BAB II (URAIAN PROSES).doc

BAB IIURAIAN PROSES

2.1 Bahan Baku

Bahan baku yang digunakan untuk menghasilkan produk bahan bakar minyak

dan gas adalah minyak mentah. Dalam proses mengkonversi minyak mentah

menjadi produk bahan bakar minyak dan gas tersebut, dibutuhkan juga beberapa

bahan-bahan penunjang guna membantu proses produksi.

2.1.1 Bahan Baku Produksi

Bahan baku untuk PT Pertamina RU III berupa minyak mentah diperoleh dari

daerah Sumatera Selatan. Sebagai pasokan utama, minyak mentah disalurkan

melalui pipa dari lapangan di sekitar wilayah Sumatera Selatan dan melalui kapal.

Perbandingan distribusi adalah 70% minyak mentah melalui pipa dari lapangan

dan 30% minyak mentah melalui kapal tanker. Jalur penyaluran minyak mentah

tersebut adalah:

1. Minyak mentah yang dikirim melalui sistem perpipaan adalah:

a. South Palembang District (SPD) dari DOH Prabumulih.

b. Talang Akar Pendopo Oil (TAPO) dari DOH Prabumulih.

c. Jambi Asphalitic Oil (Paraffinic Oil).

d. Jene.

e. Ramba Crude Oil (RCO) dari DOH Jambi.

2. Minyak mentah yang dikirim menggunakan kapal tanker adalah:

a. Geragai Crude Oil (GCO) dari Santa Fe, Jambi.

b. Bula/ Klamono (BL/KL) dari Irian Jaya.

c. Kaji Semoga Crude Oil (KSCO).

d. Sepanjang Crude Oil (SPO).

e. Sumatera Light Crude (SLC).

f. Duri Crude Oil (DCO).

14

15

Setiap minyak mentah dari sumber yang berbeda tersebut akan ditampung

dahulu di dalam tangki penampungan. Minyak mentah tersebut seringkali masih

mengandung kadar air yang cukup tinggi, baik dalam bentuk emulsi maupun air

bebas. Ini dapat menyebabkan gangguan dalam unit-unit pengolahan sehingga

sebelum dimasukkan ke dalam unit CD, minyak mentah harus dipisahkan dari air

terlebih dahulu. Spesifikasi minyak mentah yang boleh diumpankan kedalam unit

CD adalah di bawah 0,5 % volume air. Minyak tersebut akan dijadikan umpan

pada Primary Process Unit (Tabel 3) dan Secondary Process Unit (Tabel 4).

Tabel 3. Umpan Primary Process UnitUnit Kapasitas Pengolahan Sumber

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

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

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

CD-V 35,0 MBSD SPD, TAP

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

Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012

Tabel 4.Umpan Secondary Process Unit

Unit Sumber

HVU Long residue

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

BB (Butane-Butylene)Distiller

Unstab crack, comprimate, condensategas, danresidual gas

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

Unit Polimerisasi Fresh BB (Butane-Butylene)

Unit Alkilasi Fresh BB dari BB Distiller

Polypropylene Raw PP (Propane-Propylene) dari RFCCU(Riser Fluid CatalyticCracking Unit)


16

2.1.2 Bahan Baku Penunjang

Selain bahan baku utama, proses pengolahan juga membutuhkan bahan-

bahan penunjang lain, seperti katalis, solvent, dan bahan aditif yang mendukung

proses pengolahan bahan baku menjadi produk, dapat dilihat pada Tabel 5, Tabel

6 dan Tabel 7.

Tabel 5.Bahan-bahan Penunjang

Bahan Unit FungsiH2SO4 Alkilasi Katalis

NaOH BB treating &caustic treating

Proses treating untukmenghilangkan senyawa belerang

Silika alumina RFCCU Katalis crackingTitanium catalyst Polypropylene Katalis utamaTri ethyl alumunium (AT cat) Polypropylene Co-catalystCMMS Polypropylene Catalyst adjuvantHexane Polypropylene Pelarut katalis

DEA Polypropylene Ekstraktor pada purifikasi Raw PolypropylenePropaneeepropyleneAE-Stab, AH-Stab, AI-Stab,

HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab, SB-Stab, SC-Stab

Polypropylene Stabilizer additive

Gas N2Polypropylene Off gas, carrier gas

Fuel oil, fuel gas Semua unitBahan bakar untuk pembakaran dalam furnace unitSumber : Pertamina RU III Plaju, 2012

Tabel 6. Kegunaan Bahan-bahan Penunjang Gas

Bahan Kegunaan

1. Amoniak (NH3)

2. Gas panas

3. N2

4. H2

Sebagai zat anti korosi pada system overhead kolom distilasiSebagai regenerator dryer pada Polypropylene UnitSebagai pendingin (cooler)Sebagai pemutus dan penyambung rantai Polypropylene


17

Tabel 7. Kegunaan Bahan-bahan Penunjang Aditif dan Kimia

Bahan KegunaanAditif

1. MTBE dan TEL

2. Aditif3. Topanol A

Bahan Kimia1. H2SO4

2. Zeolite3. NaOH

4. P2O5

5. Al2(SO4)3, klorin air, coagulant acid, karbon aktif, resin penukar ion

6. DEA

7. Heavy alkylate

8. LCGO

9. Propana

10. Katalis berbahan dasar Ti

11. Katalis TK,AT,OF

12. Silika gel

13. Corrosion inhibitor

14. Scale inhibitor

15. Biocide

Untuk menaikan bilangan Oktan dari bensinUntuk memperbaiki sifat PolypropyleneAnti oksidan aditif untuk polimer mogas unit polimerisasi, aditif untuk produk treating plant bagian Crude Distiller

Sebagai katalis unit alkilasiSebagai katalis pada RFCCUSebagai caustic treater pada CD&L unit alkilasi dan LPG treaterSebagai katalis unit polimerisasiSebagai penjernih air pada unit utilitas

Sebagai DEA ekstraktor pada unit PolypropyleneSebagai lean oil (absorben) pada unit BB distilasiSebagai lean oil (absorben) pada unit Light End FCCUSebagai regenerator dan cooler pada DEA dan caustic extractor system, serta sebagai chilling system pada unit alkilasiSebagai katalis utama pada unit PolypropyleneSebagai ko-katalis pada unit PolypropyleneSebagai molecular sieve pada unit PolypropyleneSebagai zat pencegah atau penghambat korosiSebagai zat pencegah atau penghambat pembentukan kerakSebagai zat pencegah atau penghambat tumbuhnya lumut, ganggang, dan lainnya


18

2.1.3 Bahan Baku Produk Non BBM

Selain mengolah minyak mentah, Pertamina juga mengolah produk antara

atau intermediate, berupa:

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

2. Komponen mogas beroktan tinggi (HOMC) untuk Blending Motor

Gasoline dari Cilacap dan Dumai.

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

Polypropylene.

2.2 Proses Produksi

2.2.1 Unit Crude Distiller and Gas Plant (CD&GP)

Unit CD&GP memiliki 6 Crude Distiller yaitu Crude Distiller II, III, IV, V,

dan Re-distiller I/II. Keenam unit tersebut terletak di kilang Plaju. Pada unit ini

juga terdapat unit Stabilizer C/A/B dan Straight Run Motor Gas Compressor

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

Compressor (BBMGC), Butane-Butylene (BB) Distiller, unit polimerisasi dan

unit alkilasi. Selain itu terdapat unit-unit treater seperti BB treater, caustic

treater, dan Sulfuric Acid Unit (SAU).

Proses yang dilakukan pada CD II, III, IV, V, dan Re-distiller I/II disebut

proses primer yang bertujuan untuk memisahkan komponen-komponen minyak

mentah secara fisik dengan cara distilasi. Pada awalnya Re-distiller I/II berfungsi

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

serta minyak mentah dengan spesifikasi khusus, tetapi kemudian diubah fungsinya

sehingga menjadi sama seperti CD.

Proses-proses yang dilakukan pada unit polimerisasi, alkilasi, Stabilizer

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

bertujuan menghasilkan produk-produk yang bernilai tinggi hasil dari proses

primer.

Proses treating dilakukan pada unit BB treater, caustic treater dan

SAU. BB treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur pada Butane-Butylene.

caustic treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur dan merkaptan pada

19

produk gasoline. SAU bertujuan meningkatkan konsentrasi asam sulfat ex katalis

unit alkilasi sehingga dapat digunakan lagi sebagai katalis pada proses alkilasi

(Gambar3).


Gambar 3. Diagram Alir Proses CD &GP

a. Crude Distiller II (CD-II)

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

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

Sumatera Light Crude (SLC) dan Jene Crude.

Unit ini terdiri atas 5 kolom fraksionator dan 1 kolom evaporator yang bekerja

spada kondisi operasi masing-masing. Umpan dipanaskan pada furnace I dan

dimasukkan pada kolom evaporator. Fasa gas akan masuk pada kolom I dan fasa

cair masuk ke furnace II untuk dipanaskan yang selanjutnya masuk ke kolom IV.

20

Produk atas kolom I masuk ke kolom V, side stream masuk ke kolom II,

sedangkan produk bawah ditampung ke side stripper (LCT stripper) 2-1. Produk

atas kolom II dimasukkan tangki akumulator 8-7 yang sebagian dikembalikan ke

kolom I sebagai reflux dan sebagian lagi sebagai produk gas. Produk bawah

kolom II dikondensasikan dan keluar sebagai produk LKD (Light Kerosene

Distillate).

Produk atas kolom V dikondensasikan dan ditampung pada tangki

Akumulator 8-8. Aliran gas yang tidak terkondensasi dibagi menjadi dua. Aliran

pertama sebagai produk gas, sedangkan aliran lainnya dikondensasikan kembali

sehingga menghasilkan Crude Residual (CR) Butane. Gas yang tidak

terkondensasi dijadikan sebagai produk gas. Produk atas kolom V yang

tertampung pada tangki Akumulator 8-8 sebagian dikembalikan ke kolom V

sebagai reflux dan sebagian keluar sebagai produk atas Straight Run (SR). Side

stream kolom V masuk ke kolom III. Produk bawah kolom V dikembalikan ke

kolom I sebagai reflux.

Kolom III yang memiliki umpan dari side stream kolom V menghasilkan

produk bawah berupa naphta II/III dan produk atas berupa gas yang dikembalikan

ke kolom V.

Produk atas kolom IV didinginkan dan dimasukkan ke tangki akumulator 8-6.

Dari tangki ini, sebagian di-reflux dan sebagian dimasukkan ke kolom I. Side

stream kolom IV dimasukkan ke Light Cold Test (LCT) sripper bersama-sama

dengan produk bawah kolom I. Produk bawah kolom IV didinginkan dan

menghasilkan produk long residue.

Produk bawah kolom I dan side stream kolom IV yang tertampung pada LCT

stripper sebagian dimasukkan kembali ke kolom IV sebagai reflux dan sebagian

sebagai produk Light Cold Test untuk gas oil, yang merupakan komponen produk

solar. Untuk lebih jelasnya, dapat dilihat pada Tabel 8 dan Tabel 9.

21

Tabel 8. Kondisi Operasi Kolom CD II


Tabel 9. Produk CD-II

Produk %wt

Gas (ke unit SRMGC)Crude ButaneSR TopsNaptha IILKDLCTLong Residue

0.91.21.1410.407.3523.0250.91


b. Crude Distiller III (CD-III)

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

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

Unit ini terdiri dari tiga kolom distilasi dan satu stabilizer yang bekerja pada

kondisi masing-masing. Sebelum diproses, dilakukan peningkatan temperatur

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

masuk ke stabilizer 1-4. Produk atas stabilizer 1-4 didinginkan sehingga terbentuk

dua fasa, yaitu cair dan gas. Aliran fasa cair dibagi dua, sebagian masuk kembali

ke stabilizer 1-4 sebagai reflux dan sebagian sebagai produk crude butane. Fasa

gas sebagai produk, dialirkan ke unit SRMGC. Produk bawah stabilizer 1-4

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

menggunakan furnace I yang sama-sama digunakan oleh kolom I-1.

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

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

Dari side stripper sebagian keluar sebagai produk berupa naphta III dan sebagian

PeralatanTemperatur °C Tekanan

(kg/cm2)Top Bottom

Kolom IKolom IIKolom IVKolom VOutlet F-I

9514523071266

155141350169

-

20.51.20.3-

22

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

yang juga merupakan reboiler pada stabilizer I-4. Produk bawah kolom ini

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

merupakan reboiler kolom I-2.

Produk atas kolom I-3 didinginkan dan dimasukkan ke tangki akumulator 8-3.

Dari tangki ini sebagian dikeluarkan sebagai produk SR tops dan sebagian sebagai

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

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

pertama dikembalikan sebagai reflux dan aliran lainnya sebagai produk LKD.

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

proses pendinginan dan masing-masing menghasilkan produk. Aliran side stream

kolom I-2 paling atas berupa Heavy Kerosene Distillate (HKD), Light Cold Test

Gas Oil (LCT) dan Heavy Cold Test Gas Oil (HCT). Produk bawah kolom I-2 ini

menghasilkan long residue yang dikirim ke High Vacuum Unit (HVU). Reboiling

kolom I-2 dilakukan menggunakan furnace II yang juga digunakan untuk

memanaskan umpan kolom I-2.

c. Crude Distiller IV (CD-IV)

Unit CD-IV memiliki sistem pemrosesan produk serta perolehan produk yang

sama dengan CD-III. Namun penggunaan umpan di kedua Crude Distiller ini

berbeda. CD-IV hanya menggunakan umpan Ramba Crude Oil dan SLC Crude

Oil saja. (Tabel 10 & Tabel 11)

Tabel 10. Kondisi Operasi CD-III dan CD-IV

PeralatanTemperatur 0C Tekanan

(Kg.cm-2)Top Bottom

Kolom IKolom IIKolom IIIStabilizer

1432349397

273336

-185

1,50,3

1,8 – 2,22,8


23

Tabel 11. Produk dan Perolehan CD-III dan CD-IV

ProdukYield (%wt)

CD-III CD-IVGasCR ButaneSR TopsNaphta-IINaphta-IIILKDHKDLCTHCTResidueLoss

0,5200,5003,0405,0201,70015,707,6107.6903.370

54.450,900

2,1401,1005,8408,9004,9309,9807,4608,8102,83047,770,250


d. Crude Distiller V (CD-V)

Umpan dari unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari South

Palembang District (SPD) dan Talang Akar Pendopo Oil (TAPO). Unit ini

mengolah minyak mentah sehingga menghasilkan beberapa produk (Tabel 12).

Tabel 12. Produk dan Perolehan CD-V

Produk Yield (%Wt)GasSR TopsNaphta-INaphta-IINaphta-IVLKDHKDLCTHCTResidueLoss

1,331,748,197,502,965,276,826,778,1950,910,32


Minyak mentah dipompa lalu dibagi menjadi dua aliran. Aliran pertama

dibagi kembali menjadi dua aliran dan mengalami sejumlah pemanasan kemudian

masuk ke dalam kolom flash yang memiliki kondisi operasi masing-masing. Fasa

gas dari kolom flash masuk sebagai umpan kolom 1-1 pada tray 10 dan fasa

24

cairnya dipanaskan dengan menggunakan furnace F2C1 dan masuk juga sebagai

umpan pada tray 6.

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

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

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

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

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

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

Produk atas kolom 1-3 dikondensasikan dan masuk ke tangki akumulator 8-2.

Gas yang tidak terkondensasikan dijadikan sebagai produk gas, sedangkan

sebagian kondensat di-reflux dan sebagian dipompakan sebagai umpan kolom 1-4.

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

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

bawah kolom 1-3 didinginkan sebaagi produk naphta IV.

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

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

sebagian dikembalikan sebagai inter vol. Reflux dan sebagian menjadi produk

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

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

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

Side Stripper 2-3. Fasa gas direfluks kembali dan fasa cair didinginkan sebagai

produk HCT. Produk bawah didinginkan dengan sejumlah HE dan dijadikan long

residue, sebagian masuk HVU, sebagian sebagai Low Sulphuric Waxy Residue

(LSWR).

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

dijadikan produk gas untuk kemudian masuk SRMGC, sedangkan kondensat

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

Produk bawah dijadikan produk naptha (Tabel 13).

Tabel 13. Kondisi Operasi CD-V

25

PeralatanTemperatur 0C Tekanan

(Kg.cm-2)Top BottomKolom IKolom IIKolom IIIKolom V

15020010570

243340160100

1,50,20,80,8


e. Re-distiller I/II

Re-distiller I/II awalnya dibangun tahun 1937 (Red-I) dan 1940 (Red-II)

dengan kapasitas masing-masing 600 ton/hari untuk mengolah produk off-spec.

Kemudian dilakukan modifikasi untuk mengubah fungsinya untuk mengolah

minyak mentah. Kedua kolom ini digabung dimana Red-I sebagai kolom-1 dan

Red-II sebagai kolom-2. Kapasitas pengelolahannya adalah 1435 ton/hari. Umpan

unit ini berasal dari SPD dan SLC yang menghasilkan produk beserta perolehan

dari Re-distiller I/II (Tabel 14).

Tabel 14. Produk dan Perolehan Re-distiller I/II

Produk Yield (%-wt) Gas Naptha Avtur

Diesel (ADO)Long Residue

1.4914.997.8014.8960.83


Umpan minyak mentah mengalami sejumlah pemanasan (pre-heating)

sebelum masuk ke furnace-I (F1C1) untuk menaikkan temperatur menjadi 258°C

dan masuk ke kolom 1-1. Produk atas akan didinginkan dan masuk ke tangki

akumulator 8-1. Gas yang tak terkondensasi dijadikan produk gas, sedangkan

yang terkondensasi sebagian di-reflux dan sebagian sebagai produk naphta. Side

stream yang keluar dari tray 19/20/21/22 masuk ke avtur side stripper 2-1 dengan

5 tray untuk memperbaiki flash point produk avtur. Avtur stripper dilengkapi

dengan reboiler E-4. Produk stripper ini adalah avtur. Reboiling kolom 1-1

dilakukan pada furnace-I (F1C2), sedangkan produk bawahnya masuk sebagai

umpan pada kolom 1-2 pada tray-13.Produk atas kolom 1-2 didinginkan dan

masuk pada tangkiakumulator 8-2 dengan total reflux. Aliran dari tangki

26

akumulator 8-2 sebagian di-reflux dan sebagian sebagai produk Automotive Diesel

Oil (ADO). Reboiling dilakukan pada furnace-II (F2C2). Sedangkan produk

bawah kolom ini adalah long residue.

f. Gas PlantGas-plant terdiri dari Butane-Butylene Motor Gas (BBMGC), Butane-

Butylene (BB) Distiller dan Butane-Butylene (BB) Treater.

Butane-Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC) Unit ini berfungsi untuk meningkatkan tekanan umpan BB-Distiller menjadi

20 kg/cm2. Umpan berupa gas yang berasal dari SRMGC masuk ke tangki 1201.

Fasa cair (condensate) akan ditingkatkan tekanannya dan dijadikan umpan

absorber 1-1 pada unit BB Distiller, sedangkan fasa gas dari tangki 1201 akan

ditingkatkan tekanan dari 4 kg/cm2 menjadi 22 kg/cm2menggunakan compressor.

Kemudian aliran didinginkan pada cooler setelah mengalami peningkatan

temperatur pada compressor, selanjutnya aliran masuk ke tangki akumulator 8-

1/2/3/4. Gas dari tangki akumulator 8-1/2/3/4 akan disatukan sebagai residual gas,

umpan dari unit BB-Distiller. Produk cair yang terbentuk akibat penurunan

temperatur masuk ke tangki akumulator 8-5, dimana produk gas dari tangki ini

akan digabungkan comprimate unit SRMGC.

Butane-Butylene (BB) Distiller

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

terdiri dari kolom absorber 1-1, depropanizer 1-2, debuthanizer 1-3, dan stripper

1-4. Umpan yang berasal dari residual gas, comprimate, Condenstate, dan

unstabillizercrack, masuk dalam kolom absorber 1-1. Tekanan operasi kolom ini

adalah 20 kg/cm2, sedangkan temperatur bawah kolom 110°C dan temperatur atas

40°C. Sebagai absorber digunakan lean oil yang merupakan produk bawah kolom

stripper 1-4.Tekanan operasi kolom ini tinggi agar proses absorbsi C3 dan fraksi

berat lain dapat berjalan baik mengingat semakin tinggi tekanan semakin besar

daya absorbsi gas. Selain itu agar propane dapat dipisahkan pada kolom

depropanizer 1-2 berikutnya.

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

bawah absorber, masuk ke surge tank 9-1, sedangkan gas C1 dan C2 tidak terserap

dan masuk ke surge tank 9-4 sebagai refinery gas.

27

Dari surge tank 9-1, aliran akan masuk ke kolom depropanizer 1-2. Aliran dari

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

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

temperatur bawah 120°C dan atas 42°C. Pada kondisi ini maka liquidpropane (C3)

dapat dipisahkan sebagai produk atas. Gas yang terbentuk pada akumulator 8-11

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

keluar sebagai produk bawah dan diumpankan ke kolom debutanizer 1-3.

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

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

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

C5dan yang lebih berat akan keluar sebagai produk bawah dan masuk ke kolom

stripper 1-4.

Pada kolom stripper dengan tekanan 0,7 kg/cm2, maka sebagian fraksi,

terutama pentana akan menguap menjadi produk Stab CR TOPS (sebagai LOMC).

Produk bawah kolom stripper adalah minyak yang digunakan menyerap umpan

pada kolom absorber (lean oil).

Produk-produk yang dihasilkan pada unit ini adalah:

1. Refinery gas sebagai bahan bakar furnace.

2. Liquid propane sebagai LPG.

3. FBB (butane dan i-C4) sebagai LPG.

4. Stab. CR TOPS sebagai LOMC.

BB (Butane-Butylene) Treater

Butane-Butylene treater berfungsi untuk mengurangi kandungan merkaptan

dan amina pada fresh Butane-Butylene ex Butane-Butylene Distiller dan Butane-

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

merupakan racun bagi katalis pada proses polimerisasi. Umpan Butane-Butylene

dari Butane-Butylene Distiller atau FCCU dicampur dengan caustic soda (NaOH)

untuk kemudian dialirkan ke caustic settler. Disini merkaptan akan bereaksi

dengan NaOH dengan reaksi seperti berikut :

RSH + NaOH RSNa + H2O

28

Caustic soda yang masih memiliki konsentrasi tinggi akan berada di bagian

bawah caustic settler yang kemudian akan disirkulasi dan sebagian dibuang. Dari

bagian atas caustic settler keluar Butane-Butylene, yang kemudian masuk ke

dalam water settler untuk dikurangi kandungan airnya. Setelah masuk ke dalam

dua buah water settler, BB siap digunakan baik untuk proses polimerisasi, alkilasi

atau langsung sebagai komponen LPG.

2.2.2 Unit Crude Distiller and Light Ends (CD-L)

Secara garis besar, seksi CD & L (Gambar 4) mempunyai dua fungsi utama, yaitu:

1. CD & L berfungsi dalam penyiapan produk BBM dan petrokimia, khususnya

yaitu produk atau bahan dalam bentuk setengah jadi.

2. CD & L berfungsi sebagai koordinator mixed gas.

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

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

(RFCCU), dan Light End Unit


Gambar 4. Block Flow Diagram CD&L

29

a. Crude Distiller VI (CD-VI)

Crude Distiller VI (Gambar 5) mengolah minyak bumi yang berasal dari

Ramba dengan jalan distilasi atmosferik. Kapasitas pengolahan CD-VI adalah

15.000 barrel per calendar day (15 MBCD). Di dalam unit CD-VI terdapat sub-

unit Redistiller III/IV yang digunakan untuk mengolah ulang produk minyak yang

tidak memenuhi spesifikasi. Redistiller telah dimodifikasi untuk dapat mengolah

minyak mentah Sumatera Light Crude (SLC). Pada saat ini unit Redistiller III/IV

sudah tidak dioperasikan karena efisiensinya yang rendah dalam memproses

(sebagai pemisah tahap lanjut) produk dari CD-VI. Modifikasi ini terjadi karena

menurunnya jumlah minyak yang terbuang atau tidak memenuhi spesifikasi.

Produk yang dihasilkan adalah naphtha, kerosene, ADO, long residue dan off-gas.

Proses pengolahan diawali dengan memompakan crude menuju furnace,

namun sebelumnya crude telah dipanaskan terlebih dahulu (preheater)

menggunakan heat exchanger dengan memanfaatkan panas dari produk.

Serangkaian heat exchanger yang digunakan adalah E-3 (memanfaatkan panas

dari overhead partial condensor), E-6 (memanfaatkan panas dari kerosene), E-7

(memanfaatkan panas dari diesel oil) serta E-9 (memanfaatkan panas dari long

residue).

Setelah mengalami pemanasan pada pre-heater, crude kemudian

dimasukkan ke dalam fresh feed accumulator (D-2). Selanjutnya crude

dipanaskan lebih lanjut pada furnace, dengan pengaturan temperature tube skin

antara 680-690oC, yang diharapkan akan menghasilkan COT sebesar 275-280oC.

Dari furnace, selanjutnya minyak panas tersebut diumpankan ke tray kedua pada

kolom T-1. Pada kolom ini terjadi proses penguapan fraksi ringan dari minyak

mentah. Uap fraksi ringan yang terbentuk mengalir ke atas melalui tray-tray yang

ada (tipe tray yang digunakan adalah bubble cap) dan keluar sebagai produk atas

(C12-). Sebelum dimasukkan ke kolom T-2, panas dari hot vapor inidimanfaatkan

terlebih dahulu untuk memanaskan feed (E-2). Produk bawah (C25+) yang

dihasilkan kolom ini adalah long residue yang sebagian akan diumpankan ke unit

RFCC dan sisanya ditampung di dalam tangki. Selain kedua produk tersebut,

kolom ini juga menghasilkan produk side stream (C12-C16) yang dikeluarkan dari

30

tray ke-8. Produk ini adalah diesel oil, selanjutnya alitan ini dimasukkan ke

kolom stripper (D-3). Uap yang dihasilkan kolom D-3 dimasukkan kembali ke

kolom T-1, sedangkan fasa cairnya dikeluarkan sebagai diesel oil dengan terlebih

dahulu didinginkan di ADO exchanger (E-6) dan FF exchanger (E-5). Untuk

mencegah agar overhead condenser dan distillate drum tidak mengalami overheat

dan korosi akibat adanya air dan larutan asam maka diinjeksikan ammonia ke

dalam aliran overhead condenser.

Produk atas (C12-) kolom T-1 yang telah didinginkan dimasukkan ke tray

ke-4 dari kolom T-2. Setelah terjadi penguapan, uap yang keluar dari bagian atas

kolom ini dimanfaatkan untuk memanaskan umpan (E-3). Produk atas (C8-) kolom

T-2 ini kemudian didinginkan lebih lanjut pada cooler box (dengan media

pendingin air) untuk kemudian dimasukkan ke distiller drum (D-4). Dari bagian

atas drum D-4 dihasilkan gas yang dimanfaatkan sebagai fuel gas pada furnace

HVU. Produk middle distillate dari kolom T-2 menjadi produk LKD (dari

keluaran tray nomor 7, kemudian didinginkan menggunakan cooling water dan

menuju D-5. Uap yang dihasilkan kolom D-5 dimasukkan kembali ke kolom T-1,

sedangkan fase cairnya dikeluarkan sebagai LKD. Dari bagian bawah, dihasilkan

cairan yang sebagian dikeluarkan sebagai naphtha (C6-C8), sedangkan sisanya

dimasukkan kembali ke kolom T-2. Produk bawah (C9-C12) yang dihasilkan kolom

T-2 adalah kerosene. Sebagian dari kerosene yang dihasilkan ini dimasukkan ke

bagian atas kolom T-1 dan sisanya didinginkan di E-7 dan E-4 dan dikirim ke

tangki penampungan sebagai kerosene cair.

31


Gambar 5. Diagram Alir Proses CD-VI

b. High Vacuum Unit II (HVU II)

High Vacum Unit II (HVU II) yang digunakan di RU-III Plaju merupakan

distilasi vakum dengan wet system, yang menggunakan stripping steam untuk

mempertajam pemisahan produk vacuum gas oil-nya. Feed untuk unit ini adalah

long residue dari CD II, III, IV, V dan VI. Sebagai produk, diperoleh off gas,

vacuum gas oil (LVGO, MVGO dan HVGO) serta vacuum residue. Kapasitas

produksi HVU II adalah 54 MBSD, dengan produk sebagai berikut :

1. Produk atas berupa Light Vacuum Gas Oil (LVGO) yang

digunakan sebagai komponen motor gas.

2. Produk tengah berupa Medium Vacuum Gas Oil (MVGO) dan

Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO). Produk tengah ini merupakan umpan

RFCCU.

3. Produk bawah berupa Light Sulphur Waxes Residue (LSWR).

32

Feed long residue dari CD II, III dan IV dialirkan menuju hot feed drum

(V-61-001), long residue dari CD V juga dialirkan menuju hot feed drum yang

sama dimana sebelumnya dilewatkan pada box cooler. Sedangkan untuk long

residue dari CD VI dapat langsung dialirkan menuju HVU sebagai feed. Long

residue yang masuk ke hot feed drum diharapkan memiliki temperatur 140-

145oC, dengan tekanan di 0.2 kg/cm² pada saat normal operasi.

Proses diawali dengan memanaskan feed dengan menggunakan heat

exchanger (sebagai pre-heater), yang kemudian dipanaskan lebih lanjut di dalam

furnace. Beberapa heat exchanger yang digunakan sebagai pre-heater adalah E-

14-006 A/B (HVGO exchanger), E-14-003 A/B/C (MVGO exchanger), E-14-

010 A (vacuum residue exchanger) dan E-14-009 A/B/C/D (vacuum residue

exchanger). Rangkaian heat exchanger ini diharapkan dapat menghasilkan feed

untuk furnace dengan CIT sebesar 262-270oC, serta untuk menekan penggunaan

energi pendinginan untuk produk dari HVU sendiri.

Feed dari pre-heater kemudian dipanaskan lebih lanjut di dalam

furnace, yang diharapkan akan meningkatkan temperatur feed hingga 360-380oC.

Furnace HVU menggunakan tiga macam fuel, yaitu fuel oil, fuel gas dan off gas

(off gas ini merupaan pemanfaatan produk atas dari HVU sendiri, dengan tujuan

efisiensi produk off gas). Parameter utama dari furnace HVU ini adalah

temperature tube skin (maximum 690 oC) dan COT menuju kolom vakum.

Heated feed dari furnace kemudian dialirkan menuju kolom vakum (C-

14-001) untuk dipisahkan menjadi produk-produk. Proses distilasi ini dilakukan

pada tekanan di bawah tekanan atmosfir (60-65 mmHg). Distilasi vakum ini

diharapkan dapat memisahkan produk dengan titik didih yang lebih tinggi

dengan bantuan vacuum pressure.

Feed HVU dimasukkan pada flash zone dengan posisi tangensial,

dengan harapan pemisahan antara liquid dan vapor akan terjadi akibat adanya

gaya sentrifugal pada flash zone tersebut. Liquid akan menuju ke bawah setelah

jatuh dari cap pada tray, sedangkan vapor akan bergerak ke atas setelah keluar

dari tray cap.

Washing section, sebagai bagian utama dalam menghasilkan gasoil,

33

terletak di atas flash zone. Wash section bertujuan untuk mempertajam produk

gasoil, dengan melepaskan residu yang terperangkap pada vapor yang naik dari

flash zone. Kontrol utama pada bagian ini adalah concarbon level dan metal

content, karena menjadi racun pada katalis. Adanya peningkatan produk gasoil

akan memungkinkan peningkatan level concarbon dan metal sebagai akibat dari

deep cut operation.

Draw off diberlakukan untuk produk gasoil (LVGO, MVGO dan

HVGO). LVGO untuk refluks didinginkan oleh E-14-001, sedangkan sebagai

produk LVGO didinginkan oleh E-14-002. Untuk MVGO dan HVGO digunakan

sebagai feed untuk FCCU baik secara langsung (sebagai hot MVGO dan HVGO)

maupun cold feed (yang diambil dari T-191/192).

Overflash section, diperoleh dengan melakukan injeksi recycle pada

feed. Recycle yang diinjeksikan berupa produk antara HVGO dengan vacuum

residue. Recycle ini juga bertujuan sebagai efisiensi dalam feed injection serta

untuk mempertajam produk gasoil. Vacuum residue section, sebagai draw off

vacuum residue dan sebagai posisi injeksi stripping steam. Stripping steam

digunakan untuk membantu mengangkat light distillate yang masih terbawa di

heavy distillate agar dapat terangkat ke atas. Stripping steam ini berasal dari low

pressure steam yang telah dipanaskan di furnace menjadi dry dan superheated

steam.

Overhead product dari C-14-001 tersebut kemudian didinginkan oleh

tiga kondensor (E-14-013/014/015), yang kemudian dihilangkan kandungan

steam-nya menggunakan tiga rangkaian jet ejector yang dipasang secara seri.

Penghilangan steam dari overhead product dilakukan dengan teknik perubahan

energi kinetik menjadi energi mekanik melalui injeksi medium pressure steam,

dengan tekanan 8 kg/cm2g. Pemasangan jet ejector ada pada masing-masing

kondenser. Jet ejector ini juga berfungsi untuk memperoleh tekanan vakum di

dalam C-14-001.

Kondensat keluaran kondenser kemudian dialirkan menuju V-14-002

untuk dipisahkan antara fase gas dan liquid, dimana liquid-nya dialirkan menuju

sewer. Sedangkan untuk uncondesable gas dialirkan ke V-14-002 lalu ke E-14-

34

003 untuk menyerap condensable gas, dimana gas keluaran dari E-14-003

dijadikan sebagai off gas (sebagai refinery fuel gas untuk furnace HVU). Injeksi

ammonia pada kondensat dilakukan sebagai pencegahan terhadap korosi pada

alat, yang timbul akibat kontaminasi impurities (seperti sulfir dan asam) sehingga

pH kondensat dapat dijaga pada kondisi basa paling minimum.

Sebagian LVGO dari kolom dikembalikan sebagai refluks (E-14-001)

yang sebelumnya didinginkan oleh fin-fan cooler. Sebagian lainnya kemudian

menjadi produk (E-14-002) untuk komponen blending produk diesel. MVGO dan

HVGO dari kolom didinginkan dengan bantuan heat exchanger, E-14-003

A/B/C, dimana panasnya dimanfaatkan sebagai pre-heater untuk feed HVU.

Sebagian dikembalikan sebagai refluks (E-14-004) dan sebagian lainnya

digunakan sebagai feed untuk FCCU (E-14-005). Saat ini, sebagian dari MVGO

juga dijadikan sebagai blending component dengan LVGO untuk menjadi bahan

bakar solar. Vacuum residue didinginkan menggunakan heat exchanger E-14-

009/010/011 (sebagai fungsi pemanas feed), sebagian dikembalikan sebagai

quenching untuk mempertahankan temperatur di bottom kolom, dan sebagian

juga digunakan sebagai produk untuk komponen blending produk fuel oil.

c. Riser Fluidized Catalytic Cracking Unit (RFCCU)

Tujuan utama proses cracking dari unit RFCCU (Gambar 6) adalah

mengkonversi Medium Vacuum Gas Oil dan Heavy Vacuum Gas Oil (MHVGO

dan HVGO) dari HVU dan minyak berat (long residue) menjadi produk minyak

ringan yang memiliki nilai lebih tinggi.

35


Gambar 6. Proses Flow Diagram RFCCU

Produk utama yang dihasilkan keluaran dari RFCCU adalah :

1. Raw Propane-Propylene, sebagai bahan baku Polypropylene.

2. Propane dan Butane, sebagai komponen LPG.

3. Naptha (HOMC).

Selain itu, RFCCU juga menghasilkan produk sampingan, yaitu:

1. Dry gas sebagai refinery fuel gas.

2. Light cycle oil, sebagai thinner dan komponen blending LSWR.

3. Slurry sebagai komponen utama LSWR.

4. Coke yang terdeposit pada katalis.

Feed system

Umpan RFCCU terdiri dari campuran antara VGO dan long residue dengan

perbandingan 165.000 BPSD VGO dan 4.000 BPSD long residue. VGO yang

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

dengan long residue dari CD-II/III/IV/V dengan temperatur 1500C.

36

Untuk mencapai temperatur yang sesuai untuk feed reactor maka umpan

tersebut dipanaskan di furnace FC F-2 sehingga mencapai temperatur 3310C.

sebelum masuk reaktor, umpan diinjeksi dengan antimony dengan kecepatan 0,75

– 2,1 kg/jam untuk mencegah adanya pengaruh metal content dalam umpan

terhadap katalis. Metal content tersebut dapat menyebabkan deaktivasi katalis.

Reactor dan regenerator

Umpan dengan kapasitas 120.600 kg/jam dan temperatur 3310C diinjeksikan

ke dalam riser menggunakan 6 buah injector untuk direaksikan dengan katalis

dari regenerator pada temperatur 650 – 7500C. Reaksi terjadi pada seluruh bagian

riser dengan temperatur 5200C. untuk memperoleh sistem fluidisasi dan densitas

yang baik, maka riser diinjeksikan dengan MP steam. Di atas feed injector

dipasang tiga buah MTC injector oil (HCO) atau heavy naphta. HCO digunakan

untuk menambah terbentuknya coke pada katalis, sehingga dapat menaikkan

temperatur regenerator, sedangkan heavy naphta diperlukan untuk menaikkan

cracking selectivity.

Tiga buah cyclone mempunyai satu stage dipasang pada reaktor dengan

existing plenum chamber untuk meminimalkan terbawanya katalis ke kolom

fraksionasi. Stripping steam diinjeksikan ke daerah stripper untuk mengurangi

kadar minyak dalam katalis sebelum disirkulasikan ke regenerator. Hasil cracking

yang berupa uap hidrokarbon dialirkan dari reaktor ke main fractionator untuk

dipisahkan fraksi-fraksinya.

Spent catalyst dari reaktor disirkulasikan ke regenerator yang dikontrol oleh

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

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

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

Regenerasi katalis dilakukan dengan mengoksidasi coke pada katalis dengan

udara yang di-supply oleh Main Air Blower (MAB). Flue gas hasil pembakaran

kemudian masuk ke lima buah cyclone yang memiliki dua stage untuk

memisahkan partikel-partikel katalis yang terbawa. Flue gas dengan temperatur

6760C yang keluar dari stack tersebut dimanfaatkan panasnya di flue gas cooler

untuk membangkitkan steam HHP.

37

Temperatur dilute phase sedikit lebih tinggi dari pada temperatur dense, yang

disebabkan oleh adanya reaksi oksidasi CO. Dengan adanya kondisi tersebut,

maka perlu diperhatikan konsentrasi oksigen sebagai udara pembakar. Semakin

banyak kandungan oksigen atau berkurangnya coke yang terbentuk, maka akan

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

kondisi after burning yang menyebabkan meningkatnya temperatur secara

mendadak sehingga dapat merusak peralatan dan catalyst lost melalui stack.

Main fractionator

Gas hasil cracking dengan temperatur 5200C dialirkan ke bottom kolom

primary fractionator (FC -T1). Produk bawah dari primary fractionator yang

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

memanaskan umpan. Produk atas (overhead vapour) dari primary fractionator

ditransfer ke bottom kolom secondary fractionator FC T-20.

Produk bawah secondary fractionator yang berupa Light Crude Oil(LCO)

dibagi menjadi dua alian yaitu internal reflux dan sebagai umpan pada kolom

stripper FC T-2. Internal reflux dikembalikan ke kolom primary absorber yang

dikontrol oleh LIC 2005. Tujuh side stream dari kolom secondary fractionator

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

secondary fractionator yang dikontrol oleh level control LIC 2006. Sedangkan

TPA dipompakan ke sponge absorber FLRS T-402 sebagai lean oil yang

sebelumnya didinginkan oleh HE FLRS E-405. Aliran TPA dikontrol oleh FIC

2003, sedangkan temperatur dikontrol oleh TIC 2004 dengan mengoperasikan air

fan cooler FC E-21 (Top Pump Around Cooler). TPA kemudian dikembalikan ke

puncak kolom secondary fractionator setelah dicampur dengan rich oil dari

sponge absorber.

Overhead vapour dari kolom secondary fractionator yang berupa gas dan

gasoline dikondensasikan denganp partialcondenser setelah dicampur dengan

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

D-20.

Setelah dipisahkan dari kandungan air, condensed liquid dan vapour tersebut

ditampung dalam distillate drum FC D-7. Setelah dipisahkan airnya, maka

38

condensed liquid (unstabilized gasoline) ditarik dengan pompa dan dipisahkan

menjadi dua aliran, yaitu sebagai overhead reflux dan gasoline produk yang

kemudian dikirim ke primary absorber FLRS T-401. Overhead reflux dikontrol

oleh temperatur kontrol TIC-3 pada puncak secondary fractionator.

Low pressure vapour (wet gas) dari distillate drum FC D-7 ditransfer ke wet

gas compressor FLRS C-101 dan akan dipisahkan kondensatnya di vessel

compression suction drum FLRS D-401. Tekanan main fractionator dikontrol

oleh PIC-1 yang dipasang pada wet gas line.

Light End Unit

Flue gas yang berasal dari FLRS D-401 dihisap dengan wet gas compressor

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

keluaran compressor stage I disalurkan ke inletpartial condenser FC E-4 untuk

mengatur press balance reactor. Outlet gas dari FLRS D-402 dengan temperatur

380C dan tekanan 3,72 kg/cm2 dihisap oleh compressor stage II dengan

temperatur 1100C dan tekanan 15 kg/cm2 kemudian bergabung dengan aliran-

aliran:

1. Overhead kolom stripper FLRS T-403.

2. Bottom product kolom primary absorber FLRS T-401.

3. Wash water dari bottom vessel FLRS D-402.

Gabungan keempat aliran tersebut dengan temperatur 720C sebelum masuk ke

high vessel pressure receiver FLRS D-404 didinginkan terlebih dahulu dengan air

fan cooler FLRS E-401 (temperatur outlet 560C) dan cooler FLRS E-402 hingga

diperoleh temperatur akhir 380C.

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

kg/cm2g, diumpankan ke kolom primary absorber FLRS T-401 dengan

menggunakan naphta dari distillate drum FC D-7 sebagai absorber. Gas dari

overhead kolom primary absorber FLRS T-401 selanjutnya dimasukkan ke

sponge absorber FLRS T-402. Sebagai absorber digunakan lean oil (dari

secondary fractionator). Liquid dari vessel FLRS D-404 dialirkan dengan pompa

menuju ke kolom stripper FLRS T-403. Sebelum masuk kolom fluida tersebut

39

dipanaskan terlebih dahulu di HE FLRS E-406 hingga temperaturnya menjadi

610C.

Bottom dari kolom stripper FLRS T-403 dengan temperatur 1220C dan

tekanan 12 kg/cm2, diumpankan ke kolom debutanizer FLRS T-102 untuk

dipisahkan antara LPG dan naphta. Umpan tersebut masuk ke kolom debutanizer

dipanaskan dulu oleh HE FLRS E-106 hingga temperatur 1260C. Untuk

kesempurnaan pemisahan maka pada bottom kolom debutanizer dipasang reboiler

FLRS E-107 sehingga temperatur bottom adalah 1730C.

Overhead dari kolom debutanizer FLRS T-102 dengan tekanan 11 kg/cm2

dan temperatur 650C didinginkan dengan kondensor parsial FLRS E-108 dan

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

digunakan sebagai reflux, sebagian lainnya didinginkan lagi dan dialirkan ke

stabilizer feed drum LS D-1.

Bottom dari stabilizer feed drum LS D-1 diumpankan ke kolom stabilizer LS

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

didinginkan dalam kondensor parsial LS E-4 dan ditampung di akumulator LS D-

2 dengan kondisi tekanan 19,6 kg/cm2 dan temperatur 520C. Gas yang tidak

terkondensasi kemudian digunakan sebagai fuel gas, sedangkan liquid yang

terbentuk (Propane-Propylene) digunakan sebagai reflux dan sebagai umpan

untuk unit Polypropylene. Bottom product dari kolom stabilizer LS T-1 yaitu C4

akan dimurnikan lebih lanjut.

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

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

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

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

E-5 AB dialirkan ke Mericham LPG Treater untuk dicuci dengan caustic soda

agar senyawa belerang dalam LPG dapat dihilangkan atau diturunkan.

2.2.3 Unit Polypropylene

Kilang polipropilen dapat dibagi menjadi 4 unit pengolahan, yaitu unit

purifikasi, unit polimerisasi, unit pelletizing dan unit bagging.

40


Gambar 7. Polypropylene Block Flow Diagram

a. Unit Purifikasi

Bertugas untuk memurnikan Raw Propane-Propylene agar dapat memenuhi

spesifikasi bahan baku untuk reaksi polimerisasi. Unit ini terdiri dari tahap

ekstraktor DEA, ekstraktor NaOH, dryer, dan depropanizer. Raw Propane-

Propylene yang berasal dari FCCU mengandung sekitar propylene sebesar 72 %,

17 % propana dan pengotor berupa SO2, merkaptan, CO, CO2 dan H2O.

Kapasitas pengolahan unit purifikasi propylene didesain sebesar 8,278

ton/jam atau 65.700 ton/tahun dan menghasilkan produk propilen sebesar 5,853

ton/jam atau 46.500 ton/tahun dengan kemurnian propilen 99,6 % mol minimum.

Bahan baku diperoleh dari Fluidized Catalytic Cracking Unit (FCCU) kilang

Sungai Gerong disebut Raw Propane-Propylene (Raw PP) dengan desain

komposisi dan impuritis dapat dilihat pada Tabel 15.

41

Tabel 15. Komposisi Bahan Baku (Raw PP)

Komposisi Hidrokarbon KadarMethane 0.00 % molEthylen 0.00 % molEthane 0.15 % molPropylen 74.93 % molPropane 17.61 % molI-Butene 1.13 % molI-Butene 0.87 % molCis-2-Butene 0.25 % molI-Butane 4.93 % molN-Butane 0.13 % molPentane & heavier 0.00 % mol


Tabel 16. Spesifikasi Produk Polypropylene

Komposisi Hidrokarbon KadarPropylene ≥ 99.6 % molMethane, Ethane, Propane Ethylen

< 0.4 % mol

Ethylene < 100 molppmAcetylene < 5 molppmPropadiene < 5 molppmM.Acetylene < 5 molppm1,3-Butadiene < 5 molppmTotal Butane < 10 molppm

ImpuritisCarbonil Sulfida < 10 molppmCarbon monoxide < 5 molppmCarbon dioxide < 4 molppmWater < 7 wtppmOxigen < 5 molppmTotal sulphur < 6 wtppmHydrogen < 5 molppmMethanol < Nil molppm


Unit Purifikasi Propylene terdiri dari 3 (tiga) seksi yaitu:

1. Seksi Storage Tank (Section 100)

2. Seksi Ekstraksi dan Pengeringan (Section 200)

3. Seksi Distillasi (Section 300)

42

1. Seksi Storage Tank (Section 100)

Seksi Storage Tank adalah berfungsi untuk menampung bahan baku Raw

Propane Propylene dan produk propylene dan propane. Ada 5 (lima) Storage

Tank yang terbagi menjadi:

a. T-101 (Raw Propane Propylene Storage Sphere) berfungsi untuk

menampung bahan baku Raw Propane Propylene ex Fluid Catalytic Cracking

Unit (FCCU) Kilang Sungai Gerong sebelum diumpankan ke Unit Purifikasi

Propylene.T-101 dapat menampung Raw Propane Propylene selama ± 34 jam.

b. T-102/3/4 (Purified Propylene Storage Sphere) berfungsi untuk

menampung produk propylene dari Unit Purifikasi Propylene sebelum

diumpankan ke Unit Polypropylene.T-102/3/4 dapat menampung propylene

product selama ± 7,8 hari.

c. V-500 (Propane Product Storage Drum) berfungsi untuk menampung

produk propane dari Unit Purifikasi Propylene sebelum ditransfer ke Stabilizer

III Kilang Sungai Gerong sebagai komponene LPG.

Tabel 17. Kapasitas Tanki Pada Section 100

Tanki FluidaDiameter

(m)Isi

(Ton)Tekanan

(Kg/cm2g)

T – 101T – 102T – 103T – 104V – 500

Raw PPPropylenePropylenePropylenePropane

10.8211.5811.5811.58

4.084 x 8.091

28036536536555

2317171715

(Sumber : PERTAMINA RU III Plaju – Sungai Gerong)

2. Seksi Ekstraksi Dan Pengeringan (Section 200)

Berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa pengotor (impuritis) yang

terkandung dalam Raw Propane Propylene dengan proses Ekstraksi, Pengeringan

(Drying), dan Filtrasi. Proses ekstraksi terbagi menjadi 2 (dua) yaitu DEA

Extraction dan NaOH Extraction.

DEA Extraction

43

DEA Extraction berfungsi untuk menghilangkan kadar carbonyl sulfide

(COS) yang terkandung dalam Raw Propane Propylene hingga menjadi 5 ppm

mol maksimum, dan sebagian hydrogen sulfide (H2S) dari 6000 menjadi 10 ppm

dan carbon dioxide (CO2), dengan menggunakan larutan diethanol amine (DEA)

pada konsentrasi 20 % wt. DEA Extraction terdiri dari:

1. Dua kolom liquid extraction yaitu C-201 (Primary DEA Extractor) dan C-202

(Secondary DEA Extractor), dimana hidrokarbon mengalir secara seri dan

secara berlawanan arah dalam Extractor akan terjadi kontak dengan larutan

DEA. Untuk memperluas kontak, didalam kolom terdapat 3rd Stage

polypropylene pall ring 1 ½”.

2. Satu kolom DEA Regenerator (C-203) yang berfungsi untuk melucuti carbonyl

sulfide, hydrogen sulfide (H2S) dan carbon dioxide (CO2) dalam larutan DEA

dengan temperatur 120oC dan tekanan 0,5 kg/cm2g. Untuk memisahkan gas

tersebut dalam C-203 terdapat 20 tray dan tiap tray ada 48 valve tray dengan

material Stainless Steel dan tray nomor 1 s/d 5 dilapisi dengan monel.

Reaksi yang terjadi antara DEA dengan COS :

(CH3CH)2NH2 + 2COS ®(CH3CH2OCOSH)2NH.........................................(1)

Reaksi yang terjadi antara DEA dengan H2S:

2 R2NH + H2S ®(R2NH2)2S.....................................................................(2)

(R2NH2)2S + H2S ®2R2NH2HS.....................................................................(3)

Reaksi DEA dengan CO2:

2R2NH + H2O + CO2®(R2NH2)2CO3...........................................................(4)

2(R2NH2)2CO3 + H2O CO2®2R2NH2HCO3.....................................................(5)

2R2NH + CO2®2RNCOONH2R....................................................................(6)

NaOH Extraction

NaOH Extraction terdiri menjadi dua tahapan yaitu Non Regenerative NaOH

Extraction dan Regenerative NaOH Extraction.

1. Non Regenerative NaOH Extraction

Proses ini berfungsi untuk menghilangkan hydrogen sulfida (H2S) hingga 1

ppm wt dan carbon dioxide (CO2) hingga 5 ppm wt dalam Raw Propane

44

Propylene. Proses ini terjadi dalam kolom C-204 (Primary NaOH Extractor) yang

didalamnya terdapat 1st Stage pall ring 1 ½” untuk memperluas kontak antara Raw

Propane Propylene dengan larutan NaOH.

Reaksi yang terjadi adalah :

2NaOH + H2S ® Na2S + H2O....................................................................(7)

Na2S + H2S ® 2 NaHS.................................................................................(8)

NaOH + CO2® NaHCO3..............................................................................(9)

Dengan terbentuknya Na2S, H2O, dan NaHCO3 maka konsentrasi NaOH pada

kolom Non Regenerative NaOH Extractor (C-204) akan semakin menurun. Bila

konsentrasi mencapai > 4% wt maka NaOH diganti dengan NaOH 10% wt yang

baru.

2. Regenerative NaOH Extraction

Proses ini berfungsi untuk menghilangkan methyl mercaptan (RSH) dari

150 menjadi 5 ppm mol maksimum dengan menggunakan larutan sodium

hydroxide (NaOH) pada konsentrasi 10 % wt. Proses penghilangan methyl

mercaptan juga berfungsi untuk mencegah korosi.

Reaksi yang terjadi pada ekstraktor :

NaOH + RSH ® RSNa + H2O...................................................................(10)

Reaksi yang terjadi pada regenerator:

RSNa + H2O ® NaOH + RSH...................................................................(11)

Regenerative NaOH Extraction terdiri dari:

1. 2 (satu) kolom liquid extraction yaitu C-204 (Primary NaOH Extractor) C-205

(Secondary NaOH Extractor), dimana hidrokarbon kontak secara berlawanan

arah dengan larutan NaOH sehingga methyl mercaptan dalam Raw Propane

Propylene akan bereaksi dengan NaOH. Untuk memperluas kontak, didalam

kolom terdapat 3rd Stage polypropylene pall ring 1 ½”.

2. 1 (satu) kolom NaOH Regenerator (C-206) yang berfungsi untuk melucuti

methyl mercaptan dalam larutan NaOH dengan temperatur 120 oC dan tekanan

0,5 kg/cm2g. Untuk memisahkan gas tersebut dalam C-206 terdapat 20 tray dan

45

tiap tray ada 25 valve tray dengan material Stainless Steel dan tray nomor 1 s/d

4 dilapisi dengan monel.

Pengeringan (Drying)

Berfungsi untuk mengeringkan saturated water yang terkandung dalam

Treated Propane Propylene hingga moisture H2O 10 ppm wt maksimum dengan

menggunakan Molecular sieve 3A 1/6” sebagai bahan penyerap (absorbent) yang

terjadi pada Dryer (V-213A/B). Raw Propane Propylene yang telah ditreating

disebut Treated Propane Propylene harus memenuhi persyaratan total sulfur

content < 15 ppm sebelum ke Dryer. Dryer terdiri dari 2 buah vessel yaitu V-

213A dan B yang dilengkapi dengan beberapa buah Kneumatic Valve (KV) yang

bekerja secara automatis dan bergantian setelah on line selama 8 jam.

Penyaringan (Filtrasi)

Ada 3 (tiga) proses filtrasi yaitu:

1. Sand Filter (S-201) untuk memisahkan NaOH, Air, dan partikel-partikel yang

terikut dalam Treated Propane Propylene. Sand Filter berisikan pasir kuarsa

yang dapat dicuci dengan air (back wash).

2. DEA Filter (S-202) untuk memisahkan partikel-partikel (suspended solid)

terutama iron sulphide yang terdapat dalam larutan DEA. Pada S-202 dipasang

10 buah tubular filter element ukuran 7 micron. Operasi S-202 dapat

dihentikan secara periodik dan harus di back-wash dengan proses water, bila

waktu antara On Stream > 4 jam.

3. Water Coalescer (V-212) yang berisikan cartridge filter yang dipasang secara

seri (two stage filter) yang berfungsi untuk memisahkan air dalam Treated

Propane Propylene sebelum ke Dryer. Pada 1st Filter terdiri dari 3 buah

cartridge dengan bahan fiber glass, cotton dan paper. Sedangkan pada 2nd

Filter terdiri dari 2 buah cartridge dari bahan resin.

3. Seksi Distilasi (Section 300)

Seksi ini berfungsi untuk memisahkan propylene dari propana dan yang

lebih berat hingga kemurnian propylene mencapai 99,6 % mol minimum dengan

proses distilasi bertekanan. Seksi ini terdiri dari 3 (tiga) kolom distilasi secara seri

dan disebut Depropanizer Column (C-302C/A/B) adalah distilasi betekanan

46

multikomponen dan pemisahannya berdasarkan perbedaan titik didih suatu

komponen, yaitu memisahkan antara Propylene dengan propana dan yang lebih

berat.Sebagai media pemanas digunakan steam 3S, yaitu steam bertekanan 3

kg/cm2g dan temperature 150 OC. Raw PP yang telah dipisahkan dari zat pengotor

disebut treated PP yang selanjutnya dialirkan menuju Buffer Storage Vesssel (V-

207) melewati pressure controller. Dari buffer storage vesssel (V-207), treated

PP diumpankan ke seksi depropanizer melalui depropanizer feed pump (P-301

A/B) menuju kolom pertama depropanizer (C-302C) dengan melewati flow

controller (FC-304). Pada depropanizer column (C-302 C/A/B), PP akan

terfraksionasi menjadi propana dan propilen dengan pemanasan melalui

depropanizer reboiler (E-304) pada temperatur 70 – 75 oC dengan media

pemanas steam 3S.

Uap propilen yang keluar sebagai hasil atas dikondensasikan melalui

depropanizer condensor (E-303 A/B) yang kemudian ditampung dalam

depropanizer reflux accumulator (V-303). Tekanan operasi dalam kolom ini

dijaga pada 21,5 kg/cm2g oleh pressure controller (PC-307 A/B). Propilen dari

depropanizer accumulator (V-303) dipompakan kembali ke bagian atas kolom

melalui Depropanizer Relux Pump (P-305 A/B) melalui flow controller (FC-307).

Dan sebagian propylen dengan kemurnian yang tinggi didinginkan pada

depropanizer OVH product cooler (E-306 A/B) dan (E-307 A/B) yang kemudian

dialirkan ke propylene storage tank (T-102 3/4).

Fraksi propana sebagai hasil bawah distilasi dialirkan melalui

depropanizer bottom pump (P-303 A/B) menuju propane storage tank (V-500)

atau dikembalikan ke stabilizer III FCCU kilang Sungai Gerong yang sebelumnya

telah didiinginkan pada depropaizer bottom cooler (E-305).

Produk (Tabel 18) yang dihasilkan Unit Purifikasi Propylene meliputi:

1. Propylene, yang digunakan sebagai umpan / bahan baku Unit Polypropylene.

2. Propane, yang digunakan sebagai komponen LPG Campuran untuk keperluan

bahan bakar rumah tangga.


47

Komposisi Hidrokarbon KadarPropylene ≥ 99.6 % molMethane, Ethane, Propane Ethylen

< 0.4 % mol

Ethylene < 100 molppmAcetylene < 5 molppmPropadiene < 5 molppmM.Acetylene < 5 molppm1,3-Butadiene < 5 molppmTotal Butane < 10 molppm

ImpuritisCarbonil Sulfida < 10 molppmCarbon monoxide < 5 molppmCarbon dioxide < 4 molppmWater < 7 wtppmOxigen < 5 molppmTotal sulphur < 6 wtppmHydrogen < 5 molppmMethanol < Nil molppm


b. Unit Polimerisasi

Unit Polimerisasi berfungsi untuk mengolah propylene menjadi homopolymer

polypropylene melalui reaksi polimerisasi. Unit polimerisasi terdiri dari beberapa

seksi, yaitu seksi impurities propylene removal (SEC-000), seksi persiapan katalis

(SEC-100), seksi polimerisasi (SEC-200), dan seksi pengeringan (SEC-300).

Sedangkan tipe atau grade produksi polypropylene meliputi:

1. Film grade, banyak digunakan untuk bahan pembungkus makanan,

barang-barang, pakaian, rokok, dan sebagainya.

2. Injection molding grade, digunakan untuk machine parts, automotive

part, houseware, tray, cups, dan sebagainya.

3. Tape grade, digunakan untuk karung, straps, sheets, dan sebagainya.

4. Fiber grade, digunakan untuk filament seperti ropes, nets, carpets,

textiles, dan sebagainya.

5. Blow molding grade, digunakan untuk bottles, pipes, sheets dan

sebagainya.

48

Propilen dimasukkan ke light end stripper dimana pada kolom ini, kandungan

fraksi ringan seperti etana, metana, dan juga CO yang terbawa dalam aliran

dihilangkan. Dari kolom ini, propilen masuk ke dalam dehidrator dimana pada

alat ini, kandungan air yang masih tersisa dihilangkan lagi sampai kadarnya

mencapai maksimal 1 ppm. Keluaran dehidrator dimasukkan ke bagian COS

absorber untuk mengurangi kadar COS yang masih tersisa. Dari absorber,

propylene dimasukkan ke bagian arsine removal untuk dihilangkan kandungan

arsinnya.

Setelah semua pengotor dihilangkan, propylene diinjeksikan ke dalam reaktor I.

Adapun alasan dilakukannya usaha pengurangan kadar pengotor adalah sebagai

berikut:

1. Kehadiran fraksi–fraksi ringan dapat mengganggu proses polimerisasi

sehingga nantinya polimer yang terbentuk tidak sesuai dengan yang

diinginkan (bentuk polimer yang diinginkan adalah homopolimer

polipropilen yang bersifat isotaktik).

2. Senyawa H2S, merkaptan (RSH), dan CO dapat meracuni katalis.

3. Kehadiran air akan menyebabkan terjadinya kenaikan tekanan dalam sistem,

mengingat bahwa hampir semua proses dalam kilang PP berlangsung pada

tekanan tinggi.

Sebelum masuk ke reaktor (D–2201), pada sistem perpipaan diinjeksikan

katalis MC, katalis OF, hidrogen, dan nitrogen. Hal ini dilakukan dengan tujuan

agar terjadi pre–polimerisasi yang berlangsung pada rentang temperatur 5–15 °C.

Untuk mencapai rentang temperatur yang dibutuhkan, campuran reaksi tersebut

didinginkan dengan menggunakan media pendingin etilen glikol. Temperatur pre–

polimerisasi yang rendah dapat memicu terjadinya penggumpalan pada sistem

perpipaan. Penggumpalan ini dapat terjadi karena bentuk fisik campuran reaksi

setelah pre-polimerisasi adalah berupa slurry. Didukung dengan temperatur yang

rendah, slurry ini akan dengan mudah menggumpal. Untuk mencegah terjadinya

hal ini, maka laju alir campuran reaksi yang menuju reaktor I harus lebih besar

daripada laju reaksi pre–polimerisasi.

49

Reaktor I merupakan wadah tempat terjadinya reaksi polimerisasi. Reaktor ini

memiliki bentuk vertikal seperti reaktor pada umumnya dan merupakan loop

reactor. Maksudnya yaitu bahwa pada reaktor ini, umpan yang masuk dari bagian

tengah reaktor akan mengalir turun ke bawah akibat gaya gravitasi lalu umpan

tersebut akan mengalir ke atas dengan bantuan motor pengaduk. Pada reaktor ini,

reaksi polimerisasi berlangsung pada fasa cair. Proses yang terjadi dapat

dijelaskan sebagai berikut.

Campuran reaksi pre–polimerisasi diinjeksikan masuk ke reaktor dari bagian

tengah lalu ke dalam reaktor diinjeksikan pula katalis AT sedikit di atas tempat

masuk umpan. Selama reaksi polimerisasi berlangsung, pengadukan dilakukan

terus menerus. Produk reaksi yang dihasilkan (berupa slurry dan gas hidrogen)

dikeluarkan dari bagian bawah reaktor untuk kemudian dimasukkan ke fine

particle separation (MA–2211). Pada separator ini, gas hidrogen yang tidak

bereaksi akan dipisahkan dari slurry dengan cara kontak langsung dengan cairan

propilen hasil recycle. Gas hidrogen yang telah dipisahkan dimasukkan kembali

ke reaktor I sehingga dapat direaksikan kembali sedangkan slurry yang tersisa

diumpankan ke reaktor II.

Reaktor II tidak memiliki sistem pengadukan dan bentuk fisiknya seperti

lampu bohlam yang sangat besar. Pengadukan dilakukan oleh gas propylene yang

diinjeksikan dari bagian bawah reaktor. Pada dasarnya, di reaktor ini terjadi

pengeringan slurry bersamaan dengan reaksi polimerisasi lanjut. Oleh sebab inilah

reaksi polimerisasi pada reaktor II disebut reaksi berfasa gas.

Lokasi injeksi slurry dari reaktor I yaitu sedikit di atas bagian bawah reaktor

II (D–2203). Bersamaan dengan masuknya slurry tersebut, dari bagian bawah

reaktor II diinjeksikan pula gas propilen (propylene fluidization gas) dengan

menggunakan 2ndreactor circulation gas blower (K–2203). Hal ini menyebabkan

slurry terfluidisasi, sehingga timbul efek pengadukan. Saat slurry dan gas

propylene terkontak secara langsung, terjadi pertukaran panas yang menyebabkan

slurry mengering dan terjadilah reaksi polimerisasi lanjut yang berfasa gas.

Setelah pengeringan dan reaksi polimerisasi berlangsung, dihasilkanlah serbuk

polipropilen yang akan dikeluarkan secara intermittent dengan menggunakan

50

sequence control system. Gas propilen yang tidak bereaksi dialirkan kembali ke

dalam reaktor II untuk bereaksi kembali. Untuk mencegah terjadinya akumulasi

gas inert, sebagian kecil gas dialirkan menuju bagian flaring/ venting.

Serbuk polypropylene yang berasal dari reaktor II kemudian dimasukkan ke

bagian pengeringan dengan tujuan untuk menghilangkan pelarut heksana yang

masih tersisa. Pengeringan ini dilakukan sampai kadar heksana berada pada

rentang 100–200 ppm mol. Gas heksana yang dihasilkan disaring di bag filter

kemudian dikeluarkan ke flaring/venting sedangkan serbuk PP yang sudah kering

dikirim ke bagian pelletizing/finishing (Tabel 19).


Properties Units GradeInjection Film Tape Fiber Blowing

Melt flow rate g/min 1,4–40 1,4–11 1,4–6,5 2,5–14 0,5Density g/cc 0,91 0,91 0,91 0,91 0,91Isotatic index % 96–98 97–98 97–98 96–98 98Tensile yield stress kg/cm2 370–400 370–380 370–380 370-380 370Flexturl modules kg/cm2 15.500–

20.00015.500– 16.000

15.500– 16.000

12.000– 16.000

15.500

Hardness R scale 95–100 95–100 95–100 95–100 95Softening oC 155 155 155 155 155Deflection temp. oC 105–130 105–110 105–110 105-110 100Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012

Reaksi polimerisasi yang terjadi pada reaktor I dan reaktor II adalah reaksi

yang bersifat eksoterm sehingga untuk mempertahankan temperatur

reaksi,reaktor–reaktor tersebut dilengkapi dengan sistem pendinginan berupa

evaporator condensation reflux system dan jacket cooling system.

c. Unit Pelletizing (Sec-500)

Berfungsi untuk membentuk powder polypropylene menjadi pellet dengan

cara mencampur powder polymer dan additive, kemudian di-extrude pada

temperatur 236–241 °C dan memotong menjadi butir-butiran polypropylene

(pellet). Sebagai alat pemotong digunakan cutter (titanium atau stainless steel).

Sedangkan additive atau stabillizer yang digunakan disesuaikan dengan grade

produksi. Sebagai media pengalir powder atau pellet adalah gas nitrogen.

51

Jenis additive atau stabilizer yang digunakan meliputi:

1. AE-stabillizer berfungsi sebagai primary heat stabilizer.

2. AI-stabillizer berfungsi sebagai secondary heat stabilizer.

3. AH-Sstabillizer berfungsi sebagai heat stabilizer produk jenis tape dan

injection grade.

4. HA-stabillizer berfungsi sebagai neutralizer dan rubricant.

5. HD-stabillizer berfungsi sebagai whitening agent.

6. SB-stabillizer berfungsi sebagai slip agent.

7. SC-stabillizer berfungsi sebagai blocking agent.

Polimer berbentuk bubuk yang keluar dari pengering kemudian ditambahkan

sejumlah stabillizer atau aditive dengan resep tertentu sesuai dengan jenis polimer

yang akan dihasilkan. Stabillizer tersebut ditimbang secara otomatis dan

dimasukkan kedalam pelletizer (Z-2501).

Stabillizer padatan dimasukkan kedalam stabillizer mixer (ZA-2509), diaduk

selama waktu tertentu, kemudian dialirkan dan disimpan pada stabilizer hopper

(TK-2502) dengan pengaduk ringan pada tekanan atmosfir (nitrogen). Dari TK-

2502 dialirkan secara otomatis kedalam stabillizer measuring feeder (ZW-2504)

dan diumpankan menuju pelletizing system. Khusus DB-stabillizer digunakan

DB-stabillizer hopper (TK-2508) dan DB-stabillizer measuring feeder (ZW-

2505), sedangkan AH-stabillizer dimasukkan kedalam AH-stabillizer feed drum

(D-2503) dan dipompakan secara kontinyu menuju pelletizing system dengan

menggunakan AH-stabillizer feed pump (P-2511 A/B).

Tepung polypropylene dalam TK-2501 dialirkan kedalam powdermeasuring

feeder (ZW-2503) dan diumpankan langsung menuju pelletizing system. Tepung

polypropylene dan stabillizer dicampur di dalam pelletizer (Z-501), selanjutnya

di-extrude melalui cetakan (die plate). Pada extruder campuran ini dipanaskan

pada suhu 236–241 °C dan diputar dengan kecepatan 1000 rpm. Hal ini

mengakibatkan terbentuknya resin. Resin ini kemudian dipotong dengan alat

potong (cutter). Resin yang keluar dari cutter langsung dikontakkan dengan air

pendingin yang membuat resin tersebut berubah menjadi pellet. Pellet dibawa

menuju ke pellet screener (ZS-2506) dan melalui pelletdryer (M-2501) menuju ke

52

pellet vibrating screen untuk memisahkan pellet dari air dan over atau undersize.

Screener memastikan pellet yang dihasilkan berukuran sesuai dengan spesifikasi

yang diinginkan. Pellet yang on size selanjutnya ditampung dalam pellet hopper

(TK-2504) dan dialirkan melalui transfer pellet (K-2502 A/B). Pellet ini

kemudian masuk ke dalam silo dengan menggunakan gas N2 sebagai gas

pembawa.


Gambar 8.Skema Pembuatan Pellet PP

d. Unit Bagging

Unit ini menampung dan mengantongi polytam. Pellet atau bijih plastik yang

dihasilkan unit pelletizing ditampung dalam silo yang berkapasitas total 840 ton.

Silo yang terdapat di kilang polypropylene terdiri atas:

1. 4 buah silo dengan kapasitas 90 ton.

2. 16 buah silo berkapasitas 30 ton .

3. 1 buah silo transfer/blending.

Pellet silo adalah tempat penampungan produk polytam sebelum dikantongi.

Setelah diblending dan dilakukan pemeriksaan oleh bagian laboratorium, pellet

selanjutnya dialirkan menuju bagging plant melalui rotary feeder dan blower.

Pada bagging plant, pellet akan dikantongi secara otomatis dengan berat 25

kg per karung dan diberi nomor lot, baru kemudian ditampung di gudang (ware

house) dan siap untuk dijual atau dikirim ke konsumen.

53

e. Seksi Utilitas (Section 900)

Seksi ini bertujuan untuk mempersiapkan dan mensuplai kebutuhan utilitas

Unit Polypropylene yang meliputi:

1. System pembuangan gas-gas.

2. Seal Oil System

Seal Oil System berfungsi sebagai pelumas dan pendingin mechanical seal

rotating equipment yang terdiri dari Low Pressure Seal Oil, Middle Pressure

Seal Oil Pressure, dan High Pressure Seal Oil. Seal oil ini disirkulasikan

secara kontinyu.

3. Refrigeration System

Refrigeration System berfungsi sebagai media pendingin Heat Exchanger dan

Main Catalyst. Media pendingin yang digunakan adalah Brine (Ethylene

Glicol) dengan konsentrasi 15 % wt yang didinginkan sampai 0 OC dengan

menggunakan refrigerator.

4. Steam Suply

Digunakan sebagai media pemanas pada heat exchanger, Stabilizer dan

pemanas powder dan pellet. Steam yang digunakan adalah High Pressure 40

kg/cm2g dan Low Pressure 3 kg/cm2g. Berfungsi untuk mensuplai dan

mendistribusikan kebutuhan Cooling Water, Proses Water, Hot Water, dan

Indirect Cooling Water.

Unit penunjang utilitas yang lainnnya meliputi:

1. Nitrogen Plant

Nitrogen Plant adalah suatu unit penghasil nitrogen dengan proses distilasi

yang memisahkan nitrogen dari udara pada titik didihnya. Nitrogen Plant Kilang

Polypropylene dibangun pada tahun 1994 bersamaan dengan dibangunnya Kilang

Polypropylene baru oleh Mitsui yang didisain dan Built oleh Air Product (UK)

Limited.

Kegunaan Gas Nitrogen adalah:

Untuk sealing atau inert gas menjaga tekanan sistem penyimpanan katalis.

Sebagai media flushing peralatan-peralatan, media transfer catalyst/solvent,

media pemanas proses drying.

54

Untuk regenerasi molecular sieve di Propylene Dehydrator dan Hexane

Dryer.

Untuk media transfer powder polypropylene (melancarkan aliran tepung

polymer).

High pressure nitrogen (50 - 150 kg/cm2g) digunakan untuk keperluan

maintenance, misalnya test bocoran peralatan (leak test), penematic test dll.

2. Hidrogen Plant

Hydrogen Plant adalah suatu unit produksi yang mengolah air (demin water)

menjadi gas hydrogen dengan purity yang sangat tinggi. Hydrogen Plant

dikontruksi Oleh Mitsui tahun 1992 pada Proyek Kilang Musi Tahap II (PKM II)

dengan lisensi Hydrogen Generator & Water Purifier dari Teledyne Energy

System, Hydrogen Compressor dari Tokyo Boeki, Ltd dan Power Supply dari

Rapid Power. Kapasitas produksi gas hydrogen adalah 28 Nm3/hr dengan Type

Hydrogen Generator EC-600. Produk gas hydrogen selain digunakan untuk

kebutuhan reaksi polimerisasi propylene digunakan juga untuk keperluan

laboratorium

2.3 Produk

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

menjadi 5 jenis, yaitu produk bahan bakar minyak (BBM), produk non bahan

bakar minyak, produk petrokimia, produk bahan baku khusus, dan produk lainnya.

2.3.1 Produk Bahan Bakar Minyak (BBM)

Produk BBM ini terdiri dari, yaitu:

1. Premium, digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor.

2. Kerosene atau minyak tanah, digunakan sebagai bahan bakar kompor

minyak tanah.

3. Automotive Diesel Oil (ADO), disebut juga solar biasa digunakan sebagai

bahan bakar kendaraan bermesin diesel.

4. Industrial Diesel Oil (IDO), digunakan sebagai bahan bakar mesin

industri dan kapal angkutan.

5. Fuel oil, digunakan sebagai bahan bakar pada industri-industri.

55

2.3.2 Produk Non Bahan Bakar Minyak

a. LPG (Liquified Petroleum Gas)

LPG adalah campuran dari berbagai unsur hidrokarbon yang berasal dari gas

alam. LPG dikenalkan oleh Pertamina dengan merk Elpiji. Komponennya

didominasi propana (C3H8) dan butana (C4H10). Elpiji juga mengandung

hidrokarbon ringan lain dalam jumlah kecil, misalnya etana (C2H6)

dan pentana (C5H12).

Dalam kondisi atmosfer, elpiji akan berbentuk gas. Volume elpiji dalam

bentuk cair lebih kecil dibandingkan dalam bentuk gas untuk berat yang sama.

Karena itu elpiji dipasarkan dalam bentuk cair dalam tabung-tabung logam

bertekanan. Untuk memungkinkan terjadinya ekspansi panas (thermal expansion)

dari cairan yang dikandungnya, tabung elpiji tidak diisi secara penuh, hanya

sekitar 80-85% dari kapasitasnya. Rasio antara volume gas bila menguap dengan

gas dalam keadaan cair bervariasi tergantung komposisi, tekanan dan temperatur,

tetapi biasaya sekitar 250:1.

Tekanan di mana elpiji berbentuk cair, dinamakan tekanan uapnya, juga

bervariasi tergantung komposisi dan temperatur. Sebagai contoh, dibutuhkan

tekanan sekitar 220 kPa (2.2 bar) bagi butana murni pada 20 °C (68 °F) agar

mencair, dan sekitar 2.2 MPa (22 bar) bagi propana murni pada 55 °C (131 °F).

Menurut spesifikasinya, elpiji dibagi menjadi tiga jenis yaitu elpiji campuran,

elpiji propana dan elpiji butana. Spesifikasi masing-masing elpiji tercantum dalam

keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Nomor: 25K/36/DDJM/1990.

Elpiji yang dipasarkan Pertamina adalah elpiji campuran.

b. LNG (Liquified Natural Gas)

Gas alam cair adalah gas alam yang telah diproses untuk menghilangkan

ketidakmurnian dan hidrokarbon berat dan kemudian dikondensasi menjadi cairan

pada keadaan tekanan atmosfer dengan mendinginkannya sekitar -160°C. LNG

ditransportasi menggunakan kendaraan yang dirancang khusus dan ditaruh dalam

tangki yang juga dirancang khusus. LNG memiliki isi sekitar 1/640 dari gas alam

pada suhu dan tekanan standar, membuatnya lebih hemat untuk ditransportasi

jarak jauh di mana jalur pipa tidak ada. Ketika memindahkan gas alam dengan

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


http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Suhu_dan_Tekanan_Standar&action=edit&redlink=1

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


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

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

http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Pentana&action=edit&redlink=1

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

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

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

56

jalur pipa tidak memungkinkan atau tidak ekonomis, dia dapat ditransportasi oleh

kendaraan LNG, di mana kebanyakan jenis tangki adalah membran atau moss.

c. Petrasol-1/Minasol-2

Minasol-2 merupakan bahan kimia pelarut sejenis naphta ringan, berbentuk

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

satu hasil produksi PT Pertamina RU III Plaju dengan trayek didih antara 400C-

1150C.

Minasol-2 digunakan sebagai:

a. Bahan pelarut untuk industri thinner, cat dan varnish.

b. Bahan pelarut untuk industri tinta cetak.

c. Bahan kimia penunjang industri farmasi.

d. Preparasi dari industri meubel, sepatu, dan pemoles lantai.

e. Pembersih logam dan industri cleaning.

Petrasol-1 merupakan hidrokarbon yang biasa digunakan sebagai diluents

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

industri tinta cetak.

d. Musi Cool

Musi Cool digunakan sebagai bahan pendingin yang merupakan alternatif

pengganti freon yang ramah terhadap lingkungan, biasa digunakan pada pendingin

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

alam dan termasuk dalam kelompok refrigerant ramah lingkungan, dirancang

sebagai alternatif pengganti refrigerant syntetic. Kelompok hidrokarbon CFC : R-

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

dibandingkan dengan refrigerant syntetic, di antaranya beberapa parameter

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

tekanan kondensasi terhadap evaporasi dan kondisi bahan lebih besar seperti

refrigerasi, COP, kalor laten dan konduktivitas bahan.

e. Musi Green

Musi Green hampir sama dengan Musi Cool, bedanya adalah tingkat purity

dari propane dan isobutane, dan dibedakan sesuai tipe-tipe mesin refrigerant yang

ada di pasar. Musi Cool dan Musi Green merupakan merk dagang.

57

2.3.3 Produk Petrokimia

Produk petrokimia terdiri dari Polytam (Polypropylene Pertamina) yang

digunakan sebagai bahan baku pembuat plastik rumah tangga. Produk utama

Kilang Polypropylene adalah homopolymer polypropylene pellet atau disebut

Polytam dengan kapasitas 45.200 ton/tahun dengan basis 7.944 jam operasi dan 1

(satu) train produksi. Type produk polypropylene (Tabel 20) secara umum

meliputi Film Grade, Injection Grade, Tape Grade, Fiber Grade, dan Blowing

Molding Grade. Sedangkan produk sampingnya adalah propane sebagai

komponen campuran LPG yang digunakan untuk bahan bakar kebutuhan rumah

tangga, dengan jumlah produksi + 18.100 ton/tahun.


Properties Units `GradeInjection Film Tape Fiber Blowing

Melt flow rate g/min 1,4–40 1,4–11 1,4–6,5 2,5–14 0,5Density g/cc 0,91 0,91 0,91 0,91 0,91Isotatic index % 96–98 97–98 97–98 96–98 98Tensile yield stress

kg/cm2 370–400 370–380

370–380 370-380

370

Flexturl modules kg/cm2 15.500– 20.000

15.500– 16.000

15.500– 16.000

12.000– 16.000

15.500

Hardness R scale 95–100 95–100 95–100 95–100 95Softening oC 155 155 155 155 155Deflection temp. oC 105–130 105–

110105–110 105-

110100


2.3.4 Produk Bahan Bakar Khusus

a. Avigas (Aviation Gasoline)

Bahan bakar minyak ini merupakan BBM jenis khusus yang dihasilkan dari

fraksi minyak bumi. Avigas didisain untuk bahan bakar pesawat udara dengan

tipe mesin sistem pembakaran dalam (internal combustion), mesin piston dengan

sistem pengapian. Nilai oktan jenis Avigas yang beredar di Indonesia memiliki

nilai 100/130.

b. Avtur (Aviation Turbine)

58

Merupakan salah satu jenis bahan bakar berbasis minyak bumi yang berwarna

bening hingga kekuning-kuningan, memiliki rentang titik didih antara 145 hingga

300oC, dan digunakan sebagai bakar pesawat terbang. Secara umum, avtur

memiliki kualitas yang lebih tinggi dibandingkan bahan bakar yang digunakan

untuk pemakaian yang kurang ‘genting’ seperti pemanasan atau transportasi darat.

Avtur biasanya mengandung zat aditif tertentu untuk mengurangi resiko

terjadinya pembekuan atau ledakan akibat temperatur tinggi serta sifat-sifat

lainnya.

c. Pertamax

Pertamax adalah bahan bakar minyak andalan Pertamina. Pertamax, seperti

halnya premium, adalah produk BBM dari pengolahan minyak bumi. Pertamax

dihasilkan dengan penambahan zat aditif dalam proses pengolahannya di kilang

minyak. Pertamax pertama kali diluncurkan pada tahun 1999 sebagai

pengganti Premix 98 karena unsur MTBE yang berbahaya bagi lingkungan. Selain

itu, Pertamax memiliki beberapa keunggulan dibandingkan dengan Premium.

Pertamax direkomendasikan untuk kendaraan yang diproduksi setelah tahun 1990,

terutama yang telah menggunakan teknologi setara dengan Electronic Fuel

Injection (EFI) dan catalytic converters (pengubah katalitik).

2.3.5 Produk Lain-lain

a. Medium Naphta

Naptha adalah pemurnian yang berasal dari minyak mentah atau gas alam

dengan titik didih kira-kira berada di antara 27oC dan 221oC. Bila dicampur

dengan bahan lain akan menjadi motor gasoline atau jet fuel dengan mutu yang

lebih tinggi. Juga digunakan sebagai bahan baku untuk gas kota, atau membuat

berbagai jenis produk kimia atau digunakan sebagai bahan pelarut, tergantung

pada sifat dari turunan naptha dan permintaan berjenis-jenis industri.

b. Low Sulphuric Waxes Residue (LSWR)

Low Sulphuric Waxes Residue digunakan sebagai bahan setengah jadi untuk

keperluan ekspor.

c. Vacuum Residue

http://www.mediabpr.com/kamus-bisnis-bank/industri.aspx

http://www.mediabpr.com/kamus-bisnis-bank/permintaan.aspx

http://www.mediabpr.com/kamus-bisnis-bank/bahan_baku.aspx

http://www.mediabpr.com/kamus-bisnis-bank/minyak_mentah.aspx

http://www.mediabpr.com/kamus-bisnis-bank/pemurnian.aspx

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

http://id.wikipedia.org/wiki/1990

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

http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=MTBE&action=edit&redlink=1

http://id.wikipedia.org/wiki/1999

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

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

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

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

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

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

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

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

59

Vacuum Residue adalah minyak mentah dengan kandugan karbon yang masih

tinggi yang tidak terkonversi dalam proses pemvakuman dan akan dijadikan

umpan di RFCCU.

2.4 Utilitas

Unit-unit proses utilitas Pertamina RU III terdiri dari Water Treating Unit,

Demineralization Plant, Cooling tower, Drinking Water Plant, Air Plant, N2

Plant, Boiler, gas turbindan Rumah Pompa Air (RPA). Kebutuhan bahan

penunjang tersebut dipenuhi oleh unit utilitas Pertamina RU III yang dibagi

kedalam tiga Power Station (PS) berdasarkan lokasinya (Tabel 21).

Tabel 21. Power Station dan Unit Utilitas di Pertamina RU III

Power Station 1 Power Station 2 Power Station 3

Air plantBoilerRPA 1-3WTP (Bagus Kuning)

Air plantBoilerDPWCooling towerDemineralization plantNitrogen plantPembangkit listrikRPA 4WTU

Air plantCooling towerDemineralization plantDWP 2RPA 5-6WTU

Sumber : Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina 2012

Power Station 2 didirikan tahun 1985 untuk mengontrol operasinya telah

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

menjadi dua seksi yaitu :

1. Seksi Auxiliary terdiri dari :

a. Water Treating Unit (WTU).

b. Drinking Water Plant (DWP).

c. Cooling tower.

d. Demin Plant.

e. Compressor.

f. Nitrogen Plant.

g. Air Plant.

60

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

a. Package boiler.

b. WHRU (Waste Heat Recovery Unit).

c. Gas turbin.

d. Secure power.

a. Water Treating Unit (WTU)

Water Treating Unit adalah sebuah unit untuk merawat atau meresirkulasi air

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

Komering yang dihisap dengan pompa untuk dialirkan ke clarifier (Gambar 8),

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

pembunuh bakteri sehingga akan membentuk flokulasi. Dalam clarifier ini

diinjeksikan Koagulan Aids Polyelectolyte dengan dosis tertentu untuk

mempercepat koagulasi. Setelah gumpalan mengendap, laju air jernihnya

dialirkan ke saringan pasir untuk disaring. Pada saringan pasir terjadi pemisahan

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

diinjeksikan dengan larutan NaOH untuk mengatur pH (potensial of Hydrogen).

Air yang telah diproses ditampung di clear well dengan pH 5,6-6,2 dan siap untuk

didistribusikan seperti : untuk feed pada Demin Plant, Make Up Cooling Water,

air minum dan service water (Tabel 22).

Sumber:Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina 2012

Gambar 9. Skema Clarifier

61

Tabel 22. Kondisi Operasi WTU

Kondisi Operasi BesaranKapasitas unit clarifier 1067 m3/jamKapasitas masing – masing filter 266,5 m3/jamKapasitas clear well tank 5000 m3/jamDosis Al2(SO4)3 20-80 ppmDosis Poly-Electrolyte 2 ppmLaju alir klorin 0-10 kg/jamDosis klorin 10-30 ppm


Rumah Pompa Air (RPA) berfungsi untuk memompa air untuk kebutuhan air

minum, air proses, air pendingin, dan air umpan boiler. PT Pertamina (Persero)

RU III memiliki enam buah unit RPA yang tersebar yakni RPA 1-4 yang

berlokasi di Plaju, RPA 5 yang berlokasi di Bagus Kuning dan Sungai Gerong dan

RPA 6 yang juga berlokasi di Sungai Gerong. Air mentah yang juga digunakan

sebagai air pendingin once through diambil oleh RPA 1-3, RPA 5 Sungai Gerong,

dan RPA 6 dari sungai Komering. Kapasitas air yang dihisap oleh pompa RPA

dari sungai Komering mencapai 15.000 ton/hari. RPA 4 berfungsi untuk

mengumpan air mentah ke unit WTU (Water Treatment Unit). Air mentah yang

telah diolah di WTU akan digunakan untuk kebutuhan untuk air proses, air

minum, air bebas mineral untuk membuat steam serta air pendingin (Gambar 9).

Sumber:Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina, 2012 Gambar 10. Skema Pemprosesan Air Mentah

RPA 5 Bagus Kuning digunakan untuk mengalirkan air mentah ke unit WTU.

Air yang diambil dariSungai Komering ini kemudian akan terbagi ke dalam dua

jalur yakni jalur untuk pasokan fire water dan raw water. Air sungai yang

digunakan terlebih dahulu melewati pre-treatment pada clarifier dan sand filter.

Hasilnya didistribusikan untuk berbagai penggunaan, yaitu make-up air pendingin,

62

umpan Demineralization Plant, dan servicewater (air pencuci). Demin water

digunakan untuk make-up BFW, pelarut bahan kimia, dandigunakan dalam unit

Hydrogen Plant. Air pendingin digunakan untuk medium transfer panas pada

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

fasilitas sanitary, air minum, safety shower, dan eye-wash station.(Gambar 10)

b. Drinking Water Plant (DWP)

DWP berfungsi untuk mengolah air bersih menjadi air minum, pengolahan ini

dilakukan dengan cara melewatkan air tersebut pada actived carbon filter yang

berfungsi untuk menghilangkan bau,rasa,warna,dan chlorine yang tersisa.Air yang

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

fisika, dan biologi.

Pertamina RU III memiliki dua unit DWP, yaitu di Sungai Gerong dan Bagus

Kuning. DWP yang terdapat di Sungai Gerong beroperasi dengan kapasitas 150

ton/jam.Umpan untuk DWP yang terdapat di Bagus Kuning hanya dioperasikan

untuk memproduksi air minum.

c. Cooling Tower

Cooling tower adalah sebuah menara berfungsi untuk mendinginkan aliran

fluida yang memiliki suhu yang relatif tinggi.

Ada dua sirkulasi pada air pendingin, yaitu :

1. Open circulation (Sirkulasi terbuka), yaitu sistem sirkulasi terbuka

yang berarti cooling water selalu didistribusikan dan dikembalikan lagi

ke cooling tower.

2. Once through, yaitu sistem sirkulasi yang hanya dipakai satu kali.

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

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

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

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

agar tidak terbentuk lumut pada peralatan. Jenis cooling water yang digunakan

adalah Cross-flow Tower dengan kemiringan 30o.

63

d. Demineralization Plant

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan garam mineral yang

terkandung dalam air hasil olahan dari unit WTU. Unit Demin Plant mengolah air

yang berasal dari RWC I dan WTU Sungai Gerong. Pertamina RU III memiliki

dua buah Demin Plant, yaitu Demin Plant Plaju berkapasitas 320 m3/jam dan

Demin Plant Sungai Gerong berkapasitas 45 m3/jam. Selain untuk kebutuhan

produksi steam, Demineralization Plant juga berfungsi untuk memenuhi

kebutuhan pasokan air untuk BFW (Boiler Feed Water), air minum, serta

Hydrogen Plant.

Unit Demineralization Plant (Gambar 11) terdiri dari:

1. Activated carbon filter, berfungsi untuk mengadsorpsi zat organik,filtrasi, dan

dekomposisi Cl2 menjadi ion Cl-, serta menghilangkan warna, rasa, dan bau.

2. Cation exchanger, berfungsi untuk demineralisasi ion positif (kation).

3. Anion exchanger, berfungsi untuk demineralisasi ion negatif (anion).

4. Mixed bed, berfungsi untuk mempolis sisa kation dan anion yang tidak

tertukar di cation dan anion exchanger untuk memperoleh air demin yang

mendekati murni.

Demin plant menggunakan resin penukar ion berupa polimer stirena dan

divinil benzena (DVB). Treated water dari clear well dilewatkan pada activated

carbon filter, air dapat digunakan sebagai air minum. Selanjutnya, air dilewatkan

pada cation exchanger, di mana terjadi pertukaran ion Na+, Ca2+, Mg2+ dengan H

dari resin sehingga menghasilkan air yang bersifat asam. Selanjutnya, air

dilewatkan pada anion exchanger, di mana terjadi pertukaran antara ion negatif

dengan ion OH dari resin. Sebagai tahap terakhir, air dilewatkan melalui mixed

bed.

Reaksi yang terjadi pada ketiga penukar ion adalah:

Kation : RH + NaCl RNa + HCl.......................................................

(12)

Anion : ROH + HCl RCl + H2O.......................................................(13)

64

Setelah digunakan berulang kali, penukar ion akan menjadi jenuh sehingga

perlu diregenerasi. Tujuan regenerasi adalah untuk menghilangkan ion garam

yang ada pada resin. Regenerasi penukar kation menggunakan larutan asam sulfat,

sedangkan regenerasi penukar anion menggunakan larutan caustic.

Sumber:Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina, 2012

Gambar 11. Unit Penukar Ion Demineralization Plant

e. Compressor

Merupakan alat yang berfungsi untuk mengkompres udara tekan, udara

instrument dan service air. Pertamina menggunakan empat buah kompresor yang

tekanannya mencapai 9,5 kg/cm2 pada suhu 40oC lalu ditampung untuk menyerap

logam-logam, kecuali O2 dan N2. Media adsorbent berupa padatan, seperti

molecular sieve dan actified alumina.

Spesifikasi udara instrument :

Bertekanan mantap, bebas debu dan kotoran.

Kering (dalam dryer) sehingga tidak merusak peralatan.

65

Udara bertekanan berfungsi untuk membuka dan menutup kerangan danuntuk

flashing.

f. Nitrogen Plant

Umpan Nitrogen Plant (Gambar 12) berupa udara kering berasal dari air

plant. Unit ini menghasilkan nitrogen berfasa gas dan cair. Nitrogen berfasa gas

digunakan sebagai conveyor di unit Polypropylene dan purge gas pada saat plant

start-up dan shut down. Nitrogen Plant memproduksi nitrogen cair dengan

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

Nm3/jam.


Gambar 12. Diagram Balok Nitrogen Plant

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

pemisahan udara dan penampungan produksi. Secara keseluruhan proses yang

berlangsung di Nitrogen Plant berlangsung secara cryogenic.

Pada tahap pemurnian, udara dari atmosfir disaring dengan inlet airfilter

untuk memisahkan partikel padat. Kemudian dikompresi dan didinginkan sampai

suhu 5oC dengan refrigerant propane didalam chiller. Selanjutnya udara dingin

tersebut dilewatkan kedalam kolom adsorber. Kolom adsorber terdiri dari dua

tabung yang saling berhubungan dan berisi molecular sieve. Kedua tabung

adsorber tersebut dioperasikan bergantian secara siklus. Adsorber ini berfungsi

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

sieve.

Pada tahap pemisahan udara, udara yang telah dibersihkan, selanjutnya

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

pertukaran panas dengan produk dan waste gas didalam air exchanger. Air

exchanger yang digunakan merupakan tipe Plant-fin Heat Exchanger dengan

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

Udara dari atmosfer

KompresorChiller

(pendingin)Adsorber Cold box

66

Campuran udara cair dan gas kemudian dimasukkan ke dalam kolom distilasi

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

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

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

bottom. Nitrogen murni yang telah dihasilkan akan mengalir ke condenser untuk

dikondensasikan. Proses kondensasi ini dilakukan dengan memanfaatkan panas

pada O2 murni yang masuk melalui expansion valve dan di flash ke dalam

reboiler. Sebagian dari nitrogen murni yang telah dikondensasi akan

dikembalikan sebagai refluks, sedangkan sebagian lagi diambil sebagai produk

cair dan disimpan. Waste gas dingin didalam air exchanger yang digunakan

untuk mendinginkan udara keluaran adsorber. Fungsi waste gas dingin di dalam

air exchanger adalah untuk membantu proses pendinginan udara sebelum masuk

ke dalam kolom distilasi.

Pada tahap penampungan produksi, gas nitrogen murni yang diperoleh

sebagai overhead, diambil dan dialirkan langsung ke penampungan. Plant dapat

memproduksi nitrogen dalam bentuk cair yang sebanding dengan gas yang

diperlukan.

Dalam transportasi fluida proses menggunakan pipa, digunakan warna pipa

(Tabel 23) berbeda untuk jenis fluida yang berbeda.

Tabel 23. Warna Pipa untuk Transportasi Fluida

Warna Fluida yang Dialirkan

Merah Air pemadam kebakaranKuning Fuel gas

Hijau Instrument air

Biru Air

Ungu Chemical subtance

Abu-abu Process fluid

Sumber : Proses Produksi Utilitas, Pertamina, 2012

f. Air Plant

67

Air Plant berfungsi untuk menghasilkan udara bertekanan dengan bahan baku

berupa udara dari atmosfer. Udara bertekanan ini dapat digunakan untuk

keperluan pembersihan peralatan.

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

yang dimiliki oleh Pertamina RU III memiliki kapasitas 26.100 Nm3/jam yang

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

bertekanan yang dihasilkan oleh Air Plant ini selanjutnya digunakan untuk

beberapa kebutuhan antara lain:

1. Instrument Air

Udara bertekanan digunakan sebagai element pengendali akhir yaitu untuk

mengatur bukaan valve. Udara bertekanan yang digunakan untuk keperluan

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

Tekanan mencukupi dan stabil.

Jumlah yang cukup.

Kualitas memenuhi syarat.

2. Service Air

Udara bertekanan digunakan untuk keperluan pembersihan peralatan proses

dan keperluan transportasi produk.

3. Umpan Nitrogen Plant

Udara bertekanan digunakan sebagai bahan baku produksi nitrogen.

g. Pembangkit Listrik

Pembangkit listrik yang terdapat di Pertamina RU III antara lain:

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

2. Steam turbin berkapasitas 3,2 MW.

3. Diesel generator berkapasitas 0,75 MW.

Pertamina RU III memiliki tiga buah turbine gas, yaitu GT 2015 UA, GT

2015 UB dan GT 2015 UC. Turbine gas, steam turbine dan diesel generator ini

berfungsi untuk memproduksi listrik dengan frekuansi 50 Hz untuk dimanfaatkan

di kilang dan perumahan.

Bahan bakar yang digunakan untuk mengoperasikan turbine gas adalah fuel

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

68

Unit. Hanya pada start-up saja, bahan bakar yang digunakan berupa diesel oil.

Gas keluaran turbin memiliki temperature 507oC. jika gas turbin dioperasikan

dengan boiler akan dihasilkan efisiensi sebesar 25%.

Steam turbine digunakan untuk memproduksi listrik dengan memanfaatkan

steam bertekanan 8,5 kg/cm2. Steam turbine baru akan dioperasikan jika terjadi

kegagalan pada gas turbin. Sedangkan diesel generator dioperasikan jika terjadi

kegagalan pada kedua pembangkit gas turbindan steam turbine.

h. Penghasil Steam

Unit pembangkit tenaga uap utilitas PS 2 Plaju dan unit Package Boiler,

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

temperatur 390oC serta tiga unit WHRU (Waste Heat Recovery Unit) dengan

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

temperatur 390oC.

Kegunaan dari steam antara lain, yaitu:

1. Sebagai pembangkit untuk menggerakkan pompa.

2. Pemanasan generator dan compressor.

3. Untuk produksi Polypropylene.

Umpan dari boiler dan pembangkit steam lainnya, misalkan WHRU,

merupakan air yang sebelumnya telah diolah melalui proses demineralization

deaerator dan chemical treatment. Demineralization Plant seperti telah

disebutkan sebelumnya berfungsi untuk menghilangkan kandungan mineral.

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

yang akan menurunkan efisiensi dan menyebabkan imbalance.

Deaerator bertujuan menurunkan kandungan O2 dan CO2 terlarut dalam air

yang dapat menyebabkan masalah korosi pada peralatan boiler dan turbin. Pada

proses ini air dipanaskan sampai temperatur 110oC yang akan menyebabkan

kelarutan O2 dan CO2 dalam air akan turun, sehingga gas-gas tersebut terpisahkan.

Chemical treatment dilakukan dengan penginjeksian hydrazine, fosfat, dan

morpholine. Penginjeksian hydrazine bertujuan untuk softening yaitu mengurangi

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

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

69

1. Package Boiler. Adatiga buah yang digunakan, yaitu PB 2011 UA, PB 2011

UB, PB 2011 UC. Package Boiler diperoleh dari PS2 Plaju dan kemudian

digunakan untuk menghasilkan High Pressure Steam 40 kg/cm2, efisiensinya

sebesar 81%.

2. Kettle. Ada sembilan buah yang terletak di PS 1 Plaju. Kettle yang digunakan

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

berupa mixed gas. Umpan untuk kettle diperoleh dari PS 1 Plaju dengan

kapasitas 110 ton/jam. Produk yang dihasilkan adalah middle pressuresteam

15 kg/cm2 dan memiliki efisiensi sebesar 60%.

3. Waste Heat Recovery Unit (WHRU). Ada tiga buah yang mana digunakan

untuk memanfaatkan gas turbin flue gas yang masih memiliki temperatur

sekitar 4000C. WHRU yang digunakan adalah WHRU 2010 UA, WHRU

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

menghasilkan High Pressure Steam 40 kg/cm2.

i. Sistem Bahan Bakar

Selain penyediaan steam, listrik dan energi lain, unit utilitas PS II juga

bertugas menyediakan berbagai bahan bakar, antara lain:

1. Fuel Gas System. Terbagi menjadi atas high pressure dan low pressure,

dimana sumber fuel gas didapat dari lapangan eksplorasi Prabumulih dengan

tekanan 10 kg/cm2. Setelah melalui knock out drum, dibagi menjadi dua

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

dengan menggunakan centrifugal compressor. Dan yang kedua setelah

melalui step down control, tekanannya menurun menjadi 3 kg/cm2 dan

digunakan untuk bahan bakar di WHRU unit (2010 UA, UB, dan UC),

Package Boiler2011 UA dan UB.

2. Heavy Fuel Oil. Diperoleh dari kilang dan ditampung pada tangki 2075 F.

Dari tangki ini dipompakan ke unit yang membutuhkan setelah melalui

stainler dan heater. Sistem ini dilengkapi dengan akumulator untuk menjaga

agar fuel oil tetap mengalir jika pompa berhenti. Akumulator ini hanya

mampu mengalirkan fuel oil selama lima menit.

70

3. Diesel Fuel Oil.Sama dengan heavy fuel, diperoleh dari kilang dan ditampung

pada tangki 2074 F. Diesel fuel ini digunakan untuk start-up turbine gas

generator dan sebagai back up atau pengganti gas lapangan bila terjadi

gangguan pada supply gas dari lapangan.

2.5 Pengelolaan Lingkungan

Proses pengelolaan lingkungan terutama limbah sangat diperlukan oleh suatu

industri karena bila tidak diolah dengan benar, limbah yang berbentuk padat, cair

dan gas tersebut dapat mencemari lingkungan dan memberikan dampak yang

buruk pada lingkungan tersebut. Berikut ini adalah berbagai macam jenis limbah

yang terdapat di Pertamina RU III:

1. Limbah Cair

a. Air buangan CDU dan Catalytic Cracking.

b. Air buangan Caustic Treater.

c. Air kondensat dari HVU yang menggunakan steam ejector.

d. Drain pompa-pompa akumulator air pendingin.

e. Boiler water.

f. Cooling water.

g. Water Treating Plant.

h. Backwash Demin Water Plant.

2. Limbah Gas

a. Fuel gas dari pembakaran di furnace.

b. Buangan gas dari gas turbin.

c. Flare.

d. LPG mercaptan injection.

e. Tangki asam asetat.

3. Limbah Padat

a. Coke.

b. Oil sludge ex tankage.

c. Dissolved air flotation sludge.

71

d. Catalyst spent.

e. Separator sludge.

2.5.1 Pengelolaaan Limbah Cair

Pengelolaan limbah cair (Tabel 24 dan Tabel 25) terbagi dalam dua pengolahan

yaitu:

1. Physical treatment, antara lain separator, filtration, aadsorption, settling, dan

cyclone.

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

Tabel 24. Sistem Pengelolahan Limbah

Oil Content in Waste Water (ppm)

System

1000-500030-10005-301-100-5

API SeparatorCPI SeparatorAir flotationActivated sludgeActivated carbon

Sumber : Proses Unit Produksi Utilitas, PERTAMINA 2012

Pemisahan minyak dan air atas dasar perbedaan kerapatan atau gravitasi

(physical treatment) untuk oil trap, API Separator dan CPI Separator. Di

Pertamina dikenal dengan nama Oil Catcher atau Oil Separator. Sebelum air

buangan tersebut mengalir sewer existing dan selanjutnya dibuang kesungai

melalui Oil Cather, air buangan yang mengandung minyak dialirkan ke CPI

(Corrugated Plate Interceptor) yang sudah terpasang di CDU.

Pada CPI, minyak yang terkandung di Oil Water tersebut dipisahkan oleh

skimmer, kemudian dialirkan ke oil pump. Minyak yang telah terpisah

dipompakan ke tangki slop oil untuk diolah kembali. Sedangkan air yang berada

di bawah akan dibuang ke Sungai Komering atau Sungai Musi. Kilang Plaju

memiliki delapan Oil Catcher dan kilang Sungai Gerong memiliki dua Oil

Separator.

2.5.2 Pengelolaaan Limbah Gas

72

Kadar CO dapat dikurangi dengan jalan memperbaiki sistem pembakaran,

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

pembakaran berlangsung sempurna.

Reaksi : 2CO + O2 2CO2.........................................................(14)

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

collector, cyclone, scrubber, filter ataupun electrostatic precipitator. Sebagai

salah satu contoh di FCCU telah terpasang cyclone di unit regenerator dan

reactor yang berfungsi untuk mengurangi emisi particular.

2.5.3 Pengelolaan Limbah Padat

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

B1 tanggal 1 Maret 1991 bahwa :

1. Sludge yang mengandung minyak perlu diadakan proses pemisahan

minyaknya terlebih dahulu dengan pemanasan dan filtrasi bertekanan, minyak

yang terpisah dari sludge tersebut dapat diproses kembali atau dicampur

dengan minyak mentah atau minyak slop.

2. General waste (Tabel 25).

Sebagai salah satu industri yang besar Pertamina RU III telah melakukan

upaya pengelolaan lingkungan (Tabel 26) dan mengukur dampak-dampak

limbah tersebut terhadap lingkungan

Tabel 25. Standar Baku Mutu Limbah Cair

Parameter Kadar Max. Beban Pencemaran Max

BOD 1000 mg/L 120 g/cm3

COD 200 mg/L 240 g/cm3

Minyakdan lemak 25 mg/L 30 g/cm3

Sulfida 1 mg/L 1,2 g/cm3

Fenol total 1 mg/L 1,2 g/cm3

Cr6 0,5 mg/L 0.6 g/cm3

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

pH 6-9


73

Tabel 26. Jenis-Jenis General Waste

Jenis Limbah Penanganan Limbah Pelaku PengelolaAki atau Battery bekas

Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional

Cartridge, pita, dan toner bekas


Isolasi Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalResin atau active carbon


Filter bekas Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalTube gas detector


Additive dan Fluff


Spent DEA Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalTanah terkontaminasi


Drum bekas Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalSumber : Pertamina RU III Plaju, 2012

74

Tabel 27. Sumber dan Upaya Pengelolaan Limbah

Sumber Dampak

Faktor Lingkungan

yang Terkena Dampak

Bobot dan Tolak Ukur Dampak

Upaya Pengelolaan Lingkungan

Emisi gas NOx, CO, SOx, dan partikulat dari stack RFCCU

Kualitas udara ambien di Komperta Sungai Gerong, Plaju & permukiman Sungai Rebo.

Emisi gas masih terkendali di bawah baku mutu

Pengendalian kadar S dan N dalam crude oil.

Air Limbah : debit dan kualitas air limbah outlet PKM II, yaitu OS-IV Sungai Gerong dan OC-8 Plaju

- Bahan cemaran BOD, COD minyak dan fenol kilang Musi melampui baku mutu.

- Dispersi minyak Sungai Komering dan berlanjut ke Sungai Musi menaikkan kadar minyak 0,6-1,4 mg/L.

- Suhu cooling tower terkendali tidak melebihi 3oC diatas suhu ambien.

- PKM II memperkecil beban cemaran dan dispersi minyak, tetapi total kilang Musi masih melebihi baku mutunya.

- Dispersi termal di Sungai Komering tidak melebihi 50 m dari keluaran.

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

- Rencana pembangunan cooling tower berkapasitas 2x5000 m3/jam.

Limbah padat berupa sisa katalis RFCCU

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

Rembesan diperkirakan tidak melebihi 225 m.

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

Sludge Kekhawatiran Minyak dalam Membangun sludge

75

minyak terjadinya rembesan minyak ke dalam air tanah.

tanah mengalami biodegradasi.

oil recovery yang disesuaikan dengan PKM II.


BAB II (URAIAN PROSES).doc

Documents