdiri-dari 4 bagian yaitu : reaktor, Net Gas Compresor,

Debutanizer, dan Recovery Plus. Umpan unit platfoming merupakan heavy naphta

yang berasal dari unit NTU. Sebelum memasuki reaktor yang dipasang secara seri,

umpan terlebih dahulu dipanaskan. Katalis platformer dari unit CCR kemudian

dimasukkan ke dalam reaktor dari bagian atas. Katalis yang digunakan memiliki

inti metal berupa platina dan inti asam berupa klorida. Di dalam reaktor terjadi

reaksi reforming, dimana terjadi penataan ulang struktur molekul hidrokarbon

dengan menggunakan panas dan katalis sehingga bersifat endoterm. Umpan

dimasukkan dari reaktor paling atas, kemudian keluarannya akan dipanaskan

dengan menggunakan charge heater (32-F-101) lalu dimasukkan kembali ke dalam

reaktor berikutnya. Pemanasan umpan terus dilakukan hingga umpan memasuki

reaktor yang terakhir.



Setelah keluar dari reaktor 3, katalis akan diolah kembali di CCR. Gas buangan

kemudian dimamfaatkan sebagai pembangkit steam. Keluaran umpan sebelum

dimasukkan ke dalam separator terlebih dahulu dimamfaatkan panasnya untuk

memanaskan umpan pada heat exchanger (32-E-101 dan 32-E-102). Pada separator

fraksi-fraksi gas yang berupa H2, senyawa klorin yang berasal dari katalis, off gas,

dan fraksi LPG dipisahkan fraksi naphta.

Gas yang dihasilkan dari hasil reaksi kemudian dialrkan dengan menggunakan

kompresor, sebagian digunakan untuk purge gas katalis. Purge gas katalis

berfungsi untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan

katalis sebelum dikirim ke unit CCR. Sebagian dari fraksi gas yang tidak

terkondensasi akan dicampurkan dengan gas dari CCR dan debutanizer, lalu akan

dialrikan ke net gas chloride treatment untuk menghilangkan kandungan klorida

yang sangat berbahaya bila terdapat dalam bentuk gas. Net gas yang berupa

hidrogen, off gas, dan LPG kemudian akan digunakan dalam unit CCR dan

Platfoming, sebagian akan digunakan sebagai fuel gas. Sebagian gas ada yang

dipisahkan menjadi H2 untuk digunakan pada unit NTU dan Penex. Gas-gas

hidrokarbon yang berupa LPG dan off gas dikembalikan ke separator (32-V-101).

Aliran campuran naphta dari vessel recovery akan diproses di debutanizer untuk

memisahkan fraksi naptha dengan fraksi gas yang masih mengandung LPG.

Sumber panas yang digunakan berasal dari heat exchanger dengan memamfaatkan

bottom product. Top product kemudian didinginkan dan dipisahkan antara fraksi

gas dan fraksi air. Fraksi gas ringan akan dikembalikan ke net gas chloride

treatment. Fraksi LPG sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan

sebagian lagi diolah menjadi unstabillized LPG yang kemudian akan dikirim ke

unit Penex. Air yang terpisah akan ditreatment pada unit SWS. Bottom produk

sebagian digunakan untuk memanaskan umpan dan sebagian lagi didinginkan lalu

disimpan di dalam tangki.

c. Continuous Catalyst Regeneration (CCR)

Tugas CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi akibat

reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut, katalis



reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan laju yang

lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis

dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi platforming.

Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi, sementara

katalis diregenerasi secara kontinu. Dua fungsi utama CCR CycleMax adalah

sirkulasi katalis dan regenerasi katalis dalam suatu sirkuit kontinyu. Hal ini

berlangsung melalui 4 langkah seksi regenerasi, yaitu pembakaran coke, oksi-

klorinasi, pengeringan dan akhirnya reduksi. Kemudian katalis siap berfungsi pada

reaksi platforming pada sirkuit berikutnya. Urutan dan logika sirkuit tersebut

dikendalikan oleh The Catalyst Regenerator Control System (CRCS).

Langkah Proses

Tugas Umum.pdf

Documents

Transcript of Tugas Umum.pdf