BAB I

BAB IPENDAHULUAN

1.1. Sejarah PT.PERTAMINA (Persero)1.1.1. Sejarah SingkatBahan bakar minyak atau yang lebih dikenal dengan sebutan BBM, saat ini sudah menjadi kebutuhan pokok bagi sebagian besar masyarakat. Tugas untuk memenuhi kebutuhan BBM bagi masyarakat luas ini diserahkan kepada PT.PERTAMINA (Persero). Hal ini didasari oleh UUD 1945 pasal 33 dan UU No. 22 Tahun 2001.Dalam mengemban tugas tersebut, PT.PERTAMINA (Persero) mengoperasikan beberapa kilang minyak di dalam negeri, yaitu kilang Pangkalan Brandan, Dumai, Plaju, Cilacap, Balikpapan, Balongan dan Kasim dengan kapasitas total 1.083.000 BPSD. Sasaran utama pengadaan dan penyaluran BBM dalam menunjang pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup, kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan, terjamin dan ekonomis.Minyak dan gas bumi merupakan salah satu sumber devisa yang memegang peranan penting dalam pembangunan nasional. Usaha pengeboran minyak di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink pada tahun 1871 di Cibodas dekat Majalengka (Jawa Barat), namun usaha tersebut mengalami kegagalan. Kemudian dilanjutkan oleh Aeilo Jan Zykler yang melakukan pengeboran di Telaga Tiga (Sumatera Utara) dan pada tanggal 15 Juni 1885 berhasil ditemukan sumber minyak komersial yang pertama di Indonesia. Sejak itu berturut-turut ditemukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur) tahun 1887, Ledok Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901, Pamusian Tarakan tahun 1905 dan di Talang Akar Pendopo (Sumatera Selatan) tahun 1921. Penemuan-penemuan dari penghasil minyak yang lain mendorong keinginan perusahaan asing seperti Royal Deutsche Company, Shell, Stanvac,Caltex dan perusahaan lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia.Setelah kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Soetowo, PT. EMTSU dirubah menjadi PT. Perusahaan Minyak Nasional (PT. PERMINA). Kemudian dengan PP No. 198/1961 PT. PERMINA dilebur menjadi PN. PERMINA. Pada tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, PN. PERMINA dan PN.PERTAMIN dijadikan satu perusahaan yang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PN.PERTAMINA). Dan pada tanggal 15 September 1971, dengan landasan UU No. 8/1971 PN.PERTAMINA dirubah menjadi PERTAMINA yang merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengelola semua bentuk kegiatan di bidang industri perminyakan di Indonesia.Seiring dengan perkembangan reformasi serta adanya keinginan untuk berkembang menjadi lebih baik, maka terhitung sejak tanggal 17 September 2003 PERTAMINA berubah menjadi perusahaan perseroan terbatas dengan perubahan nama menjadi PT. PERTAMINA (Persero) berorientasi profit. Saat ini PT.PERTAMINA(Persero) mempunyai tujuh buah kilang, namun hanya enam kilang yang aktif. Kilang RU-I Pangkalan Brandan sudah tidak dioperasikan lagi karena tidak efisien.Tabel 1.1.Kapasitas Produksi Kilang PT.PERTAMINA (Persero)NAMA KILANGKAPASITAS

RU-IIDUMAI170.000BPSD

RU-IIIPLAJU113.700BPSD

RU-IVCILACAP348.000BPSD

RU-VBALIKPAPAN260.000BPSD

RU-VIBALONGANKLBB125.00052.000BPSDBPSD

RU-VIIKASIM-SORONG10.000BPSD

TOTAL1.078.700BPSD

BPSD: Barrel Per Stream DaySumber: Warta PERTAMINA Januari 20121.1.2. Visi dan Misi VisiMenjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia MisiMenjalankan usaha minyak, gas serta energi baru dan terbarukan secara terintegrasi berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat.1.1.3. Logo dan Slogan PerusahaanPemikiran perubahan logo sudah dimulai sejak 1976 setelah terjadi krisis PERTAMINA. Pemikiran tersebut dilanjutkan pada tahun-tahun berikutnya dan diperkuat melalui Tim Restrukturisasi PERTAMINA tahun 2000 (Tim Citra) termasuk kajian yang mendalam dan komprehensif sampai pada pembuatan TOR dan perhitungan biaya. Akan tetapi, program tersebut tidak sempat terlaksana karena adanya perubahan kebijakan atau pergantian direksi. Wacana perubahan logo tetap berlangsung sampai dengan terbentuknya PT. PERTAMINA (PERSERO) pada tahun 2003. Adapun pertimbangan pergantian logo yaitu agar dapat membangun semangat baru, mendorong perubahan corporate culture bagi seluruh pekerja, mendapatkan imej yang lebih baik diantara global oil dan gas companies serta mendorong daya saing perusahaan dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi, antara lain :1. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi perseroan2. Perubahan strategi perusahaan untuk mengadapi persaingan pasca PSO dan semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru di bidang Hulu dan Hilir.Slogan ALWAYS THERE yang diterjemahkan menjadi SELALU HADIR MELAYANI. Dengan slogan ini diharapkan perilaku seluruh jajaran pekerja akan berubah menjadi enterpreneur dan customer oriented, terkait dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi perusahaan. Seperti terlihat pada gambar di bawah ini :

Gambar 1.1 Logo PT. PERTAMINA (Persero)

Elemen logo merupakan representasi huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang bergerak maju dan progresif. Warna-warna yang berani menunjukkan langkah besar yang diambil PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis. Warna warna tersebut adalah :Biru : mencerminkan handal, dapat di percaya dan bertanggung jawab.Hijau : mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan.Merah: keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapai berbagai macam keadaan.1.1.4. Perkembangan PT.PERTAMINA(Persero)Sasaran utama pengadaan dan penyaluran BBM dalam menunjang pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup dengan kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan, terjamin, dan ekonomis. Pemenuhan kebutuhan BBM merupakan tugas yang cukup berat bagi PT. PERTAMINA (Persero) karena peningkatan kapasitas pengolahan minyak yang dimiliki PERTAMINA tidak seimbang dengan lonjakan konsumsi BBM yang dibutuhkan masyarakat pada saat itu.Kendala yang dihadapi dalam meningkatkan kapasitas pengolahan minyak dalam negeri adalah konsumsi yang meningkat sangat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini sebagai dampak pesatnya kegiatan pembangunan. Disamping itu, kilang-kilang yang dioperasikan masih menggunakan teknologi yang cukup tertinggal sehingga hasil yang didapat tidak efisien. Oleh karena itu, dalam pembangunan kilang-kilang baru dan memperluas kilang-kilang lama diterapkan teknologi baru yang berwawasan lingkungan. Dalam mengoperasikan kilang-kilang dalam negeri, tiga kebijakan utama selalu mendasari langkah PERTAMINA, yaitu kepastian dalam pengadaan, pertimbangan ekonomi, pengadaan dan keluwesan pengadaan.

1.2. Sejarah PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan1. 1.2.1. Sejarah SingkatDalam kaitan dengan upaya mengamankan kebijakan nasional di bidang energi tersebut, keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar, tidak saja bagi PT.PERTAMINA (Persero), tetapi juga bagi bangsa dan negara. Di satu pihak ini dapat meningkatkan kapasitas pengolahan di dalam negeri yang masih sangat dibutuhkan, di lain pihak juga dapat mengatasi kendala sulitnya mengekspor beberapa jenis minyak di dalam negeri dengan mengolahnya di kilang minyak di dalam negeri.Keberadaan kilang Balongan ini juga merupakan langkah proaktif PT.PERTAMINA (Persero) untuk dapat memenuhi kebutuhan dalam negeri yang semakin hari semakin bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi kelayakan yang telah dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran antara lain : pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri pengembangan daerahDaerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan Proyek Exor (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai lokasi Proyek Exor I berdasarkan atas:1. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat.2. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu : Depot UPMS III, Terminal DOH Karangampel, Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy Mooring (SBM).3. Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JJB (Jawa Bagian Barat) dan BP.4. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa.5. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif.6. Tersedianya sarana infrastruktur.Start Up Kilang PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dilaksanakan pada bulan Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. Peresmian ini sempat tertunda dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) dikarenakan unit Residue Catalytic Cracking (RCC) di kilang mengalami kerusakan.Unit RCC ini merupakan unit terpenting di kilang PERTAMINA RU-VI karena merupakan unit yang merubah residu menjadi minyak ringan yang lebih berharga. Kapasitas unit ini merupakan yang terbesar di dunia untuk saat ini. Kilang RU-VI Balongan memiliki beberapa keunikan dan keunggulan, antara lain :a) Dirancang dengan Engineering adecuacy yang memenuhi kebutuhan operasional dengan tingkat fleksibilias tinggi. Hal ini menunjukan bahwa pada umumnya parameter operasional telah dicapai rata-rata berada di atas unjuk kerja yang dirancang.b) Merupakan unit RCC terbesar di dunia saat ini.c) Fitur dari unit proses RCC baik berupa kemampuan peralatan untuk mendukung pola operasi beyond design ataupun field product yang dihasilkan merupakan produk konsep rekayasa dan rancang bangunnya optimal.d) Fleksibilitas feed yang tinggi terutama Unit CDU, yaitu rata-rata rasio feed crude pada saat ini Duri : Minas = 50 : 50 dibanding desain awal (80:20), sedangkan Unit RCC yang menyesuaikan kapasitas rasio feed dapat dioperasikan, yaitu AR : DMAR = 45 : 55 dibandingkan dengan desain awal 35 : 65.e) Peralatan utama Unit RCC, yaitu Main Air Blower dan Wet Gas Compressor yang dioperasikan untuk menunjang operasi Unit RCC kapasitas 115%. Rancangan konsep CO Boiler merupakan pertama di dunia yang memiliki tiga fungsi, yaitu : sebagai CO Boiler, auxiliaries boiler dan waste heat boiler.f) Pada saat ini merupakan satu-satunya kilang dalam negeri yang memproduksi premium (bensin) tanpa timbal (Kilang Langit Biru Balongan).

1. 1.1. 1.2. 1.2.2. Visi dan Misi VisiMenjadi Kilang Terunggul di Asia Pasifik 2015Dengan penekanan pada kata kilang dan unggulan yang bermakna sebagai berikut :a. Kilang bermakna mengolah bahan baku minyak bumi menjadi produk BBM dan non BBM.b. Terunggul bermakna masuk dalam nominasi kelompok kilang terbaik di dunia, unggul dalam segala aspek bisnis yaitu lebih aman, andal, efisien, profesional, maju, berdaya saing tinggi, bermutu internasional, berwawasan lingkungan dan mampu menghasilkan laba sebesar-besarnya.

Misia. Mengolah minyak bumi untuk memproduksi BBM dan non BBM secara tepat jumlah, mutu, waktu dan berorientasi laba serta berdaya saing tinggi untuk memenuhi kebutuhan pasar.b. Mengoperasikan kilang berteknologi maju dan terpadu secara aman, andal, efisien, serta berwawasan lingkunganc. Mengelola aset RU-VI secara professional yang didukung oleh sistem manajemen yang tangguh berdasarkan semangat kebersamaan, kepercayaan, dan prinsip bisnis saling menguntungkan.

1.2.3. Logo dan SloganLogo dan slogan PT. PERTAMINA RU-VI Balongan dapat dilihat pada gambar berikut.

Gambar 1.2. Logo PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

Logo PT.PERTAMINA (Persero) RU-VIBalongan memiliki makna sebagai berikut :1. Lingkaran: fokus ke bisnis inti dan sinergi2. Gambar: konstruksi generator dan reaktor di unit RCC yang menjadi ciri khas dari PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan3. Warna:a. Hijau: berarti selalu menjaga kelestarian lingkungan hidupb. Putih: berarti bersih, professional, proaktif, inovatif, dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaranc. Biru: berarti loyal kepada visi PT.PERTAMINA (Persero) d. Kuning: keagungan PT.PERTAMINA (Persero) RU-VISlogan dari PT.PERTAMINA(Persero) RU-VI Balongan yaitu Meraih Keunggulan Komperatif dan Kompetitif . Penjelasan dari slogan tersebut adalah sebagai berikut:Meraih: Menunjukkan upaya maksimum yang penuh dengan ketekunan dan keyakinan serta profesionalisme untuk mewujudkan visi PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.Keunggulan Komperatif : Keunggulan dasar yang dimiliki PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dibandingkan dengan kilang sejenis, yaitu lokasi yang strategis karena dekat pasar BBM dan Non BBM.Keunggulan Kompetitif : Keunggulan daya saing terhadap kilang sejenis dalam hal efisiensi, mutu, produk, dan harga.

1.3. Lokasi KilangKilangPT.PERTAMINA(Persero) RU-VI didirikan di Balongan, salah satu kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk penyiapan lahan kilang, yang semula sawah tadah hujan, diperlukan pengurukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah.Pulau ini berjarak 70 km arah bujur timur dari pantai Balongan. Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu empat bulan dimulai dari bulan Oktober. Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang. Batas ekologis PERTAMINARU-VI Balongan adalah : Utara: Laut Jawa Barat: Sungai Prawiro Kepolo Timur: Sungai Gebeng Sawit Selatan: Jalan Negara Indramayu Cirebon

Gambar 1.3. Lokasi PT. PERTAMINA RU-VI Balongan

Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 buah sumur berhasil digali dan yang berhasil diproduksi adalah sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan lepas pantai. Sedangkan produksi minyak buminya sebesar 239,65 MMSCFD disalurkan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong, dan Palimanan.Depot UPPDN-III sendiri baru dibangun pada tahun 1980 untuk mensuplai kebutuhan bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya. Area kilang terdiri dari: Sarana kilang: 250 ha daerah konstruksi kilang: 200 ha daerah penyangga Sarana perumahan: 200 haDitinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor pendukung, antara lain:a. Bahan BakuSumber bahan baku yang diolah di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan adalah:1. Minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed).2. Minyak mentah Minas, Dumai (awalnya 20%, saat ini 50% feed).3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard Cubic Feet per Day (MMSCFD).

b. AirSumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang lebih 65 km dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara pipanisasi dengan pipa berukuran 24 in dan kecepatan operasi normal 1.100 m3 serta kecepatan maksimum 1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchangers (sebagai pendingin), air minum, pemadam kebakaran dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang Balongan ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan.c. TransportasiLokasi kilang RU-VI Balongan berdekatan dengan jalan raya dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.d. Tenaga KerjaTenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan terdiri dari dua golongan, yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian Kilang Balongan yang berupa tenaga kerja lokal non-skill sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, yang dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT.PERTAMINA (Persero) yang telah berpengalaman dari berbagai kilang minyak di Indonesia.

1.4. Bahan Baku dan Produk PT. PERTAMINA (Persero)RU-VI BalonganMinyak mentah yang diolah PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, berasal dari Minas dan Duri dengan perbandingan 65% : 35% sampai 50% : 50%. Unit-unit yang termasuk dalam operasi pengilangan RU-VI Balongan dan hubungan antara unit dapat dijelaskan sebagai berikut :1.4.1. Crude Distillation Unit (CDU)Pada awalnya CDU dirancang untuk mengolah minyak mentah Duri dan Minas dengan perbandingan 80% : 20%, dengan kapasitas sebesar 125 MBSD (828,1 m3/jam). Namun, dalam perkembangan selanjutnya dengan pertimbangan optimasi, sekarang ini unit lebih sering dioperasikan dengan perbandingan 50% - 65% minyak mentah Duri dan 35% - 50% minyak mentah Minas.Kapasitas umpan minyak mentah dan gas alam adalah sebagai berikut:a. Minyak mentah Duri dengan laju alir 603 ton/jam.b. Minyak mentah Minas dengan laju alir 150 ton/jam.c. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 MMSCFD.Total laju alir minyak mentah Minas dan Duri sama dengan yang masuk ke unit #11 (CDU). Feed pada CDU masih mengandung kontaminan logam serta komponen lain yang tidak dikehendaki pada proses. Produk yang dihasilkan CDU yaitu:a. C4-170 BPSD.b. Naphta 5.460 BPSD.c. Kerosene 11.270 BPSD.d. Gasoil 23.300 BPSD.e. Atmosferik Residue 86.760 BPSD.

Pada unit CDU, bahan baku diolah dengan proses fraksinasi biasa (atmospheric pressure). Gasoil dari CDU masih bersifat tidak stabil sehingga perlu diolah di unit GHT (Gasoil Hydrotreating). Sedangkan residu dari CDU akan diolah di unit Atmosferic Residue Hydrodemetalization Unit (AHU) dan RCC. Spesifikasi bahan baku dan produk CDU dapat dilihat pada tabeldibawah ini:Tabel 1.2 Spesifikasi Bahan Baku CDUAnalisisSatuanSpesifikasi

MinasDuri

oAPI-35,221,1

Densitasg/ml0,84850,924

Viskositas pada,400C500uyCcStcSt23,611,6591272,4

Kadar S% wt0,080,21

Conradson Carbon% wt2,87,4

Pour pointC3634

Aspal% wt0,50,4

Vanadiumppm wt< 11

Nikelppm wt832

Jumlah asammg KOH / g< 0,051,19

Garamlb / 1000 bbl115

Air% vol0,6Wild naphtaGO HTU0,3Wild naphta LCO HTU

Densitas, 15oCkg / m30,7190,866

Kadar SPpm2N/A

RVPPsiaN/A1,5

Tabel 1.3Spesifikasi Produk CDUAnalisisSatuanSpesifikasi

Kandungan C5+% wt2 max

RVPPsia9 max

20% vol ASTM% vol200 max

Kandungan airppm vol0

Gap antara 5% ASTM vol kerosene dan 95% ASTM vol naphtaoC12 min

Flash PointoC41 min

Gap antara 5% vol LGO dan 95% vol keroseneoC7

Flash PointoC68

Overlap antara 5% vol HGO dan 95% vol LGOoC10

40% EvaporatedoC300

Flash PointoC90

10% vol Evaporated PointoC350

ProdukTBP Cut Point dari Crude0C

Naphta65-145

Kerosene145-240

LGO240-330

HGO330-370

Atmospheric Residu> 370

Sumber: Pedoman Operasi unit CDU Pertamina Exor-1 Balongan

Bahan Baku Penunjang dan Aditifa. Bahan KimiaBahan kimia yang digunakan pada proses pengolahan crude oil di PT. PERTAMINA RU-VI Balongan adalah sebagai berikut:1. Soda Kaustik (NaOH), berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan menyerap senyawa sulfur seperti H2S, merkaptan COS, dan CS2.2. Anti Oksidan (C14H24N2), berfungsi untuk mencegah pembentukan gum (endapan yang menggumpal) dalam produk naphta dan polygasoline. Pembentukan gum dapat mengakibatkan terjadinya penyumbatan pada filter atau karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium atau polygasoline.3. Corrosion Inhibitor, adalah asam karboksilat yang merupakan produk reaksi dalam hidrokarbon alifatik dan aromatik atau garam amina dari asam fosfat dengan penambahan solvent. Bahan kimia ini berfungsi mencegah terjadinya korosi pada overhead line 11-C-101, mencegah korosi sepanjang cooling water, dan mengurangi laju korosi di over head systemflash rectifier dengan pembentukan filming.4. Monoethanol Amine (C2H4OH)NH2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS dan CS2 serta senyawa sulfur lainnya yang terdapat dalam fraksi C3.5. Demulsifier, merupakan senyawa campuran dengan berat molekul tinggi seperti oxyalkilated resin dan amina dalam pelarut alkohol dan aromatik. Berfungsi menghindari emulsi dan memecah emulsi minyak sehingga dapat mempercepat pemisahan di desalter. Bahan kimia ini diinjeksikan ke crude charge secara kontinyu pada sisi suction pump, untuk membantu pencampuran atau difusi bahan kimia ke dalam minyak.6. Anti Foulant, berfungsi untuk menghindari fouling di preheating system.7. Wetting Agent, merupakan senyawa campuran oxylakilated alkanoamines dan alkylaryl sulfonates dalam air, metanol, isopropanol. Wetting agent berfungsi memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut dari fasa minyak ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan.8. Sodium Nitrat (NaCO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.9. Soda Ash (Na2CO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.10. Trisodium Phosphate (Na3PO4), berfungsi untuk menghindari fouling dan mengatur pH.11. Clorine (Cl2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah terbentuknya lumut atau kerak.12. Sodium Phospat Monohydrat (NaH2PO4H2O), berfungsi untuk membantu penyerapan senyawa dasar nitrogen (amoniak) dan entrainment solvent.13. LPG odorant, untuk memberi bau sebagai detektor kebocoran LPG.b. Katalis, Adsorbent dan ResinKatalis, adsorbent, dan resin yang digunakan pada proses pengolahan crude oil di PT. PERTAMINA RU-VI Balongan adalah sebagai berikut:1. Clay, berfungsi untuk meningkatkan stabilitas warna dari fraksi kero.2. S-19 Katalis Hidrokarbon, diperlukan pada reaksi penjenuhan olefin dan penghilangan belerang, halida, nitrogen, dan logam.3. Aurora berfungsi untuk perengkahan residue di unit RCU4. Resin berfungsi sebagai ion exchanger pada unit HTU

1.4.2. Naphta Processing Unit (NPU)Unit NPU di PT. PERTAMINA RU-VI Balongan terdiri dari tiga seksi unit, yaitu:a. Naphta hydrotreating unit (Unit #31)Unit ini adalah unit proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan aliran gas H2 murni untuk mengubah kembali sulfur organik dan O2 serta N2 yang terdapat dalam fraksi karbon.b. Platforming unit (Unit #32) Unit ini bertugas untuk menghasilkan gasoline dengan octane number minimum 98.c. Penex unit (Unit #33)Unit ini bertujuan untuk melaksanakan proses catalytic isomerization dari pentanes, hexanes, dan campuran dari CCR Regeneration Process Unit.

1.4.3. Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (AHU)Residue yang dihasilkan dari CDU diolah dalam unit AHU. Pada unit ini terjadi pengurangan kadar logam Vanadium dan Nikel serta Conradson CarbonResidue (CCR) untuk menyiapkan feed pada unit RCC. Produk yang dihasilkan dari unit AHU yaitu:a. C4- 170.500 Nm3/hb. Naphta 900 Nm3/hc. Kerosene 2.550 Nm3/hd. Gasoil 5.900 Nm3/he. Demetalized Residue (DMAR) 50.300 Nm3/hResidu yang keluar dari unit AHU merupakan umpan pada unit RCC.

1.4.4. Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU)Gas Oil Hydrotreating Unit adalah unit yang mengolah gasoil yang belum stabil dari unit CDU dan AHU. Fungsi utama unit ini adalah mengambil senyawa sulfur dan menaikkan colour stability dengan cara menjenuhkan senyawa-senyawa tak jenuh. Produk yang dihasilkan, yaitu:a. C2 dan Lighter: 2.350 Nm3/hb. Wild Naphta: 750 BPSc. Gasoil: 31.600 BPSD

1.4.5. Residue Catalytic Craker (RCC)Dalam RCC terjadi pengolahan residu dari unit CDU dan AHU menjadi berbagai macam produk, seperti:a. C2 dan Lighter: 2.350 Nm3/hb. Propylene: 6.950 BPSDc. Propane: 1.950 BPSDd. Mixed C4: 5.050 BPSDe. Polygasoline: 6.000 BPSDf. Naphta: 46.450 BPSDg. Light Cycle Oil (LCO) : 15.850 BPSDh. Decant Oil (DCO) : 400 BPSD

1.4.6. Unsaturated Gas PlantUnsaturated gas plant berfungsi untuk memisahkan produk puncak Main Column RCC menjadi stabilized Gasoline, LPG dan Non Condensable Lean Gas (offgas). Sebagian dari offgas akan dipakai sebagai lift gas, sedangkan sebagian lagi dipakai sebagai fuel gas setelah di-treating di amine absorber untuk menghilangkan gas H2S dan CO2.

1.4.7. Kero Hydrotreating Unit (Kero-HTU)Kero-HTU merupakan unit pengolahan kerosene yang belum stabil dari unit CDU dan AHU. Fungsi utama unit ini adalah mengambil senyawa sulfur dan menaikkan colour stability dengan menjenuhkan senyawa-senyawa tak jenuh. Produk yang dihasilkan unit Kero-HTU adalah:a. C2 dan Lighter b.Wild Naphta c.Treated Kerosene

Dari unit-unit di atas, dihasilkan produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yang dapat dilihat pada tabel 1.4berikut.

Tabel 1.4. Produk PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI BalonganJenis ProdukKapasitasSatuan

A

B

BBM

Motor GasolineKeroseneAutomotive Diesel OilIndustrial Diesel OilDecant Oil Fuel Oil58,00011,90027,00016,0009,300565BPSDBPSDBPSDBPSDBPSDTon

Non BBM

LPGPropylene Sulphur54512529,8TonTonTon

Sumber: PERTAMINA, 2007

Spesifikasi untuk tiap produk adalah sebagai berikut :1. PremiumBilangan Oktan: 87 minKandungan TEL ml/USG: 0,54 maxRVP pada 100 0F,psi: 9 maxKandungan GUM, mg/100 ml: 4 maxKandungan Sulfur, %berat: 0,2 maxCopper Strip Corrotion, 3 hr/122 0F: number 1 maxKandungan Mercaptan, %berat: 0,015 maxWarna : kuningKandungan zat pewarna, gr/100 USG: 0,5 max2. PertamaxBilangan Oktan: 92 minKandungan Belerang, %wt: 0,1 maxKandungan Timbal, gr/ml: 0,013 maxKandungan Aromatic: 50 maxDensity, kg/m3: 780 maxKandungan merkaptan, %wt: 0,002 maxWarna: biruGetah purwa, mg/100 ml: 43. Pertamax PlusBilangan Oktan: 95 minKandungan Belerang, %wt: 0,1 maxKandungan Timbal, gr/ml: 0,013 maxKandungan Aromatic: 50 maxDensity, kg/m3: 780 maxKandungan merkaptan, %wt: 0,002 maxWarna: MerahGetah purwa, mg/100 ml: 44. KeroseneSpesific Gravity: 0,835 maxSmoke Point, ml: 17 minFlash Point,ABEL 0F: 100 minKandungan Sulfur, %berat: 0,2 maxCopper Strip corrotion, 3hr/122 0F: number 1 max5. Industrial Diesel FuelSpesific Gravity: 0,84-0,92Viskositas pada 100 0F,Csts: 3,5-7,5Pour point, 0F: 65 maxKandungan Sulfur, %berat: 1,5 maxConradson Carbon Residue,% berat: 1 maxKandungan air,%vol: 0,25 maxSedimen, %berat: 0,02 maxKandungan abu,% berat: 0,02 maxFlash Point, PNCC 0F: 154 min6. Decant OilViskositas Csts pada 122 0F: 180 maxKandungan Sulfur, %berat: 4 maxKandungan abu, %berat: 0,1 maxFlash point, 0C: 62 maxKandungan Katalis, ppm: 30 maxSedimen, % berat: 0,15 maxMCR, % berat: 18 max7. LPGRVP pada 100 0F,psig: 120 maxCopper Strip Corrotion, 3 hr/122 0F: number 1 maxKandungan Metana, %berat: 0Kandungan Etana, %berat: 0,2 maxKandungan Propana & Butana %berat: 97,5 minKandungan Pentana, %berat: 2,5Kandungan Heksana, %berat: nilMerkaptan ditambahkan: 50 ml/1000 USG8. PropylenePropylene, %mol (kemurnian): 99,6 minTotal Parafin, %mol: 0,4 maxKandungan Metana, ppm: 20 maxKandungan Etilen, ppm: 25 maxKandungan Etana, ppm: 300 maxKandungan Propana, ppm: 5 maxKandungan Pentana, ppm: 10 maxAsetilene, ppm: 5 maxMetiasetilen, propadien, 1-3 butadiene: 2 maxTotal Butane, ppm: 100 maxPentane, ppm: 100 maxHidrogen, ppm: 20 maxNitrogen, ppm: 100 maxCO, ppm: 0,5 maxCO2, ppm: 1 maxO2, ppm: 1 maxKandungan Air, ppm: 2,5 maxTotal sulfur, ppm: 1 maxAmoniak, ppm: 5 max

1.5. Struktur Organisasi PerusahaanPT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan mempunyai struktur organisasi yang menerangkan hubungan kerja antar bagian yang satu dengan yang lainnya dan juga mengatur hak dan kewajiban masing-masing bagian. Tujuan dari dibuatnya struktur organisasi adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan tugas sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan dari organisasi yang telah ditetapkan. Maka biasanya struktur organisasi dibuat sesuai dengan tujuan dari organisasi itu sendiri.

Gambar 1.4. Struktur organisasi PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan

Struktur organisasi terbagi atas beberapa bidang yang masing-masing mempunyai fungsi dan tanggung jawab sebagai berikut :a. Bidang Perencanaan dan PerekonomianBerfungsi memonitor, mengkoordinir terlaksananya ketersediaan minyak mentah menjadi produk BBM dan non BBM.Bidang ini bertanggung jawab dalam memenuhi kebutuhan minyak secara nasional.b. Bidang Enginering dan PengembanganBerfungsi mengevaluasi, menganalisa serta melakukan penelitian dan pengembangan untuk kehandalan operasi kilang. Bidang ini bertanggung jawab atas kehandalan operasi Kilang RU-VI dalam jangka panjang.

c. Bidang KeuanganBerfungsi dalam pengelolaan pelaksanaan tata usaha keuangan dalam rangka menunjang kegiatan operasional RU-VI. Bidang ini bertanggung jawab atas terjaminnya arus dana, kegiatan keuangan secara keseluruhan untuk menunjang operasional Kilang. d. Bidang Sumber Daya ManusiaBerfungsi menunjang kelancaran operasi dalam perencanaan dan pengembangan, pembinaan, mutasi, remunerasi dan rekrutasi, hubungan industrial dan kesejahteraan pekerja, mengatur organisasi serta mengatur pola hidup sehat.e. Bidang UmumBerfungsi menunjang kegiatan operasi meliputi pelayanan hukum, keamanan, fasilitas kesehatan kepada karyawan dan keluarganya serta menjadi perantara hubungan antara perusahaan dan masyarakat sekitarnya.f. Bidang Jasa dan Sarana UmumBerfungsi dalam pengelolaan, pengawasan dan pengendalian atas penerimaan, pengadaan dan distribusi material yang dibutuhkan bagi keperluan kegiatan operasional kilang.Bidang ini bertanggung jawab atas terjaminnya persediaan material, jasa angkutan alat ringan dan berat serta kelancaran pelayanan jasa perkantoran dan jasa perumahan RU-VI.g. Bidang Sistem Informasi dan KomunikasiBerfungsi menyelenggarakan komunikasi intern dan extern kilang sehingga informasi yang dibutuhkan segera didapat.Bidang ini bertanggung jawab atas kelancaran komunikasi untuk memperoleh informasi bagi para pekerja di lingkungan PT.Pertamina.h. Bidang HSEBerfungsi dalam penyelenggaraan kegiatan keselamatan kerja, pengendalian kebakaran dan pencemaran lingkungan.Bidang ini bertanggung jawab atas terciptanya keadaan yang aman dan selamat bagi tenaga kerja, sarana, lingkungan dan kehandalan operasi.

1.6. Energy Conservation & Loss Control (ECLC)Bagian ECLC pada PERTAMINA ini bertugas mendata dan menghitung seberapa banyak loss yang terjadi baik dari pemakaian sumber energi maupun loss dari proses pengolahan produk yang berlangsung. Dari hasil perhitungan yang dilakukan bagian ECLC dapat diketahui berapa pengeluaran tak ternilai yang dialami PERTAMINA dalam proses pengolahannya dan kemudian dapat diambil tindak penanggulangannya. Jadi bagian ECLC menangani masalah pelaksanaan konservasi energi dalam hal penggunaan energi secara efisien dan sebagai pendukung program loss control. Dalam proses pengolahan minyak bumi, losses merupakan sesuatu yang tidak dapat dihindari namun harus diupayakan untuk diminimalisasi. Adanya losses tersebut akan mengurangi profit, oleh karena itu diperlukan upaya untuk meminimalisasi loss atau yang dikenal losscontrol.

1.7. Jam KerjaBerdasarkan jam kerja, karyawan dapat dibedakan atas, karyawan shift dan karyawan regular.a. Jam kerja shiftJam kerja shift dilakukan secara bergilir, berlaku bagi karyawan yang terlibat langsung dalam kegiatan produksi dan pengamanan pabrik. Jam kerja shift diatur sebagai berikut:Day shift: 08.00 16.00Swing shift: 16.00 24.00Night shift: 24.00 08.00Karyawan shit terbagi atas 4 kelompok yaitu A,B,C dan D dimana jadwal kerja dari masing-masing kelompok adalah bekerja selama 3 hari berturut-turut pada shift yang sama dan setelah itu libur selama 1 hari kemudian bergeser ke jam shift berikutnya untuk 3 hari selanjutnya, begitu seterusnya.

b. Jam kerja regularJam kerja regular ini berlaku bagi karyawan yang tidak terlibat langsung dalam kegiatan produksi dan pengaman. Jam kerja ini berlaku bagi karyawan tingkat staff ke atas. Jadwal kerja jam regular sebagai berikut :Senin Kamis: 07.00 16.00 WIBIstirahat: 12.00 12.30 WIBJumat: 07.00 16.00 WIBIstirahat: 11.30 13.30 WIBSabtu dan Minggu: Libur

1.8. Lindungan Lingkungan, Kesehatan dan Keselamatan KerjaPERTAMINA telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memprioritaskan aspek KK dan LL dalam semua kegiatan migas untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PERTAMINA RU-VI sangat mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan kerugian baik terhadap karyawan, harta benda perusahaan, terganggunya kegiatan operasi serta keamanan masyarakat sekitarnya yang diakibatkan oleh kegiatan perusahaan.Pelaksanaan tugas dari Bidang LKKK ini berlandaskan :a. UU No. 1/1970Mengenai keselamatan kerja karyawan yang dikeluarkan oleh Depnakerb. UU No. 2/1951Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja yang dikeluarkan oleh Depnakerc. PP No. 11/1979Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja, yang dikeluarkan oleh Dirjen Migasd. UU No. 23/1997Mengenai ketentuan pokok pengelolaan lingkungan hidupe. PP No. 27/1999Mengenai ketentuan Analisa Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) yang dikeluarkan oleh pemerintah Republik IndonesiaKegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh LKKK RU-VI untuk mendukung program diatas terdiri , antara lain : 1. Seksi Keselamatan Kerja, tugas-tugas yang dilakukan antara lain :a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilangb. Bertanggung jawab terhadap alat-alat keselamatan kerjac. Bertindak sebagai instruktur safetyd. Membuat rencana kerja pencegahan kebakaran2. Seksi Pelatihan, tugas-tugas yang dilakukan :a. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar lebih menyadari tentang keselamatan kerjab. Membuat dan menyebarkan buletin LKKK pada karyawan agar wawasan karyawan tentang LKKK meningkat3. Seksi Fire, tugasnya antara lain :a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baikb. Mengelola regu pemadam kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukanc. Mengadakan pemeriksaan kehandalan alat-alat pemadam kebakaran.d. Mengadakan dan menyiapkan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar lebih menyadari tentang keselamatan kerjae. Membuat dan menyebarkan bulletin4. Seksi Lindung Lingkungan, tugasnya antara lain :a. Memprogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan (RKL dan RPL).b. Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping.5. Seksi Rekayasa, tugas-tugas yang dilakukan antara lain :a. Mereview gambar-gambar dan dokumen proyekb. Melakukan evaluasi-evaluasi semua kegiatan yang berhubungan dengan LKKK. Hal ini diperlukan untuk mencegah kecelakaan, kebakaran, maupun pencemaran lingkungan dari segi engineering.

1.9. Sistem KontrolDi PERTAMINA RU-VI Balongan mempunyai sistem kontrol yang sebagian besar sistem kontrolnya menggunakan kontrol automatik dan manual. Sebagian besar kontrol terpusat pada DCS (Distributed Control System) yaitu RCC complex, HTU complex, ARHDM complex dan CDU complex, H2Plant. Kontrol yang digunakan adalah kontrol pneumatik karena yang diproses adalah bahan yang mudah terbakar dan kemudian diubah menjadi signal elektrik (digital) agar dapat terbaca di DCS.

BAB IIDESKRIPSI PROSES

2.1. Konsep ProsesCrude Distillation Unit (CDU) merupakan unit utama pemroses crude oil. Di unit CDU,crudeoildipisahkan fraksi-fraksinya secara distilasi (pemisahan berdasar perbedaan titik didih) sehingga dihasilkan produk-produk straight run naphta, straight run kerosene, untreatedgasoil dan atmospheric residue.Produk SR-naphta dan SR-kerosene merupakan produk akhir dari CDU, sedangkan produk gasoil dan residue merupakan produk antara (intermediate) yang akan diolah lebih lanjut di unit GO HTU serta AHU dan RCU.Proses distilasidalam kilang minyak bumi merupakan proses pengolahan secara fisika yang primer yang mengawali semua proses-proses yang diperlukan untuk memproduksi BBM dan Non-BBM. Proses distilasi ini dapat menggunakan satu kolom atau lebih menara distilasi, misalnya residu dari menara distilasi atmosferik dialirkan ke menara distilasi hampa atau ke menara distilasi bertekanan.Prinsip proses di CDU adalah cracking minyak mentah dan pemisahan produk.Sebelum masuk ke menara distilasi atmosferik, crude oil harus bebas dari garam yang terlarut dalam crude oil. Proses pemisahan garam terlarut dilakukan dengan electrostatic water separationatau desalting. Crude oil bebas garam selanjutnya dipanaskan secara bertahap dengan menggunakan Heat Exchanger lalu furnace untuk menaikkan temperaturnya sampai diantara 330 dan 385oC tergantung pada komposisi crude oil. Selanjutnya crude oil masuk menara distilasi atmosferik untuk proses hydrocracking dengan bantuan steam.Overhead vaporyang dihasilkan masuk ke condenser untuk memisahkan off gas dan naphta. Sebagian naphta di-refluks kembali ke dalam menara distilasi sedangkan naphta yang diambil sebagai produk disebut straight run naphta. Off gas yang dihasilkan dialirkan ke unit Amine Treatment untuk dihasilkan LPG berupa uap murni (net vapor product).Fraksi-fraksi minyak, seperti kerosene, light gas oil (LGO) dan heavy gas oil (HGO) di-side draw dengan beberapa pump around di sepanjang menara. Kerosene, LGO dan HGO masing-masing masuk ke splitter untuk dipisahkan lagi, fase uapnya dikembalikan lagi ke menara distilasi dan fase cairnya sebagai produk utama(kerosene) maupun produkintermediate(LGO dan HGO).Atmospheric residue, yang merupakan fraksi berat pada menara distilasidiambil sebagai bottom produk. Sebagian diumpankan ke unit AHU dan RCC untuk proses penghilangan kadar logam dan sulfur serta proses cracking lebih lanjut, sebagian lagi dialirkan ke storage tank sebagai cadangan.

Tinjauan ThermodinamikaSecara umum, analisa thermodinamika bisa dilakukan dengan 2 cara, yaitu matematis dan simulasi. Secara matematis, harga H, secara matematis bisa dihitung dengan rumus (Fundamental of Petroleum Refining, 2010 p. 56):

Dengan, H = enthalpy, kJ/kgH ig= enthalpy ideal gas, kJ/kgH igref= enthalpy ideal gas pada 298 K, kJ/kg

Sedangkan harga K di tiap stream bisa dihitung dengan rumus(Fundamental of Petroleum Refining, 2010 p. 59):Dengan, K= Konstanta Kesetimbangan= Fugasitas Liquid= Fugasitas Vapor

Sedangkan harga Z di tiap stream bisa dihitung dengan rumus(Fundamental of Petroleum Refining, 2010 p. 59):

Dengan, Z= Compressibility factorsV= molar volumea,b = konstanta virial

Secara simulasi, analisa bisa dilakukan dengan melakukan simulasi menara distilasi dengan menggunakan AspenTech Hysys. Komposisi crude oil terdiri atas berbagai macam fraksi yang akan dipisahkan di menara distilasi. Fraksi-fraksi tersebut akan diambil di beberapa titik di sepanjang menara distilasi dengan menggunakan pump around dan condenser di puncak menara distilasi. Menara distilasi beroperasi pada temperatur 250 oF-600 oF dengan tekanan 19,7 psia-32,7 psia.

Hasil analisa thermodinamika yang diperoleh dengan cara simulasi adalah sebagai berikut:StreamEnthalpy(kJ/kg)Heat capacity(kJ/kg oC)Compressibility factors (Z)EquilibriumK-values

Crude Oil-13972.727-2.951e-06 77.23

Off Gas-23281.635-6.016e-02 5.013e+07

Naphta-21991.9686.205 e-030

Kerosene-17522.6609.055 e-030

Diesel (LGO)-16972.6451.259 e-020

AGO (HGO)-15672.7521.642 e-020

Residue-14152.8322.329 e-020

2.2. Diagram Alir ProsesBerikut ini adalah diagram alir proses Refinery Oil secara umum:

Gambar 2.1. Diagram alir proses Pengolahan minyak mentah (Fundamentals of Petroleum Refining, 2010).2.2. 2.1. 2.2. 2.3. Deskripsi proses2.3.1 Unit HSC(Hydro Skimming Complex)Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan NaphtaProcessing Unit (NPU).2. 2.1. 2.1.1. 3.1.1. 2.3.1.1 DTU (Distillation and Treating Unit)Unit ini terdiri dari Crude distillation unit (Unit #11), Amine treatment (Unit #23), Sour water stripper (Unit #24), Sulphur plant (Unit 25) dan Caustic soda (Unit 64).2.3.1.1.1 Unit #11: CDU (Crude Destilation Unit)CDU merupakan Atmospheric Distillation Tower dan didesain untuk mengolah campuran crude oil dengan kapasitas maksimal sebesar 125.000 BPSD (765,750 T/H), yang terdiri dari 50 % Duri crude oil dan 50 % Minas crude oil. Produk yang dihasilkan CDU adalah: Residu ex-CDU diolah lebih lanjut di ARHDM & RCC. Tabel 2.1 Produk CDUFuel Gas0.3

LPG0.83

Naphta26.46

Kerosene60.96

LGO91.42

HGO43.16

Residue542.62

Sumber : PERTAMINA, 2005Unit CDU terdiri dari dua seksi, yaitu:1. Seksi Crude DistillationSeksi Crude Distillation dirancang untuk mendistilasi campuran crude oil dan menghasilkan destilat overhead terkondensasi, gas oil dan residu.2. Seksi Overhead fraksinasi dan StabilizerSeksi Overhead fraksinasi dan Stabilizer dirancang untuk distilasi lanjutan kondensat overhead menjadi produk LPG, naphta dan kerosene.Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran Wild Naphta dari Gas Oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beroperasi dengan baik pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91.Langkah proses:Minyak mentah Duri dan Minas dicampur di off site (area tank farm) dan dialirkan oleh crude oil charge pump (11-P-101 A/B) melalui cold preheater train dan desalter menuju furnace (F-101). Minyak mentah mula-mula dipanaskan oleh produk light gas oil (LGO), kemudian oleh HGO (Heavy Gas Oil), residu, top pump around dan intermediate residu pada exchanger (11-E-101) sampai (11-E-105) secara seri sebelum masuk ke desalter yang dipasang berurutan (11-V-101 A/B).Wash water dipanaskan oleh desalter effluent water pada exchanger (11-E-116). Kemudian diinjeksikan ke dalam minyak mentah di upstream mixing valve pada desalter crude oil charge pump (11-P-102 A/B) melalui hot preheated train. Lalu dipanaskan oleh mid pump around, intermediate residue, HGO produk, bottom pump around dan hot residue pada exchanger (11-E-106) sampai (11-E-111) secara berurutan.Minyak mentah yang keluar terakhir dari preheater exchanger memiliki tekanan yangmasih cukup untuk menekan terjadinya penguapan.Sehingga flow measurement dan kontrol untuk 8 pass dari crude charge heater (11-F-101) masih memenuhi syarat sebagaimana mestinya. Minyak mentah yang sudah berupa vapor mengalir melalui bagian konveksi dan radian heater, kemudian masuk ke flash zone dari main fraksionator (11-C-101) untuk fraksinasi. Overhead stream dari (11-C-101) terdiri dari kerosene dan fraksi ringan yang selanjutnya mengalir ke overhead kondenser (11-E-114) dan akan terkondensasi.Aqueous ammonia dan corrosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead untuk mengurangi korosi. Overhead stream dari (11-E-114) sebagian besar terkondensasi, kecuali gas inert dan sedikit hidrokarbon ringan yang akan terpisah di overhead accumulator (11-V-102). Gas yang terkondensasi dilewatkan ke off gas KO-drum (11-V-103) kemudian ke furnace (11-F-101) untuk dibakar.Kondensat dari overhead distilat dipompakan ke stabilizer unit. Sour kondensat dari (11-V-102) dipompakan ke sour water stripper unit. LGO dan HGO dikeluarkan dari (11-C-101) dengan level kontrol sebagai site streamproduct yang kemudian masuk ke stripper (11-C-102) dan (11-C-103), dimana fraksi ringannya akan di-stripping oleh stream. Stripping menggunakan low pressure steam, yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101) menjadi superheated steam, sebelum diinjeksi ke stripper. Produk LGO dipompakan dari (11-C-102) dan digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-101). Produk HGO dipompakan dari (11-P-106) dan digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-108) dan (11-E-102) secara berurutan. Campuran dari gas oil bisa juga dialirkan ke storage melalui pressure control setelah didinginkan di gasoil train cooler (11-E-102).Residu di-stripping dengan steam di dalam stripping water (11-C-101) dengan menggunakan superheated stream. Kemudian residu dipompakan dari (11-C-101) untuk digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-111, 110, 107, 105, dan 103 secara berurutan). Normal operasi residu dialirkan ke ARHDM dan RCC Unit. Untuk mengambil panas dari (11-C-101) selain dengan overhead condensing system juga digunakan tiga pump around stream:a. Top pump around stream diambil dari tray nomor 5 dari kolom fraksinator dan dipompakan ke crude preheated train (11-E-104) untuk memanaskan crude kemudian dikembalikan di bottom train.b. Middle pump around stream diambil dari tray nomor 15 pada kolom fraksinator dan dipompakan ke spliter reboiler (11-E-122).c. Bottom pump around stream diambil dari tray nomor 25 dari kolom fraksinator dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120). Kemudian dialirkan ke crude preheated train (11-E-109) sebelum dikendalikan ke tray nomor 22. 2.3.1.1.2 Unit #23 : ATU (Amine Treating Unit)Amine treater dirancang untuk mengolah sour gas serta untuk menghilangkan kandungan H2S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai adalah SHEEL ADIP Process, yang menggunakan larutan MDEA (Methyl di-ethanol amine) sebagai larutan penyerap. Kapasitas terpasang Amine treater adalah 49.200 Nm3/H (base case). Unit ini terdiri dari tiga alat utama, yaitu:1. Off gas absorberOff gas absorber berfungsi untuk mengolah off gas dari CDU, AHU, GO HTU. Keluarannya digunakan untuk fuel gas system dan umpan gas Hydrogen plant. Kapasitasnya sebesar 18.522 Nm3/jam.2. RCC Unsaturated GasRCC Unsaturated Gas berfungsi untuk mengolah sour gas dari RCC unit dan hasilnya ke Fuel Gas System. Kapasitasnya sebesar 39.252 Nm3/jam.3. Amine regenerator Amine regenerator berfungsi untuk meregenerasi larutan amine setelah digunakan dalam kedua absorber di atas dengan kapasitas 100% gas yang keluar. Spesifikasi produknya yang keluar dari masing-masing menara mengandung H2S maksimal 50 ppm volume.Langkah Proses:Umpan unit ini berasal dari off gas CDU (Unit #11), GO HTU (Unit #14), LCO-HTU (Unit #21), dan ARHDM (Unit #12 dan Unit #13). Umpan dicampur menjadi satu kemudian dilewatkan ke exchanger (14-E-201) dengan menggunakan air pendingin, kemudian ditampung di vessel gas KO Drum (14-V-101). Produk bawahnya berupa HC drain yang dibuang ke flare. Sedangkan produk atasnya masuk ke dalam off gas absorber (14-C-210).Produk atas dari off gas absorber berupa treated off gas yang ditampung di (16-V-107) akan dijadikan fuel gas system dan umpan H2plant.Sedangkan produk bawah dari off gas absorber dicampur dengan produk bawah RCC UnstGas Absorber (16-C-105) dan RCC Unst Treated Gas KO Drum (16-V-107). RCC UnsaturatedGas Absorber mengolah off gas dari Lean Gas KO Drum.Campuran di atas sebagian dilewatkan di rich amine filter (23-S-103). Sedangkan sebagian lagi di-bypass dan dicampur kembali, kemudian dilewatkan di exchanger (23-E-102), kondisi aliran disesuaikan dengan regenerator (23-C-101). Reboiler yang digunakan pada regenerator menggunakan pemanas Low PressureSteam. Produk keluaran reboiler yang berupa cairan dimasukkan kembali ke regenerator pada bagian dasar kolom, sedangkan produk uapnya dimasukkan ke regenerator dengan posisi setingkat di atas cairan.Produk atas regenerator (23-C-101) dilewatkan ke kondensor (23-E-104), kemudian ditampung di vessel (23-V-101). Cairan yang keluar vessel ditambahkan make-up water dan dipompa untuk dijadikan refluk. Uap dari vessel merupakan Sour Gas Sulphur Plant. Sedangkan produk bawah regenerator dicampur dengan amine dari Amine Tank (23-T-101) yang dialirkan dengan menggunakan pompa (23-P-103). Campuran produk bawah tersebut digunakan sebagai pemanas pada (23-E-102), kemudian dipompa dengan (23-P-101-A/B), lalu sebagian dilewatkan ke lean amine filter (23-S-101) dan lean amine carbon filter (23-S-102). Produk keluarannya dicampur kembali, sebagian dilewatkan di exchanger (23-E-101) dan sebagian di-bypass.Dari exchanger (23-E-101), aliran diteruskan ke RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105). RCC UnsaturatedGas Absorber mengolah off gas dari Lean Gas KO Drum, produk atasnya berupa treated off gas yang ditampung di (16-V-107). Off gas tersebut digunakan untuk fuel gas system dan sebagai umpan H2plant.

2.3.1.1.3 Unit # 24 : SWS (Sour Water Stripper)Fungsi utamaSWS adalah untuk membersihkan air sisa proses (sour water) dari sisa minyak dan gas-gas yang ada (khususnya NH3 dan H2S), sehingga air sisa proses tersebut menjadi bersih (stripped water) dan dapat dipakai kembali sebagai air proses.Langkah Proses:1. Seksi Sour Water Stripper (SWS)Seksi Sour Water Stripper (SWS) terdiri dari dua train yang perbedaannya didasarkan atas feed berupa air buangan proses yang diolah. Kemampuan pengolahannya dirancang untuk train No.1 sebesar 67 m3/jam dan untuk train No.2 sebesar 65, 8 m3/jam. A. Train No.1: memproses air buangan yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU.B. Train No.2: memproses air buangan yang berasal dari RCC Complex.Fungsi kedua train adalah menghilangkan H2S dan NH3 yang ada di air sisa proses. Selanjutnya air yang telah diolah tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau diolah kembali ke CDU dan AHU. Sedangkan gas yang mempunyai kandungan H2S yang cukup tinggi (Sour Gas) digunakan sebagai feed di Sulphur Plant.2. Seksi Spent Caustic TreatingSeksi ini mempunyai kapasitas 17,7 m3/hari. Spent Caustic yang berasal dari beberapa unit operasi selanjutnya dinetralkan dengan asam sulfat (H2SO4) dan disalurkan ke effluent facility.Ditinjau dari sumber Spent Caustic yang diproses seksi ini dibedakan menjadi dua jenis, yaitu:A. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non rutin (intermittent) yang berasal dari unit-unit: LPG Treater Unit (LPGTR) Gasoline Treater Unit (GTR) Propylene Recovery Unit (PRU) Catalytic Condensation Unit (Cat. Cond.)B. Spent Caustic merupakan regenerasi dari unit-unit: Gas Oil Hydrotreater (GO-HTU) Light Cycle Oil Hydrotreater (LCO-HTU)

2.3.1.1.4 Unit #25 : SP (Sulphur Plant)Sulphur Plant adalah unit untuk merecovery sulfur dari acid gas yang dihasilkan Amine treater (#23) dan H2S stripper Train no. 1 SWS (#24), dengan kapasitas sebesar 29.8 T/H intake. Sulfur plant terdiri dari suatu unit Claus untuk menghasilkan sulfur, lalu diikuti dengan Sulfur flaker dan fasilitas penyimpanan sulfur padat. Di Sulfur plant juga terdapat fasilitas pembakaran (incinerator #25) untuk mengolah gas sisa (tail gas) dari unit Claus dan NH3 rich gas dari unit SWS.

2.3.1.2 NPU (Naphta Processing Unit)Seksi NPU terdiri dari 3 unit, yaitu: Naphta Hydrotreating Unit (Unit #31), Platforming Unit (Unit #32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit #32) dan Penex Unit (Unit #33).2.3.1.2.1 Unit #31: NHTU (Naphta Hydrotreating Unit)Unit Naphta Hydrotreating Process (NHTU) dengan fasilitas kode 31 didesain untuk mengolah nafta dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam) dari Straight Run Naphta.Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa Kilang PT.PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang sendiri, yaitu naphta ex-Crude Distillation Unit (unit #11). Unit NHTU merupakan proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2 yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama dari NHTU dapat disebut juga sebagai operasi pembersihan. Dengan demikian, unit ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit selanjutnya (downstream). Langkah Proses:Unit NHTU didesain oleh UOP. Unit ini terdiri dari 4 seksi yaitu:1. Seksi Oxygen StripperFeed naphta masuk ke unit NHDT dari tangki intermediate yaitu 42-T-107 A/B/C atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas blanketing untuk mencegah O2 yang terlarut dalam nafta, khususnya feed dari tangki. Kandungan O2 atau olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya polimerisasi dari olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat juga terjadi apabila kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan sebelumnya. Hal ini akan menyebabkan terjadinya fouling yang berakibat pada hilangnya efisiensi transfer panas.Keberadaan campuran O2 juga dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap campuran O2 yang tidak dihilangkan pada unit hydrotreater akan menjadi air dalam unit Platforming, yang menyebabkan kesetimbangan air-klorida pada katalis Platforming akan terganggu.2. Seksi ReaktorSeksi reaktor mencakup: reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem pemanas atau sistem pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen akan meracuni katalis di Platforming serta akan membentuk H2S, NH3 yang akan masuk ke reaktor dan selanjutnya dibuang ke seksi downstream. Recycle gas mengandung H2 yang mempunyai kemurnian tinggi, disirkulasikan oleh recycle gas compressor saat reaksi hydrotreating dengantekanan H2 pada kondisi atmosfer.

3. Seksi Naphta StripperSeksi Naphta Stripper didesain untuk memproduksi Sweet Naphta yang akan membuang H2S, air, hidrokarbon ringan serta melepas H2 dari keluaran reaktor.4. Seksi Naphta SplitterSeksi Naphta Splitter didesain untuk memisahkan Sweet Naphta yang masuk menjadi 2 aliran, yaitu Light Naphta (dikirim langsung ke unit Penex) dan Heavy Naphta sebagai feed padaunit Platforming.

2.3.1.2.2 Unit #32: PLT (Platforming)Unit Proses Platformingdengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses 29,000 BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphta yang diterima dari unit proses NHT (Facility Code 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk menghasilkan aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor (motor fuel) karena memiliki angka oktan yang tinggi.Unit Platforming terdiri atas seksi-seksi berikut: Seksi Reactor Seksi Net Gas Compressor Seksi Debutanizer Seksi Recovery PlusNet gas (hidrogen) dari unit proses CCRPlatforming ditransfer untuk digunakan pada unit proses NHT (Naphta Hydrotreating) dan unit Penex.

2.3.1.2.3 Unit #32: CCR (Continuous Catalyst Regeneration)Tugas unit CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi akibat reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut, katalis reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan laju yang lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi platforming. Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi, sementara katalis diregenerasi secara kontinyu.Dua fungsi utama CCR CycleMax adalah sirkulasi katalis dan regenerasi katalis dalam suatu sirkuit kontinyu. Hal ini berlangsung melalui 4 langkah seksi regenerasi, yaitu pembakaran coke, oksi-klorinasi, pengeringan dan akhirnya reduksi. Kemudian katalis siap berfungsi pada reaksi platforming pada sirkuit berikutnya. Urutan dan logika sirkuit tersebut dikendalikan oleh The Catalyst Regenerator Control System (CRCS).

2.3.1.2.4 Unit #33: PenexTujuan unit Penex adalah proses catalytic isomerization dari pentana, hexana dan campuran dari CCRRegeneration Process Unit. Reaksi yang terjadi menggunakan hidrogen pada tekanan atmosfer, dan berlangsung di fixed bedcatalyst pada pengoperasian tertentu yang dapat mengarahkan proses isomerisasi dan meminimisasi proses hydrocracking. Proses ini sangat sederhana dan bebas hambatan. Pelaksanaannya pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV yang tinggi, dan tekanan hidrogen parsial rendah.Penex terdiri dari lima bagian utama sebagai berikut:1. Sulphur guard bedTujuan utama sulphur guard adalah untuk melindungi katalis dari sulfur yang terbawa di dalam liquid feed, meskipun sebagian besar sulfur telah mengalami pengurangan di dalam unit NHT. Kandungan sulfur diharapkan berada di bawah level aman selama operasi HOT (Hydrogen One Throught) Penex sebagai jaminan apabila kandungan sulfur di dalam feed cukup tinggi akibat adanya gangguan pada unit NHT.2. Liquid feed dan make-up gas drierSemua normal paraffin sebagai feedstock dan make-up hydrogen harus dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Drier berfungsi sebagai alat untuk membersihkan/menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan meracuni katalis pada saat digunakan.3. Reactors, associated heaters, dan exchangersSeksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk mengoptimalkan energi utilitas. Proses isomerisasi berlangsung di dalam reaktor dan mengubah normal parafin menjadi isoparafin hingga mencapai efisiensi 100%.Untuk mengurangi kerugian akibat pemakaian katalis, katalis dapat diganti sebagian saja. Selain itu juga dapat dilakukan dengan menaikan LHSV, seperti butiran katalis yang kecil. Proses isomerisasi dan benzene hydrogenasi adalah proses eksotermik, yang menyebabkan kenaikan temperatur reaktor. Disyaratkan menggunakan sistem dua reaktor untuk mengatur temperatur tinggi dengan reaktor yang dilengkapi heat exchanger dengan media pendingin cold feed.Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. 4. Product stabilizerSebagai promotor ditambahkan perchloride secara kontinyu yang akan terpecah menjadi hydrogen chloride (HCl) dalam jumlah yang sangat kecil. Keluaran reaktor disebut product (yaituPenexate, yang mengandung isoparafin) yang dipisah dari stabilizergas dengan product stabilizer. Jumlah gas yang keluar dari stabilizer sangat kecil, hal ini disebabkan oleh pemilihan jenis katalis yang menghasilkan hydrocracking dari C5/C6feed yang berubah. Kandungan stabilizer gas adalah sebagai berikut: Gas hidrogen yang tidak dipakai di dalam reaktor. Gas-gas ringan (C1 sampai C4) yang dimasukkan dengan make up gas dan yang timbul di dalam reaktor akibat proses hydrocracking. Gas HCl (berasal dari perchloride) yang dapat dibersihkan di Caustic Scrubber.Setelah itu stabilizer gas masuk refinery fuel gas system. 5. Caustic scrubberCaustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida (HCl). Material balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan caustic diturunkan hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai, dengan menginjeksikan Sulfuric acidke dalam aliran ini.

2.3.2 Unit DHC (Distillation and Hydrotreating Complex)2.3.2.1 Unit #12 dan #13 : AHU (Atmospheric Residu Hydrodemetallization Unit)Unit AHU merupakan unit yang mengolah Atmospheric Residue dari Crude Distillation Unit (CDU) menjadi produk yang disiapkan sebagai umpan (feed) untuk Residue Catalytic Cracker (RCC).Unit AHU beroperasi dengan kapasitas 58.000 BPSD (384 m3/jam). Selain mengolah residu, unit ini juga berfungsi mengurangi kandungan logam Nikel (Ni), Vanadium (V), dan Mikro Carbon Residue (MCR) yang dibawa oleh residu dari unit CDU.Unit AHU terdiri dari dua train yang diberi nomor 12 dan 13. Masing-masing train memiliki tiga buah reaktor, sedangkan fraksionator yang hanya satu digunakan bersama-sama.

Bahan Baku: Atmospheric Residue (AR) ex-CDU

Reaksi-reaksi yang terjadi pada unit AHU: Carbon residue removalMicro Carbon Residue (MCR) merupakan bagian dari residu yang berbentuk padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya H2.Tahapan pengambilan MCR adalah :1. Penjenuhan cincin poliaromatik dengan hidrogen.2. Pemecahan cincin jenuh poliaromatik.3. Konversi (perubahan) molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul yang lebih kecil.Dengan menggunakan hidrogen akan terjadi pemecahan reaksi polimerisasi yang menyebabkan terbentuknya coke. Sebagai hasilnya adalah produk yang mengandung sedikit molekul-molekul besar, yang menyebabkan rendahnya konsentrasi MCR dalam poduk. HydrodemetallizationNikel merupakan logam yang utama dan memiliki kandungan terbanyak dalam campuran residu dari Minas dan Duri.Pada reaksi ini terjadi dua tahapan:1. Initial reversible hydrogenation (reaksi hidrogenasi).2. Terminal hydrogenolysis dari ikatan metal hidrogen. HydrodenitrogenationNitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi membentuk ammonia (NH3) dan hidrokarbon. Amonia diambil dari reaktor effluent, sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal dalam produk. HydrocrackingHydrocracking merupakan proses pemecahan molekul hidrokarbon dengan boiling range yang tinggi menjadi molekul dengan boiling range yang rendah, terjadi hampir pada semua proses dengan lingkungan hidrogen yang berlebih. HydrodesulphurizationPada proses ini bahan baku mengalami proses desulfurisasi, yaitu hidrogenasi dari komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrocarbon dan H2S. Kemudian H2S diambil dari effluent reaktor sehingga hanya hidrokarbon yang terdapat dalam produk minyak.

Langkah Proses: Seksi FeedSeksi feed adalah pemanasan awal dan penyaringan kotoran feed sebelum dialirkan ke feed surge drum. Feed Atmospheric Residue (AR) didapat langsung dari CDU (Hot AR) atau dari tangki 42-T-104 A/B (Cold AR).Setelah kedua feed bergabung dan dipanaskan, feed kemudian masuk ke feed filterberukuran 25 mikron, dimana padatan atau solid yang dapat menyebabkan deposit pada top katalis reaktor pertama akan disaring dan terakumulasi di elemen filter. Feed yang sudah difiltrasi dialirkan ke Filtered Feed Surge Drum 12-V-501 yang di blanket dengan nitrogen. Kemudian feed dipanaskan kembali ke furnace sebelum dialirkan secara paralel ke modul 12 dan 13. Seksi ReaksiMasing-masing modul terdiri atas tiga reaktor yang disusun secara seri dengan spesifikasi yang sama. Karena reaksi Hydrotreating adalah eksotermis, maka temperatur campuran oil/gas akan naik pada saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan temperatur dan mengontrol kecepatan reaksi diinjeksikan Cold Quench Recycle Gas. Effluent reactor kemudian dialirkan ke seksi pendinginan dan pemisahan. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk ReaktorPendinginan pertama dilakukan di exchanger, dimana sebagian panasnya diambil oleh combine feed reactor selanjutnya effluent feedreactor mengalir ke Hot High Pressure Separator (HHPS).Fungsi HHPS adalah untuk mengambil residu oil dari effluent reactor sebelum didinginkan, karena residu yang mengandung endapan akan menyumbat exchanger di effluents vapor cooling train. Dengan temperatur 370oC residu sudah mempunyai cukup sumber panas untuk memisahkan naphta,kerosene dan produk gas oil pada atmospheric fractionator.Aliran liquid panas dari HHPS mengalir ke Hot Flow Pressure Separator, dimana uap yang terpisah dari liquid panas dalam HHPS ini banyak mengandung H2, NH3, CH4,gas ringan hidrokarbon, dan liquid hidrokarbon lainnya. Uap tersebut selanjutnya didinginkan di Heat Reactor, dimana panas dari HE ini akan ditransfer ke Combine Feed Reactor. Setelah itu aliran campuran uap dialirkan ke Effluent Air Cooler masuk ke Cold HighPressure Separator (CHPS). Recycle gas yang kaya hidrogen serta terpisah dari minyak dan air, sebagian masuk ke Recycle Gas Compressor dan sebagian lagi ke unit Hydrogen Membrane Separator untuk dimurnikan.Air yang terkumpul di bottom drum CLPS dialirkan ke Sour Water Stripper (SWS). Sedangkan minyaknya dipanaskan terlebih dahulu dengan Heat Exchanger sebelum dialirkan ke Atmospheric Fractionator.Liquid dari bottom HHPS di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS). Uap yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan produk HLPS modul 13, kemudian dialirkan ke Fractionator. Flash gas dari HLPS modul 12 dan 13 didinginkan dengan exchanger dan air cooler sebelum di-flash di Cold low Pressure Drum (CLPFD). Flash gas dari CLPFD yang kaya akan H2 dialirkan ke make up gas compressor untuk dikompresi dan dikembalikan ke unit AHU. Liquid ringan di-flash kembali bersama dengan liquid dari CHPS ke CLPS. Seksi Recycle GasAliran gas yang kaya hidrogen dari CHPS terbagi dua, sebagian dikembalikan ke reaktor dengan Recycle Gas Compressor dan sebagian aliran (Bleed Stream) ke Membrane Separation Unit. Seksi FraksinasiSeksi fraksinasi memisahkan produk AHU menjadi Naphta, Kerosene, Diesel dan Hydrodemetallized Atmospheric Residue (DMAR) yang diperoleh melalui Atmospheric Fractionator dibantu dua buah stripper. Sebelum dikirim ke luar, nafta dimurnikan di Naphta Stabilizer sedangkan Kerosene didalam Clay Treater.Atmospheric Fractionator terdiri dari dua seksi, yaitu seksi atas (top) yang mempunyai 32 tray dengan diameter 3,2 meter dan seksi bawah (bottom) yang mempunyai 15 tray dengan diameter 3,66 meter. Jarak antar tray pada kedua seksi dalam kolom sebesar 610 mm. Produk Heavy Oil dari HLPS masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold Feed dari CLPS masuk ke fraksionator pada tray 28 (tray di atas flash zone). Pada seksi Bottom Fraksionator diinjeksikan stripping steam yang telah dipanaskan lebih lanjut (Superheated Steam) di seksi konveksi pada furnace.Produk Atmospheric Fraksionator terdiri dari: Sour Gas Unstabilized Naphta Kerosene Gas Oil DMAR sebagai RCC FeedOverhead vapor dari fraksionator sebagian terkondensasi dalam fraksionator Overhead Air Cooler. Vapor dan Liquid ini dialirkan ke Overhead Accumulator. Vapor dari air Cooler dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor. Kompresor ini mempunyai dua stage dimana outlet compressorstage pertama didinginkan pada interstage cooler dan kondensat liquid dipisahkan dalam interstage KO Drum. Kemudian vapor dikompresi pada stage kompresor kedua. Unstabilized Naphta dari overhead accumulator dicampur dengan aliran vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua fase ini selanjutnya didinginkan dalam cooler. Unstabilized Naphta, sour water dan net off gas dipisahkan dalam Sour Gas Separator. Off gas dialirkan ke fuel gas treating, sedangkan unstabilized naphta dipanaskan sebelum di-treating di Naphta Stabilizer, didinginkan lalu dikirim ke tangki.Feed untuk GasOil Stripper diambil dari tray 24 dan direfluks ke tray 22. Produk Gas Oil dapat dikirim langsung ke Gas Oil HydrotreatingUni kemudian ke tangki produk.Kerosene dialirkan dari down comer pada tray ke-10 fraksionator. Kemudian dipanaskan kembali dengan bottomfraksionator stripper vapor pada kerosene side cut stripper untuk dikembalikan ke fraksionator melalui tray ke-9. Selanjutnya kerosene diproses dalam clay treater untuk memperbaiki kestabilan warna sebelum dikirim ke tangki penimbunan. Bottom fraksionator yang menghasilkan DMAR, dipompa dan dibagi menjadi dua aliran:1. Aliran terbanyak digunakan untuk memanaskan feed dingin di fraksionator, dan selanjutnya memanaskan AR yang akan masuk ke Feed Filter.2. Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan kerosene stripper reboiler.Kemudian kedua aliran di atas bergabung dan dapat langsung dikirim ke RCC unit, atau didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran bottom fractionator pada downstream digunakan sebagai backwash pada feed filter, lalu bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki.

Tabel 3.2 Produk ARHDMC4-170500 Nm3/H

Naphta900

Kerosene 2550

Gas Oil5900

Residue50300

Sumber : PERTAMINA, 2005

1. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.3.1. 2.3.2. 2.3.2.1 2.3.2.2 HTU (Hydro Treating Unit)2.3.2.2.1 Unit #14 : GO-HTU (Gas Oil Hydro Treating Unit)Unit ini mengolah gas oil yang tidak stabil dan korosif (mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen menjadi gas oil yang memenuhi ketentuan pasar dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m3/jam). Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude Distillation Unit (CDU) dan Atmospheric Residue Hydrometalization Unit (AHU).Make up hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh Steam Methane Reformer dan unit Pressure Swing Adsorption (PSA). Katalis hydrotreating yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrudate.GO-HTU terdiri dari dua seksi, yaitu:1. Seksi Reaktor, untuk proses reaksi dengan katalis dan hidrogen.2. Seksi fraksionasi, untuk memisahkan gas oil hasil reaksi dari produk lain, seperti off gas, wild naphta, hydrotreatedgas oil.

Langkah Proses: Seksi FeedFeed GO-HTU yang berasal dari ARHDM, CDU dan storage dialirkan melalui feed filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang lebih besar dari 25 mikron, kemudian masuk ke feed surge drum (14-V-101). Air yang terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, sedangkan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terikut ke suction pompa feed kemudian dialirkan ke sour water header. Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara.GO dari surge drum dipompa oleh pompa (14-P-102) ke Combined Feed Exchanger (14-E-101) sebagai feed bypass. Kemudian masuk ke inlet effluent reaktor sebelum masuk ke HE kedua. Setelah keluar dari HE kedua, diinjeksikan air yang berasal dari Wash Water Pump (14-P-103) selama start up. Lalu feed dapat langsung dialirkan ke High Pressure Stripper (14-C-101). Seksi ReaktorFeed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di dalam Combined Feed Exchanger (14-E-101), kemudian campuran GO dan H2 bergabung dan langsung ke Charge Heater (14-F-101) dan dipanaskan sampai temperatur reaksi. Feed dalam dapur kemudian masuk di bagian atas reaktor (14-R-101) dan didistribusikan dengan merata diatas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray. Karena reaksinya bersifat eksotermis, maka temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh Combined Feed Exchanger untuk memanaskan feed.Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk dengan menggunakan kondensor (14-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank, kemudian didistribusikan secara merata. Sebelumnya, air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor sebelum masuk ke HE. Setelah didinginkan, effluent reaktor lalu masuk ke dalam produk separator (14-V-102) melalui distributor inlet, dimana hidrokarbon dapat terpisah dengan sendirinya.Wire mesh blanket demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan air dari hidrokarbon. Air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke SWS Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3.Gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim ke Recycle Gas Compressor melalui Recycle Gas Knock Out Drum (14-V-103) yang dilengkapi dengan dua buah tray untuk keperluan regenerasi. Sedangkan wire mesh blanket digunakan untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor. Make-Up CompressorTekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2plant yang dinaikkan tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up inter stage (14-E-103) sebelum masuk ke tingkat dua. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu, dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum.Aliran make-up hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di High Pressure Separator (14-V-102). Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju Combined Feed Exchanger (14-E-101). Discharge dari tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua. Gas keluar melalui top langsung menuju suction dari compressor recycle gas. Recycle gas dikirim ke Combined Feed Exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju combined feed exchanger dan bed kedua reaktor. Seksi FraksionasiHidrokarbon yang terkumpul dalam produk separator (14-V-102) dikirim ke High Pressure Stripper (14-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari 15 tray. Kemudian masuk ke Interstage Cooler (14-E-103) dengan pendingin air, sebelum masuk ke Make-up Gas Interstage Drum (14-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk. Kondensat yang terbentuk dikirim ke High Pressure Stripper (14-C-101) melalui Exchanger (14-E-104). Seksi Recycle Gas CompressorRecycle gas yang terpisah dari cairan dalam separator, akan dikirimkan ke Recycle Gas Knock Out Drum (14-V-103). Vessel ini dilengkapi dua buah tray. Feed yang mengalir ke High Pressure Stripper (14-V-106) dipanasi oleh produk bawah dari Fraksionator (14-C-102), di dalam High Pressure Stripper Feed Exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur tinggi.High Pressure Stripper (14-C-101) dilengkapi dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk menuju Fraksionator (14-C-102). Vapour yang keluar dari (14-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui Pompa (14-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh High Pressure Stripper Condenssor (14-E-105) dengan menggunakan fan dari produk Fraksinator Overhead Condenssor (14-E-106). Lalu dikirim ke High Pressure Stripper Receiver (14-V-106) melalui distributor.Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (14-E-101) sebelum masuk (14-E-104) dengan menggunakan High Pressure Stripper Overhead Pump (14-P-104). Sebagian cairan dipakai sebagai pengencer Unicor dan sebagian lagi disirkulasi ke (14-V-106).Air yang terpisah dalam (14-V-106), dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (14-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (14-E-102) sebagai wash water, atau ke (14-V-103). Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga minimum aliran pompa.Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (14-V-102). Liquid yang telah bebas dari H2S keluar dari bottom (14-C-102) yang terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke Preheater Product Fraksinator (14-F-102). Vapour yang meninggalkan telah top produk Fraksinator, didinginkan dalam produk Fraksinator Condenssor (14-E-106) dengan pendingin fan.Lalu masuk ke produk Fraksinator Receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Sebagian hidrokarbon dipompa dengan (14-P-108), sebagian lagi menjadi refluks untuk mengontrol end point dari fraksi overhead,sedangkan sisanya didinginkan dalam Net NaPT.ha Cooler (14-E-107) sebagai wild naPT.ha dan diteruskan ke Stabilizer CDU (Unit 11).Air dipompakan dengan menggunakan Combined Water Pump (14-P-107) menuju Suction Pump (14-P-103) setelah didinginkan di Wash Water Cooler (21-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor.Air make-up berasal dari cold kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (14-V-109) dan dipompakan ke suction (14-P-107) dengan menggunakan pompa make-up (14-P-109). Karena tidak ada gas yang diproduksi di (14-C-102), maka untuk mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan memasukkan fuel gas ke dalam (14-V-107).Produk hydrotreating GO dipompakan dengan (14-P-106) ke HE (14-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass dan Net GO cooler (14-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki penyimpan, produk dimasukkan ke Coalecer (14-S-102) untuk memisahkan air yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi garam (salt dryer) di (14-V-108). Air dan keluaran dari (14-S-101) yang terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment.

1. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.3.2 2.3.3 2.2.3.1 2.2.3.2 2.3.2.2.1 2.3.2.2.2 Unit #21 : LCO-HTU (Light Cycle Oil Hydro Treating Unit)LCO-HTU merupakan suatu kilang yang mengolah Light Cycle Oil (LCO) dari RCC unit, dimana masih banyak mengandung senyawa organik antara lain sulfur dan nitrogen.Tujuan unit ini adalah menghilangkan sulfur dan nitrogen dari feed tanpa perubahan boiling range yang berarti agar produk yang dihasilkan memenuhi persyaratan dan spesifikasi pemasaran. Kapasitas unit LCO-HTU adalah 15.000 BPSD (99,4 m3/jam) dengan menggunakan katalis UOP S-19 M.LCO HTU terdiri dari dua seksi, yaitu:1. Seksi reaktor, terjadi reaksi antara feed LCO dengan katalis dan hidrogen.2. Seksi fraksionasi, untuk memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain seperti off gas, wild naphta dan hydrotreated light cycle oil.Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU meliputi:1. Feedstock LCO diperoleh dari RCC kompleks.2. Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/molybdenum (S-12) dan Cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat berbentuk bulat atau extrude.3. Make-up Hydrogen akan disuplai dari hydrogenplant unit.Produk LCO HTU berupa:1. LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki dan siap dipasarkan.2. Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus diolah lagi.3. Off Gas di kirim ke Refinery Fuel Gas System.4. Wild naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut.Langkah proses:Feed LCO HTU berasal dari AHU, CDU, dan storage dimasukkan ke dalam feed surge drum (21-V-101).Untuk menghilangkan pertikel padat yang lebih besar dari 25 mikron, LCO dimasukkan ke feed filter (21-F-101) kemudian ke feed surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terbawa ke suction pump feed. Selanjutnya air dialirkan ke sour water header.Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai penyeimbang tekanan suction dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara. LCO dari surge drum dipompa oleh pompa (21-P-102) ke Combined Feed Exchanger (21-E-101). LCO bersama dengan recycle gashydrogen masuk ke combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed di-bypass (21-E-101) langsung ke inlet effluentreactor sebelum masuk ke HE kedua. Keluaran dari HE kedua diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101).a. Seksi ReaktorFeed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di dalam combined feed exchanger (21-E-101). Kemudian campuran LCO dan hidrogen bergabung dan langsung ke charge heater (21-F-101) dan dipanaskan sampai temperatur reaksi. Feed dari dapur kemudian masuk ke bagian atas reaktor (21-R-101) dan didistribusikan dengan merata di atas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray. Karena reaksi eksotermis, temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh combined feed exchanger untuk memanaskan feed. Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk kondensor (21-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank dan didistribusikan secara merata.Sebelumnya air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor. Injeksi air dilakukan di effluent reaktor sebelum masuk HE ini.Setelah effluent reaktor didinginkan, kemudian masuk ke dalam produk separator (21-V-102) melalui distributor inlet dimana hidrokarbon terpisah dengan sendirinya.Wire mesh blanket demister yang dipasang di separator berfungsi untuk membantu memisahkan air dari hidrokarbon. Air yang terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controller dan dikirim ke unit waterSWS. Air tersebut mengandung H2S dan NH3.Gas yang kaya H2 keluardari separator dan kemudian dikirim ke recycle gas kompresor melalui recycle gas knock out drum (21-V-103) yang dilengkapi dua buah tray untuk keperluan regenerasi dan wire mesh blanket untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor.b. Make-Up CompressorTekanan reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan tekanannya menggunakan kompresor make-up 2 stage dan H2 dimasukkan ke kompresor discharge recycle gasGas ini di make-up compressor tingkat 1 sebelumnya harus didinginkan dahulu dengan jalan melewatkan make-up interstage (21-E-103) sebelum masuk ke tingkat 2. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum stage 1 yang juga diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum.Aliran make-up hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure separator (21-V-102). Make-up hidrogen dan recycle gas bersama-sama menuju ke combined feed exchanger (21-E-101). Discharge dari stage 1 akan bergabung dengan spill back H2 dari discharge stage 2.Gas keluar melalui atas menuju suction dari kompressor recycle gas. Recycle gas dikirim ke combined feed exchanger bersama liquid feed. Kemudian aliran terbagi menjadi 2, ke combined feed exchanger dan bed keluar reaktor.c. Seksi FraksionasiHidrokarbon yang terkumpul dalam produk separator (21-V-102) kemudian dikirim ke high pressure stripper (21-C-101) melalui bagian samping atas tray no. 1 dari 15 tray. Kemudian masuk ke interstage cooler (21-E-103) dengan air pendingin, sebelum masuk ke make-upgas interstage drum (21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk. Kondensat yang ada dikirim ke high pressure stripper (21-C-101) melalui exchanger (21-E-104).d. Seksi Recycle Gas CompressorRecycle gas yang terpisah dari cairan dalam separator akan dikirim ke recycle gas knock out drum (21-V-103). Vessel ini dilengkapi 2 buah tray. Feed yang ke high pressure stripper, ditambah liquid dari high pressure stripper (21-V-106), dipanasi oleh produk bottom dari produk fraksionator (21-C-102) didalam high pressure stripper feed exchanger (21-E-104) yang dilengkapi sistem bypass pada temperatur tinggi.High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk, menuju ke produk fraksionator (21-C-102). Vapor yang keluar dari (21-C-101) diinjeksikan dengan inhibitor melalui pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapor tersebut didinginkan oleh high pressure stripper condensor (21-E-105) dengan menggunakan fan dari produk fraksinator overhead kondensor (21-E-106) dan dikirim masuk ke high pressure stripper receiver (21-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-E-101) sebelum masuk (21-E-104) dengan menggunakan pompa high pressure stripper overhead (21-P-104). Sebagian cairan dipakai sebagai pengencer Unicor dan sebagian disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah dalam (21-V-106) dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan masing-masing tube bundle (21-E-102) sebagai wash water atau ke (21-V-103).Kemudian sisanya dialirkan ke SWS (Unit 24) dan sebagian air dikembalikan ke (21-V-106) untuk menjaga aliran minimum pompa.Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106) kemudian disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama-sama dengan sour water dari (21-V-102). Liquid yang bebas H2S keluar dari bottom (21-C-102) terbagi menjadi dua aliran yang sama, masuk ke dalam preheater produk fraksinator (21-F-102). Vapor yang meninggalkan top produk fraksinator, didinginkan dalam produk fraksinator kondensor (21-E-106) dengan pendingin fan dan masuk ke produk fraksinator receiver (21-V-107) melalui inlet distributor dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Sebagian hidrokarbon dipompakan dengan (21-P-108), sebagian lagi digunakan sebagai refluks untuk mengontrol end point dari fraksi overhead dan sisanya didinginkan dalam net naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit #11).Air dipompa dengan combined water pump (21-P-107) ke suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (21-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari kondensat dingin yang masuk ke dalam tanki kondensat berat (21-V-109) dan dipompa ke suction (21-P-107) dengan pompa make-up (21-P-109). Karena tidak ada gas yang diproduksi di (21-C-102), maka untuk mempertahankan tekanan dari fraksinator dikontrol dengan memasukkan fuel gas ke dalam (21-V-107). Produk hydrotreating LCO dipompa dengan (21-P-106) ke HE (21-E-104) yang dilengkapi saluran bypass dan Net LCO cooler (21-E-108) yang didinginkan. Produk kemudian masuk Coalescer (21-S-102) untuk memisahkan air yang terbawa dan dikeringkan dengan dilewatkan ke dalam bejana yang berisi garam salt dryer di 21-V-108, sebelum dikirim ke tangki penyimpan. Air yang terpisahkan bersama dengan air dari (21-S-101) dikirimkan ke waste water treatment.

2.3.2.2.3 Unit #22 : H2 Plant (Hydrogen Plant)Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99% sebesar 76 MMSFSD dengan feed dan kapasitas sesuai desain. Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan natural gas.Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities yang terbawa bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari hydrogen plant.Kandungan impurities yang dimiliki minyak mentah relatif cukup tinggi, antara lain: nitrogen, senyawa sulfur organik, dan senyawa-senyawa metal. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan di unit AHU, LCO Hydrotreater unit, dan Gas Oil HydrotreterUnit. Proses dasar hydrogen plant mencakup: Hidrogenasi dan DesulfurisasiProses ini bertujuan untuk menghilangkan kadar sulfur yang ada dalam feed gas, sehingga sulfur yang masuk reformer memiliki kadar sesuai yang diizinkan. Hal ini dilakukan karena sulfur merupakan racun bagi katalis di Reformer. Stream ReformingProses ini bertujuan memproses atau mengubah gas hidrokarbon yang direaksikan dengan steam menjadi gas hidrogen, CO, dan CO2. Produksi bergantung pada kecepatan feed ke reformer dan derajat konversi yang dicapai.

Pemurnian Hidrogen.Pemurnian hidrogen dilaksanakan dalam dua tahap, yaitu: High Temperatur Shift Converter (HTSC), bertujuan untuk merubah CO menjadi CO2 melalui reaksi berikut: CO + H2O CO2 + H2 Pressure Swing Adsorption (PSA)Setelah melalui reaksi di atas, feed didinginkan. Sedangkan kondensat dalam feed gas dipisahkan di Raw Gas KO Drum sebelum masuk ke PSA unit.PSAplant didesain untuk memurnikan gas hidrogen secara kontinyu. Aliran yang keluar PSA unit terdiri dari hidrogen murni pada tekanan tinggi dan tail gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah.Langkah Proses:Pada dasarnya proses terjadi melalui tiga tahapan, yaitu tahap pemurnian umpan di reaktor (22-R-101), tahap pembentukan H2 di reformer dan tahap pemurnian H2 di pressure swing unit. Hidrogenasi diperlukan untuk mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S. Reaksi pada reaktor (22-R-101) yaitu:COS + H2 H2S + CORHS + H2 RH + H2SSelanjutnya H2S diserap di sulfur adsorber (22-R-102 A/B). Reaksi desulfurisasi yang terjadi adalah sebagai berikut:H2S + ZnO ZnS + H2OUmpan hidrokarbon yang telah bebas sulfur (kandungan sulfur maksimum 0,2 ppm) dicampur dengan HP steam melewati flow ratio control dengan rasio steam/karbon tertentu.

Reformer 22-F-101Gas panas campuran di atas memasuki tube katalis di reformer, sehingga terjadi reaksi reforming yang bersifat endotermis. Produk ini keluar reformer pada temperatur 850oC dan mengalir melalui Reformer Waste Heat Boiler (22-WHB-101), di sini gas sintetis (syngas) didinginkan sampai 375oC.Di dalam reformer, hidrokarbon yang ada di dalam umpan bereaksi dengan steam menghasilkan hidrogen, karbon dioksida, dan karbon monoksida.Minimisasi sisa metana yang tidak bereaksi dilakukan dengan temperatur reaksi yang tinggi. Pembakaran bahan bakar di dalam reformer harus dalam temperatur yang tinggi guna menyediakan panas yang dibutuhkan untuk reaksi reforming yang bersifat endotermis. Reaksi yang terjadi pada Reformer 22-F-101 adalah sebagai berikut: CH4 + H2O CO + 3H2CO + H2O CO2 + H2High Temperature Shift Converter dan Waste Heat RecoveryReaksi yang terjadi antara gas karbon monoksida dengan steam menghasilkan gas karbon hidroksida dan hidrogen. Reaksinya ditunjukkan seperti di bawah ini:CO + H2O CO2 + H2Pressure Swing Adsorber Unit (PSA)Adsorber beroperasi secara bergantian antara adsorpsi dan regenerasi. Feed gas mengalir melalui adsorber dari bawah ke atas. Impurities (air, hidrokarbon berat/ringan, CO2, CO dan N2) akan diadsorpsi secara selektif. H2 dengan kemurnian tinggi akan mengalir ke line produk.Proses regenerasi meliputi empat tahap yaitu: penurunan tekanan, penurunan tekanan lanjutan dengan membuat tekanan ke arah berlawanan dengan arah feed, purge H2 murni (melepas impurities), menaikkan tekanan menuju tekanan adsorpsi.Selanjutnya produk H2 dari adsorber akan disaring ke produk filter 22-S-102 dan padatan-padatan akan tertahan disini, kemudian gas H2 didinginkan sampai temperatur 40oC oleh produk cooler (22-E-106) sebelum disalurkan ke unit lain.

2.3.3 Unit RCCU (Residue Catalytic Complex Unit)RCC complex terdiri dari beberapa unit operasi di kilang RU VI Balongan yang berfungsi mengolah residu minyak (Crude Residue) menjadi produk-produk minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, Gasoline, Light Cycle Oil, Decant Oil, Propylene, dan Polygasoline.2.3.3.1 Unit # 15 : RCU (Residue Catalytic Unit)Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (Secondary Processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu dengan cara perengkahan memakai katalis. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak Main Column RCC Unit menjadi Stabilized Gasoline, LPG dan Non Condensable Lean Gas.Produk: Overhead Vapour Main column. Light Cycle Oil (LCO) Decant Oil (DCO)Desain Basis:RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,5 % vol) dan Untreated Atmospheric residu yang berasal dari unit CDU dengan desain 53.000 BPSD (64,5 % vol). Kapasitas terpasang adalah 83.000 BPSD. Langkah Proses:Di dalam unit ini terdapat reaktor, regenerator, column fractionator, catalyst cool