Upload
arin-putridila
View
141
Download
57
Embed Size (px)
Citation preview
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)
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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).
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
Tabel 9. Produk CD-II
Produk %wt
Gas (ke unit SRMGC)Crude ButaneSR TopsNaptha IILKDLCTLong Residue
0.91.21.1410.407.3523.0250.91
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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.
Tabel 18. Spesifikasi Produk Polypropylene
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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).
Tabel 19. Spesifikasi Produk Polypropylene
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.
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
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.
Tabel 20. Spesifikasi Produk Polypropylene
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
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
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
Sumber : Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina 2012
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.
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012
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
Sumber : Proses Unit Produksi Utilitas, Pertamina 2012
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
Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional
Isolasi Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalResin atau active carbon
Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional
Filter bekas Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalTube gas detector
Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional
Additive dan Fluff
Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional
Spent DEA Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec InternasionalTanah terkontaminasi
Dikirim ke pihak ketiga PT Wastec Internasional
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.
Sumber : Pertamina RU III Plaju, 2012