LAPORAN PRAKTEK KERJAPT PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT III PLAJU SUNGAI GERONG, SUMATERA SELATANLAPORAN UMUM

Oleh:Fitri Wulandari I 0508018Fitria Ayuluthfi P. I 0508045Pembimbing : Angga Pratama Aminudin11 Juli 13 September 2011JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SEBELAS MARET SURAKARTABAB I PENDAHULUAN1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO)Upaya pencarian (eksplorasi) sumber minyak bumi di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jhon Reenik (Belanda) pada tahun 1871 di kaki Gunung Ceremai, sedangkan eksploitasi minyak bumi pertama kali dilakukan di Telaga Tunggal pada tahun 1885, sumur ini merupakan sumur pertama di kawasan Hindia-Belanda yang berproduksi secara komersial.

Seiring dengan semakin banyaknya sumber minyak mentah yang sudah ditemukan, pada akhir abad ke-18 mulai didirikan beberapa perusahaan- perusahaan minyak asing, seperti Shell, Stanvac, Royal Dutch Company, dll yang melakukan pengeboran di Indonesia, baru setelah Indonesia merdeka pada tahun 1945, usaha untuk mengambil alih kekuasaan sektor industri minyak dan gas bumi mulai dilakukan.

Berdasarkan Undang-Undang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, UU No.44/1961, dibentuklah tiga perusahaan negara (PN) di sektor minyak dan gas bumi, yaitu :

PN PERTAMIN berdasarkan PP No.3/1961

PN PERMINA berdasarkan PP No.198/1961

PN PERMIGAN berdasarkan PP No.199/1961

Pada tahun 1965 PN.PERMIGAN dibubarkan, semua fasilitas produksinya diserahkan kepada PN PERMINA dan fasilitas pemasarannya diserahkan kepada PN PERTAMIN. Pada tahun 1968 didirikan PN PERTAMINA yang merupakan gabungan dari PN PERMINA dan PERTAMIN dan pada tanggal 17 September 2003 PN PERTAMINA berubah nama menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO).

Berdasarkan UU No.8 tahun 1971, PT. PERTAMINA memiliki tugas utama sebagai berikut :

1. Melaksanakan pengusahaan migas dalam arti seluas-luasnya, guna memperoleh hasil sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat dan Negara.

2. Menyediakan dan melayani kebutuhan bahan-bahan minyak dan gas bumi dalam negeri yang pelaksanaannya diatur dengan aturan pemerintah (KEPPRES No. 11 tahun 1990)

Dalam melaksanakan tugas tersebut, PT. PERTAMINA memiliki empat kegiatan utama, yaitu:

a. Eksplorasi dan Produksi

Kegiatan ini meliputi pencarian lokasi yang memiliki potensi ketersediaan minyak dan gas bumi, kemungkinan penambangannya, serta proses produksi menjadi bahan baku unit pengolahan

b. Pengolahan

Kegiatan ini meliputi proses distilasi, pemurnian, dan reaksi kimia tertentu untuk mengolah crude menjadi produk yang diinginkan seperti premium, solar, kerosin, LPG, dll.

c. Pembekalan dan Pendistribusian

Kegiatan pembekalan meliputi impor crude sebagai bahan baku unit pengolahan melalui sistem perpipaan sedangkan kegiatan pendistribusian meliputi pengapalan .

d. Penunjang

Contohnya rumah sakit dan penginapan

Dahulu PT. PERTAMINA (PERSERO) memiliki tujuh unit pengolahan akan tetapi Unit Pengolahan I di Pangkalan Brandan yang berkapasitas 5

MBSD berhenti beroperasi pada tahun 2007 karena permasalahan pasokan umpan.

Keenam Unit Pengolahan yang masih beroperasi saat ini antara lain:

1. Unit Pengolahan II Dumai-Sei Pakning, Riau dengan kapasitas 170 MBSD

2. Unit Pengolahan III Plaju-Sungai Gerong, Sumatera Selatan dengan kapasitas 126,2 MBSD

3. Unit Pengolahan IV Cilacap, Jawa Tengah dengan kapasitas 348 MBSD

4. Unit Pengolahan V Balikpapan, Kalimantan Timur dengan kapasitas 260

MBSD

5. Unit Pengolahan VI Balongan, Jawa Barat dengan kapasitas 125 MBSD

6. Unit Pengolahan VII Kasim, Papua Barat dengan kapasitas 9,5 MBSD

Gambar 1.1 Peta Refinery Unit PT. Pertamina di Indonesia

1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III Plaju-SungaiGerongPT. PERTAMINA (Persero) RU-III Plaju-Sungai Gerong merupakan satu dari tujuh unit pengolahan yang dimiliki oleh PT.PERTAMINA. Daerah operasi PERTAMINA RU-III ini meliputi kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong.

Kilang minyak Plaju didirikan oleh pemerintah Belanda pada tahun

1903. Kilang ini mengolah minyak mentah yang berasal dari Prabumulih dan

Jambi. Kilang ini mempunyai kapasitas produksi 100 MBCD (Million Barrel per Calendar Day). Pada tahun 1957, kilang ini diambil alih oleh PT. Shell Indonesia dan pada tahun 1965 pemerintah Indonesia mengambil alih kilang Plaju dari PT. Shell Indonesia. Kilang Sungai Gerong didirikan oleh STANVAC pada tahun 1926. Kilang yang berkapasitas produksi 70 MBCD ini kemudian dibeli oleh PERTAMINA pada tahun 1970. Dengan adanya penyesuaian terhadap unit yang masih ada, maka kapasitas produksi kilang Sungai Gerong menjadi 25 MBCD.

Pada tahun 1973, kedua kilang ini mengalami proses integrasi. Kedua kilang ini dikenal dengan sebutan Kilang Musi. Kilang ini berada di bawah pengawasan RU-III PERTAMINA dan bertanggung jawab dalam pengadaan BBM (Bahan Bakar Minyak) untuk wilayah Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Selain proses integrasi tersebut, RU-III telah melakukan beberapa modifikasi yang secara lengkap dapat dilihat pada Tabel

1.1.

Tabel 1.1 Sejarah PERTAMINA RU-III Plaju Sungai Gerong

TahunSejarah

1903Pembangunan Kilang Minyak di Plaju oleh Shell (Belanda)

1926Kilang Sungai Gerong dibangun oleh STANVAC (AS)

1957Kilang Plaju diambil alih oleh PT. Shell Indonesia

1965Kilang Plaju/Shell dengan kapasitas 100 MBCD dibeli oleh

negara/PERTAMINA

1970Kilang Sungai Gerong/STANVAC dibeli oleh negara/PERTAMINA

1971Pendirian kilang polypropylene untuk memproduksi pellet polytamdengan kapasitas 20.000 ton/th

1973Integrasi operasi kilang Plaju Sungai Gerong

1982Pendirian Plaju Aromatic Center (PAC) dan Proyek Kilang Musi

(PKM I) yang berkapasitas 98 MBSD

1982Pembangunan High Vacuum Unit (HVU) Sungai Gerong dan

revamping CDU (konservasi energi)

1984Proyek pembangunan kilang TA/PTA dengan kapasitas produksi

150.000 ton/th

1986Kilang PTA (Purified Terephtalic Acid) mulai berproduksi dengan

kapasitas 150.000 ton/th

1987Proyek pengembangan konservasi energi/Energy ConservationImprovemant (ECI)

1988Proyek Usaha Peningkatan Efisiensi dan Produksi Kilang (UPEK)

1990Debottlenecking kapasitas kilang PTA menjadi 225.000 ton/th

1994PKM II: Pembangunan unit polypropylene baru dengan kapasitas

45.200 ton/th, revamping RFCCU Sungai Gerong dan unit alkilasi, redesign siklon RFCCU Sungai Gerong, modifikasi unit Redistilling I/II Plaju, pemasangan Gas Turbine Generator Complex (GTGC) dan perubahan frekuensi listrik dari 60 Hz ke 50 Hz, dan pembangunan Water Treatment Unit (WTU) dan Sulphuric Acid Recovery Unit (SARU)

2002Pembangunan jembatan integrasi Kilang Musi

2003Jembatan integrasi Kilang Musi yang menghubungkan Kilang Plaju

dengan Sungai Gerong diresmikan

2007Kilang TA/PTA berhenti beroperasi

Tugas pokok PERTAMINA Refinery Unit III Plaju / Sungai Gerong sesuai dengan UU No.8 tahun 1971 yaitu: Menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan pertumbuhan industri dalam negeri, Karena itu kegiatan PERTAMINA Unit Pengolahan III Plaju / S.Gerong hanya mengolah bahan bakar minyak (BBM) dan non BBM .PERTAMINA RU-III memiliki 2 buah kilang, yaitu :

1. Kilang minyak Plaju, yang berbatasan dengan Sungai Musi di sebelah selatan dan Sungai Komering di sebelah barat

2. Kilang minyak Sungai Gerong, yang terletak di persimpangan Sungai

Musi dan Sungai Komering.

Visi dan Misi PERTAMINA Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong

Visi Pertamina RU-III Plaju :

Menjadi Kilang Minyak dan Petrokimia Nasional Terkemuka di AsiaTenggara Tahun 2015Misi Pertamina RU-III Plaju :

Menghasilkan Produk Minyak dan Petrokimia dengan KualitasInternasionalTata nilai yang berlaku di Pertamina RU-III Plaju:

1. Clean (Bersih)

Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas, dan berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik.

2. Competitive (Kompetitif)

Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja.

3. Confident (Percaya Diri)

Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa.

4. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan)

Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan.

5. Commercial (Komersial)

Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial dan mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.

6. Capable (Berkemampuan)

Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun riset dan pengembangan.

1.4. Garis Besar Deskripsi ProsesPT. PERTAMINA (Persero) RU-III melakukan pengolahan minyak mentah menjadi produk-produk seperti bahan bakar minyak (BBM), non- bahan bakar minyak (NBM), dan petrokimia. Pada kilang BBM, minyak bumi mengalami dua proses utama, yaitu primary process (distillation, treating, blending) dan secondary process (polymerization, alkylation, utilities).Proses utama pengolahan minyak bumi dan petrokimia di Refinery UnitIII Plaju-Sungai Gerong meliputi :

Primary ProcessProses primer merupakan proses pemisahaan komponen-komponen minyak mentah yang dilakukan secara fisik, yaitu dengan cara distilasi pada tekanan atmosferik maupun tekanan vakum. Sebagian dari hasil distilasi ada yang menjadi produk langsung dan sebagian lagi harus melewati tahapan secondary process untuk pengolahan lebih lanjut. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah Crude Distiller (CD) dan Redistiller bertekanan atmosferik. Unit ini terdiri dari unit CD II, CD III, CD IV, CD V, dan CD VI. Unit Redistiller terdiri dari Redistiller I dan II yang pada awalnya digunakan untuk mengolah slop oil (minyak sisa yang tidak memenuhi standar, off spec). Namun, saat ini redistiller telah tidak beroperasi lagi (idle). Unit lain yang termasuk dalam primary process adalah High Vacuum Unit (distilasi bertekanan vakum), Stabilizer C/A/B, dan BB Distiller (Butane-Butylene Distiller).

Secondary ProcessProses sekunder melibatkan terjadinya perubahan struktur kimia dari suatu senyawa fraksi minyak bumi. Proses yang bertujuan untuk mengolah fraksi-fraksi dari hasil proses primer ini meliputi dekomposisi molekul (cracking), kombinasi molekul (polimerisasi dan alkilasi), dan perubahan struktur molekul (reforming). Unitunit yang beroperasi pada proses ini adalah RFCCU (Riser Fluid Catalytic Cracking Unit), Unit Polimerisasi, dan Unit Alkilasi.

TreatingProses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak diinginkan dari produk BBM seperti senyawa belerang dan merkaptan. Proses treating ini dilakukan pada unit CTU (Caustic Treating Unit) dan Doctor Treater (untuk menghilangkan merkaptan).

BlendingProses blending atau pencampuran bertujuan untuk memenuhi spesifikasi produk yang telah ditentukan. Proses pencampuran dilakukan dengan penambahan zat aditif atau dengan pencampuran dua produk atau lebih yang berbeda spesifikasinya. Contoh proses pencampuran adalah pencampuran HOMC (High Octane Mogas Component) dengan nafta untuk menghasilkan bahan bakar premium dengan angka oktan yang memenuhi spesifikasi produk.

Produksi PolypropyleneBahan baku kilang polypropylene adalah raw propaneee-propylene dari hasil perengkahan di RFCCU. Proses pengolahannya terbagi menjadi tiga bagian, yaitu pemurnian bahan mentah menggunakan proses adsorpsi, distilasi dan pengeringan, polimerisasi dan peletisasi serbuk polypropylene menjadi bijih plastik.

1.5. Kegiatan Kerja PraktekKerja praktek di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III Plaju-Sungai Gerong dilakukan mulai tanggal 11 Juli - 13 September 2011 di bagian Process Engineering (PE), dengan pengaturan jadwal sebagai berikut :

a. Orientasi umum mulai tanggal 11 Juli 2011 sampai tanggal 15 Juli

2011, dengan rincian sebagai berikut :

Pembuatan badge dan security talk keamanan lingkungan PT.

Pertamina RU III pada tanggal 8 Juli 2011

Briefing kesehatan dan keselamatan kerja di HSE (Health, Safety and Environment) pada tanggal 11 Juli 2011

Orientasi di unit Laboratorium pada tanggal 11 12 Juli 2011, antara lain Laboratorium Pengamatan (Minyak dan Motor), Laboratorium Penelitian dan Pengembangan, Laboratorium Analisis dan Gas, Laboratorium Petrokimia.

Orientasi di Unit Utilities (UTL) pada tanggal 13 dan 15 Juli 2011

Orientasi di Unit Crude Distiller and Light end (CD&L) pada tanggal 14 Juli 2011

b. Kegiatan kerja praktek mulai tanggal 18 Juli 2011 sampai tanggal

13 September 2011 dengan rincian sebagai berikut :

Orientasi lapangan di unit-unit lain untuk memperluas pengetahuan dan menambah pengalaman kerja di lapangan

Orientasi lapangan di unit Polypropylene secara umum

Studi literatur dan konsultasi dengan pembimbing untuk pengerjaan tugas khusus mulai tanggal 25 Juli 2011 sampai masa kerja praktek berakhir

Pengerjaan tugas khusus

Pengesahan laporan dan kegiatan administrasi

1.6 Tujuan Kerja PraktekAdapun kerja praktek yang dilakukan di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III

ini bertujuan antara lain:

-mendapatkan gambaran alur proses pengolahan bahan baku menjadi produk.

- memahami unit pemroses dan prinsip kerja dari unit pemroses tersebut.

- mendapatkan gambaran nyata tentang dunia kerja.

-menerapkan ilmu yang didapat di bangku kuliah untuk menganalisa jalannya proses dan memecahkan persoalan nyata yang ada di dalam kegiatan pengoperasian sarana produksi.

1.7. Ruang LingkupPelaksanaan kerja praktek di PT. PERTAMINA (Persero) RU-III dibagi menjadi dua tahap, yaitu tahap orientasi lapangan dan tahap pengerjaan tugas khusus. Pengerjaan tugas khusus dilakukan untuk unit purifikasi kilang Polypropylene. Tugas khusus adalah Simulasi Evaluasi Performance DEA Extraction dengan menggunakan software PRO/II.

BAB II TINJAUAN PUSTAKA2.1. Minyak BumiMinyak bumi adalah campuran kompleks hidrokarbon ditambah senyawa- senyawa organik dari sulfur, oksigen, nitrogen, dan senyawa-senyawa yang mengandung konstituen logam, terutama nikel, besi, dan tembaga (Giwangkara, 2007). Selain itu, minyak bumi juga berasal dari kata Petroleum yang secara etomologi berarti minyak bebatuan, sebuah bahan organik alamiah yang terutama tersusun atas hidrokarbon dalam bentuk cairan atau gas dalam perangkap geologis (Prasad, 2000). Berdasarkan teori organik, minyak bumi terbentuk dari sisa-sisa tanaman dan hewan yang telah mati jutaan tahun lalu dan terkumpul pada dasar laut. Melalui proses sedimentasi selama jutaan tahun dan disertai tekanan yang sangat besar dan kenaikan temperatur secara terus menerus, minyak bumi dan gas alam akan

terbentuk. Minyak bumi terbentuk pada rentang temperatur 100oC-200oC,

sedangkan pada temperatur di atas 160oC umumnya yang terbentuk adalah gas alam.

2.1.1 Karakteristik Minyak BumiMinyak bumi sebagai campuran alamiah, selain mengandung hidrokarbon, juga dapat mengandung sulfur, nitrogen, dan/atau senyawa oksigen turunan hidrokarbon. Kandungan lain dari minyak bumi adalah air, senyawa- senyawa inorganik, dan gas. Sifat fisik dan kimia dari minyak bumi sangat bervariasi, bergantung pada kondisi lingkungan, seperti temperatur, tekanan, dan letak geologis selama proses pembentukannya. Minyak bumi biasanya berwarna kecoklatan (minyak ringan mengandung banyak distilat) sampai hitam kecoklatan (minyak berat). Minyak berat memiliki bau kurang sedang (seperti bau bawang) karena kandungan sulfurnya, sedangkan minyak ringan berbau sedap khas aromatik. Specific gravity minyak bumi berada

pada rentang 0,8 sampai 0,95, sedangkan nilai API-nya berada pada rentang

20 sampai 45 oAPI. Kadar sulfur berada pada rentang kurang dari 0,1% sampai di atas 5%, namun bila kandungannya lebih dari 0,5%, minyak bumi akan memerlukan proses yang lebih ekstensif. Titik tuang menyatakan kandungan parafin dan aromatik dalam minyak bumi, makin rendah titik tuang, makin rendah kandungan parafin, dan sebaliknya. Kadar garam menunjukkan kecenderungan timbulnya korosi dan peracunan katalis akibat garam. Nilai viskositas kinematik bervariasi dari 0,7 sampai 1300 cST pada

37,8oC; nilai yang paling umum adalah 2,3 sampai 23 cST. KUOP atau faktorkarakteristik menunjukkan tipe hidrokarbon utama dari minyak bumi, naftenik, parafinik, atau aromatik. Secara ringkas karakteristik beberapa jenis minyak bumi ditunjukkan oleh Tabel 2.1 berikut:

Tabel 2. 1 Karakteristik Tipikal Beberapa Jenis Minyak Bumi (Prasad, 2000)

KarakteristikAnkaleshwarNorth/

GujaratBombayHighBasrahUMM

ShaiffKirkuk

1Sp. Gr. at 15oC0.78870.88680.83660.8520.8390.840

2o API48.028.038.034.537.035.5

3WarnaHitamkecoklatanHitamHitamKecoklatanHitamCoklat-

4Total Sulfur, %-wt0,05 vol.%0,07 vol.%0,131,91,381,9

5H2S, ppm---Nil20200

6RVP at 37,8oC, cST66,8615,2321,3754,4542,7355-65,5

7Titik tuang, oC182730-15-15-

8Kandungan wax, %-wt9,310,812,567-

9Titik nyala, oC< 27-< 2715--

10Viscositas kinematik

pada 37,8oC, cST2,0219,68 @50oC3,8165,93,8-

11Kandungan air, vol.%Nil1,50,04Nil0,10,2

12BS&W, vol.%0,051,00,050,150,20,2

13Kandungan garam, %-wt3-530-358,07,01,55,0

14Kandungan Abu, %-wt--0,00470,0060,004-

15KUOP12,011,811,7---

2.1.2. Unsur-Unsur Penyusun Minyak BumiUnsur penyusun utama dari minyak bumi adalah hidrokarbon, sedangkan senyawa-senyawa lain, seperti asam naftenik, senyawa kompleks nitrogen, dan merkaptan menyebabkan adanya unsur-unsur oksigen, nitrogen dan sulfur dalam minyak bumi. Resin dan aspal dalam minyak bumi mengandung oksigen dan sulfur; sulfur inorganik terlarut sebagai H2S dalam minyak bumi. Minyak bumi juga mengandung sangat sedikit logam, kebanyakan terkandung dalam pengotor air dan sebagian membentuk senyawa kompleks di fasa hidrokarbon. Unsur-unsur penyusun minyak bumi ditunjukkan oleh Tabel 2.2 berikut:

Tabel 2. 2 Unsur-unsur Penyusun Minyak Bumi (Prasad, 2000)Unsur%-wt

1. Karbon (C)83,9-86,8

2. Hidrogen (H)11,0-14,0

3. Belerang (S)0,06-8,00

4. Nitrogen (N)0,02-1,70

5. Oksigen (O)0,08-1,82

6. Logam0,0-0,14

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari hidrogen (H) dan karbon (C). Senyawa-senyawa hidrokarbon yang menyusun minyak bumi antara lain:

1. Parafin atau alkana

Parafin memiliki rumus molekul CnH2n+2. Masing-masing atom karbon saling berikatan dengan ikatan tunggal, sedangkan ikatan sisanya jenuh dengan atom hidrogen. Karenaikatan tunggalnya, parafin mempunyai kestabilan yang cukup tinggi. Pada jumlah atom karbon lebih dari tiga, alkana dapat memiliki struktur yang berbeda-beda untuk jumlah atom karbon dan hidrogen yang sama atau sering disebut isomer. Minyak bumi mengandung hidrokarbon dengan jumlah atom karbon sampai dengan 70, sehingga jumlah isomer hidrokarbon parafiniknya sangat tinggi. Beberapa contoh parafin adalah methane, isobuthane, dan isooktana.

2. Olefin atau alkena

Olefin mempunyai rumus molekul CnH2n dan secara alami tidak terdapat dalam minyak bumi, tetapi terbentuk selama proses pengolahan. Struktur olefin menyerupai parafin, namun ada ikatan rangkap antara dua atom karbon atau lebih Olefin biasanya tidak diinginkan karena mudah teroksidasi dan terpolimerisasi akibat ikatan rangkapnya.

3. Naften atau sikloparafin

Naften merupakan senyawa hidrokarbon siklik dengan ikatan tunggal yang memiliki rumus molekul CnH2n. Ada banyak tipe naften dalam minyak bumi dan biasanya tidak ditangani per senyawa naften, melainkan diklasifikasikan berdasarkan rentang titik didih dan karakteristiknya ditentukan dengan bantuan faktor korelasi seperti Kw atau CI. Beberapa contoh naften adalah siklohexane, metilsiklohexane, dan dekalin.

4. Aromatik

Aromatik merupakan hidrokarbon yang sangat berbeda secara fisik dan kimia dari parafin maupun naften. Hidrokarbon aromatik memiliki cincin benzene yang tidak jenuh, tapi sangat stabil dan sering berkelakuan seperti senyawa yang jenuh. Aromatik mempunyai rumus molekul CnH2n-6dan biasanya dihasilkan dari reaksi adisi atau substitusi, bergantungpada kondisi reaksi. Senyawa ini banyak ditemukan dalam reformat hasil reaksi katalitik di Platforming. Contoh senyawa aromatik yang banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah toluen dan m-ksilen

Selain senyawa hidrokarbon, minyak bumi juga mengandung senyawa- senyawa organik yang tersusun atas atom sulfur, nitrogen, dan oksigen, serta logam-logam seperti Vanadium dan nikel sebagai senyawa organometallic.

Senyawa-senyawa ini disebut juga sebagai senyawa non-hidrokarbon berikut:

1. Senyawa Sulfur

Sulfur merupakan komponen non-hidrokarbon yang cukup banyak dalam minyak bumi. Minyak mentah tergolong sebagai minyak yang asam (sour) bila kandungan sulfurnya cukup tinggi, sehingga diperlukan pengolahan khusus. Tidak terdapat kriteria yang jelas dalam penggolongan ini, tetapi minyak bumi yang mengandung sulfur lebih dari

0,5% tergolong asam. Senyawa sulfur dapat menyebabkan minyak bumi tidak stabil terhadap panas dan sangat korosif terhadap peralatan proses. Senyawa sulfur dalam minyak bumi dapat berupa tiol, mono- dan disulfida, dan thiophenes.

2. Nitrogen

Kandungan nitrogen dalam minyak bumi umumya hanya 1/10 dari kandungan sulfurnya. Minyak bumi dengan kadar nitrogen lebih dari

0,25 %-wt memerlukan pengolahan khusus untuk menghilangkan nitrogen, karena nitrogen dapatmeracuni katalis. Contoh senyawa nitrogen dalam minyak bumi antara lain piridin, quinolin, isoquinolin, acridin, pyrrole, indole, carbazole, dan porphyrin.

3. Oksigen

Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi dari hampir tidak ada sampai maksimal 2%-wt. Pada fraksi dengan rentang titik didih rendah sampai menengah, oksigen berada dalam bentuk asam karboksilat dan fenol. Kadar oksigen biasanya dinyatakan sebagai kadar keasaman. Meskipun bersifat asam, oksigen tidak menimbulkan masalah serius dibandingkan Nitrogen dan Sulfur.

4. Logam

Logam yang paling banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah Vanadium, kadarnya bisa sampai 0,1%-wt, dilanjutkan dengan nikel dan besi sesuai urutan konsentrasinya. Logam-logam lain biasanya ditemukan dalam jumlah yang sangat sedikit, misalnya kurang dari 1ptb. Logam ini

tidak diinginkan karena dapat menimbulkan reaksi-reaksi yang merugikan.

5. Aspal dan Resin

Senyawa non-hidrokarbon ini terdapat pada residu asphaltic setelah semua material distilat sudah dihilangkan dari minyak bumi. Aspal adalah padatan hitam amorf, mengandung banyak aromatik dengan berat molekul yang tinggi (600-30000). Resin berwarna gelap, padat atau semi-padatan, memiliki berat molekul yang lebih rendah (600-2000) daripada aspal, dan kurang aromatik dibanding aspal.

2.2. Klasifikasi Minyak Bumi2.2.1. Berdasarkan Kandungan Basis Minyak BumiBerdasarkan komposisi fraksi-fraksi dan residu yang dihasilkan sebagai hasil distilasi, minyak bumi dapat diklasifikasikan menjadi empat jenis, yaitu :

a. Minyak bumi paraffinic base, menghasilkan residu berupa paraffin waxes. Minyak jenis ini umumnya terdiri dari gugus hidrokarbon parafin yang menghasilkan bahan bakar dengan nilai oktan rendah dan gas oil dengan bilangan sethane yang tinggi.

b. Minyak bumi asphaltic base, mengandung residu yang terdiri dari

asphaltic materialc. Minyak bumi intermediate base, menghasilkan residu berupa campuran paraffin waxes dan asphaltic material. Minyak bumi jenis ini kaya akan kandungan straight line gasoline dan menghasilkan bahan bakar dengan bilangan oktan yang rendah.

d. Minyak bumi hybrid atau naphthenic base, menghasilkan residu berupa

asphaltic material dengan sejumlah kecil paraffin waxes.

2.2.2. Berdasarkan US Bureau of MinesKlasifikasi minyak bumi menurut US Bureau of Mines dapat dilihat pada tabel 2.3. Klasifikasi ini dilakukan oleh Lane dan Garton dari US BureauMines. Dasar klasifikasi yang digunakan adalah API fraksi nomor 1 dan fraksi nomor 2 yang diperoleh melalui distilasi standar hempel. Fraksi nomor 1 adalah fraksi kerosin bertemperatur 250 275 C pada tekanan atmosfer. Fraksi nomor 2 adalah fraksi pelumas bertemperatur 275 300

C pada tekanan 40 mmHg.

Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi menurut US Bureau of Mines (Sumber: Prasad, 2000)

2.2.3. Berdasarkan Metode Analisis Gugus StrukturalMetode ini mengelompokkan minyak bumi menjadi tujuh jenis, seperti yang ditunjukkan dalam Tabel 2.4.

Tabel 2.4 Klasifikasi Minyak Bumi berdasarkan Gugus Struktural (Sumber: Prasad, 2000)

KelasJenis Minyak BumiBatasan

IParafinik%CP 72

IIParafinik-naftenik%CP 50; %CP + %CN 90

IIIParafinik-aromatik%CP 50; %CP + %CA 90

IVParafinik-naftenoaromatik%CP 50; %CN > %CA > 10

VParafinik-aromatik-naftenik%CP 50; %CA %CN; %CN > 10

VINaftenik-aromatik%CP < 50; %CN > %CA

VIIAromatik-naftenik%CP < 50; %CA %CN

2.3. Proses Pengolahan Minyak BumiSecara umum, proses pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya melalui tiga tahap pengolahan yaitu:

- Proses pengolahan primer (primary process)

- Proses pengolahan sekunder (secondary process)

- Proses pendukung

2.3.1. Proses Pengolahan Primer (primary process)Proses pengolahan primer merupakan proses pemisahan awal dari minyak bumi berdasarkan perbedaan sifat fisik saja. Sifat fisik yang utama dalam proses ini adalah titik didih. Proses yang terjadi pada bagian ini adalah distilasi. Distilasi memisahkan minyak bumi menjadi fraksi- fraksinya berdasarkan perbedaan rentang titik didih dari masing-masing fraksi. Distilasi dapat dilakukan pada kondisi atmosferik atau pada kondisi vakum. Distilasi atmosferik dilakukan terhadap minyak mentah (Crude oil), sedangkan distilasi vakum dilakukan terhadap residu dari distilasi atmosferik (long residue). Distilasi vakum dilakukan pada tekanan yang rendah, sehingga rentang titik didih masing-masing fraksi menurun dan distilasi dapat dilakukan pada suhu yang lebih rendah untuk mencegah

cracking.CrudeOil

AtmosphericStage

Refinery FuelGas (LPG)Light NaphtaHeavyNaphtaKerosene/ ATFGas Oil

VacuumStage

Off GasLight Vacuum GasOil (LVGO)Heavy Vacuum GasOil (HVGO)Reduced CrudeOil

VacuumResidueGambar 2.1 Diagram Alir Sederhana Proses Distilasi Minyak Bumi

2.3.2. Proses Pengolahan Sekunder (Secondary Process)Proses pengolahan sekunder merupakan proses lanjutan dari proses primer. Proses-proses sekunder ini merupakan pengolahan bahan-bahan setengah jadi (bahan intermediat) atau residu dari proses lain menjadi produk jadi. Proses utama yang terjadi adalah perubahan molekul, yaitu proses pemrosesan hidrokarbon dari fraksi berat menjadi fraksi yang lebih ringan tanpa melalui proses distilasi. Proses pengubahan atau konversi dapat dilakukan dengan bantuan panas maupun bantuan katalis.

1. Konversi termal

Konversi termal adalah proses konversi hidrokarbon pada temperatur tinggi untuk memperoleh material dengan berat molekul yang lebih rendah. Tiga proses utama pada konversi termal adalah sebagai berikut:

a. Thermal crackingThermal cracking adalah proses dekomposisi termal dari molekul minyak berantai panjang menjadi rantai-rantai yang lebih pendek dengan mekanisme radikal bebas. Temperatur tinggi (di atas 315 oC) dan waktu tinggal merupakan variabel yang mengatur perolehan produk, akan tetapi pada temperatur dan waktu tinggal yang terlalu tinggi, thermalcracking akan disertai pembentukan coke yang

berlebihan. Hasil dari thermalcracking berupa olefin yang kurang stabil dan memerlukan penanganan lebih lanjut, sehingga cracking dengan katalis lebih disukai. Akan tetapi, thermalcracking dilakukan untuk menyiapkan tar aromatik sebagai bahan baku needle coke.

b. VisbreakingVisbreaking adalah proses penurunan viskositas dan pour point dari residu distilasi vakum ataupun residu dan minyak berat lainnya. Reaksi yang terjadi pada proses visbreaking adalah perengkahan pada rantai samping dari sikloparafin atau cincin aromatik, sehingga rantainya terputus menjadi gugus etil dan metil dan perengkahan resin dan senyawa-senyawa pembentuk menjadi hidrokarbon ringan

(biasanya olefin). Temperatur operasi berkisar antara 460-480 o C

dengan tekanan 16 kg/cm2gauge. Proses ini, sama seperti thermal cracking lainnya, bergantung pada temperatur dan waktu tinggal.

c. CokingCoking adalah proses paling berat (severe) dari thermal cracking lainnya. Umpan untuk proses ini adalah residu-residu yang sudah tidak dapat diproses oleh perengkahan lainnya. Proses ini merupakan cara yang cukup murah untuk mendapatkan distilat ringan dari minyak bumi, dengan kokas (coke) sebagai produk samping. Kokas ini dapat menjadi produk yang berharga bila kandungan sulfur dan logamnya rendah. Proses coking yang dilakukan biasanya berupa delayed coking, agar proses coking tidak terjadi pada heater atau bagian- bagian lain yang tidak diinginkan. Delayed coking menggunakan laju alir umpan yang cukup tinggi sehingga waktu tinggal di heater lebih singkat dan proses coking baru terjadi di tempat yang diinginkan, misalnya di dalam chamber. Pada dasarnya proses yang terjadi pada delayed coking adalah thermal cracking membentuk olefin-olefin dilanjutkan dengan polimerisasi olefin membentuk tar aromatik.

2. Konversi katalitik

Konversi katalitik adalah konversi kimia yang menggunakan katalis, dan memungkinkan terjadinya reaksi-reaksi yang tidak bisa terjadi pada konversi termal. Konversi katalitik mencakup konversi yang mengubah jumlah atom karbon, mengubah rasio karbon terhadap hidrogen, maupun yang bukan keduanya. Konversi katalitik penting yang mengubah jumlah atom karbon adalah catalytic cracking, hydrocracking, dan polimerisasi. Rasio karbon terhadap hidrogen diubah dengan proses hidrogenasi dan dehidrogenasi. Isomerisasi adalah proses yang tidak mengubah jumlah atom karbon maupun rasio karbon terhadap hidrogen.Isomerisasi hanya mengubah bentuk molekul bersama dengan kualitas masing-masing isomer.

a. Catalytic crackingCatalytic cracking digunakan untuk mengkonversi minyak-minyak berat menjadi bahan bakar yang lebih bernilai dan produk-produk yang lebih ringan. Proses perengkahan dengan bantuan katalis ini dapat menghasilkan produk bahan bakar dengan oktan yang lebih tinggi dan lebih sedikit minyak berat dan gas-gas ringan yang dihasilkan. Perengkahan katalitik yang umum digunakan adalah fluid catalytic cracking yang menggunakan katalis terfluidisasi. Katalis yang digunakan adalah serbuk halus campuran alumina dan silika. Proses perengkahan ini akan memproduksi karbon dalam bentuk kokas yang akan terakumulasi pada katalis, sehingga menyebabkan penurunan aktivitas katalis. Oleh karena itu katalis harus diregenerasi dengan membakar kokas yang terdeposit pada partikel katalis sehingga kokas akan menjadi CO dan CO2.

b. Catalytic hydrocrackingCatalytic hydrocracking adalah proses catalytic cracking yang dilanjutkan dengan proses hidrogenasi, penjenuhan hidrokarbon dengan bantuan hidrogen. Proses perengkahan menghasilkan olefin untuk hidrogenasi, sedangkan proses hidrogenasi menyediakan panas untuk perengkahan. Hal ini bisa terjadi karena reaksi perengkahan adalah reaksi endoterm dan reaksi hidrogenasi bersifat eksoterm. Panas yang dihasilkan biasanya berlebih, sehingga temperatur reaktor akan meningkat dan mempercepat reaksi. Hal ini dikendalikan dengan menggunakan injeksi hidrogen dingin untuk menggambil kelebihan panasnya. Reaksi hydrocracking berlangsung pada temperatur antara

288 oC sampai 399 oC dengan tekanan reaktor antara 80-140 bar. Laju

sirkulasi H2 yang besar serta persiapan umpan yang baik (pembebasan dari racun-racun katalis) dapat meningkatkan umur katalis.

c. Alkilasi dan polimerisasi

Alkilasi adalah proses penambahan gugus alkil pada senyawa lain, misalnya pada olefin dengan berat molekul redah membentuk parafin

dengan rantai yang lebih panjang dengan angka oktan yang lebih tinggi. Alkilasi dengan menggunakan katalis asam sulfat dapat berlangsung pada 10oC - 21oC atau lebih rendah, sedangkan dengan katalis asam fluorida (HF), alkilasi berlangsung pada temperatur 38 oC atau lebih rendah.

Polimerisasi adalah penggabungan dua molekul atau lebih untuk menghasilkan molekul yang lebih besar. Polimerisasi biasanya menggabungkan olefin-olefin ringan menghasilkan molekul parafin yang lebih besar, dengan angka oktan yang lebih baik dan biaya yang lebih murah, meskipun perolehannya lebih rendah daripada proses alkilasi.

d. Catalytic reformingCatalytic reforming adalah proses pengubahan struktur molekul hidrokarbon menjadi hidrokarbon aromatik berangka oktan tinggi.Katalis-katalis yang digunakan untuk proses catalytic reforming antara lainplatina-alumina, platina-silika alumina, chrom-alumina, cobalt molybdat. Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses catalytic reformingadalah dehidrogenasi naften menjadi aromatik, dehidrosikisasi parafin menjadi aromatik, isomerisasi, dan hydrocracking. Dehidrosiklisasi merupakan proses pelepasan hidrogen (dehidrogenasi) dari rantai panjang parafin menjadi aromatik; isomerisasi dilangsungkan untuk menaikkan angka oktan parafin.

2.3.3. Proses pendukungProses pendukung adalah proses-proses yang tidak berkaitan langsung dengan pengolahan hidrokarbon menjadi produk. Proses ini mencakup produksi hidrogen, pengolahan gas, gas treating, sulfur recovery, dan pengolahan air buangan.

1. Produksi hidrogen

Hidrogen dapat diperoleh dengan operasi reforming nafta berkatalis platinum atau dengan oksidasi parsial dari hidrokarbon berat seperti fuel oil atau dengan steam reforming produk-produk ringan seperti methane. Steam reforming untuk produksi hidrogen mencakup 4 langkah, yaitu reforming, shift conversion, pemurnian gas, dan methanesi.

2. Pengolahan gas

Bagian ini berfungsi untuk mengambil kembali C3, C4, C5, dan C6 dari aliran gas produk dan mengambil methane dan ethane dari hasil desulfurisasi yang dapat digunakan sebagai fuel gas atau umpan untuk produksi hidrogen. Proses utama pada bagian pengolahan gas ada proses absorbsi.

3. Gas treatingProses ini dilakukan untuk menghilangkan gas-gas bersifat asam yang dapat menganggu proses, dalam hal ini berupa H2S dan CO2. Proses penghilangan ini dilakukan dengan memanfaatkan pelarut kimia, pelarut fisik, maupun dengan adsorpsi kering.4. Sulfur recoverySulfur recovery dilakukan karena alasan ekonomi, yaitu kadar sulfur dioksida dalam gas buangan melebihi ambang batas dan H2S biasa digunakan dengan gas-gas lain sebagai bahan bakar kilang. Metode recovery yang umum dilakukan antara lain konversi katalitik dengan unggun kering dengan modified Claus atau dengan proses oksidasi langsung.

5. Pengolahan air buangan

Air proses yang mungkin terkontaminasi minyak, dipisahkan dari minyaknya pada API separator, lalu kemudian dimurnikan dengan proses koagulasi oleh Fe(OH)3 dan Al(OH)3 di tangki flotasi. Setelah dikoagulasi, air proses dioksigenasi di bawah tekanan dan kemudian dimasukkan ke digestion tank, yang menggunakan bakteri untuk

mengambil minyak dan senyawa fenol yang tersisa. Terakhir, air proses dilewatkan pada sand filter dan digunakan kembali atau di aerasi untuk meningkatkan kadar oksigennya lalu dibuang ke lingkungan.

Air bebas minyak dari pendingin dan boiler dinetralkan atau dievaporasi pada penampungan atau dicampur dengan air limbah yang sudah diproses untuk menurunkan kadar padatan terlarut sebelum dibuang ke lingkungan. Limbah air dari sludge yang mengandung asam, dipisahkan pada sistem separator terlebih dahulu, dinetralkan, baru dimasukkan ke API separator. Air-air yang asam (sour water) dilucuti terlebih dahulu dengan gas atau steam untuk menghilangkan H2S atau senyawa-senyawa sulfur lainnya sebelum diproses di API separator.

2.4. Produk-Produk Minyak Bumi2.4.1. Liquified Petroleum Gas (LPG)LPG merupakan campuran hidrokarbon ringan, biasanya merupakan fraksi C3 dan C4, yang berupa fasa gas pada temperatur lingkungan dan tekanan atmosfer, akan tetapi, diberikan tekanan tertentu sehingga menjadi fasa cair pada temperatur lingkungan. LPG memiliki nilai kalor dan tingkat kemurnian yang tinggi. LPG biasanya ditambahkan merkaptan dalam jumlah tertentu untuk mendeteksi kebocoran. Tekanan uap menjadi salah satu sifat LPG yang paling penting, yang menyatakan tekanan yang akan ditimbulkan gas pada temperatur lingkungan sehingga menentukan kekuatan dan desain bejana untuk menampung LPG.

2.4.2. NaftaNafta adalah nama umum yang diberikan pada hidrokarbon ringan yang mendidih pada rentang gasoline. Nafta biasanya dikelompokkan menjadi nafta ringan (< 100 oC), intermediet (100-

150 oC), dan berat (> 150 oC). Kegunaan nafta yang utamaditunjukkan pada Tabel 2.5.

Tabel 2.5 Kegunaan Akhir Nafta yang Utama (Sumber: Prasad, 2000)Jenis NaftaKegunaan

Nafta ringan(a) Gas making gasoline

(b) Special gasoline

Nafta intermediet(a) Aviation gasoline (avigas)

(b) Motor gasoline (mogas)

(c) Marine gasoline

(d) Benzena high octane gasoline component, pelaru manufaktur petrokimia

(e) Toluena high octane gasoline component, pelaru

intermediet kimia, bahan peledak

(f) Olefin dan diolefin

(g) Produksi ammonia

Nafta berat(a) Nafta untuk manufaktur pernis dan cat

(b) Thiner untuk cat dan pernis

(c) Pelarut Stoddard, yaitu pelarut khusus untuk bahan dagan cuci kering (dry cleaning)

2.4.3. Motor SpiritMotor spirit, biasanya dikenal sebagai petrol atau gasoline (bensin), digunakan untuk bahan bakar motor bakar torak (spark ignition engine). Bensin termasuk distilat ringan dan terdiri dari fraksi C5 hingga C10. Kualitas bensin yang diperlukan agar memberikan performansi tinggi dapat dilihat pada Tabel 2.8.

Tabel 2.6 Kualitas Bensin yang Diperlukan agar Performansi Tinggi(Sumber: Prasad, 2000)

Performansi bensinKualitas yang perlu dikontrol

PembakaranBilangan oktan, rentang distilasi, gravitasi,

komposisi hidrokarbon

Penanganan dan penyimpananKemudahan menguap, tekanan uap, kontaminan

(air/

sedimen), korosi tembaga (copper corrosion)

Kebersihan selama penggunaanSulfur, stabilitas, existent gum

2.4.2. KerosinKerosin adalah fraksi distilasi minyak bumi yang berada dalam rentang titik didih 150-250 oC. Kerosin tidak bisa dibakar dalam kondisi cair. Kerosin harus dalam fasa uap dan dicampur dengan oksigen dalam udara dengan perbandingan yang benar untuk membentuk campuran yang dapat terbakar. Kerosin dihasilkan sebagai fraksi C10 hingga C14.

2.4.5. Aviation Turbined Fuel (ATF)ATF merupakan fraksi distilasi minyak bumi dengan rentang titik didih 150-270oC. Senyawa hidrokarbon yang terkandung dalam ATF adalah parafin dan naften dengan perbandingan yang bervariasi. ATF diharapkan memiliki karakteristik stabilitas termal yang tinggi, kandungan kalor tinggi, tekanan uap rendah, karakteristik pembakaran yang baik, hubungan viskositas dan temperatur yang baik, densitas tinggi, serta panas spesifik tinggi. Kualitas ATF yang diperlukan agar memberikan performansi tinggi dapat dilihat pada Tabel

2.9.

Tabel 2.7 Kualitas ATF yang Diperlukan agar Performansi Tinggi

(Sumber: Prasad, 2000)Performansi bensinKualitas yang perlu dikontrol

PembakaranKomposisi hidrokarbon, kestabilan termal, panas pembakaran

Penanganan dan penyimpananFlash point, viskositas, kontaminan (air/ sedimen), partikulat, pertumbuhan mikrobial

Kebersihan selama penggunaanSulfur, stabilitas, existent gum, distilasi, trace metal

2.4.6. Bahan Bakar DieselBahan bakar diesel atau solar merupakan fraksi distilat yang diperoleh langsung dari distilasi minyak bumi dan memiliki rentang titik didih antara 150-400 oC. Kualitas ignition solar

dinyatakan oleh bilangan sethane (cetane number). Semakin tinggi bilangan sethane, semakin baik pula kualitas solar yang dihasilkan.

2.4.7. Produk Non BBMContoh produk non-BBM yang dihasilkan dari pengilangan minyak bumi adalah minyak pelumas, lilin (petroleum waxes), aspal, petroleum bitumen, petroleum coke, serta pelarut-pelarut hidrokarbon.

2.4.8. Produk PetrokimiaProduk petrokimia yang dapat dihasilkan dari pengilangan minyak bumi, antara lain benzena-toluena-xilena (BTX), PTA, nilon, stirena, polypropylene, PVC, etilen glikol, DMT, PET, dll.

BAB III BAHAN BAKU3.1 Bahan Baku Kilang BBMPERTAMINA RU-III mengolah bahan baku minyak mentah yang berasal dari berbagai daerah, terutama dari daerah Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel). Transportasi minyak mentah ke kilang dilakukan melalui dua cara, yaitu melalui sistem perpipaan dan sebagian besar menggunakan kapal tanker. Jalur penyaluran minyak mentah tersebut adalah sebagai berikut :

1. Minyak mentah yang dikirim melalui sistem perpipaan adalah :

South Palembang District (SPD) dari DOH Prabumulih

Talang Akar Pendopo Oil (TAP) dari DOH Prabumulih

Jambi Asphalitic Oil (Paraffinic Oil) Jene Ramba Crude Oil (RCO) dari DOH Jambi

2. Minyak mentah yang dikirim menggunakan kapal tanker adalah :

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

Bula/ Klamono (BL/KL) dari Irian Jaya,

Kaji Semoga Crude Oil (KSCO),

Sepanjang Crude Oil (SPO),

Sumatera Light Crude (SLC), dan

Duri Crude Oil (DCO).

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. Adanya kandungan air 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 ke dalam unit CD adalah di bawah 0,5%-vol. setelah memiliki kandungan air yang sesuai spesifikasi, minyak mentah dapat diumpankan ke dalam CD. Setiap CD didesain untuk mengolah minyak mentah dengan spesifikasi tertentu, bergantung komposisi dan sifat minyaknya. Pada Tabel 3.1 dan Tabel 3.2 ditunjukkan jenis umpan yang masuk ke dalam unit pengolahan pertama (primary process) dan unit pengolahan lanjut (secondaryprocess).Tabel 3.1 Umpan Unit Primary ProcessTabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process3.2 Bahan Baku PenunjangSelain 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. Bahan-bahan penunjang yang digunakan di PT. PERTAMINA(PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Tabel 3.3.

Tabel 3.3 Bahan-Bahan Penunjang

BAB IV DESKRIPSI PROSESUnit pemrosesan yang ada di kilang PT. Pertamina RU III terbagi atas dua bagian besar, yaitu unit yang memroses minyak mentah (crude) menjadi produk-produk BBM dan unit yang memroses beberapa produk samping hasil pemrosesan minyak mentah menjadi produk petrokimia. Gambar 4.1 menunjukkan diagram alir pemrosesan minyak mentah menjadi produk secara garis besar di PT. Pertamina RU III.

Gambar 4.1 Diagram Alir Pemrosesan Minyak Mentah Menjadi Produk

4.1. Oil MovementMinyak bumi yang diterima, baik dari perpipaan maupun dari kapal tanker harus dipersiapkan terlebih dahulu sebelum masuk ke dalam sistem pemroses untuk diubah menjadi produk yang siap dipasarkan. Tahap persiapan minyak bumi meliputi :

a. Pengendapan atau settling

Tahap settling dilakukan untuk mengendapkan campuran air dan lumpur yang terkandung dalam minyak bumi. Semakin panjang waktu settling, semakin baik pula hasilnya. Waktu settling biasanya ditetapkan selama satu jam setiap satu meter minyak bumi.

b. Pembuangan bottomTahap ini dilakukan untuk memompa seluruh campuran air dan lumpur yang berada di bawah tangki settling menuju tangki penampung yang dilengkapi steam coil. Campuran tersebut masih mengandung minyak dalam jumlah sedikit. Pemanasan dengan steam melalui steam coil akan memisahkan dari air dan lumpur yang tersisa akan mengendap di dasar tangki.

c. DrainCampuran air dan lumpur yang mengendap di dalam tangki penampung akan mengendap dengan cara draining, sedangkan minyak akan dipompakan lagi ke tangki crude.

d. Flushing pipa isap tangki

Tujuan tahap flushing adalah untuk mencuci pipa isap tangki untuk membersihkan pipa isap dari air.

Minyak bumi yang telah melewati tahap persiapan akan diolah dalam unit proses pengolahan. Penyaluran minyak bumi ini dilakukan dengan menggunakan pompa di rumah pompa minyak (RPM). Selain pompa umpan, ada juga pompa untuk injeksi minyak bumi ke unit proses. Pada umumnya, terdapat tiga pipa isap (suction pipe) tangki yang digunakan untuk menyalurkan minyak bumi menuju unit proses, yaitu pipa isap bawah, pipa isap tengah, dan pipa isap atas. Pada awal penyuplaian minyak, digunakan pipa isap atas, lalu dilanjutkan dengan pipa isap tengah, dan bila level minyak sudah mendekati setengah tangki, akan dilanjutkan dengan pipa isap bawah. Tangki harus dihubungkan dengan tangki lain yang penuh bila level minyak dalam tangki sudah mendekati 3 m. Penghubungan tangki dilakukan dengan dua cara, yaitu penghubungan tangki menggunakan pipa isap yang sama dan penghubungan menggunakan pipa isap yang berbeda. Sebagian hasil pengolahan minyak bumi di unit proses langsung menjadi finished produk dan sebagian lagi masih memerlukan proses blending. Produk tersebut dialirkan ke tangki penimbun melalui jalur

perpipaan tertentu sesuai dengan jenis produknya. Setiap pergantian tangki penampung produk harus dikoordinasi dengan unit proses sesuai dengan pesanan dari bagian supply chain.

4.2. Unit Proses Primer (Primary Process)Unit proses primer mengolah minyak bumi dengan cara memisahkan minyak bumi mentah menjadi fraksi-fraksinya dengan menggunakan prinsip distilasi. Unit-unit di Pertamina RU III yang digunakan pada proses ini adalah unit Crude Distiller (CD), yang terdiri dari lima CD (CD-II, CD-III, CD-IV, CD-V, dan CD-VI), High Vacuum Unit (HVU), Stabilizer C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas Compressor),dan BBMGC (Butane-Butylene Motor Gas Compressor), serta BB Distiller (Butane-Butylene Distiller) dan BB Treating.

4.2.1. Crude Distiller II (CD-II)Umpan untuk unit CD II adalah minyak mentah yang berasal dari Jene crude dan SLC (Sumatera Light Crude). CD-II terdiri dari 1 buah kolom evaporator dan 5 buah kolom fraksionator. Produk unit CD II berupa gas, Crude Butane, Straight Run-Tops (SR-Tops), Naphta II, Light Kerosene Distillate (LKD), Light Cold Test (LCT), dan Long Residue. Berdasarkan rancangan, CD-II dapat mengolah bahan baku dengan kapasitas 2.000 ton/hari.

Minyak mentah yang mengandung komponen C1 hingga C50 dipompa dari tanki penyimpanan dengan menggunakan pompa P-31/32/33 ke dalam kolom evaporator setelah melewati tungku-I (furnace-I). Untuk mengurangi beban tungku, minyak dilewatkan melalui pemanas awal (pre-heater) 6-5/6 dan 6-1/2/3/4 terlebih dahulu hingga mencapai temperatur 138 oC. Pemanasan awal ini memanfaatkan panas produk long residue kolom-IV. Minyak mentah panas tersebut dipanaskan lagi dalam tungku hingga mencapai temperatur operasi flash zone dari evaporator, yaitu 255 oC, lalu diumpankan ke dalam evaporatorbertekanan 1,8 kg/cm2g. Pada evaporator, terjadi pemisahan yang menghasilkan produk atas yang mengandung komponen C1-C16 dan produk bawah yang mengandung komponen C17-C50.

Produk atas evaporator diumpankan ke dalam kolom-I pada tray 10. Pada kolom I, terjadi pemisahan lebih lanjut sehingga menghasilkan produk atas (C1-C10) sebagai umpan kolom-V, produk side-stream (C11-C14) sebagai umpan kolom-II, dan produk bawah (C14-C16) yang digabungkan dengan aliran side-stream kolom IV menuju ke light gas oil stripper 2-

1. Produk bawah stripper didinginkan di pendingin sehingga didapatkan produk LCT (C21-C30), sedangkan produk atas stripper masuk ke kolom-IV.

Produk bawah evaporator dipanaskan dalam tungku-II hingga mencapaitemperatur 344 oC, lalu dimasukkan ke dalam kolom-IV pada tray 4. Produk atas kolom-IV dikondensasi, lalu dikembalikan ke dalam kolom-IV sebagai refluks, sedangkan produk bawah kolom- IV yang berupa long residue dikirim ke HVU Sungai Gerong.Pada kolom-II, terjadi pemisahan lebih lanjut produk side stream kolom-I. Produk atas kolom-II yang mengandung komponen C11-C12 dikondensasikan dalam kondensor dan dimasukkan ke dalam akumulator, lalu digunakan sebagai refluks kolom-I dan kolom-II. Produk bawah kolom-II didinginkan dalam pendingin 4-9/10 dan diambil sebgai LKD.

Produk atas kolom-I diumpankan ke dalam kolom V pada tray 3. Produk atas kolom-V dikondensasikan dalam kondensor parsial 5-

3/4/5/6/7 dan 8-20. Aliran gas kondensor dibagi dua, di mana aliran pertama langsung diumpankan ke SRMGC, sedangkan aliran kedua dikondensasi lagi dalam kondensor 4-7/8, lalu di-flash dalam tangki 8-

9. Gas dari 8-9 yang tidak terkondensasi dialirkan ke SRMGC, sedangkan cairannya diambil sebagai crude butane. Cairan kondensor 8-

20 di-flash dalam tangki 8-8, di mana gas dialirkan ke SRMGC,

sedangkan cairan hasil flash ada yang dialirkan sebagai refluks kolom-V dan ada yang diambil sebagai SR Tops (C5-C7). Sebagian produk bawah kolom-V dialirkan sebagai refluks kolom-I dan sebagian lagi ke kolom V. Side-stream kolom-V diumpankan ke dalam kolom-III, di mana terjadi pemisahan yang lebih lanjut. Produk atas kolom-III dikembalikan ke kolom-V, sedangkan produk bawahnya didinginkan sehingga diperoleh produk nafta-II.

4.2.2. Crude Distiller III (CD-III)Crude distiller III mengolah crude campuran Jene crude, Ramba dan SLC, untuk menghasilkan Gas, Crude Butane, SR-Tops, Naphta II, Naphta III, LKD, HKD, LCT, HCT dan Long Residue. CD III dirancang untuk mengolah crude dengan kapasitas 4.000 T/D namun hanya dioperasikan dengan kapasitas 3.600 T/D. CD III memiliki 1 kolom stabilizer dan 3 kolom fraksionator.

Minyak mentah dipompa dari tangkin penyimpanan dengan pompa P-

13/14/15 melewati beberapa pre-heater, yaitu pre-heater 6-2, 6-1, 6-5/8, E-108A/B, dan 6-3/4, hingga mencapai 147 oC. Minyak panas ini diumpankan ke dalam kolom Stabilizer pada tray 20.

Produk atas stabilizer (C1-C5) dikondensasi dan dialirkan ke dalam akumulator 8-4, di mana produk gasnya (C1-C3) dialirkan ke SRMGC, sedangkan sebagian produk cairnya diambil sebagai crude butane dan sebagian lagi dikembalikan sebagai refluks kolom stabilizer. Sebagian produk bawah stabilizer (C5-C50) dipanaskan dalam tungku-I yang berfungsi sebagai reboiler dan sebagian lagi diumpankan ke dalam kolom 1-1 pada tray 13. Produk atas kolom 1-1 (C5-C10) diumpankan ke dalam kolom 1-3. Sebagian produk bawahnya (C16 C50) dipanaskan dalam tungku-I, lalu dikembalikan ke kolom 1-1, dan sebagian lagi dijadikan umpan kolom 1-2 setelah melewati tungku-II. Umpan kolom 1-2 masuk pada tray 14. Produk atas kolom 1-2

digunakan untuk memanaskan crude, lalu melewati kondensor dan dialirkan ke dalam akumulator 8-2. Sebagian produk cair 8-2 dijadikan refluks kolom 1-2 dan sebagian lagi diambil sebagai LKD (C12-C16). Produk bawah yang berupa long residue digunakan untuk memanaskan crude melalui E-108A/B dan 6-3/4 sebelum dikirim ke HVU Sungai Gerong.Side-stream kolom 1-2 yang diambil pada tray 30 dialirkan ke HKD stripper 2-3, di mana produk bawahnya diambil sebagai HKD (C16-C20), sedangkan produk atasnya dialirkan kembali ke kolom 1-2. Side-stream lainnya yang masing-masing diambil pada tray 20 dan tray 13 dialirkan ke stripper 2-2 dan 2-1, di mana produk bawah 2-2 diambil sebagai LCT dan produk bawah 2-1 diambil sebagai HCT. Produk atas masing- masing stripper dialirkan kembali ke kolom 1-2. LCT dan HCT mengandung komponen C21 hingga C30.

Umpan kolom 1-3 yang berasal dari produk atas kolom 1-1 diumpankan

pada tray 10. Produk atas kolom 1-3 dikondensasi dalam pendingin 5-

1/2/3/5 dan dialirkan ke dalam akumulator 8-3. Gas yang tidak terkondensasi dialirkan ke SRMGC, sedangkan produk cairnya sebagian dikembalikan ke kolom 1-3 sebagai refluks dan sebagian lagi diambil sebagai SR Tops (C5-C7). Sebagian produk bawah kolom 1-3 di- boil-up kembali dan sebagian didinginkan dalam pendingin 4-7/8. Sebagian keluaran 4-7/8 dikembalikan sebagai refluks 1-1 dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-II (C8-C10).4.2.3. Crude Distiller IV (CD-IV)CD IV mengolah crude yang berasal dari Kaji Ramba (Karam) dan SLC untuk menghasilkan Gas, Crude Buthane, SR-Tops, Naphta II, Naphta III, LKD, HKD, LCT, HCT dan Long Residue. CD IV dirancang untuk mengolah crude dengan kapasitas 4.000 T/D. Pada dasarnya proses yang terjadi pada CD IV hampir sama dengan CD III, tetapi terdapat beberapa

modifikasi aliran untuk mendapatkan jumlah fraksi Naphta III (avtur) dalam jumlah yang lebih. CD IV memiliki 1 kolom stabilizer dan 3 kolom fraksionator.

Beberapa modifikasi pada CD IV adalah sebagai berikut :

a. Produk bawah kolom stabilizer dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku-II sebelum diumpankan ke dalam kolom 1-1,

b. Sebagian produk atas kolom 1-1 diumpankan ke dalam kolom 1-3, sedangkan sebagian lagi dijadikan refluks kolom 1-1 setelah melalui akumulator 8-1

c. Umpan kolom 1-2 masuk pada tray 19

d. Side stream untuk HKD stripper diambil pada tray 27, untuk LCT

stripper pada tray 22 dan untuk HCT stripper pada tray 10

4.2.4. Crude Distiller V (CD V)CD V mengolah crude oil yang berasal dari SPD-TAP ( South Palembang District Talang Akar Pendopo) untuk menghasilkan produk berupa Gas, SR-Tops, Naphta I, Naphta II, Naphta IV (LAWS), LKD, HKD, LCT/SGO, HCT dan Long Residue. CD V terdiri dari 1 flash kolom dan 4 kolom fraksionator.

Minyak mentah dari tangki penyimpanan dibagi menjadi dua aliran. Aliran pertama melalui pre-heater 6-1/2, 6-3/7A, 6-4, 6-8, dan 6-5A/6A. Aliran kedua melalui pre-heater 6-5B/6B/7B dan HE-1/2/3. Kedua aliran yang telah dipanaskan tersebut dicampurkan dan diumpankan ke dalam kolom flash. Produk atas kolom flash diumpankan ke kolom 1-1 pada tray 10. Produk bawah kolom flash dipanaskan dalam tungku-I, lalu dicampurkan dengan crude yang telah dipanaskan melalui pre-heater 6-7/8/9/10 dan tungku redistiller-I/II, dan diumpankan ke dalam kolom 1-1 pada tray 6.

Produk atas kolom 1-1 (C1-C15) digunakan sebagai umpan kolom 1-3. Sebagian produk bawah kolom 1-1 dipanaskan dalam tungku-I dan

dikembalikan sebagai boil-up, sedangkan sebagian lagi dijadikan umpan kolom 1-2 setelah melewati tungku-II. Side- stream kolom 1-1 diambil pada tray 29 dan tray 15-21. Side-stream yang diambil pada tray 29 ditarik dengan pompa P-14/15 menuju penukar panas 6-1/2, lalu ke pendingin 4-

4/5 dan dikembalikan ke kolom 1-1 sebagai refluks. Side-stream yang diambil pada tray 15-21 dimasukkan ke stripper 2-2. Produk atas stripper dialirkan kembali sebagai refluks kolom 1-1. Sebagian produk bawah stripper dikembalikan sebagai boil-up melalui reboiler 7-1 dan sebagian lagi didinginkan dalam pendingin 4-2/3 sebagai produk, yaitu LKD.

Umpan kolom 1-2 adalah produk bawah dari kolom 1-1 yang telah dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku-II. Produk atas dikondensasi dalam kondensor 5-1/2/3/4, lalu dialirkan ke dalam akumulator 8-3, dan produk cairnya diambil sebagai HKD (C17- C20). Sebagian produk bawah dipompa melewati tungku-II dan dikembalikan ke kolom 1-2 sebagai boil-up dan sebagian lagi produk bawah yang berupa long residue digunakan untuk memanaskan umpan crude, lalu didinginkan dalam pendingin 4-17/18 dan dikirim ke HVU Sungai Gerong.Side-stream kolom 1-2 ditarik dari tray 32, tray 20-26, dan tray 12-

17. Side- stream dari tray 32 digunakan untuk memanaskan umpan crude, didinginkan dalam pendingin 4-8/9, dan dikembalikan sebagai refluks kolom 1-2. Side-stream dari tray 20-26 dialirkan ke stripper 2-1, di mana produk atasnya dikembalikan sebagai refluks kolom 1-2, sebagian produk bawahnya diambil sebagai LCT dan sebagian dikembalikan ke kolom 1-2 sebagai boil-up. Side-stream dari tray 12-

17 dialirkan ke stripper 2-3. Produk atas 2-3 dikembalikan sebagai refluks dan sebagian produk bawahnya sebagai boil-up ke kolom 1-2. Sebagian produk bawah stripper 2-3 diambil sebagai HCT. LCT dan HCT yang dihasilkan banyak mengandung komponen C21 hingga C30.

Pada kolom 1-3, umpan berasal dari produk atas kolom 1-1. Produk atas

kolom 1-3 dikondensasi dalam kondensor 5-5/6/7/8, lalu dialirkan ke

akumulator 8-1. Gas tidak terkondensasi dari akumulator 8-1 menjadi produk gas (C1-C3), sedangkan kondensatnya dipompa dengan pompa P-16/17 sebagai umpan kolom 1-4. Sebagian produk bawah kolom 1-3 dipanaskan dalam reboiler dan dikembalikan sebagai boil-up kolom 1-3 dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-IV (C11-C15). Side-stream kolom 1-

3 ditarik pada tray 13 dan diumpankan ke stripper 2-4. Produk atas stripper2-4 dialirkan kembali sebagai refluks kolom 1-3. Sebagian produk bawah 2-4 dikembalikan ke stripper sebagai boil-up dan sebagian lagi diambil sebagai nafta-II (C8-C10).

Umpan kolom 1-4 berasal dari kondensat akumulator 8-1. Produk atas

kolom 1-4 dikondensasi, lalu dialirkan ke akumulator 8-2, di mana produk atas diambil sebagai produk gas (C1-C3), sebagian produk bawahnya dikembalikan sebagai refluks kolom 1-4 dan sebagian produk bawah lainnya diambil sebagai SR Tops (C4-C6). Sebagian produk bawah kolom 1-4 dialirkan kembali ke kolom 1-4 sebagai boil-up dan sebagian lagi didinginkan dan diambil sebagai nafta-I (C7-C8).

4.2.5. Crude Distiller VI (CD-VI)Crude Distiller VI 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/IVsudah 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 sebelumnyacrude 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). SelanjutnyaCrude 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 sebagaiproduk atas (C12-). Sebelum dimasukkan ke kolom T-2, panas dari hot vaporinidimanfaatkan 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 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 trayke-4 dari kolomT-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 gaspadafurnace 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.

4.2.6. STABILIZER C/A/BStabilizer C/A/B merupakan tiga unit (kolom) terpisah, dimana Stab-B

merupakan kelanjutan dari Stab-C dan Stab-A.

Stabilizer C.Umpan (SR-Tops) dari tanki O dipompakan dengan booster pump ke

Unit Stabilizer, dengan pompa Feed P-4/5 dipompakan melalui HE. 6-

1/6-4 dan selanjutnya masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari stabilizer-C didinginkan dengan condenser 5-1/5-2 dan kemudian masuk ke Accu tank (8-1). Produk bawah dari accu tank 8-1 dengan pompa P-6/7 dipompakan sebagian sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai feed Stabilizer-B.Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-1 dialirkan ke SRMGC.

Produk bawah kolom Stabilizer sebagian dikembalikan sebagai

reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-4 dan Cooler4-5/4-8 yang selanjutnya di pompakan ke tanki penampung sebagai produk Dip Top (LOMC).

Stabilizer A.Umpan (SR-Tops) dari tanki O dipompakan dengan booster pump ke

Unit Stabilizer, dengan pompa Feed P-9/10 dipompakan melalui HE. 6-

1/6-2 dan selanjutnya masuk ke Kolom Stabilizer sebagai umpan. Produk atas dari stabilizer-C didinginkan dengan condenser 5-4/5-6 dan kemudian masuk ke Accu tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2 dengan pompa P-25/26 dipompakan sebagian sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai feed Stabilizer-B. Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC.

Bottom produk Stabilizer kolom sebagian dikembalikan sebagai reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-2 dan Cooler

4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 di pompakan ke tanki penampung.

Stabilizer B.Umpan stabilizer-B adalah Top produk (bottom Accu tank 8-1 dan 8-2) dari Stabilizer-C dan A yang sebelumnya telah dipanaskan melalui HE.6-1/6-2.

Produk atas dari stabilizer-B didinginkan dengan condenser 5-4/5-5 dan kemudian masuk ke Accu tank (8-2). Produk bawah dari accu tank 8-2 dengan pompa P-25/26 dipompakan sebagian sebagai refluks dan sebagian lagi sebagai produk Raw Buthane.Gas yang tidak terkondensasi pada accu tank 8-2 dialirkan ke SRMGC.

Produk bawah stabilizer sebagian di kembalikan sebagai reboiling dan sebagian lagi didinginkan melalui HE.6-1/6-2 dan Cooler 4-6/4-7 yang selanjutnya dengan pompa P-25/26 di pompakan ke tanki penampung sebagai produk SBPX-40B.

4.2.7. Straight Run Main Gas Compressor (SRMGC)Unit ini terdiri dari 4 buah kompresor. Kompresorkompresor ini digerakkan oleh motor bakar yang berbahan bakar gas.

Unit SRMGC berfungsi untuk menempa gas yang dihasilkan oleh unit Crude Distiller (CDU II, III, IV, dan V), Stabillizer C/A/B, Thermal Reforming, dan Redistiller I/II kilang Plaju. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut.

Umpan fraksi gas yang berasal dari pengolahan di CD II/III/IV/V, dan Stab C/A/B dimasukkan ke dalam sebuah buffer tank (9-1) agar kondensat yang terbawa dalam fraksi gas tersebut dapat dipisahkan. Gas yang sudah terbebas dari kondensatnya dikeluarkan dari tangki (9-1) dengan tekanan

0.8 K. Gas tersebut kemudian dinaikkan tekanannya dalam empat buah kompresor (C-1/2/3/4) yang dipasang paralel sampai mencapai tekanan

5.5 K.

Gas hasil kompresi kemudian didinginkan oleh cooler (4-1/2/3/4) dan dimasukkan ke tangki akumulator (9-2). Gas yang tidak terkondensasi pada tangki (9-2) diumpankan ke unit BBMGC untuk dinaikkan kembali tekanannya. Kondensat yang terbentuk pada tangki (9-2) dikeluarkan dan digabung dengan aliran kondensat dari tangki (9-1) untuk kemudian diumpankan ke unit BB distiller bersamasama dengan kondensat dari unit BBMGC. Kondensatkondensat ini disebut sebagai comprimate.

4.2.8. Butane Butylene Main Gas Compressor (BBMGC)Sama seperti unit SRMGC, unit BBMGC berfungsi untuk menaikkan tekanan fraksi gas. Gas yang dikompresi pada unit ini adalah gas yang berasal dari unit SRMGC. Kompresi ini dilakukan oleh tiga buah kompresor (MGC-1/2/3) yang dipasang paralel. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut.

Gas dari SRMGC masuk ke tangki 1201 dengan tekanan 4,1 kg/cm2. Fasa gas dari top tangki 1201 yang terdiri dari C4 dan yang lebih ringan dan

fraksi berat yang terikut akan dipanasi di evaporator 3-1 dengan steam coil. Dari outlet evaporator masuk ke dalam kompresor MGC-1/2/3 gas akan ditekan menjadi 22 kg/cm2, kemudian didinginkan dengan cooler 4-

7/8/9/10. Dari cooler dimasukkan ke comprimate accu tank 8-1/2/3/4. Disini terbentuk 2 fasa, gas atau res gas dan cairan atau comprimate. Pada comprimate accu tank ini dilakukan pendrainan air.Kemudian comprimate ditampung di accu tank 8-5.

4.2.9. Butane Butylene (BB) DistillerUnit BB Distiller terdiri dari empat kolom utama, yaitu kolom absorber 1-1, depropaneeizer 1-2, debutanizer 1-3, dan stripper 1-4. Unit BB Distiller menggunakan umpan residual gas, comprimate, condensate, dan unstab-crack.

Umpan yang digunakan berupa gas dan cairan yang terdiri dari campuran methane, ethane, propaneee, propylene, buthane, butilen, dan sedikit light naphtha. Umpan gas masuk kolom absorber pada tray 16, sedangkan umpan cairan masuk pada tray 14.

Absorben yang dipompa ke puncak kolom adalah lean oil atau kerosin yang merupakan produk bawah kolom stripper dengan perbandingan lean oil terhadap intake gas adalah 1,8:2,0.. Gas C3 dan gas yang lebih berat akan diabsorpsi oleh lean oil dan keluar dari bagian bawah kolom absorber. Produk bawah ini dipanaskan dalam reboiler 7-1/2, di mana fasa uap dikembalikan sebagai boil-up dan fasa cairnya dialirkan ke surge tank 9-1, lalu dicampurkan dengan unstab-crack sebagai umpan kolom depropaneeizer. Gas C1 dan C2 yang tidak terabsorpsi akan masuk ke surge tank 9-4. Produk gas surge tank 9-4 diambil sebagai refinery gas, sedangkan produk cairnya dijadikan umpan kolom stripper.

Untuk mengatur temperatur top, kolom absorber dilengkapi dengan tiga buah intercooler, yaitu:

a. Intercooler 4-1 untuk mendinginkan fat oil, yaitu lean oil yang sudah

mengabsorpsi propaneee, dari tray 46 kembali ke tray 45.

b. Intercooler 4-2 dan 4-3 untuk mendinginkan fat oil dari tray 31 kembali ke tray 30.

Umpan kolom depropaneeizer adalah campuran antara unstab-crack dengan cairan dari surge tank 9-1. Produk atas kolom depropaneeizer dikondensasi dan dialirkan ke akumulator 8-11. Fasa gas dari 8-11 dialirkan ke dalam surge tank 9-4, sedangkan fasa cairnya yang kaya propaneee dijadikan refluks sebagian dan diambil sebagian sebagai produk C3. Sebagian produk bawah kolom depropaneeizer yang kaya komponen yang lebih berat dari C3 dijadikan boil-up melalui reboiler7-3/4, sedangkan produk cair reboiler dijadikan umpan kolom

debutanizer.

Kolom debutanizer berfungsi untuk memisahkan fraksi buthane- butilen yang terdapat dalam umpan. Produk atas kolom debutanizer dikondensasi dan dialirkan ke akumulator 8-12. Cairan dari 8-12 dipompa sebagian sebagai refluks kolom debutanizer dan sebagian lagi sebagai produk berupa FBB. Produk bawah kolom debutanizer yang mengandung komponen yang lebih berat dari C4 dipanaskan dalam reboiler 7-5/6, di mana fasa uap dikembalikan sebagai boil-up dan fasa cairnya dicampurkan dengan fasa cair dari 9-4 menjadi umpan kolom stripper.

Produk atas kolom stripper dikondensasi, dialirkan ke surge tank8-13, lalu dipompa sebagian sebagai refluks kolom stripper dan sebagian diambil sebagai produk berupa stabilized crack top. Stab- cr-top digunakan sebagai low octane mogas component (LOMC). Produk bawah kolom stripper dikembalikan ke kolom sebagai boil-up melalui reboiler 7-7. Cairan dari reboiler 7-7 ditampung dalam surge tank 9-2, didinginkan, lalu dijadikan refluks kolom absorber.

4.2.10. BB TreatingUnit BB Treating merupakan unit pelengkap BB Distiller. BB Treating berfungsi untuk mengurangi kandungan merkaptan dan amina pada FBB dari unit BB Distiller dan FBB dari FCCU Sungai Gerong. Merkaptan dan amina merupakan racun bagi katalis proses polimerisasi.

Umpan BB dari BB Distiller atau FCCU dicampur dengan caustic soda atau NaOH, lalu dialirkan ke caustic settler. Di caustic settler akan terjadi reaksi antara merkaptan (R-S-H; R = alkil) dan NaOH sehingga menghasilkan R-S-Na dan air. Caustic soda yang masih memiliki konsentrasi tinggi akan berada di bagian bawah caustic settler. Caustic soda tersebut akan disirkulasi sambil dibuang sebagian. Caustic soda yang dibuang akan diganti dengan caustic soda yang baru atau make-up.

Bagian atas caustic settler akan masuk ke dalam water settler bersamaan dengan injeksi air melalui mixer untuk melarutkan alkil amina dan entrainment dari caustic soda. Pemisahan dalam water settler akan terjadi berdasarkan perbedaan berat jenis, di mana air yang mengandung amina dan caustic soda akan mengendap dan keluar pada bagian bawah water settler dan selanjutnya di-drain ke parit. BB yang telah dibersihkan atau treated BB dialirkan ke final settler untuk memisahkan air yang terbawa (entrainment). BB yang telah melalui final settler disimpan dalam tangki 1207/1208 dan siap untuk digunakan sebagai umpan unit polimerisasi dan alkilasi.

4.2.11. High Vacuum Unit (HVU)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 :

a. Produk atas berupa Light Vacuum Gas Oil (LVGO) yang digunakan sebagai komponen motor gas.

b. Produk tengah berupa Medium Vacuum Gas Oil (MVGO), dan Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO). Produk tengah ini merupakan umpan RFCCU.

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

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 140-145 oC, dengan tekanan di 0.2 kg/cm 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, 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, karena peningkatan produk gasoilakan 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 distillateyang 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-14-003 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 bakan 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.

4.3. Unit Proses Sekunder (Secondary Process Unit)Unit proses sekunder mengolah keluaran dari unit proses primer menjadi produk akhir dengan melibatkan reaksi-reaksi kimia. Unit proses sekunder yang terdapat di Pertamina RU III adalah unit polimerisasi, unit alkilasi, dan RFCCU. RFCCU dilengkapi dengan unit light ends.

4.3.1. PolimerisasiUmpan BB dipompakan dengan P-1/2/3/4 dari tank 1205/06 ke convertor section. Ada tiga set convertor section: A set, B set, C set. Tiap set terdiri dari 3 convertor. Jadi 9 convertor yang dipasang secara pararel dengan kapasitas 30t/day per convertor.

Sebelum masuk convertor, umpan dipanaskan dalam preheater 6-1/3/5 dan final heater 6-2/4/6 oleh heating oil (solar) yang telah dipanaskan dulu dalam furnace.Dari final heater BB masuk ke convertor section yang berupa tube/shell equipment. Bagian tube diisi dengan catalyst ( P2O5) yg berbentuk pelet.BB yang direaksikan masuk kedalam tube melewati catalyst sehingga terjadi reaksi yang diinginkan.Tiap set convertor berisi 9 drum catalyst @ 200kg = 1800kg. Reaksi polimerisasi berlangsung pada

tekanan dan temperatur yang tinggi yaitu 32 kg/cm2 dan 160oC

Untuk memanaskan sampai suhu reaksi maka kedalam bagian shell dari convertor dialirkan heating oil. Jika reaksi polimerisasi sudah berjalan normal maka solar yang mengalir melalui shell bersifat sebagai pendingin juga pemanas. Heating oil ini disirkulasikan. Reaktor product selanjutnya

dialirkan kedalam bagian stabilizer column 1-1 untuk mengalami pemurnian.

Stabilizer column berfungsi sebagai pemisah butane dari polymer hasil reaksi. Top product dari stabilizer column didinginkan dengan cooler 5-

1/2/3/4 kemudian melalui accu tank 8-1. Top product dialirkan ke

flare,sedangkan bottom dari accu tank 8-1 didinginkan lagi dengan cooler4-8/9 dan disebut residual butane butylene merupakan campuran dari isobutene, n-butane, sisa butane butylene dan sedikit propaneee propylene. Res-BB tersebut disimpan didalam tanki 1207/08 untuk dipakai sebagai umpan unit alkilasi.

Stabilizer column berukuran diameter 1,3 meter dan tinggi 14 meter, berjenis bubble cap tray column dengan jumlah tray 25 buah. Agar pemisahan butane butylene dari stabilizer column ini berjalan baik, maka temperatur puncak kolom dijaga 60oC dan bottom 15oC pada tekanan

6kg/cm2. Produk bawah kolom stabilizer 1-1 melalui cooler 4-10/11/5/6 dialirkan ke tanki O sebagai produk polimer. Polimer ini merupakan komponen mogas yang mempunyai octane number tinggi.

4.3.2. AlkilasiUnit alkilasi Pertamina UP III didesain untuk mengolah RBB dari unit polimerisasi dengan kapasitas pengolahan 155 T/D sehingga menghasilkan produk light alkylate yang memiliki bilangan oktan tinggi. Unit alkilasi terdiri dari 2 bagian yaitu bagian reaktor dan distilasi. Bila kebutuhan RBB tidak tercukupi, umpan ditambah dengan RBB dari FCCU Sungai Gerong.

RBB dipompa dari tangki 1207/1208 dan dicampurkan dengan aliran daur ulang isobuthane (iC4 recycle), lalu didinginkan dengan produk reaktor sebelum dialirkan ke reactor feed blend tank 8-8. Dari tangki 8-

8, umpan dicampurkan dengan katalis H2SO4, lalu didinginkan di chiller yang menggunakan pendingin propaneee. Campuran umpan- asam yang dingin dimasukkan ke reaktor sehingga terjadi reaksi alkilasi.

Sebagian keluaran reaktor dicampurkan dengan umpan segar dari 8-8, lalu dimasukkan kembali ke reaktor, sedangkan sebagian lagi dimasukkan ke acid separator untuk memisahkan produk dari katalis. Asam yang memiliki berat jenis lebih besar akan mengendap di bawah, di mana sebagian asam didaur ulang, sedangkan sebagian lagi dibuang. Bagian atas separator, yaitu alkilat, dimasukkan ke final separator, lalu ke caustic settler untuk menetralkan sisa asam yang terikut. Alkilat yang telah melewati tahap treating dijadikan umpan bagian distilasi.

Produk alkilat diumpankan ke kolom deisobutanizer 1-1. Produk atas kolom 1-1 dikondensasi dan dijadikan umpan kolom depropaneeizer, sedangkan produk bawah dipanaskan dalam reboiler dan cairan dari reboiler dijadikan umpan kolom stabilizer. Aliran refluks kolom 1-1 dicampurkan dengan sebagian iC4 recycle. Produk atas kolom 1-1 banyak mengandung propaneee dan isobuthane, sedangkan produk bawah banyak mengandung alkilat dan buthane. Kolom depropaneeizer1-2 berfungsi untuk memisahkan propaneee dari produk atas kolom 1-1. Hasil kondensasi produk atas kolom 1-2 banyak mengandung propaneee, di mana fasa uap diambil sebagai fuel gas, sedangkan fasa cairan diambil sebagai campuran LPG. Produk bawah kolom 1-

2 dipanaskan dalam reboiler 7-3. Fasa cair reboiler 7-3 yang kaya isobuthane didinginkan dalam pendingin 4-3 dan 4-1/2, lalu digunakan sebagai iC4 recycle.

Kolom stabilizer 1-3 berfungsi untuk memisahkan produk alkilat dari

buthane. Produk atas kolom 1-3 dikondensasi sehingga menghasilkan buthane cair. Produk bawah kolom 1-3 dipanaskan dalam reboiler 7-4, lalu fasa cairnya diambil dan dijadikan umpan kolom rerun.

Kolom rerun 1-4 berfungsi untuk memisahkan light alkylate dan heavy alkylate. Produk atas kolom 1-4 dikondensasi, lalu dicuci dengan caustic dan dimasukkan ke surge tank 9-7. Cairan yang berada pada lapisan atas dalam surge tank diambil sebagai produk light alkylate,

sedangkan caustic yang ada di lapisan bawah didaur ulang. Produk bawah kolom 1-4 dipanaskan dalam reboiler dan fasa cairnya didinginkan dalam pendingin 4-4, lalu diambil sebagai heavy alkylate.

4.3.3. RFCCURFCCU digunakan untuk mengonversi MVGO dan HVGO (M/HVGO) dan long residue menjadi produk minyak ringan dengan bantuan katalis. RFCCU terdiri dari reaktor, regenerator katalis. Main fractionator terdiri dari kolom primary fractionator, secondary fractionator, dan LCGO stripper. Produk RFCCU adalah off gas, raw PP, LPG, catalytic naphtha, LCGO, HCGO, dan slurry.

Perbandingan umpan unit RFCCU adalah 165000 BPSD M/HVGO dan

4000 BPSD residue. Sebelum dimasukkan ke reaktor, umpan dipanaskan terlebih dahulu dalam tungku hingga mencapai 331 oC, lalu diinjeksikan antimoni sebanyak 0,75-2,1 kg/jam untuk mencegah adanya metal content dalam umpan yang dapat mengakibatkan deaktivasi katalis. Umpan dengan kapasitas 120.600 kg/jam diinjeksikan ke dalam riser untuk direaksikan dengan katalis bertemperatur 650-750 oC dari regenerator. Reaksi terjadi pada seluruh bagian riser pada 520 oC. Untuk memperoleh sistem fluidisasi yang baik, riser diinjeksikan dengan MP steam. Selain itu,diinjeksikan pula HCGO yang menambah pembentukan coke pada katalis sehingga dapat menaikkan temperatur regenerator serta nafta yang diperlukan untuk menaikkan selektivitas cracking sehingga meningkatkan yield propaneee-propylene. Stripping steam diinjeksikan ke daerah stripper untuk mengurangi kadar oil dalam katalis sebelum disirkulasikan

ke regenerator.

Reaktor dilengkapi dengan tiga buah cyclone 1 tahap untuk meminimalisasi terbawanya katalis ke kolom fraksionasi. Hasil cracking yang berupa uap dialirkan dari reaktor ke kolom fraksionasi.

Spent catalyst disirkulasikan ke regenerator dengan dikontrol oleh

spent side valve (SSV). Untuk memperlancar aliran spent catalyst di

stand pipe, dialirkan udara dengan control air blower dengan laju alir

7.000 kg/jam dan tekanan 2,49 kg/cm2g. Regenerasi katalis dilakukan dengan mengoksidasi coke pada katalis dan untuk membantu pembakaran, dapat ditambahkan torch oil. Udara pembakaran dialirkan menggunakan main air blower. Regenerator dilengkapi dengan cyclone 2 tahap untuk memisahkan gas cerobong dari partikel katalis yang terbawa.

Gas hasil cracking dengan temperatur 520oC dialirkan ke bottom kolom primary fractionator (FC-T-1). Produk bawah kolom FC-T-1 berupa slurry oil (SLO). Sebagian SLO dipanaskan dalam reboiler dan dikembalikan ke kolom sebagai boil-up dan sebagian disimpan dalam tangki TK-191/192. Side-stream dari tray 3 diambil sebagian sebagai produk LSWR, sebagian dikembalikan ke tray 3, dan sebagian lagi dikembalikan ke reaktor sebagai HCGO recycle. Side-stream dari tray 6 dikembalikan sebagian ke tray 6 di bawah packing dan sebagian diumpankan ke reboiler kolom debutanizer (FLRS-E-107) pada unit light ends. Produk top atau overhead gas kolom primary dialirkan ke bottom kolom secondary fractionator sebagai umpan.

Produk bottom kolom secondary yang berupa LCGO diumpankan sebagian ke top kolom LCGO stripper FC-T-2, sedangkan sebagian lagi dikembalikan ke top kolom primary fractionator di atas packing. LCGO dalam stripper di-stripping menggunakan LP steam sehingga menghasilkan produk top yang dikembalikan ke kolom secondary dan produk bottom berupa LCGO. Sebagian LCGO dari bottom kolom LCGO stripper diambil sebagai torch oil untuk regenerator. Side- stream dari tray 15 diambil sebagai lean oil untuk sponge absorber. Produk atas kolom secondary fractionator dicuci dengan wash water, lalu didin