Laporan Pkl Pt. Pertamina (persero) Ru Vi Balongan

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN

Diajukan Untuk Memenuhi Sebagai Salah Satu Persyaratan Dalam Memperoleh Gelar Sarjana Teknik Program Studi Teknik Kimia

Disusun oleh : AISSYAH LATHIFAH ADRIYANTI 1631010158

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” JAWA TIMUR 2019

i

LEMBAR PENGESAHAN

LAPORAN PRAKTEK KERJA LAPANG PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT VI BALONGAN-INDRAMAYU, JAWA BARAT Periode 1 September – 30 September 2019

Disusun oleh : Aissyah Lathifah Adriyanti

1631010158

Laporan ini telah diperiksa dan disetujui oleh:

Pembimbing Kerja Praktek

Lead of Process Engineering

Denis Yanuardi

R.M. Sri Adhiyanto

Mengetahui, Officer HC Business Partner

Mahardhika Putra Kurnia

i

KATA PENGANTAR

Puji syukur atas kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan rahmat dan hidayah-Nya, sehingga penulis dapat melaksanakan kerja praktek di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dengan baik selama satu bulan periode 1 September – 30 September 2019. Dan juga dapat menyelesaikan penyusunan laporan kerja praktek dengan tepat waktu. Kerja praktek di salah satu pabrik industri kimia merupakan salah satu mata kuliah yang wajib ditempuh mahasiswa Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”, Jawa Timur. Sehingga diharapkan melalui kerja praktik ini, mahasiswa mampu memperluas wawasan disiplin ilmu dalam dunia industri maupun implementasinya dalam memecahkan permasalahan yang terjadi di pabrik dengan menerapkan teori-teori yang diperoleh di bangku perkuliahan. Pelaksanaan kerja praktek ini dilaksanakan berdasarkan orientasi umum mengenai pengenalan unit-unit operasi pabrik. Serta orientasi khusus guna mendalami materi dalam pengerjaan tugas khusus yang telah diberikan dengan ditunjang oleh data-data dari literatur dan petunjuk serta penjelasan dari operator dan pembimbing. Selanjutnya, penulis ucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah memberikan bimbingan, kontribusi, dan bantuan demi kesempurnaan penulisan laporan ini. Maka, penulis menyampaikan ucapan terima kasih kepada :

1.

Allah SWT karena atas segala kehendak-Nya, penulis diberi kesabaran dan kemampuan untuk dapat menyelesaikan Laporan Kerja Praktek ini.

2.

Kedua orang tua dan keluarga yang selalu mendo’akan, serta memberi dukungan baik moril maupun materiil sehingga laporan ini dapat terselesaikan.

3.

Bapak Aqwamus Shoif selaku Lead of Process Engineering RU VI Balongan.

4.

Ibu Rosnamora H. selaku Ast. Man. HC BP RU VI Balongan.

5.

Bapak Denis Yanuardi selalu pembimbing Praktek Kerja Lapang di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan atas bimbingan, penjelasan, bantuan,

ii

6.

dan kesabarannya dalam pelaksanaan kerja praktek, dan penulisan laporan.

7.

Semua personil DCS, lapangan, dan laboratorium atas waktu dan pengetahuan yang diberikan.

8.

Bapak Sugiarto yang telah memberi arahan Safety Induction (HSE).

9.

Bapak Yanto dari bagian diklat yang telah memudahkan dalam proses administrasi, serta memberi bantuan dan arahan kepada peserta Praktek Kerja Lapang.

10. Ibu Dr. Ir. Sintha Soraya S., MT. selaku Kepala Program Studi Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan “Veteran” Jawa Timur. 11. Ibu Ir. Titik Susilowati, MT. selaku Dosen Pembimbing Kerja Praktek yang telah memberikan bimbingan, doa, dan dukungannya dalam pelaksanaan kerja praktek dan penulisan laporan. 12. Teman-teman seperjuangan Praktek Kerja Lapang yang telah melaksanakan kerja praktek bersama selama di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan. 13. Serta semua pihak yang namanya tidak bisa disebutkan satu persatu yang telah memberikan bantuan dalam melaksanakan praktek kerja.

Penulis berusaha semaksimal mungkin dalam menyusun Laporan Praktek Kerja Lapang ini agar dapat bermanfaat bagi pembaca dan penulis pada khususnya. Penulis menyadari bahwa dalam penulisan laporan ini masih terdapat banyak kekurangan. Oleh karena itu, penulis menerima kritik dan saran yang bersifat membangun, demi perbaikan laporan ini. Akhir kata, penyusun berharap semoga laporan ini dapat bermanfaat bagi semua.

Balongan, September 2019

Penulis

iii

INTISARI PT. PERTAMINA (Persero) RU VI adalah kilang minyak yang berlokasi di desa Balongan, Kecamatan Balongan, Kabupaten Indramayu, Propinsi Jawa Barat. PT. PERTAMINA (Persero) merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengelola semua bentuk kegiatan di bidang industri perminyakan di Indonesia. Secara garis besar unit proses yang ada di PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dapat dibedakan menjadi empat yaitu : Hydro Skimming Complex Unit (HSC), Distillation & Hydrotreating Complex Unit (DHC), dan Residue Catalytic Cracking Complex Unit (RCC) dan Propylene Olefin Complex Unit (POC). Sebagai pendukung kelancaran proses produksi dilengkapi dengan sarana penunjang. Sarana penunjang antara lain meliputi penyedia air, penyedia uap, penyedia tenaga listrik dan fasilitas offsite. Penyedia air meliputi Water Intake Facility yang berlokasi di desa Salam Darma, unit Demineralized Water dan unit sistem air pendingin (cooling water). Penyedia uap atau steam diperoleh dari boiler yang berjumlah lima. Boiler ini dirancang untuk memasok kebutuhan steam untuk semua unit. Penyedia tenaga listrik diperoleh dari PLTU (Pembangkit Listrik Tenaga Uap) dengan kapasitas 88000 KW dan PLTD (Pembangkit Listrik Tenaga Diesel) dengan kapasitas 3600 KW. Fasilitas offsite berfungsi mengadakan dan mempersiapkan feed untuk tiap unit proses serta menampung hasil produksi. Penanganan limbah di PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan berupa limbah padat, cair, dan gas. Cara penanganan limbah padat dengan membakar sludge di dalam incinerator, cara penanganan limbah gas yaitu berupa H2S dan CO dibakar di incinerator dan flare, sedangkan limbah cair berupa air buangan industri, minyak bumi yang mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon yang sangat rawan terhadap bahaya kebakaran penanganannya diolah di Unit Sewage dan Effluent Water Treatment. Unit laboratorium memiliki peranan penting, karena spesifikasi data produk dan raw material didapat disini, selain itu dilakukan pengujian produk untuk mengetahui layakatau tidaknya produk dijual ke pasaran. Alat-alat laboratorium terdiri atas alat analitik dan gas kromatografi.

iv

DAFTAR ISI

v

DAFTAR TABEL

G

vi

DAFTAR GAMBAR

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB I PENDAHULUAN I.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) Minyak bumi atau petroleum adalah bahan bakar fosil yang merupakan bahan baku untuk bahan bakar minyak, bensin, dan banyak produk kimia sebagai sumber energi terpenting karena minyak memiliki persentase yang signifikan dalam memenuhi energi Indonesia. Pengelolaan sumber daya alam yang melimpah di Indonesia diatur oleh negara untuk kemakmuran rakyat dan tertuang dalam UUD ’45 pasal 33 ayat 3. Hal ini bertujuan untuk menghindari praktik monopoli dan mis-eksploitasi kekayaan alam di Indonesia. Pada tahun 1871, Jan Raerink pertama kali melakukan pengeboran minyak di Indonesia, lebih tepatnya di Cibodas, Jawa Barat, namun mengalami kegagalan. Kemudian, Aeilo Jan Zykler melakukan pengeboran di Telaga Tiga, Sumatera Utara, dan pada tanggal 15 Juni 1885 berhasil ditemukan sumber minyak komersial yang pertama di Indonesia. Setelah itu, ditemukan pula sumber-sumber minyak bumi, seperti di Kruka (Jawa Timur) pada tahun 1887, Ledok Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901, Pamursian Tarakan pada tahun 1905, dan Tarang Akar Pendopo (Sumatera Selatan) pada tahun 1921. Penemuan-penemuan sumber minyak bumi ini menyebabkan maskapai-maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutsche Company, Shell, Stanvac, Caltex, dan maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia. Setelah

kemerdekaan

Indonesia,

terjadi

perubahan-perubahan

dalam

pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957 atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Setowo, PT. EMTSU diubah menjadi PT. Perusahaan Minyak Nasional (PT. PERMINA), dengan PP No. 198/1961 PT. PERMINA dilebur menjadi PN. PERMINA. Pada tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

1

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

PN. PERMINA dan PN. PERTAMINA dijadikan satu perusahaan bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PN. PERTAMINA). Kemudian, pada tanggal 15 September 1971 lahirlah landasan kerja baru yang didasarkan pada UU No. 8/1971. Semenjak itu, nama PN. PERTAMINA diubah menjadi PT. PERTAMINA, dan dengan PP No. 31/2003 PT. PERTAMINA menjadi (Persero), yang menjadi satusatunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengelola seluruh bentuk kegiatan di industri perminyakan Indonesia. Kronologis sejarah berdirinya PT. PERTAMINA (Persero) ialah sebagai berikut. Tabel I. 1. Sejarah Perkembangan PT. PERTAMINA (Persero) 1945

Berdirinya perusahaan minyak nasional pertama, yaitu Perusahaan Tambang Minyak Negara Republik Indonesia (PTMNRI) di Tarakan.

April 1954

PT PTMNRI berubah menjadi Tambang Minyak Sumatera Utara (TMSU)

10 Desember 1957

Tambang

Minyak

(TMSU)

berubah

Perusahaan

Sumatera

Utara

menjadi

PT

Minyak

Nasional

(PT.

berubah

menjadi

PT

PERMINA) 1 Januari 1959

NVNIAM

Pertambangan Minyak Indonesia (PT. PERMINDO)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

2

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Februari 1961

PT.

PERMINDO

Perusahaan

berubah

Negara

menjadi

Pertambangan

Minyak (PN. PERTAMIN). 1 Juli 1961

PT. PERMINA menjadi PN. PERMINA atas dasar PP No. 198/1961

20 Agustus 1968

Peleburan PN. PERMINA dan PN. PERTAMIN

menjadi

Perusahaan

Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN. PERTAMINA) sesuai PP No. 27/1968 15 September 1971

PN. PERTAMINA berubah menjadi PT. PERTAMINA berdasarkan UU No. 8/1971

17 September 2003

PT.

PERTAMINA

menjadi

PT.

PERTAMINA (Persero) sesuai PP No. 31/2003 Lonjakan kebutuhan BBM harus diiringi dengan peningkatan pengolahan minyak bumi agar suplai BBM tetap stabil, hal ini menimbulkan tantangan tersendiri bagi PT. Pertamina (Persero) sebagai salah satu elemen penting dalam usaha pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia semakin berat. Dalam pembangunan nasional, PT. Pertamina (Persero) memiliki tiga peranan penting, yaitu: 1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM. 2. Sebagai sumber devisa negara. 3. Menyediakan lapangan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

3

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Dalam menghadapi tantangan dan mencapai sasaran terutama di dalam negeri, PT. Pertamina (Persero) membangun unit pengolahan minyak di berbagai wilayah di Indonesia. Hingga saat ini PT. Pertamina (Persero) telah mempunyai enam buah kilang, yaitu: Tabel I. 2. Kapasitas Produksi Kilang PT. Pertamina (Persero) No.

Unit Pengolahan

Kapasitas (MBSD)

1.

RU II Dumai

170.0

2.

RU III Plaju

133.7

3.

RU IV Cilacap

348.0

4.

RU V Balikpapan

260.0

5.

RU VI Balongan

125.0

6.

RU VII Kasim

10.0

(Sumber: www.pertamina.com, 2016) I.1.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan membangun kilang dengan system project financing di mana biaya investasi pembangunannya dibayar dari revenue kilang Balongan sendiri, dan dari keuntungan Pertamina lainnya. Maka dari itu, tidak ada dana atau equity dari pemerintah yang digunakan sebagai modal saat pembangunan kilang-kilang lainnya sebelum tahun 1990. Oleh karena itu, kilangan Balongan disebut kilang milik PERTAMINA. Kilang yang dirancang pada kilang Balongan ialah kilang untuk mengolah minyak mentah jenis Duri (80%). Pada tahun 1990-an, crude Duri mempunyai harga jual yang relative rendah karena kualitasnya kurang baik sebagai bahan baku Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

4

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

kilang. Kualitas yang rendah dari crude Duri dapat terlihat dari kandungan residu yang tinggi mencapai 78%, serta kandungan logam berat, karbon, dan nitrogen yang juga tinggi. Teknologi kilang yang dimiliki di dalam negeri sebelum adanya kilang Balongan tidak mampu mengolah secara efektif dalam jumlah besar, sementara itu produksi minyak dari lapangan Duri meningkat cukup besar dengan diterapkannya metode Secondary Recovery. Feed atau umpan yang digunakan pada kilang Balongan merupakan campuran crude Duri, Minas, dan Nile Blend dengan perbandingan masing-masingnya 41 : 35 : 24. Dasar landasan didirikannya kilang RU VI Balongan uuntuk memenuhi kebutuhan BBM, di antaranya adalah: 1. Memecahkan berbagai masalah minyak mentah (crude) Duri. 2. Antisipasi kebutuhan produk BBM nasional, regional, dan internasional. 3. Dapat menghasilkan produk dengan nilai tambah tinggi. Pemilihan daerah Balongan sebagai lokasi kilang dan proyek kilang dinamakam proyek EXOR I (Export Oriented Refinery I), dan didirikan pada tahun 1991. Kemudian, pengoperasian kilang tersebut diubah menjadi Pertamina Refinery Unit VI Balongan. Start Up kilang PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan dilaksanakan pada bulan Oktober 1994, lalu diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995, dan sempat mengalami penundaan dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) karena unit Residue Catalytic Cracking (RCC) mengalami kerusakan. Unit RCC adalah unit terpenting di kilang PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan. Unit RCC ini mengubah residu (sekitar 62% dari total feed) menjadi Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

5

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

minyak ringan yang lebih berharga. Residu yang dihasilkan sangat besar sehingga sangat tidak menguntungkan apabila residu tersebut tidak dimanfaatkan. Unit ini memiliki kapasitas yang terbesar di dunia untuk saat ini, yakni sekitar 83.000 BPSD. Adanya kilang minyak Balongan, kapasitas produksi kilang minyak domestic menjadi 1.074.300 BPSD. Produksi kilang minyak Balongan berjumlah sekitar 34% dari bahan bakar minyak yang dipasarkan di Jakarta, dan sekitarnya. I.1.2. Visi dan Misi PT. Pertamina (Persero) Visi dan misi PT. Pertamina (Persero) adalah sebagai berikut: 1. Visi: a. Menjadi perusahaan energi nasional kelas dunia. 2. Misi: a. Menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru dan terbarukan secara terintegrasi berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat. I.1.3. Logo dan Slogan PT. Pertamina (Persero) Dari 20 Agustus 1968 hingga 1 Desember 2005 (selama 37 tahun) logo kuda laut sebagai identitas Pertamina. Setelah terjadi krisis Pertamina pada tahun 1976, terjadi perkiraan perubahan logo sampai dengan terbentuknya PT. Pertamina (Persero) pada tahun 2003. Beberapa pertimbangan untuk perubahan logo, yaitu agar dapat membangun semangat baru, mendapatkan pandangan (image) yang lebih baik di antara global oil dan gas companies, mendorong daya saing perusahaan dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi, serta membangun perubahan corporate culture bagi seluruh pekerja. Seiring berubahnya logo terdapat perubahan lain, antara lain: 1. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi perseroan. 2. Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi persaingan, dan semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru di bidang Hulu dan Hilir. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

6

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Slogan

RENEWABLE

SPIRIT

yang

artinya

ialah

“SEMANGAT

TERBARUKAN”. Dengan slogan ini diharapkan perilaku seluruh pekerja akan berubah menjadi entrepreneur dan customer oriented, terkait dengan persaingan yang sedang, dan akan dihapai perusahaan. Logo baru Pertamina sebagai identitas perusahaan dikukuhkan dan diberlakukan mulai tanggal 10 Desember 2005, hingga kini logonya tetap berlaku.

Gambar I. 1. Logo PT. Pertamina (Persero) Logo pada Gambar I.1 ialah logo Pertamina yang memiliki arti berikut: 1. Elemen logo membentuk huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah, dimaksudkan sebagai Pertamina yang bergerak maju dan progresif. 2. Warna-warna yang berani menunjukkan langkah besar yang diambil Pertamina dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana: a. Biru

:

mencerminkan

handal,

dapat

dipercaya,

dan

bertanggung jawab. b. Hijau : mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan. c. Merah :

mencerminkan

keuletan

dan

ketegasan,

serta

keberanian dalam menghadapai berbagai macam kesulitan. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

7

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

I.1.4. Visi dan Misi PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan Visi dan misi PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan ialah sebagai berikut: 1. Visi a. Menjadi kilang terkemuka di Asia tahun 2025. 2. Misi a. Mengolah crude dan naptha untuk memproduksi BBM, BBK, residu, NBBM, dan Petkim secara tepat jumlah, mutu, waktu, berorientasi laba, serta berdaya saing tinggi untuk memenuhi kebutuhan pasar. b. Mengoperasikan kilang yang berteknologi maju dan terpadu secara aman, handal, efisien, dan berwawasan lingkungan. c. Mengelola asset RU VI Balongan secara professional yang didukung oleh sistem manajemen yang tangguh berdasarkan semangat kebersamaan, keterbukaan, dan prinsip saling menguntungkan. I.1.5. Logo dan Slogan PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan

Gambar I. 2. Logo Unggulan PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan Logo yang dimiliki PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan ialah seperti pada Gambar I.2, dan memiliki arti yaitu:

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

8

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. Lingkaran

: fokus kepada bisnis inti dan sinergi.

2. Gambar

: konstruksi regenerator dan reactor di unit RCC yang menjadi

ciri khas dari PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan. 3. Warna

: warna yang terdapat pada logo ialah warna hijau, putih, biru,

dan kuning. Masing-masing warna memiliki makna tersendiri. a. Hijau : selalu menjaga kelestarian lingkungan hidup b. Putih : bersih, professional, proaktif, inovatif, dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran c. Biru

: loyal kepada visi PT. Pertamina (Persero)

d. Kuning: keagungan PT. Pertaina (Persero) RU VI Balongan Slogan dari PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan sama dengan PT. Pertamina (Persero), yakni RENEWABLE SPIRIT yang berarti “SEMANGAT TERBARUKAN”. Slogan tersebut diharapkan dapat mendorong seluruh pekerja untuk memiliki sikap entrepreneurship dan customer oriented yang terkait dengan persaingan yang sedang, dan akan dihadapi perusahaan. I.1.6. Pedoman Perilaku Pedoman perilaku ini bersumber dari Tata Nilai Unggulan 6C (Clean, Competitive, Confident, Customer Focused, Commercial, dan Capable) yang diharapkan menjadi nilai-nilai yang dijunjung tinggi, dan menjadi perilaku khas insan Pertamina: 1. Clean. Perusahaan dikelola secara professional dengan menghindari benturan kepentingan, tidak mentolerir suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas, serta berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive. Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, menghargai kinerja, dan membangun budaya sadar biaya. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

9

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3. Confident. Dapat menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, dan membangun kebanggaan bangsa. 4. Customer focused. Dapat berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan, dan berorientasi pada kepentingan pelanggan. 5. Commercial. Dapat mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat, dan menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial. 6. Capable.

Berkomitmen

dalam

membangun

kemampuan

riset

dan

pengembangan, serta dikelola oleh pemimpin dan pekerja professional yang memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi. I.2. Lokasi dan Tata Letak PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Letak pabrik PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan terdapat di kecamatan Balongan, kabupaten Indramayu, Jawa Barat (sekitar 40 km arah barat laut Cirebon). Persiapan lahan kilang yang semula ialah sawah tadah hujan memerlukan pengerukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah yang dikerjakan selama 4 bulan. Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang. Tata letak pabrik disusun sedemikian rupa sehingga memudahkan jalannya proses produksi serta turut mempertimbangkan aspek keamanan dan lingkungan. Untuk unit-unit yang saling berhubungan jaraknya didekatkan sehingga memudahkan jalannya proses produksi. Akibat dari itu, pipa yang digunakan dapat sependek mungkin dan energi yang dibutuhkan untuk mendistribusikan aliran dapat diminimalisir. Pada aspek keamanan, area perkantoran terletak cukup jauh dari unitunit yang memiliki resiko bocor atau meledak, seperti RCC, ARHDM, dan lain-lain. Unit-unit yang berisiK diletakkan di tengah kilang. Unit terdekat dengan area perkantoran adalah unit utilitas dan tangki-tangki yang berisi air sehingga relative aman. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

10

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Area kilang terdiri dari: 1. Sarana kilang

: 250 ha daerah konstruksi kilang, dan 200 ha daerah

penyangga 2. Sarana perumahan

: 200 ha

Gambar I. 3. Letak Geografis PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor pendukung, antara lain: 1. Bahan Baku Sumber bahan baku yang diolah di PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan adalah minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, sekarang menjadi 50% feed). Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 MMSCFD (Million Metric Standard Cubic Feet per Day). 2. Air Sumber air yang digunakan terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, ± 65 km dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan dengan menggunakan pipa berukuran 24 inci berkecepatan operasi normal 1.100 m3, serta kecepatan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

11

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

maksimum 1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchanger, dan condenser (sebagai pendingin) air minum, dan kebutuhan perumahan. Untuk pemanfaatan air, PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD (Chemical Oxygen Demand) sesuai dengan persyaratan lingkungan. 3. Transportasi Letak lokasi kilang RU VI Balongan berdekatan dengan jalan raya, dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar, sehingga memudahkan distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Untuk fasilitas transportasi yang berada di tengah laut digunakan marine facilities untuk keperluan bongkar muat crude oil (minyak mentah), dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities. 4. Tenaga Kerja Tenaga kerja yang digunakan pada PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan memiliki dua golongan, yaitu golongan pertama, terdiri dari tenaga kerja nonskill dengan jumlah sebanyak 800 orang yang dipekerjakan pada proses pendirian kilang Balongan sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar biasanya disebut juga dengan tenaga kerja harian lepas, sedangkan golongan kedua, terdiri dari tenaga kerja PT. Pertamina (Persero) yang telah berpengalaman berjumlah 900 orang dari berbagai kilang minyak di Indonesia biasanya dipekerjakan untuk mengatasi proses pengoperasian.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

12

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

I.3. Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan

Gambar I. 4. Struktur Organisasi PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan Struktur organisasi PT. Pertamina (Persero) RU VI Balongan menganut sistem organisasi. Penggunaan sistem organisasi ini dikarenakan adanya beberapa keuntungan antara lain bahwa kekuasaan tertinggi dipegang oleh pimpinan, pelaksanaannya sederhana dan mudah dimengerti oleh bawahan, masing-masing pekerja hanya bertanggung jawab pada atasan. Tujuan dibuatnya struktur organisasi itu sendiri adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan tugas, sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan organisasi yang telah

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

13

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

ditetapkan. Struktur organisasinya terdiri dari beberapa bagian dan memiliki tanggung jawab masing-masing, yaitu sebagai berikut: 1. General Manager Refinery Unit VI Tugas pokok General Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi seluruh kegiatan di Refinery Unit VI sesuai dengan visi misi unit bisnis yang meliputi kegiatan pengembangan pengolahan, pengoelolaan operasi kilang, kehandalan kilang, pengembangan kilang, supply chain operation, procurement, serta kegiatan pendukung lainnya guna mencapai target perusahaan di Refinery Unit VI. 2. Senior Manager Op & Manufacturing Tugas pokok Senior Manager Op & Manufacturing adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi penyusunan rencana operasi kilang, kegiatan operasi kilang, assesment kondisi peralatan, pemeliharaan turn around / overhoul, pemeliharaan rutin dan non-rutin, pengadaan barang dan jasa, pengadaan bahan baku, intermedia, dan gas, penerimaan, penyaluran, storage management, pengelolaan sistem akuntansi arus minyak, dan operasional HSE serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / proses bisnis. 3. Production-I Manager Tugas pokok Production-I Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi sistem dan tata kerja operasi kilang, rencana operasi dan kegiatan operasi kilang, pengadaan produk, barang, dan jasa, pengelolaan penerimaan, penyaluran, dan storage management, pengelolaan sistem arus minyak, pengelolaan mutu, dan operasional program HSE dalam rangka mendukung seluruh kegiatan operasional kilang dalam melakukan pengolahan minyak mentah menjadi produk BBM / NBBM secara produktif, efisien, aman, dan ramah lingkungan, serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / proses bisnis sesuai dengan perencanaan perusahaan di Refinery Unit VI. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

14

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

4. Production-II Manager Tugas pokok Production-II Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi sistem dan tata kerja operasi kilang, rencana operasi dan kegiatan operasi kilang, pengadaan produk, barang, dan jasa, pengelolaan penerimaan, penyaluran, dan storage management, pengelolaan sistem arus minyak, pengelolaan mutu, dan menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / process business operasional program HSE dalam rangka mendukung seluruh kegiatan operasional kilang dalam melakukan pengolahan minyak mentah menjadi produk BBM, NBBM, secara produktif, efisien, aman, dan ramah lingkungan sesuai dengan perencanaan perusahaan di Refinery Unit VI. 5. Refinery Planning & Optimization Manager Tugas

pokok

Refinery

Planning

& Optimization

Manager

adalah

mengarahkan, mengkoordinasikan, dan memonitor evaluasi perencanaan, pengembangan / pengelolaan bahan baku, dan produk kilang berdasarkan kajian keekonomian, kemampuan kilang serta kondisi pasar; evaluasi pengadaan, penerimaan, dan penyaluran bahan baku; evaluasi kegiatan operasi kilang; evaluasi pengembangan produk; pengelolaan Linear Programming serta pengelolaan hubungan pelanggan dalam rangka mendukung kegiatan operasional yang paling efektif, efisien, dan aman serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / proses bisnis di Refinery Unit VI. 6. Maintenance Execution Manager Tugas pokok Maintenance Execution Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi kegiatan turn around dan overhaul (plant stop), pemeliharaan peralatan kilang rutin & non-rutin, pembangunan dan pemeliharaan aset bangunan, fasilitas sosial, dan fasilitas umum lainnya, dan heavy equipment, transportation, rigging, dan scaffolding, optimalisasi aset pengelolaan mutu tools workshop, dan correction action saat operasi kilang untuk memastikan peralatan kilang siap beroperasi dengan tingkat kehandalan, Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

15

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

kinerja peralatan yang paling optimal, menjadi role model, dan menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas dan memenuhi HSE excellence di Refinery Unit. 7. Maintenance Planning & Support Manager Tugas pokok Maintenance Planning & Support Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi kegiatan pemeliharaan serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / process business peralatan kilang yang meliputi rencana strategi perusahaan, pengelolaan mutu, strategi dan rencana dan kehandalan, assesment kondisi kilang, kegiatan pemeliharaan, vendor management, anggaran, dan pemeliharaan data seluruh peralatan kilang untuk memberikan jaminan kelayakan operasi peralatan sesuai peraturan pemerintah dan / atau standar & code serta aspek HSE yang belaku agar peralatan dapat dioperasikan sesuai jadwal untuk memenuhi target produksi yang direncanakan di Refinery Unit VI. 8. Reliability Manager Tugas pokok Reliability Manager adalah mengkoordinir, merencanakan, memonitor, dan mengevaluasi pelaksanaan kehandalan kilang meliputi penetapan strategi pemeliharaan kilang (anggaran, strategi dan rencana), pengembangan teknologi, assessment / inspeksi kondisi kilang, pemeliharaan kilang terencana (termasuk TA dan OH) serta pengadaan barang dan jasa yang berkaitan dengan kebutuhan operasi pemeliharaan kilang serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas / process business dalam upaya mencapai tingkat kehandalan kilang dan safety yang optimal sesuai dengan prosedur kerja yang berlaku di Refinery Unit. 9. T/A (Turn-Around) Manager Tugas

pokok

T/A

Manager

adalah

mengkoordinir,

mengarahkan,

mengendalikan, memonitor, dan mengevaluasi seluruh tahapan proses kerja turn-around (TA/PS/COC) dan over-haul (OH) equipment, mulai dari tahap Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

16

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

persiapan / perencanaan, pelaksanaan & proses start-up, hingga post TA-OH yang sesuai best practice / pedoman TA, pedoman pengadaan barang & jasa, peraturan pemerintah, standard & code yang berlaku dalam upaya mendukung kehandalan pengoperasian peralatan kilang hingga seluruh peralatan yang telah diperbaiki dan di-overhaul tersebut dapat beroperasi dengan aman dan handal sampai dengan jadwal TA-OH berikutnya, untuk mendukung pemenuhan target produksi yang direncanakan di Refinery Unit VI. 10. Engineering & Development Manager Tugas pokok Engineering & Development Manager adalah mengarahkan, memonitor, mengendalikan, dan mengevaluasi penyusunan sistem tata kerja operasi

kilang

apabila

ada

modifikasi/revamp/unit

baru,

kegiatan

pengembangan kilang pengembangan teknologi, pengembangan produk, pengelolaan kegiatan operasi kilang, pengelolaan pengadaan barang dan jasa, pengelolaan program HSE, pengelolaan anggaran investasi guna mendukung kegiatan operasi pengolahan berdasarkan hasil identifikasi potensi risiko sehingga dapat terkelola suatu kinerja ekselen yang memberikan kontribusi positif bagi perusahaan dan berorientasi kepada pelanggan, produktivitas, dan keamanan kilang Refinery Unit VI. 11. HSE Manager Tugas pokok HSE Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi penerapan aspek HSE di Refinery Unit VI yang meliputi penyusunan, sosialisasi & rekomendasi kebijakan & STK HSE, identifikasi risiko HSE, mitigasi risiko HSE, peningkatan budaya HSE, implementasi operasional program HSE, investigasi HSE, penyediaan peralatan dan fasilitas HSE, HSE regulation & standard code compliance serta HSE audit agar kegiatan pencegahan dan penanggulangan keadaan darurat, pelestarian lingkungan, keselamatan dan kesehatan kerja dapat tercapai sesuai dengan rencana dalam upaya mencapai HSE excellence. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

17

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

12. Procurement Manager Tugas pokok Procurement Manager adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi sistem tata kerja procurement, pengadaan barang dan jasa, vendor management, penerimaan barang dan jasa, distribusi, warehouse management, perjanjian kerjasama pengadaan jasa, dan facility support serta menunjukkan komitmen HSE dalam setiap aktivitas di fungsi Procurement Refinery Unit VI. 13. Manager Operational Performance Improvement Tugas pokok OPI adalah mengkordinir, merencanakan, mengarahkan, memonitor dan mengevaluasi perubahan perusahaan, penyusunan laporan perusahaan terkait improvement, knowledge management, kegiatan leadership development (mindset & capability) Management system & infrastruktur, pengolahan reward dan corporate activity dalam rangka mendukung kegiatan peningkatan kinerja operasional di Refinery Unit VI 14. Manager Finance Tugas pokok Manager Finance adalah mengarahkan, memonitor, dan mengevaluasi proses pengelolaan kinerja keuangan, pengelolaan Sistem Tata Kerja (SOP), pengelolaan penyusunan kebutuhan anggaran, pendanaan jangka pendek, kas dan bank untuk kebutuhan kegiatan operasi. 15. Manager Human Resource Tugas pokok Manager Human Resource adalah mengarahkan, memonitor dan melakukan verifikasi kebutuhan tenaga kerja, proses transfer pekerja, identifikasi LNA dan evaluasi usulan pelatihan pekerja, pengelolaan hubungan industri (discipline & grievance) dan penanganan kasus kasus yang terjadi, administrasi kompensasi, benefit, data pekerja, merespon kebutuhan informasi dan pembinaan hubungan dengan Refinery Unit VI guna mendukung operasionalisasi pembinaan dan pengembangan sumber daya manusia yang optimal dalam rangka pencapaian target perusahaan. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

18

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

16. `Manager Marine Tugas pokok Manager Marine adalah memonitor dan mengevaluasi persiapan operasi kapal, ship maintenance, sistem tata kerja port management, new port project, port management activity, marine services. 17. Manager IT Tugas pokok Manager IT adalah mengarahkan, memonitor dan mengevaluasi kegiatan pemeliharaan, analisa pengajuan perubahan dan persiapan instalasi, pengelolaan

physical

environment

(fasilitas pendukung), pengelolaan

pengamanan data, pengadaan pengelolaan IT. 18. Manager Legal Tugas pokok Manager Legal adalah mengarahkan, memonitor dan mengevaluasi layanan legal terkait kegiatan operasional Refinery Unit VI, melakasanakan penugasan khusus yang diberikan oleh General Manager Refinery RU VI, Vice President Legal Counsel dan/ atau Chief Legal Counsel & Compliance 19. Manager Medical Tugas pokok Manager Medical adalah melayani kesehatan bagi pekerja, keluarga dan pensiunan di Pertamina Hospital Balongan sesuai kebijakan perusahaan dan mutu pelayanan kesehatan yang dapat dipertanggungjawabkan dan menjamin tertib administrasi Medis 20. Manager Internal Audit Tugas pokok Manager Internal Audit adalah mengarahkan, memonitor dan mengevaluasi rencana audit makro meliputi pemutakhiran makro risk assesment sehingga menghasilkan Annual Plan, pengelolaan proses audit, konsultasi serta monitoring dan evaluasi tindak lanjutnya sehingga mencapai tujuan pengawasan internal yang efektif dan efisien.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

19

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

II.1. Uraian Proses Crude Distillation Unit (CDU) merupakan unit utama pemroses crude oil. Di unit CDU, crude oil dipisahkan fraksi-fraksinya secara distilasi (pemisahan berdasar perbedaan titik didih) sehingga dihasilkan produk-produk straight run naphta, straight run kerosene, untreated gasoil dan atmospheric residue. Produk SR-naphta dan SRkerosene merupakan produk akhir dari CDU, sedangkan produk gasoil dan residue merupakan produk antara (intermediate) yang akan diolah lebih lanjut di unit GO HTU serta AHU dan RCU. Proses distilasi dalam kilang minyak bumi merupakan proses pengolahan primer secara fisika yang mengawali semua proses-proses yang diperlukan untuk memproduksi BBM dan Non-BBM. Proses distilasi ini dapat menggunakan satu kolom atau lebih menara distilasi, misalnya residu dari menara distilasi atmosferik dialirkan ke menara distilasi hampa atau ke menara distilasi bertekanan. Prinsip proses di CDU adalah cracking minyak mentah dan pemisahan produk. Sebelum masuk ke menara distilasi atmosferik, crude oil harus bebas dari garam yang terlarut. Proses pemisahan garam terlarut dilakukan dengan electrostatic water separation atau desalting. Crude oil bebas garam selanjutnya dipanaskan secara bertahap dengan menggunakan Heat Exchanger lalu furnace untuk menaikkan temperaturnya sampai diantara 330 dan 385 oC tergantung pada komposisi crude oil. Selanjutnya crude oil masuk menara distilasi atmosferik untuk proses hydrocracking dengan bantuan steam. Overhead vapor yang dihasilkan masuk ke kondenser untuk memisahkan off gas dan naphta. Sebagian naphta di-refluks kembali ke dalam menara distilasi sedangkan naphta yang diambil sebagai produk disebut straight run naphta. Off gas yang Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

20

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dihasilkan dialirkan ke unit Amine Treatment untuk dihasilkan LPG berupa uap murni (net vapor product). Fraksi-fraksi minyak, seperti kerosene, light gas oil (LGO) dan heavy gas oil (HGO) di-side draw dengan beberapa pump around di sepanjang menara. Kerosene, LGO dan HGO masing-masing masuk ke splitter untuk dipisahkan lagi, fase uapnya dikembalikan lagi ke menara distilasi dan fase cairnya sebagai produk utama (kerosene) maupun produk intermediate (LGO dan HGO). Atmospheric residue, yang merupakan fraksi berat pada menara distilasi diambil sebagai bottom produk. Sebagian diumpankan ke unit AHU dan RCC untuk proses penghilangan kadar logam dan sulfur serta proses cracking lebih lanjut, sebagian lagi dialirkan ke storage tank sebagai cadangan. II.2. Uraian Tugas Khusus Dalam industri pengolahan minyak bumi dibutuhkan suatu peralatan untuk memanaskanfluida yang disebut furnace. Furnace atau heater atau sering disebut fired heater, adalah alat yang dapat memanaskan fluida hingga temperatur tinggi dengan biaya yang cukup ekonomis karena panas yang dipakai untuk memanaskan fluida yang mengalir dalam tube-tube berasal dari hasil pembakaran fuel. Furnace terdiri dari struktur bangunan yang berdinding plat baja yang di bagian dalamnya dilapisi dengan material tahan api (refraktori). Panas yang digunakan dalam Furnace berasal dari panas pembakaran secara langsung dan juga radiasi-radiasi panas yang dipantulkan kembali ke tube-tube yang ada dalam furnace, sehingga akan mengurangi kehilangan panas. Furnace didesain untuk dapat menggunakan fuel oil atau fuel gas maupun keduanya. Furnace umumnya terdiri dari dua bagian utama yaitu bagian yang menerima panas dengan cara konveksi yang disebut Convection Section dan bagian yang menerima panas langsung dengan cara radiasi yang disebut Radiation Section atau sering juga disebut Combustion Chamber. Fluida yang akan dipanaskan terlebih dahulu masuk melalui Convection Section dengan tujuan untuk mendapatkan panas

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

21

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

secara bertahap agar terhindar dari proses thermally shock, kemudian masuk ke dalam Radiation Section hingga mencapai temperatur yang diinginkan. Agar dapat memberikan panas sebanyak-banyaknya kepada fluida yang mengalir dalam tube, maka perlu diusahakan agar pembakaran yang terjadi bisa berlangsung dengan sempurna dan mereduksi atau menekan panas yang hilang melalui stack dan dinding furnace seminimal mungkin. Suatu furnace dapat berfungsi dengan baik apabila: 1. Reaksi pembakaran berlangsung sempurna 2. Pembakaran baik dalam periode waktu yang lama 3. Panas hasil pembakaran di ruang furnace merata 4. Tidak terdapat scale pada permukaan tube 5. Kebocoran atau kehilangan panas minimal Fungsi furnace yang utama dalam suatu industri kimia diantaranya: 1. Menaikkan temperatur minyak untuk dipisahkan di kolom destilasi 2. Menaikkan temperatur minyak untuk mencapai reaksi termal 3. Menaikkan temperatur minyak untuk mencapai reaksi catalytic 4. Pemanas media hot oil dan sebagai dapur reaksi II.2.1. Prinsip Kerja Furnace Jika dilihat dari fungsi atau kegunaannya, furnace pada dasarnya adalah sebuah alat penukar panas (heat exchanger). Perpindahan panas yang di dalam furnace terjadi secara konveksi dan radiasi. Umpan yang dipanaskan mengalir di dalam tube-tube

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

22

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

sementara ruang terbuka di dalam furnace berfungsi seperti shell dimana di dalamnya terjadi pembakaran bahan bakar. Bahan bakar maupun udara pertama-tama diinjeksikan ke dalam furnace melalui burner kemudian disulut sehingga terjadi proses pembakaran. Pembakaran diusahakan agar terjadi secara sempurna. Hal ini dilakukan dengan memberikan udara berlebih ke dalam furnace. Umpan yang dipanaskan dialirkan di dalam susunan tube yang disusun secara horizontal maupun vertikal di sepanjang lantai, dinding samping, maupun bagian atas ruang pembakaran bergantung pada konfigurasi furnace. Umpan yang dipanaskan umumnya dialirkan terlebih dahulu di bagian konveksi yang terletak di antara ruang bahan bakar dan cerobong untuk pemanasan awal. Kemudian barulah umpan dialirkan menuju bagian radiant fire box melalui pipa cross over untuk mencapai temperatur akhir yang diinginkan. Berdasarkan ukuran, kapasitas dan temperatur yang diperlukan terdapat berbagai variasi desain furnace dan jenis material konstruksi yang digunakan. Namun pada dasarnya furnace dioperasikan berdasarkan prinsip- prinsip yang sama. Besarnya beban panas yang harus diberikan oleh furnace kepada fluida yang dipanaskan bergantung pada jumlah umpan dan perbedaan suhu inlet dan outlet umpan yang ingin dicapai. Semakin besar perbedaan suhu semakin banyak pula jumlah umpan, maka beban furnace esemakin tinggi. Secara umum furnace digunakan untuk memanaskan fluida proses dengan tujuan sebagai berikut : 1. Menaikkan temperature minyak sampai temperature tertentu, selanjutnya dipisahkan di dalam distillation coloumn atau fractionator coloumn. Sebagai contoh adalah furnace yang ada di unit CDU Kilang RU-VI Balongan.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

23

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

2. Menaikkan temperature minyak hingga mencapai temperature tertentu untuk mencapai thermal reaction. Sebagai contoh furnace yang ada di unit CDU Kilang RU-VI Balongan. 3. Menaikkan temperatur minyak sampai temperatur tertentu yang diperlukan untuk catalytic reaction . Sebagai contoh furnace yang ada di Unit Platforming PLBB kilang RU-VI Balongan. 4. Furnace sebagi dapur reaksi, dimana di dalam tube-tube di aliri fluida dari atas menuju keluaran kebawah yang di panaskan pada temperature reaksi yang diinginkan untuk mengurangi beban main Fractionator C101 RU-VI Balongan. 5. Furnace sebagai pemanas minyak yang di jadikan media pembawa kalor (Hot Oil), di mana fluida pembawa panas di panaskan di dalam furnace, kemudian di alirkan melalui pipa dan dipakai sebagai media pemanas. II.2.2. Klasifikasi Furnace A. Berdasarkan Konstruksi dan Tube Oil Di dalam kilang pengolahan minyak bumi terdapat berbagai tipe furnace yang digunakan dan dapat diklasifikasikan baik menurut bentuk kontruksinya maupun susunan tube di dalam furnace serta fungsinya. Adapun faktor utama yang sangat berpengaruh dalam menentukan ukuran dan bentuk furnace adalah kapasitas pembakaran (firing rate). Beberapa tipe furnace yang digunakan dalam industri minyak bumi berdasarkan bentuk konstruksi dan susunan tube oil sebagai berikut. 1. Furnace Tipe Box Furnace tipe box mempunyai bagian radia (radiant section) bagian konveksi (convection section) yang di pisahkan oleh dinding batu tahap api yang di sebut brigde Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

24

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

wall. Di mana burner di pasang pada ujung furnace dan api diarahkan tegak lurus dengan pipa pembuluh (tube coil) ataupun dinding samping furnace. Aplikasi furnace tipe box: 

Digunakan pada instalasi-instalasi lama dan juga di pakai padainstalasi baru



Beban kalor berkisar antara 15-20 MMKcal/jam bahkan bisa lebih, tergantung kebutuhan.



Di pakai untuk proses dengan kapasitas besar.



Umumnya menggunakan bahan bakar fuel oil dan gas. Keuntungan menggunakan furnace tipe box adalah :  Dapat di kembangkan sehingga bersel tiga atau empat  Distribusi panas (fluks kalor) merata di sekeliling pipa  Ekonomis untuk digunakan pada beban kalor di atas 20 MMKcal/jam Kerugian menggunakan furnace tipe box adalah:  Apabila salah satu aliran fluida dihentikan, maka selurh operasi furnace harus dihentikan juga, hal ini dilakukan untuk mencegah pecahnya pipa.  Tidak dapat digunakan untuk memanaskan fluida pada suhu relative tinggi dan aliran fluida singkat.  Harga relative mahal tersusun mendatar  Membutuhkan area relative lebih luas

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

25

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gambar II. 1. Furnace Tipe Box

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

26

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

2. Furnace Tipe Silindris Tegak (Vertical Cylindrical) Furnace tipe silindris tegak mempunyai bentuk kontruksi silindris dengan bentuk lantai (alas) bulat, tube coil dipasang vertikal. Burner di pasang pada lantai sehingga arah pancaran apinya vertikal, sedangkan dapur tipe ini dirancang tanpa ruang konveksi (convection section). Bagian bawah (bottom) di buat jarak kurang lebih 7ft dari dasar lantai atau di sesuakian untuk memberikan keleluasaan bagi operator pada saat pengoperasian furnace. Aplikasi furnace tipe slinder tegak:  Dipergunakan untuk pemanasan fluida yang mempunyai perbedaan suhu antara sisi masuk (inlet) dan sisi keluar (outlet) tidak terlalu besar (90℃)  Beban kalor antara 2,5 s/d 20 MMKcal/jam Keuntungan menggunakan furnace silinder tegak adalah:  Konstruksi sederhana sehingga harga relative lebih murah  Area yang digunakan lebih kecil  Luas permukaan pipa tersusun lebih besar sehingga efisiensi thermalnya lebih tinggi  Ekonomis untuk beban pemanasan antara 15-20 MMKcal/jam Kerugian menggunakan furnace silinder :  Kapasitas feed relatif kecil  Plot area minimaldan perlu pengoprasian lebih hati-hati  Pada kasus dimana kapasitas furnace kecil, kurang effisien.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

27

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gambar II. 2. Furnace Tipe Silindris

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

28

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3. Furnace Tipe Cabin Furnace tipe cabin mempunyai bagian radiasi (radiant section) pada section pada sisi-sisi samping dan sisi kerucut furnace, sedangkan bagian konveksi (convection section) ada dibagian atas furnace, pipa konveksi pada baris pertama dan kedua disebut shield section (pelindung). Burner dipasang pada lantai furnace dan menghadap ke atas, sehingga arah pancaran api maupun flue gas tegak lurus dengan susunan pipa, namun burner dapat juga dipasang horizontal. Keuntungan menggunakan furnace tipe cabin: 

Bentuk kontruksi kompak dan mempunyai efisiensi thermal tinggi.



Beban panas antara 5-75MMKcal/jam.



Pada furnace tipe cabin multicel, memungkinkan pengendalian operasi trpisah (fleksibel).

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

29

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gambar II. 3. Furnace Tipe Cabin

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

30

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

B. Berdasarkan Pasokan Udara Pembakaran (Draft) Klasifikasi furnace dapat dibagi menurut cara pemasokan udara dan pembuangan gas hasil pembakaran (flue gas), sebagai berikut: 1. Furnace Dengan Draft Alami (Natural Draft) Perbedaan tekanan inlet dan outlet air register yang disebabkan oleh perbedaan berat antar bagian flue gas yang panas di dalam stack dan udara di luar stack. Natural draft ini akan menghisap udara pembakaran masuk ke ruang dan membawa gas hasil pembakaran keluar. Kebocoran pada stack akan mengurangi draft tersebut. Natural draft biasanya di pakai pada furnace yang mempunyai ciri-ciri sebagai berikut: 

Mempunyai resisntance yang kecil terhadap aliran flue gas.



Tanpa air preheater.



Mempunyai stack yang cukup tinggi.

2. Furnace Dengan Draft Induksi (Induction Draft) Gas hasil pembakaran keluar melalui stack dengan tarikan blower. Tarikan blower ini menyebabkan tekanan di dalam dapur lebih rendah dari tekanan atmosfer sehingga udara luar masuk ke dalam dapur. 3. Furnace Dengan Draft Paksa Tekanan inlet pada suplai udara melalui air register diperbesar dengan bantuan blower sehingga draft menjadi lebih besar. Forced draft biasanya di pakai untuk furnace yang mempunyai ciri-ciri sebagai berikut: 

Resistance nya kecil terhadap aliran flue gas



Mempunyai stack rendah

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

31

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

4. Furnace Dengan Draft Berimbang (Balance Draft System) Merupakan kombinasi dari forced draft dan induce draft. Balance draft ini memperbesar tekanan dengan air register dan mengurangi tekanan outlet. Penambahan dan pengurangan tekanan tersebut masing-masing dilakukan dengan bantuan sebuah blower. Balance draft ini di pakai heater yang mempunyai ciri-ciri sebagai berikut: 

Resistance terhadap aliran flue gas besar



Memakai air preheater



Mempunyai stack yang rendah

II.2.3. Komponen pada Furnace Furnace dilengkapi dengan berbagai peralatan diantaranya: 1. Tube bundle (header) Tube dapur berfungsi sebagai alat untuk mengalirkan fluida yang dipanaskan. Rangkaian tube biasanya terbuat dari pipa lurus, tanpa sambungan yang disusun parallel dan antara satu dengan yang lain dihubungkan dengan 180o return bend yang dilas pada pipa atau sambungan khusus yang disebut plug header. Tube yang dipergunakan harus tahan terhadap suhu dan tekanan operasi tertentu sehingga tidak terjadi perubahan bentuk dan mempunyai daya hantar panas yang tinggi. Pemilihan material untuk rangkaian tube didasarkan pada beberapa kriteria sebagai berikut: 

Resistansi terhadap korosi karena fluida panas



Resistansi terhadap oksidasi karena udara pembakaran



Ketahanan mekanis terhadap suhu yang tinggi berkaitan dengan tekanan dalam tube yang disebabkan fluida panas, dan tegangan mekanis yang disebabkan berat dari rangkaian tube dan fluida yang ada di dalamnya. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

32

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

2. Tube Support Tube support berfungsi untuk menyangga tube agar tidak melengkung akibat panas pembakaran pada saat Furnace beroperasi. Material yang digunakan harus tahan terhadap: flue gas, oksidasi, korosi karena liquid sisa bahan bakar (sulfat) dan memiliki ketahanan panas mekanis yang baik. 3. Burner Burner adalah peralatan untuk memasukkan bahan bakar (fuel) dan udara pembakaran (air combustion) ke dalam ruang pembakaran dengan kecepatan (velocity), pengadukan (turbulance) serta pengaturan ratio bahan bakar/udara yang sesuai untuk menjaga stabilitas pembakaran. 4. Dinding Dapur Pada umumnya dinding dapur terdiri dari lapisan sebelah luar, berupa dinding baja yang berfungsi sebagai penahan struktur dapur. Serta lapisan sebelah dalam, terdiri dari satu atau dua lapisan. Lapisan yang langsung terkena api adalah fire brick atau batu tahan api, sedangkan lapisan yang tidak langsung terkena api di pasang insulation brick atau batu insolasi untuk menahaan adanya kehilangan panas melalui dinding tersebut. Lapisan sebelah dalam dapur modern, umumnya terdiri dari satu lapis yang berfungsi sekaligus sebagai fire brick dan insulation brick. 5. Pipa-pipa Pembuluh (Tube Coil) Coil merupakan bagian terpenting dari furnace. Tube-tube tersebut terpasang secara pararel(pass) di convection maupun di radiation section. Fluida yang dipanaskan dialirkan di dalam tube-tube di mana mula-mula masuk di convection section, kemudian ke radiarion section dengan tujuan agar di peroleh proses perpindahan panas secara bertahap.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

33

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

6. Combustion Air Preheater (APH) Peralatan ini berfungsi untuk memanfaatkan sisa panas dari flue gas setelah melewati pipa-pipa di dalam convection section, kemudian di manfaatkan untuk memanasi udara pembakaran yang akan masuk ke masing-maasing burner dan selanjutnya ke ruang pembakaran. Dengan demikian panas yang seharusnya dibuang lewat stack atau cerobong dapur dapat dipindahkan ke udara pembakar sehingga efisiensi dapur menjadi lebih baik. 7. Soot Blower Hasil pembakaran di flue gas akan menempel pada dinding luar tube di daerah convection section, sehingga proses perpindahan panas daerah tersebut akan terganggu dan menyebabkan penurunan efisiensi. Untuk membersihkan pengotor tersebeut digunakan soot blower, yaitu peralatan yang digunakan untuk membersihkan endapan kotoran di daerah konveksi agar tidak menghalangi transfer panas. Alat ini dilengkapi dengan nozzle untuk spary dari steam/air yang ditembakkan ke pipa konveksi. 8. Cerobong (Stack) Stack adalah cerobong vertical yang berfungsi untuk melepas gas hasil pembakaran (flue gas) ke udara. 9. Stack Damper Stack damper adalah plat logam untuk mengatur tekanan di excess udara. 10. Lubang Pengintip (Peep Hole) Merupakan lubang kecil yang terbuat dari kaca untuk mengamati keaadan di dalam ruang pembakaran seperti nyala api, warna api dan batu tahan api. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

34

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

11. Batu Tahan Api (Refractory) Refractory di pasang pada bagian dalam dinding furnace dan bolier. Fungsi dari alat aini adalah untuk menahan panas agar tidak keluar dari furnace sehingga heat loss dapat diminimaze, selain itu juga berfungsi sebagai pelindung material penahan bagaian luar (plat logam dinding furnace atau boiler). 12. Kelengkapan Furnace 

Platform adalah tempat laluan operator sekeliling dapur dalam pemeriksaan kondisi dapur.



Acces door (man way), berukuran cukup besar, digunakan pada saat pemeriksaan atau perbaikan dapur.



Exploition door, di pada bagian atas radiant section sebagai pengaman terhadap kemungkinan ekses tekanan di dalam ruang pembakaran.



Wind box, terpasang pada dudukan burner assay, selain untuk mengatur udara pembakaran, juga untuk mengurangi kebisingan operasi furnace.

II.2.4. Efisiensi Furnace Parameter yang di jadikan patokan dalam kinerja suatu furnace adalah thermal eficiency nya. Thermal efisensi merupakan suatu gambaran pemanfaatan panas yang di hasilkan dari pembakaran bahan bakar (fuel) untuk memanaskan fluida proses. Berikut ini merupakan faktor-faktor yang dapat mempengaruhi efisensi furnace: 1. Udara Excess Untuk mencegah terjadinya pembakaran yang tidak sempurna dalam proses pembakaran pada furnace, diinjeksikan udara berlebih dari kebutuhan udara teoritis. Udara excess yang rendah akan mengakibatkan pembakaran yang tidak sempurna Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

35

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

(menghasilkan CO) sehingga menurunkan efisiensi. Namun excess udara yang berlebihan juga tidak efisien karena akan menghasilkan volume flue gas yang besar, serta pembakaran akan diserap untuk menaikkan temperatue udara. 2. Panas hilang Panas yang hilang akan menyebabkan nilai efisiensi turun. Berikut ini merupakan hal-hal yang dapat menyebabkan panas yang hilang: 

Panas hilang melalui casing furnace.



Pembakaran tidak sempurna dari fuel gas yang mengakibatkan komponen yang tidak terbakar atau terbakar tidak sempurna terbawa flue gas.



Temperature flue gas yang tinggi sehingga menyebabkan panas yang terbuang melalui flue gas.

3. Peralatan Furnace Efisiensi pada furnace juga dipengaruhi oleh pengoperasian alat-alat bantu pada furnace. Selain ketiga faktor diatas, performa furnace juga dipengaruhi oleh kondisi operasional di lapangan. Beberapa permasalahan yang sering timbul dalam opersional di lapangan anatar lain: 

Burner mati



Gas buang (flue gas) berasap



Temperature stack tinggi



Nyala api flash back (membalik)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

36

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019



Nyala api pendek



Panas tidak tercapai



Suhu permukaan tube naik



Nyala api miring



Nyala api bergelombang



Lidah api menyentuh tube

Beberapa permasalahan di atas dapat di ketahui secara visual maupun dengan alat ukur (indicator) yang tersedia dan harus selalu dilakukan pengecekan dan memperhatikan kondisi operasional di lapangan sehingga apabila ditemukan adanya ketidaksesuaian akan cepat diketahui dan segera ditangani. II.3. Pengumpulan Data Data yang digunakan untuk mengevaluasi kinerja Furnace 11-F-101 adalah data pada tanggal 14 September 2019 adapun data tersebut diolah dan dibandingkan dengan kondisi desain. Pada pengumpulan data tersebut terdapat dua jenis pengumpulan data yaitu pengumpulan data primer dan pengumpulan data sekunder. II.3.1. Pengumpulan Data Primer Pengumpulan data primer digunakan sebagai dasar analisa evaluasi kinerja Furnace 11-F-101 di Crude Distillation Unit (CDU). Data ini diperoleh dari Data Sheet yang dapat dilihat pada lampiran. II.3.2. Pengumpulan Data Sekunder Pengumpulan data sekunder yang digunakan sebagai bahan perhitungan pada analisa evaluasi Furnace 11-F-101 di Crude Distillation Unit (CDU). Diperoleh dari data lapangan dan data literatur. Data studi lapangan diperoleh dengan cara melihat Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

37

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

kondisi operasi dan aliran proses aktual Furnace 11-F-101 pada DCS (distributed control system) daily report pada tanggal 1 Agustus – 10 September 2019 dengan data yang dibutuhkan berupa data-data temperatur in dan out, serta data-data laju alir masing-masing crude oil dan fuel gas yang mengalir. Pada studi Literatur, data-data yang diperoleh adalah langkah-langkah perhitungan Furnace dan grafik serta tabel yang digunakan. Literatur yang digunakan adalah Process Heat Transfer, D. Q. Kern, (1965). II.3.3. Pengolahan Data Untuk menghitung nilai efisiensi Furnace dilakukan dengan beberapa tahap penyelesaian. Adapun tahap-tahap yang harus dilakukan adalah sebagai berikut: 1. Menghitung Heat Balance (Neraca Panas)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

38

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Q input

=

Q output

Q fuel gas

=

Q stream + Q stack + Q kabin

Keterangan: Q fuel gas

= Jumlah kalor bahan bakar yang diberikan (BTU/jam)

Q stream

= Jumlah kalor aliran fluida / crude oil yang diterima (BTU/jam)

Q stack

= Jumlah kalor yang dilepaskan pada flue gas / cerobong (BTU/jam)

Q kabin

= Jumlah kalor yang dilepaskan secara konveksi pada dinding furnace (BTU/jam)

2. Menghitung Jumlah Kalor yang Diberikan Bahan Bakar (Q fuel gas) Q desorbed = 𝐹𝑙𝑜𝑤 × 𝑁𝐻𝑉 =⋯

𝑚3 𝐵𝑇𝑈 35,3147 𝑓𝑡 3 ×… 3 × 𝐻𝑟 𝑓𝑡 𝑚3

=⋯

𝐵𝑇𝑈 𝐻𝑟

Keterangan: Flow = Rate volumetric fuel gas yang masuk (m3/hr) NHV = Net Heating Value (BTU/ft3) Bahan bakar yang masuk ke dalam furnace menggunakan 2 fuel gas, yakni fuel gas 1 (CH4) dan fuel gas 2 (C2H6). Jadi, Q fuel gas 1 ditambah dengan Q fuel gas 2 sama dengan Q desorbed. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

39

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3. Menghitung Jumlah Kalor yang Diterima Fluida (Q stream) Q absorbed = 𝑚 × ((𝐶𝑝2 × 𝑇2 ) − (𝐶𝑝1 × 𝑇1 )) 𝐿𝑏

𝐵𝑇𝑈

𝐵𝑇𝑈

= … 𝐻𝑟 × ((… 𝐿𝑏 ℉ × … ℉) − (… 𝐿𝑏 ℉ × … ℉)) =⋯

𝐵𝑇𝑈 𝐻𝑟

Keterangan: m

= Laju alir fluida yang masuk ke furnace (lb/hr)

Cp1 dan Cp2

= Kapasitas panas fluida 1 dan 2 (BTU/lb°F)

T1 dan T2

= Temperatur fluida 1 dan 2 (°F)

Q absorbed

= Jumlah kalor yang diterima fluida (BTU/hr)

4. Menghitung Efisiensi Efisiensi (η) =

𝑄 𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑒𝑑 𝑄 𝐷𝑒𝑠𝑜𝑟𝑏𝑒𝑑

× 100%

𝐵𝑇𝑈 … 𝐻𝑟 = × 100% 𝐵𝑇𝑈 … 𝐻𝑟 = ⋯% Dari data efisiensi desain pada furnace 11-F-101 adalah 87%. Maka, efisiensi yang diperoleh harus lebih dari efisiensi desain. Pengaruh jumlah kalor dari Q stack dan Q kabin sangat kecil, maka dalam perhitungan ini, nilai kalor (Q) diabaikan. Perhitungan lengkap dapat dilihat di lampiran.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

40

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

II.4. Hasil dan Pembahasan Nilai efisiensi digunakan untuk menentukan seberapa besar jumlah panas yang terbuang. Dari hasil perhitungan pada furnace 11-F-101 di unit Crude Distillation Unit diperoleh hasil efisiensi pada tanggal 1 Agustus – 10 September 2019 ditampilkan pada grafik sebagai berikut:

Efisiensi Desain vs Efisiensi Aktual Efisiensi (%)

100 Efisiensi Aktual Efisiensi Desain

95 90 85

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

Hari Ke-

Gambar II. 4. Grafik Efisiensi Desain vs Efisiensi Aktual Tiap Hari Grafik di atas adalah grafik hubungan antara efisiensi furnace desain dengan efisiensi actual selama 41 hari, dari tanggal 1 Agustus – 10 September 2019. Dari grafik di atas dapat dilihat bahwa rata-rata efisiensi actual adalah 96,15 % dan efisiensi desain adalah 87 %. Efisiensi actual memiliki nilai yang fluktuatif disebabkan karena kinerja furnace, mulai dari laju alir dan kualitas fuel gas berubah sehingga mempengaruhi kualitas pembakaran. Selain itu kondisi operasi furnace berubah, persen O2 Axcess yang dapat mempengaruhi efisiensi fuenace. Oleh karena itu, perlu diadakan maintenance terhadap furnace secara berkala untuk menjaga peforma furnace supaya tetap optimal.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

41

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB III PROSES PRODUKSI

III.1. Bahan Baku PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Terdapat tiga kategori bahan baku yang digunakan, yaitu bahan baku utama yang berupa minyak mentah (crude oil) dan naphta, bahan baku penunjang dan aditif berupa bahan kimia, katalis, gas alam dan resin, serta bahan baku sistem utilitas berupa air dan udara. III.1.1. Bahan Baku Utama Kilang RU VI Balongan dirancang untuk mengolah minyak bumi di Indonesia sebesar 125.000 BPSD. Bahan baku utama yang digunakan berupa minyak minas (light oil) dan minyak duri (heavy oil) yang berasal dari Dumai dan Riau. Pada desain awal perbandingan minyak duri dan minas ialah masing-masing 80% dan 20%. Namun dalam perkembangan dengan pertimbangan optimasi yang lebih baik, jumlah perbandingan minyak duri dan minas menjadi 50% berbanding 50%. Selain itu juga dilakukan pencampuran dengan minyak JMCO (Jatibarang Mixed Crude Oil), Nile Blend, mudi (Gresik), Banyu Urip, Azeri (Malaysia) dalam jumlah yang kecil mengingat kandungan minyak duri dan minas sudah mulai terbatas dan sifat dari minyak tersebut sesuai dengan kondisi dari PT. PERTAMINA RU VI Balongan. Kapasitas umpan minyak mentah dan gas alam adalah sebagai berikut: a) Minyak duri sebanyak 603 ton/jam b) Minyak minas sebanyak 150 ton/jam c) Gas alam dari lapangan Jatibarang sebagai bahan baku H2 plant sebanyak 18 juta kubik feet per hari (MMSCFD)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

42

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Tabel III. 1. Spesifikasi Bahan Baku Crude Oil Spesifikasi Analisis

Satuan Duri

SG pada 60/600F

Minas

0,935 0,8568 2

API gravity Viskositas Kinematik pada 37.80C

Jatibarang

Arjuna

Arzeri

Nile Blend

Mudi

0,8312

0,8441

0,8431

0,862 1

0,82

32,6

39,6

19,8

33,6

38,7

36,1

36,3

500,6

30,68

3,942

2,448

5,99

241,4

17,14

3,079

2,734

5

26,82

2,06

2,6

Cst

pada 500C Kadar Air

% vol

0,2

0,25

0,3

0,05

0,2

0,15

0,15

Kadar sulfur

% berat

0,241

0,112

0,197

0,112

0,16

0,053

0,31

0,2

0,3

0,3

Air dan sedimen

0,05

0,2

Basic nitrogen Total nitrogen

149 0

Pour point

C

33

30

18

-6.7

33

21,1

3,6

2

Kandungan NaCl

Ptb

18

2

21

18

2

Kandungan abu

% berat

3

0,014

0,004

0,004

0,03

0,01

RVP pada 1000F

Psi

0,008

2

5,2

5,1

3,4

Kandungan asphaltenes

% berat

0,8

0,112

0,261

0,01

0,16

0,185

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

43

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Kandungan wax

% berat

0,223

15,73

12,57

9,56

29,3

CCR(Conra cson Carbon Residue

% berat

10,01

3,112

1,368

1,179

1,46

MCR (Micro Carbon Residue)

% berat

7,185

TAN (Total Acid Number)

% berat

1,458

0,123

0,059

0,269

0,4

0,1

C

76,5

30

<0

<0

10

10

KUCP

11,9

12,5

12,1

11,8

12

23,37

9,68

1,22

1,27

3,18

0,01

0,86

1

0,02

0,54

Flash point Characteriz ation factor

0

0,71

4,4

12,6

11,8

Metal Content Nikel Vanadium

Ppm berat

0,74

0,1

Markuri

8 (Pertamina RU VI Balongan, 1992)

III.1.2. Bahan Baku Penunjang dan Aditif Bahan baku penunjang berfungsi untuk mendukung proses pengolahan dan menghindari terjadinya kerusakan pada unit-unit proses. Bahan-bahan penunjang berupa bahan kimia, katalis, dan resin yang digunakan pada unit-unit proses di kilang Balongan. Bahan-bahan penunjang dikelompokkan menjadi bahan bahan penunjang

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

44

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

proses, penunjang produk, dan penunjang utilitas. Beberapa bahan penunjang yang digunakan di kilang Balongan adalah sebagai berikut: 1. Bahan kimia i) Soda kaustik (NaOH), berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan menyerap senyawa sulfur seperti H2S, merkaptan, COS, dan CS2. ii) Corrosion inhibitor, adalah asam karboksilat yang merupakan produk reaksi dalam hidrokarbon alifatik dan aromatik atau garam amina dari asam fosfat dengan penambahan solvent. Bahan kimia ini berfungsi mencegah terjadinya korosi pada overhead line kolom distilasi (11-C-101), mencegah korosi sepanjang cooling water, dan mengurangi laju korosi di overhead system flash rectifier dengan pembentukan filming. iii) Amina monoetanol (C2H4OH)NH2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS dan CS2 serta senyawa sulfur lainnya yang terdapat dalam fraksi C3. iv) Demulsifier, merupakan senyawa campuran dengan berat molekul tinggi seperti oxyalkilated resin dan amina dalam pelarut alkohol dan aromatik. Berfungsi menghindari dan memecah emulsi minyak yang terbentuk sehingga dapat mempercepat pemisahan di desalter. Demulsifier diinjeksikan ke crude charge secara kontinyu pada sisi suction pump untuk membantu pencampuran atau difusi bahan kimia ke dalam minyak. v) Anti foulant, berfungsi untuk menghindari fouling yang terjadi pada preheater. Fouling dapat didefinisikan sebagai pembentukan deposit pada permukaan alat penukar panas yang dapat menghambat perpindahan panas dan meningkatkan hambatan aliran fluida pada alat penukar panas tersebut. Lapisan fouling dapat berasal dari partikel-partikel atau senyawa lainnya yang tersangkut aliran fluida.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

45

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

vi) Wetting agent, berfungsi memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut dari fasa minyak ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan. vii) Sodium nitrat (NaCO3) dan soda ash (Na2CO3), berfungsi untuk menetralkan senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austentic stainless steel di permukaan tube heater. viii) Trisodium phosphate (Na3PO4), berfungsi untuk menghindari fouling dan mengatur pH. ix) Clorine (Cl2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah terbentuknya lumut atau kerak. x) Sodium phospat monohydrat (NaH2PO4.H2O), berfungsi untuk membantu penyerapan senyawa dasar nitrogen (amoniak) dan entrainment solvent. xi) LPG odorant, berfungsi sebagai detektor kebocoran LPG. Anti foam, digunakan untuk mencegah terjadinya foaming pada amine regenerator. xii) Karbon aktif, digunakan sebagai media penyerap produk korosi yang terbawa dalam larutan lean amine. Karbon aktif dipakai pada 23-S-102 (carbon filter). CO promotor digunakan untuk mempercepat pembakaran CO menjadi CO2 pada CO boiler dan meminimalisir peningkatan temperatur yang ditimbulkan seperti after burning pada dilute phase regenerator. Metal passivation, digunakan untuk menurunkan efek metal terhadap katalis. 2. Bahan penunjang produk i) Clay, berfungsi untuk menstabilkan warna pada produk kerosin. ii) Anti oksidan (C14H24N2), berfungsi untuk mencegah pembentukan endapan yang menggumpal (gum) pada produk nafta dan gasolin. Gum dapat menyebabkan terjadinya penyumbatan pada filter atau karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium atau poligasolin. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

46

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3. Katalis, resin, dan adsorbent Beberapa jenis katalis dan resin yang digunakan di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dapat dilihat pada tabel III.2:

Tabel III. 2. Katalis dan resin PT. PERTAMINA (Persero) Unit

Jenis katalis/Resin

Aplikasi

Fungsi

12/13

ICR131KAQ

12/13-R-101/102/103

Mengurangi kandungan logam

14/21

Sulphur Absorber

15

Katalis UOP

22-R-102 A/B

Absorbsi H2S

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

rantai

hidrokarbon Panjang Molsieve Pru ODG-

19-V-104 A/B

442

19

E-315 Katalis

LPG campuran C3

19-V-111

Propylene

Alcoa Selecsorb COS

Metal 11-V-112 A/B

1/8"

Katalis SHP H-14171

Menghilangkan kandungan

Metal Treater 20

Adsorbsi moisture dari

Menghilangkan COS dari Propylene

19-R-101 A/B

Menjenuhkan

senyawa

diolefin

menjadi

monoolefin Rock Salt

14/21-V-101

Adsorbsi moisture dari LPG

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

47

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Hydrogenator

22-R-101

Hidrogenasi melepas

untuk kandungan

sulfur 22

High Temperature

22-R-103

Shift Converter type

Mengubah CO menjadi CO2

C12-4 Hydrogen Reformer

22-F-101

Catalyst Anion Resin ASB-1p

Mengubah gas alam menjadi H2

22-V-105 A/B

&

Mereaksikan kation dan anion

Kation Resin C-249

Lynde Adsorbent type

22-V-109 A-M

LA22LAC-612, C-

Menyerap pengotor H2 (CO, CO2, N2, HC)

200F

23

Karbon aktif

23-S-102

Menyerap yang

komponen

mengakibatkan

foaming Amine Filter

23-S-101/103

Menyaring partikel >10 micron di Lean

25

Claus Catalyst

25-R-101/102/103

Mereaksikan gas alam

55

Karbon Aktif

55-A-101 A/B-S1

Menyaring bahan-bahan

Strong Acid

Kation pada 55-A-101

Kation Resin

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

Organik

Menghilangkan kation/anion

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

48

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

58

Activated Alumina

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

1/8", 1/4", ceramic

Adsorbsi moisture dari LPG

ball 59

Molsieve Siliporite

59-A-101 A/B-A1

Adsorbsi moisture, CO2

III.2. Uraian Proses Produksi Terdapat dua kategori bahan produk yang dihasilkan yaitu: produk utama yang berupa kerosene, solar, premium, pertamax, pertamax plus, LPG dan produk samping bempa Decant Oil dan Propylene. Produk yang dihasilkan PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dibagi menjadi tiga bagian, yaitu jenis produk dalam bentuk BBM, Non BBM dan jenis BBK (Bahan Bakar Khusus). Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dibedakan menjadi empat, yaitu: 1) Hydro Skimming Complex (HSC) Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphta Processing Unit (NPU). 2) Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Unit ini terdiri dari Atmospheric Residue Hydrometallization Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). 3) Residue Catalytic Complex Unit (RCU) Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Cracker Unit (RCU) dan Light End Unit (LEU). 4) RCC Offgas to Propylene Project (ROPP)/Propylene Olefine Complex (POC) Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

49

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

ROPP merupakan unit terbaru yang memulai start-upnya pada Januari 2013. Unit ini terdiri dari Low Pressure Recovery Unit (Unit 34), Selective C4 Hydrogenation Unit (Unit 35), Catalytic Distillation Deisobutenizer (Unit 36), Olefins Conversion Unit (Unit 37), Regeneration Systems (Unit 38), Binary Refrigeration System (Unit 39). III.2.1. Hydro Skimming Complex (HSC) Pada proses Hydro Skimming Complex dibagi menjadi dua kelompok besar yaitu Distillation and Treating Unit (DTU) dan Naphta Treating Unit (NPU). Proses yang terjadi pada Hydro Skimming Complex Unit adalah proses distilasi dan treating dari limbah yang dihasilkan dari crude oil serta proses treating produk naphtha. Unit HSC terdiri dari Crude Distillation Unit (CDU) dan Naphtha Processing Unit (NPU). III.2.1.1. Distillation and Treating Unit (DTU) Unit ini terdiri dari Crude Distillation Unit (Unit 11), Amine Treatment (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit 24), dan Sulphur Plant (Unit 25). Penjelasan dari tiaptiap unit adalah sebagai berikut: Unit 11 : Crude Distillation Unit (CDU) Crude Distillation Unit (CDU) merupakan primary processing. Kapasitas dari unit ini adalah sebesar 125.000 BPSD (828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah yang digunakan pada saat ini terdiri dari 80% crude oil Duri dan 20% crude oil Minas dalam rangka optimalisasi kilang RU-VI, tetapi saat ini juga digunakan komposisi dari crude oil lain yang memiliki karakteristik mendekati crude oil Duri dan Minas yaitu Jatibarang mixed crude oil, Neil Blend crude oil, dan Mudi crude oil. Crude Distillation Unit terdiri dari dua seksi/bagian yaitu:

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

50

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

a. Seksi crude distillation dirancang untuk memisahkan fraksi-fraksi hidrokarbon yang ada di dalam campuran menjadi produk overhead distillation, combined gas-oil, dan atmospheric residue. b. Seksi overhead fraksinasi dan stabilizer dirancang untuk memisahkan lebih lanjut produk overhead distilat sehingga diperoleh produk akhir berupa off gas, naphta, dan kerosin. Seksi ini juga dirancang untuk memproses wild naphta dari unit Gas Oil Hydrotreating Unit dan Light Cycle Oil Hydrotreating Unit. Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran wild naptha dari gas oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beropreasi dengan baik pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor on stream 0,91. Kapasitas saat ini 100% adalah 754 ton/jam. Tahapan proses: Feed berupa campuran crude oil dialirkan oleh Crude Oil Charge Pump (11-P101 A/B) dan dipanaskan melewati rangkaian alat penukar panas (Cold Preheater Train, 11-E-101 s/d 11-E-105) untuk menaikkan temperatur. Crude oil kemudian dialirkan menuju Desalter untuk mengurangi kandungan garam yang ada di dalam crude oil. Garam dapat terpecah menjadi asam dan dapat mengakibatkan korosi pada sistem perpipaan. Wash Water untuk pencuci crude oil pada Desalter dipanaskan oleh Desalter Effluent Water pada Exchanger (11-E-116), kemudian diinjeksikan pada crude oil di Upstream Mixing Valve pada Desalter Crude Oil Charge Pump (11-P-102 A/B) melalui Hot Preheating Train. Mixing Valve berguna untuk meningkatkan pencampuran yang homogen antara air dengan minyak sehingga air dapat menyerap garam pada minyak dengan bajk. Karena pencampuran air dengan minyak dapat menyebabkan emulsi sehingga terjadi upset (air masuk ke kolom uap) maka diberikan demulsifier. Kondisi operasi Desalter berkisar 150°C dengan tekanan 8 kg/cm2.g sehingga air tetap berwujud cair. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

51

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Desalted Crude Oil lalu dipanaskan kembali dengan Hot Preheater Train (11E-106 s/d 11-E-111) dan dipanaskan lebih lanjut di Furnace (11-F-101) hingga 340 360°C. Minyak mentah yang berupa uap masuk ke dalam Main Fractionator (11-C101) yang terdiri dari 34 tray dimana feed masuk pada tray ke 31. Main Fractionator (11-C-101) untuk fraksinasi steam ke stripping. Stripping menggunakan low pressure steam yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101) menjadi superheated steam sebelum diinjeksikan ke stripper. Dari kolom ini akan dihasilkan top product berupa off gas, naphta, dan kerosin; Side Stream Product berupa untreated Light Gas Oil (LGO) dan untreated Heavy Gas Oil (HGO) serta bottom product berupa Atmospheric Residue (AR). Untuk memanfaatkan dan mengambil panas dari (11-C-101) digunakan tiga Pump Around Stream, yaitu Top Pump Around Stream (P-104), Middle Pump Around Stream (P105) dan Bottom Pump Around Stream (P-106). Top Pump Around Stream diambil dari tray nomor 5 dan digunakan sebagai fluida pemanas pada Cold Preheater Train (11-E-104) kemudian dikembalikan di top tray. Middle Pump Around Stream diambil dari tray nomor 15 dan diambil panasnya untuk Splitter Reboiler (11-E-122) dan Hot Preheater Train (11-E-106), lalu dikembalikan ke tray nomor 12. Bottom Pump Around Stream diambil dari tray nomor 25 dan panasnya digunakan oleh Stabilizer Reboiler (11-E-12) dan Hot Preheater Train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray nomor 22. Top Product dari Main Fractionator (11-C-101) dikondensasi dengan Fin Fan Cooler (11-E-114) serta diinjeksikan ammonia dan Corrosion Inhibitor kemudian dialirkan menuju vessel (11-V-102). Pada (11-V-102) dipisahkan antara fraksi minyak, gas dan airnya. Fraksi air dialirkan ke unit Sour Water Stripper. Fraksi gasnya dialirkan menuju (11-V-103) dan akan digunakan sebagai fuel gas untuk furnace (11-F-101). Sementara fraksi minyaknya dialirkan menuju stabilizer (11-C-104) dengan sebelumnya dipanaskan terlebih dahulu pada exchanger (11-E-118) dan (11-E-119). Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

52

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Stabilizer berfungsi untuk memisahkan hidrokarbon fasa gas dan fasa minyak. Hidrokarbon fasa gas sebagai top product akan dikondensasikan dan dimasukkan ke Stabilizer Overhead Drum (11-V-104). Pada drum ini akan dipisahkan fraksi off gas dan fraksi airnya. Fraksi off gas dikirim ke unit Amine Treatment sedangkan fraksi minyak yang terikut dalam kondensat, akan dikembalikan lagi ke stabilizer sebagai refluks. Sementara itu hidrokarbon fraksi minyak sebagai bottom product dari (11-C104) akan diproses lebih lanjut di dalam splitter (11-C-105). Sebelum masuk splitter, panas dari bottom product dimanfaatkan untuk memanaskan feed yang akan masuk ke stabilizer (11-E-11). Pada splitter ini dihasilkan produk atas berupa naphta dan produk bawah berupa kerosin. Produk naphta dialirkan menuju Naphta Processing Unit (NPU) dan tangki, sementara setelah didinginkan dengan Fin Fan Cooler (11-E-124) dan kondensor (11-E-126). Sedangkan kerosin, disimpan di dalam tangki setelah didinginkan terlebih dahulu dengan Fin Fan Cooler (11-E-125) dan kondensor (11-E127). Side Stream Product dari Main Fractionator (11-C-101) berupa Light Gas Oil (LGO) dan Heavy Gas Oil (HGO) masing-masing di stripping menggunakan Low Pressure Steam kemudian dicampurkan sehingga didapatkan Combined Gas Oil (CGO). Tujuan dari stripping tersebut adalah untuk melucuti fraksi ringan dari masingmasing LCO dan HGO untuk dikembalikan ke Main Fractionator (11-C-101). Sebelum dicampur menjadi CGO, panas dari LGO dan HGO dimanfaatkan untuk memanaskan crude oil. Sebagian dari Combined Gas Oil (CGO) dialirkan ke Gas Oil Hydrotreating Unit (Unit 21) untuk diproses lebih lanjut dan sisanya ditampung di tangki setelah didinginkan terlebih dahulu. Stripping Stream untuk kolom (11-C-101), (11-C-102) dan (11-C-103) menggunakan Low Pressure Steam (LPS) yang sudah dipanaskan di bagian konveksi Furnace (11-F-101) menjadi superheated steam yang mempunyai suhu 350°C sebelum diinjeksikan ke dalam stripper. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

53

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Bottom product dari Main Fractionator (11-C-101) berupa Atmospheric Residue yang mengandung hidrokarbon fraksi berat digunakan panasnya untuk memanaskan crude oil di Preheater Exchanger (11-E-111, 11-E-110, 11-E-107, 11-E105, dan 11-E-103) lalu diproses lebih lanjut di Residue Catalytic Cracking Unit dan sisanya disimpan di tangki setelah didinginkan di dalam Residue/Tempered Water Exchanger (11-E-11‘5).

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

54

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 1. Diagram Alir Proses Crude Distillation Unit (CDU)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 23 : Amine Treatment Unit (ATU) Amine Treatment (Unit 23) merupakan unit proses yang berfungsi untuk memurnikan refinery gas dari impurities (unsur-unsur pengotor) berupa gas H2S. Pembersihan ini dilakukan agar off gas dapat digunakan sebagai bahan baku Hydrogen Plant dan fuel gas. Proses penyerapan H2S yang tadinya menggunakan larutan Diisopropanolamine (DIPA), sekarang diganti dengan menggunakan larutan Methyl Diethanolamine (MDEA) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 12,5-15%. Pada unit ini diharapkan kandugan H2S pada produk tidak melebihi 50%. Reaksi yang terjadi antara lain adalah: a. Reaksi dengan H2S menjadi senyawa sulfida. (C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2S → (C2H5SH)2-N-CH3 + 2H2O b. Hidrasi CO2 menghasilkan asam karbonat. CO2 + H2O → 2H2CO3 c. Reaksi MDEA dengan asam karbonat. (C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2CO3 → (C2H5CO3)2-N-CH3 + 2H2O Amine treatment dirancang untuk mengolah sour gas (gas asam) guna menghilangkan gas H2S menggunakan lisensi proses SHELL ADIP. Pada dasarnya unit 23 terdiri dari dua unit gas absorber (off gas absorber dengan kapasitas 18.552 Nm3/j dan RCC unsaturated gas absorber dengan kapasitas 39.252 Nm3/j) dan satu buah amine regenerator. Off gas absorber berfungsi mengolah sour off gas yang mengandung H2S dari unit CDU, AHU, dan GO/LCO HTU. Letak dari absorber ini adalah di GO/LCO HTU. Off gas yang telah diolah di unit ini selanjutnya dialirkan ke fuel gas system dan digunakan sebagai bahan baku untuk H2 Plant maupun sebagai refinery fuel gas. RCC unsaturated gas absorber mengolah sour gas dari RCC. Absorber ini ditempatkan di unit 16 Unsaturated gas Plant. Produk treated off gas

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

selanjutnya dialirkan ke fuel gas system sebagai fuel gas. Amine regenerator berfungsi untuk melepaskan kembali gas H2S yang terikat di dalam rich amine dan menyuplai lean amine untuk digunakan di kedua off gas absorber. Unit ini terdiri dari dua Gas Absorber dan sebuah Amine Regenerator: a. Off Gas Absorber (14-C-201) Off gas Absorber terletak di unit GO/LCO HTU (Unit 14) dan berfungsi untuk mengolah Sour Off Gas yang mengandung H2S dari unit CDU, ARHDM, GO HTU dan LCO HTU. Gas yang telah diolah dari unit ini akan dialirkan ke Fuel Gas System dan digunakan sebagai bahan baku untuk Hydrogen Plant. b. RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) RCC Unsaturated Gas Absorber terletak di Unit Unsaturated Gas Plant (Unit 16) dan berfungsi untuk mengolah Sour Off Gas dari RCC. Produk Treated Off Gas dari Absorber ini dialirkan ke Fuel Gas System sebagai Fuel Gas. c. Amine Regenerator (23-C-101) Amine Regenerator terletak di area Trearing (Unit 23). Amine Regenerator ini berfungsi untuk melepaskan kembali gas H2S yang terikat dalam rich amine dan menyuplai lean amine untuk digunakan di kedua absorber. Tahapan proses: Semua off gas dari unit CDU (Unit 11), GO-HTU (Unit 14), LCO-HTU (Unit 21) dan ARHDM (Unit 12-13) dialirkan ke Off Gas Absorber (14-C-201) setelah melalui Off Gas Absorber Feed Gas Cooler (14-E-201 A/B) dan Off Gas Knockout Drum (14-V-201). Bottom product dari (14-V-201) merupakan hidrokarbon yang akan dikirim ke flare untuk dibakar sedangkan top product yang berupa off gas diproses lebih lanjut didalam Off Gas Absorber (14-C-201). Seksi Off Gas Absorber (14-C-201) dilengkapi dengan 14 valve Trays untuk tempat berlangsungnya proses absorbsi. Off Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gas dialirkan dengan lean amine yang disuplai dari Amine Regenerator (23 -C101). Gas H2S yang terdapat dalam off gas akan diserap oleh larutan amine. Treated Off Gas yang dihasilkan dialirkan ke Treated Gas KO Drum (62-V-102). Treated Off Gas disuplai ke Hydrogen Plant sebagai feed gas atau digunakan pada Refinery Fuel Gas. Sedangkan larutan amine kaya pengotor (rich amine) yang merupakan bottom product dialirkan ke Amine Regenerator (23-C-101). RCC Unsaturated Gas yang mengandung H2S dialirkan melalui bagian bawah kolom RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) dan dikontakkan secara berlawanan arah dengan larutan lean amine. Seksi RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) dilengkapi dengan 9 Valve Trays untuk tempat berlangsungnya proses absorbsi. Treated Off Gas yang dihasilkan dialirkan ke Unsaturated Gas KO Drum (16-V-107) kemudian dialirkan ke Fuel Gas System sebagai bahan bakar kilang. Sedangkan larutan amine yang telah menyerap H2S (rich amine) yang merupakan bottom product dialirkan ke Amine Regenerator (23-C-101). Seksi Amine Regenerator (23-C-101) mengolah larutan rich amine dari Off Gas Absorber (14-C-201) dan RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105). Sekitar 20% larutan rich amine dilewatkan ke Rich Amine Filter (23-S-103) untuk menyaring endapan atau partikel sampai dengan ukuran 10 mikrometer untuk mencegah akumulasi atau penumpukan di kolom regenerator. Kolom regenerator (23-C101) mempunyai 16 Valve Trays. Gas H2S yang terserap dalam larutan rich amine dilepaskan akibat pemanasan yang dihasilkan reboiler (23-E-103). Larutan rich amine yang sudah tidak mengandung H2S disebut lean amine. Uap atau gas yang keluar sebagai Overhead Condensor (23-E-104) dan gas asam (H2S) selanjutnya dipisahkan dari liquid pada Regenerator Reflux Drum (23-V-101). Gas asam dialirkan ke Sulphur Plant sebagai feed dan liquidnya dijadikan refluks dan dikembalikan ke regenerator dengan sebelumnya ditambahkan make-up water. Lean amine hasil regenerasi dicampur dengan lean amine dari Amine Tank (23-T-101) untuk digunakan sebagai Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

fluida panas pada (23-E-102) dan kemudian sebagian dilewatkan di Lean Amine Filter (23-S-101) serta Lean Amine Carbon Filter (23-S-102). Lalu keluaran dari (23-S-102) dialirkan menuju Exchanger (23-E-101). Dialirkan ke RCC untuk digunakan kembali.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

x

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 2. Diagram Alir Proses Amine Treatment

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 24 : Sour Water Stripper Unit (SWSU) Unit Sour Water Stripper adalah unit proses yang berfungsi untuk menghilangkan kandungan H2S dan NH3 terlarut dalam air sisa proses. Produk yang ramah lingkungan dan dapat disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau digunakan kembali untuk proses unit-unit pengolahan lainnya. Selain itu, unit ini juga bertugas untuk mengoksidasi komponen sulfur yang terdapat dalam larutan Spent Caustic sehingga larutan Spent Caustic dapat dialirkan ke produk air dari SWS yaitu kandungan NH3 nya < 25 ppm dan kandungan H2S nya < 10 ppm. Selain itu, dihasilkan Off Gas yang kaya akan gas H2S untuk dikirim sebagai umpan pada Sulphur Plant dan Off Gas yang kaya akan NH3 akan dibakar di Incinerator. Unit ini terbagi menjadi dua seksi, yaitu seksi Sour Water Stripper (SWS) dan seksi Spent Caustic Treating. Tabel III. 3. Kapasitas pengolahan SWS Train

Sour Water Feed

Kapasitas (m3/jam)

SWS Train I

CDU

22,7

AHU

22,1

GO HTU

12,1

LCO HTU

10,1

Total

60,0

RCC

65,8

SWS Train II

Tahapan Proses: a. Seksi Sour Water Stripper (SWS) Seksi Sour Water Stripper (SWS) terdiri dari dua train yang perbedaannya berdasarkan asal feed berupa air buangan proses yang diolah. Pengadaan dua train Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dilakukan karena air buangan dari unit non-RCC mengandung H2S dan NH3 yang lebih banyak sehingga perlu dilakukan dua kali stripping sedangkan untuk air buangan dari unit RCC, hanya mengandung sedikit H2S sehingga hanya diperlukan satu kali stripping. Pada SWS Train I, Sour Water dimasukkan ke dalam Surge Drum agar terpisah dari fase minyak dan gas. Minyak yang telah dipisahkan dialirkan ke Slop Header sedangkan Sour Water dialirkan ke Stripper. Sour Water lalu dipanaskan terlebih dahulu lalu masuk ke General H2S Stripper (24-C-101) untuk dihilangkan kandungan H2S nya. H2S yang terpisahkan digunakan sebagai feed di Sulphur Plant. Kemudian aliran dilanjutkan ke General NH3 Stripper (24-C-102) untuk dihilangkan kadar NH3 nya. Gas NH3 keluar dari bagian atas kolom dikirim ke Incinerator (25-F-102). Sour Water yang sudah bebas dari H2S dan NH3 keluar dari bawah Stripper dan didinginkan sebelum masuk ke Unit Water Waste Treatment (WWT) atau digunakan kembali ke Unit CDU dan ARHDM. Pada SWS Train II, Sour Water juga dimasukkan ke dalam Surge Drum agar terpisah dari fase minyak dan gas. Minyak yang telah dipisahkan dialirkan ke Slop Header sedangkan Sour Water dilewatkan ke RCC SWS Coalescer (24-S-101). Sour Water dipanaskan dan dialirkan ke RCC Sour Water Stripper (24-C-201). Gas H2S dan NH3 dilepaskan dengan cara pemanasan menggunakan Stripper Reboiler (24-E-203). Overhead Sour Gas (NH3 dan H2S) akan keluar di bagian atas stripper. Gas NH3 yang keluar dari bagian atas stripper selanjutnya digabung dengan gas yang keluar dari Train I untuk selanjutnya dikirim ke Incinerator (25-F-102). Sour Water yang bebas dari H2S dan NH3 akan keluar dari sisi bawah kolom (24C-201) lalu didinginkan sebelum dikirim ke Unit Water Waste Treatment (WWT). Selanjutnya air yang telah diolah tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau digunakan kembali ke Unit CDU dan ARHDM.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

b. Seksi Spent Causting Treating. Pada unit 24 juga terdapat Spent Caustic Treating Sebagai Train III. Train ini berguna untuk mengoksidasi sulfur yang terkandung di Spent Caustic yang berasal dari berbagai unit. Spent Caustic yang diolah di SWS Train III berasal dari LPG Treatment, Naphta Treatment GO-HTU, LCO-HTU, PRU dan Catalytic Condensation Unit. Treating ini dilakukan dengan cara mengatur pH Spent Caustic dengan menggunakan Caustic Soda atau H2SO4 dari tangki, kemudian disalurkan ke Effluent Facility.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 3. Diagram Alir Proses Sour Water Stripper

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 25 : Sulphur Plant Unit Sulphur Plant dirancang untuk mengambil elemen sulfur dari gas asam unit Amine Treatment (Unit 23) dan Sour Water Stripping (Unit 24) dan membakar gas sisa unit Claus Sulphur Plant dan NH3 Rich Gas dari Unit SWS di Incinerator. Unit ini terdiri dari unit claus yang berfungsi untuk menghasilkan cairan sulfur yang kemudian diikuti oleh pembentukan serpihan sulfur, unit penyimpanan sulfur padat, dan unit pembakaran untuk mengolah gas sisa dari Unit Claus dan untuk membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari Unit SWS. Kapasitas unit ini didesain untuk menghasilkan sulfur sebesar 29,8 ton per hari dengan kemurnian 99,9%. H2S yang masih tersisa dibawa ke Incinerator. Selain menghasilkan sulfur sebanyak 29,8 ton per hari, Sulphur Plant juga dapat mengurangi pencemaran udara yang disebabkan oleh emisis Sulfur Oksida (SOx) dan Nitrogen Oksida (NOx). Reaksi yang teljadi adalah sebagai berikut: H2S + 1/2O2 → SO2 + H2O H2S + 1/2SO2 → 1/2S + H2O Tahapan Proses: Umpan gas asam dari Amine Treatment harus dipisahkan dari liquid yang terikat untuk mencegah flooding di Sulphur Plant. Gas asam (H2S) lalu diumpankan ke dapur reaksi (Reaction Furnace) (25-F-101). Dalam dapur reaksi ini berlangsung reaksi pembakaran H2S yang membentuk SO2. Gas hasil proses didinginkan terlebih dahulu, dan diembunkan di Sulphur Condensor (25-E-101). Cairan sulfur hasil kondensasi dialirkan ke Sulphur Pit sedangkan non-condensable gas dipanaskan dan diumpankan ke reaktor (25-R-101). Di dalam reaktor, gas H2S dan SO2 dikonversikan menjadi elemen sulfur dengan bantuan panas dan katalis. Gas hasil reaksi dari reaktor dialirkan ke Sulphur Condensor. Gas sulfur yang terkondensasi akan dialirkan ke Sulphur Pit. Proses yang sama akan diulangi untuk reaktor 2 dan reaktor 3 serta Sulphur Condensor Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3. Noncondensable gas dan gas yang tidak bereaksi dari Sulphur Condensor 4 dilewatkan melalui Sulphur Coaleser (25-S-101) untuk memisahkan Entrainment Liquid sebelum dibakar ke Incinerator. Sulfur yang tedcumpul di Sulphur Pit dialirkan ke Sulphur Degasser untuk menghilangkan H2S atau SO2 terlarut. Cairan sulfur yang telah didegassing dipompakan ke Oil Movement Facility.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 4. Diagram Alir Sulfur Plant

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

III.2.1.2. Naphta Processing Unit (NPU) Naphta Processing Unit terdiri dari 3 unit proses, yaitu: Naphta Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit 32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) (Unit 32) dan Penex Unit (Unit 33). Unit ini dibangun untuk mengolah dan meningkatkan nilai oktan dari nafta. Peningkatan bilangan oktan dilakukan dengan cara menghilangkan impurities yang dapat menurunkan bilangan oktan seperti propana, butana, dan pentana. Sebelumnya dilakukan penambahan TEL (Tetra Ethyl Lead) dan MTBE (Methyl Tertier Butyl Eter) untuk meningkatkan bilangan oktan dan nafta. Namun, saat ini pemakaian TEL dan MTBE telah djlarang karena dapat berbahaya bagi kesehatan karena timbal dapat masuk dan mengendap di dalam tubuh sehingga menghambat pembentukan sel darah merah. Unit 31 : Naptha Hydrotreating Unit (NTU) Unit Naphta Hydrotreating Unit (NHDT atau NTU) memiliki fungsi utama sebagai operasi pembersihan dimana unit ini didesain untuk proses pemumian katalitik dengan menggunakan katalis dan aliran gas H2 murni untuk mengolah Straight Run Naptha dari CDU agar dibersihkan pengotornya seperti sulfur, nitrogen, logam, oksigen, dan klorida yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon yang selanjutnya akan dipisahkan menjadi Heavy Naphta dan Light Naphta. Heavy Naphta akan digunakan sebagai feed untuk unit Platforming (Unit 32) sedangkan Light Naphta akan digunakan sebagai feed unit Penex (Unit 33). Naptha yang diolah berasal dari berbagai unit pengolahan PERTAMINA (UP-III, UP-IV, UP-V) dan juga dari unit 11 Crude Distillation Unit (CDU). Kapasitas dari NHU ini sebesar 52.000 BPSD. Proses pembersihan pengotor pada naphta menggunakan bantuan katalis dan aliran gas H2. Tahapan Proses : Unit NHTU didesain oleh UOP. Unit ini terdiri dari empat seksi yaitu:

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

a. Seksi oxygen stripper Feed Naptha masuk ke unit NHTU dari tangki intermediate yaitu (42-T-107) A/B/C atau dari proses lainya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas blanketing untuk mencegah O2 yang terlarut dalam naphta, khususnyafeed dari tangki. Kandungan O2 atau olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya polimerisasi dari olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat juga terjadi apabila kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan sebelumnya. Hal ini akan menyebabkan terjadinya fouling yang berakibat hilangnya efisiensi transfer panas. Keberadaan campuran O2 juga dapat merugikan Operasi Unit Platformer. Setiap campuran O2 yang tidak dihilangkan pada unit hydrotreater akan menjadi unit Platforming akan terganggu. b. Seksi Reactor Seksi reaktor mencakup reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem pemanas atau sistem pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen akan meracuni katalis di Platforming serta membentuk H2S, NH3 yang akan masuk ke reaktor dan selanjutnya dibuang ke downstream. Recycle gas compressor saat reaksi hydrotreating dengan tekanan H2 pada kondisi atmosfer. c. Seksi Naptha Stripper Seksi ini didesain untuk memproduksi “sweet naphta” yang akan membuang H2S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas hydrogen dari produk yang keluar dari reaktor. d. Seksi Naphtha Splitter

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Seksi ini dirancang untuk memisahkan “sweet naphta” menjadi “light naphtha” yang akan dikirim ke unit Penex dan “heavy naphtha" yang akan dikirim ke unit Platforming.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 5. Diagram Alir Naphta Hydrotreating Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 32 : Platforming Unit Platforming Process Unit dirancang untuk mengolah 29.000 BPSD heavy naphtha dari unit proses NHT. Umpan Naptha ke unit platforming berisi paraffin, naphta, dan aromatik C6-C11. Unit platforming didesain dengan tujuan untuk menghasilkan aromatik dari Naptha dan paraffin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor karena memiliki bilangan oktan yang tinggi. Bilangan atau angka oktan dari produk unit platforming diharapkan mencapai 97. Reaksi-reaksi yang tetjadi di unit Platforming adalah sebagai berikut: a. Dehidrogenasi naphtha b. Isomerisasi naphtha dan paraffin c. Dehydrocyclisasi paraffm d. Hydrocracking e. Demethylasi f. Dealkylasi aromatic Unit Platforming Process terdiri atas beberapa seksi yaitu: a. Seksi reaktor b. Seksi net gas kompresor c. Seksi debutanizer d. Seksi recovery plus Net gas (hydrogen) dari unit proses CCR platforming ditransfer untuk digunakan pada unit proses NHT dan unit Penex. Tahapan Proses : Proses dimulai dengan dipanaskannya feed pada Combined Feed Exchanger (32-E-101) dan kemudian dicampurkan dengan sulfida dan air. Penambahan sulfida ini

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

bertujuan untuk mengaktivasi katalis yang akan digunakan pada reaktor. Setelah melewati (32-E-101) feed dimasukkan ke dalam tiga buah Reaktor (32-R-101/102/103) yang dipasang secara seri. Katalis untuk reaktor ini berasal dari unit CCR yang dimasukkan dari bagian atas reaktor. Katalis ini memiliki inti metal berupa platina dan inti asam bempa klorida. Di dalam reaktor terjadi reaksi reforming yang bersifat endoterm, dimana terjadi penataan ulang struktur molekul hidrokarbon dengan menggunakan panas, hidrogen, dan katalis. Feed dimasukkan ke dalam reaktor pertama, kemudian keluarannya dipanaskan kembali menggunakan Charge Heater (32-F-101) dan dimasukkan kembali ke dalam reaktor berikutnya. Pemanasan kembali effluent reaktor sebagai feed reaktor berikutnya terus dilakukan hingga feed memasuki reaktor yang ketiga. Keluar dari reaktor ketiga, katalis akan diregenerasi di CCR Regeneration Section. Gas buangan dari charge heater dapat dimanfaatkan sebagai penghasil HP Steam. Panas hasil reaksi (effluent reaktor) dimanfaatkan untuk memanaskan feed pada Heat Exchanger (32-E-101 dan 32-E-102) dan kemudian dimasukkan ke dalam separator. Di dalam separator fraksi-fraksi gas yang berupa hidrogen, off gas, fraksi LPG, dan senyawa klorin yang berasal dari katalis dipisahkan dengan fraksi nafta. Gas yang berhasil dipisahkan di dalam separator dialirkan ke Recycle Compressor (32-K-101) dan sebagian gasnya digunakan untuk purge gas katalis. Purge gas katalis berfungsi untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan katalis sebelum dikirim ke unit CCR. Sebagian dari fraksi gas yang tidak terkondensasi akan dicampurkan dengan gas dari CCR dan debutanizer, lalu akan dikirim ke Net Gas Chloride Treatment (32-V-106A/B) untuk menghilangkan kandungan klorida yang sangat berbahaya bila terdapat dalam bentuk gas. Net gas yang berupa hidrogen, off gas, dan LPG kemudian akan digunakan dalam unit CCR dan Platforming, dan sebagian lainnya digunakan sebagai fuel gas. Sebagian gas ada yang dipisahkan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

menjadi hidrogen untuk digunakan pada unit NHU dan Penex. Gas-gas hidrokarbon yang berupa LPG dan off gas dikembalikan ke Separator (32-V-101). Aliran campuran nafta dari Recovery Plus System akan diproses di Debutanizer (32-C-101) untuk memisahkan fraksi nafta dengan fraksi gas yang masih mengandung LPG. Sebelum dimasukkan ke dalam kolom, feed kolom harus dipanaskan terlebih dahulu menggunakan Debutanizer Feed-Bottom Exchanger (32-E-111). Produk atas debutanizer yang berupa fraksi gas kemudian didinginkan di Debutanizer Trim Condenser (32-E-113) dan dipisahkan antara fraksi gas dan fraksi airnya di Debutanizer Receiver (32-V-107). Fraksi gas ringan akan dikembalikan ke Net Gas Chloride Treatment. Fraksi LPG sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian lagi dimasukkan ke dalam LPG chloride treater untuk diolah menjadi unstabillized LPG yang akan diolah di unit Penex. Air yang terpisah akan diolah di unit SWS. Sementara itu, produk bawah debutanizer yang berupa nafta reformat akan langsung dikirim ke Gasoline Blending System untuk dicampurkan dengan produk lainnya.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 6. Diagram Alir Platforming (Unit 32)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 32 : Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Continuous Catalyst Regeneration (CCR) merupakan unit yang dirancang untuk meregenerasi katalis dari unit Platforming yang telah terdeaktivasi sehingga dapat digunakan kembali. Regenerasi katalis dilakukan dengan menghilangkan pengotor-pengotor yang menutupi pusat aktif katalis dimana pengotor-pengotor ini dihilangkan dengan pembakaran, klorinasi, dan pengeringan sehingga terjadi pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis yang membuat reaksi platforming dapat terus berlangsung. Tahapan Proses: Feed berupa katalis yang telah digunakan dalam reaktor unit platforming disemprot dengan purge gas untuk membersihkan katalis dan' karbon yang menempel pada permukaan katalis. Selanjutnya, katalis yang masih mengandung coke dilewatkan ke Disengaging Hopper (32-V-115) dan dikirim ke Regeneration Tower (32-R-104). Disengaging Hopper berfungsi untuk mengatur level katalis dalam Regeneration Tower. Di dalam Regeneration Tower, katalis dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi reaksi pembakaran. Berikut adalah reaksi yang terjadi: C(s) + O2 → CO2 (g) Reaksi pembakaran bertujuan untuk memisahkan coke dari katalis. Selanjutnya katalis diklorinasi untuk meningkatkan inti asamnya yang telah berkurang aldbat reaksi platforming. Setelah melewati proses kedua, yaitu oksi-klorinasi, katalis melalui tahap ketiga, yaitu pengeringan. Selanjutnya, katalis didinginkan dengan udara dingin dan dibawa ke Lock Hopper (32-V-114) untuk dikirim kembali ke reaktor platformer. Lock Hopper berfungsi untuk mengatur level katalis di dalam reaktor. Selain itu, pada CCR juga terdapat Dust Collector (32-A-110) dan Vent Gas Wash Tower (32-C-103). Dust Collector befungsi untuk mengumpulkan debu yang telah dihilangkan dari katalis

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

menggunakan gas nitrogen sedangkan Vent Gas Wash Tower berfungsi untuk mencuci gas buang yang dihasilkan menggunakan larutan kaustik.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 7. Diagram Alir Continuous Catalyst Regeneration (Unit 32)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 33 : Pentane Hexane Isomerization (PENEX) Unit Unit Penex dirancang untuk melakukan proses catalytic isomerization dari light naphla, yang terdiri dari pentana dan heksana dari NTU (Unit 31). Produk dari unit Penex adalah nafta isomerat yang berangka oktan 87. Nafta isomerat dan nafta reformat akan di-blending untuk mendapatkan produk akhir berupa pertamax yang memiliki angka oktan 92. Untuk mendapatkan produk yang diinginkan, diinjeksikan gas hidrogen pada reaktor fixed bed pada kondisi tertentu sehingga dapat mengarahkan proses isomerasi dan meminimalisasi proses hydrocracking. Proses pada unit ini dilakukan pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV (Liquid Hourly Surface Velocity) yang tinggi, dan tekanan hidrogen parsial yang rendah. Unit Penex terdiri dari lima bagian utama yaitu: a. Sulphur Guard Bed Tujuan utama dari sulphurguard adalah untuk melindungi katalis dari sulfur yang terikut di dalam liquid feed, walaupun sebagian besar sulphur telah mengalami pengurangan di dalam unit NHT. Kandungan sulfur diharapkan berada di bawah level aman selama operasi HOT (Hydrogen One Throught) Penex sebagai jaminan apabila kandungan sulfur di dalam feed cukup tinggi akibat adanya gangguan pada unit NHT. b. Liquid Feed dan Make Up Gas Dryer Umpan dan make up hydrogen harus dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Dryer berfungsi sebagai alat untuk membersihkan atau menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan meracuni katalis pada saat digunakan. c. Reactors, Associated Heaters dan Exchangers Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk mengoptimalkan utilitas. Proses Isomerisasi yang berlangsung di dalam reaktor, mengubah normal paraffin menjadi isoparaffin hingga 100% efficiency. Untuk mengurangi kerugian akibat pemakaian katalis, katalis dapat diganti sebagian saja. Proses isomerisasi dan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

benzene hidrogenasi merupakan proses yang eksotermik. Oleh karena itu, disyaratkan menggunakan sistem dua reaktor untuk mengatur temperature tinggi dengan reactors dan heat exchanger dengan media pendingin cold feed. Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperature rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. d. Product Stabilizer Product stabilizer berfungsi untuk memisahkan produk, yaitu penexate yang mengandung isoparafin, dengan stabilizer gas. Kandungan stabilizer gas adalah sebagai berikut: 

Gas hydrogen yang tidak terpakai di dalam reaktor



Gas-gas ringan (C1-C4) yang dimasukkan dengan make up gas, dan timbul di dalam reaktor akibat terjadinya proses hydrocracking.



HCl (bermula dari perchloride) yang mana dapat dibersihkan di caustic scrubber.

e. Caustic Scrubber Caustic scrubber diperlukan untuk membersihkan asam klorida (HCl). Material balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan caustic diturunkan hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai dengan menginjeksikan sulfuric acid ke dalam aliran ini. Tahapan proses : Proses dimulai dengan dimasukkannya feed dari unit NHU ke dalam Feed Driers (33-V-105). Pada driers ini dikurangi kadar airnya sampai batas yang telah ditetapkan sehingga gangguan-gangguan terhadap proses yang akan berlangsung di dalam reaktor dapat dihindari. Sementara itu, make up gas dari CCR Platforming Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dikeringkan di Unstabilized LPG Driers (33-V-101A/B) dan di Gas Drier (33V103A/B). Selanjutnya, aliran feed yang telah dikeringkan dimasukkan ke dalam Feed Surge Drum (33-V-107). Aliran keluaran dari drum ini digabung dengan aliran gas hidrogen dari Gas Drier (33-V-103A/B) dilewatkan ke exchanger (33-E-105/106/107) kemudian dipompakan ke Penex Reactor (33-R-101 & 31-R-102). Pada kedua reaktor ini, terjadi reaksi isomerisasi untuk menggabungkan fraksi ringan light naphta dari NHU. Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor yang kedua, untuk menghindari reaksi balik. Aliran keluaran dari Penex Reactor dan aliran gas dari Unstabilized LPG Driers dialirkan ke dalam Stabilizer (33-C-101). Tujuan dari stabilizer adalah untuk memisahkan fraksi gas ringan berupa hidrogen dan hidrokarbon ringan (C1-C3/C4) dan fraksi gas berat. Fraksi gas ringan yang keluar dari bagian atas stabilizer akan didinginkan dan dialirkan ke Stabilizer Receiver (33-V-109). Pada (33-V-109) ini terjadi pemisahan hidrokarbon ringan (C1 dan C2) serta komponen penyusun LPG, yaitu C3 dan C4. C3 dan C4 akan keluar dari bagian bawah Stabilizer Receiver dan dimasukkan ke LPG Stripper (33-C-102). Dari kolom ini akan didapatkan LPG Product. Sementara itu, produk atas dari Stabilizer Receiver dialirkan ke Net Gas Scrubber (33-C-104). Pada scrubber ini akan dibersihkan kandungan HCl nya dengan menggunakan bantuan kaustik 14,4% berat. Top product dari scrubber ini akan dialirkan ke Fuel gas System, sedangkan spent caustic-nya diolah di Spent Caustic Degassing Drum (33-V-112). Fraksi berat keluaran dari (31-C-101) dilanjutkan pemrosesannya ke Deisohexanizer (33-C-103). Pada (33-C-103) akan dipisahkan antara senyawa isoheksan, yang akan berlaku sebagai bottom product dan nonisoheksan yang akan berlaku sebagai top product. Senyawa non-isoheksan kemudian akan didinginkan dan akan dicampur kembali dengan aliran bottom product ex (33-C-

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

103). Hal ini dilakukan untuk mengatur nilai oktan yang akan dihasilkan oleh produk keluaran unit Penex.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 8. Diagram Alir Penex (Unit 33) Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

III.2.2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Produk intermediate minyak bumi pada unit Distillation and Hydrotreating Complex akan mengalami proses treating lebih lanjut. Tujuan proses treating adalah mengurangi atau menghilangkan kandungan impurities dari minyak bumi seperti nitrogen, sulfur, kandungan logam (Nikel dan Vanadium), dan kandungan MCR (Micro

Carbon

Residue).

Unit

DHC

terdiri

dari

Atmospheric

Residue

Hydrodemetalization Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). Pengolahan pada unit-unit di sini dilakukan dengan bantuan hidrogen, sehingga terdapat juga unit yang memproduksi kebutuhan hidrogen pada unit-unit pemrosesan. III.2.2.1. Unit 12 dan 13 : Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (AHU) Unit AHU memiliki kapasitas operasi 58.000 BPSD (384 m3/jam) dan mengolah Atmospheric Residue dari Crude Distillation Unit (CDU) menjadi produk Demetallized Atmospheric Residue (DMAR) yang disiapkan sebagai umpan (feed) untuk Residue Catalytic Cracker (RCC). Selain DMAR, unit AHU juga menghasilkan produk lain seperti off gas, naphta, kerosene, dan gas oil. Fungsi utama unit AHU adalah untuk mengurangi pengotor yang tidak diinginkan seperti sulfur, nitrogen, Micro Carbon Residue (MCR), dan terutama logam nikel (Ni) dan Vanadium (V) yang dibawa oleh residu dari unit CDU. Nikel (Ni) dan Vanadium (V) merupakan logam berat yang dapat mematikan katalis secara permanen. Reaksi utama yang terjadi pada proses AHU adalah sebagai berikut: a. Carbon residue removal Carbon residue adalah bagian dari residue yang berbentuk residue padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya hydrogen. Carbon residue

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

biasanya diukur sebagai micro carbon residue (MCR). Tahapan pengambilan MCR adalah sebagai berikut: 1. Penjenuhan cincin polyaromatic dengan H2. 2. Pemecahan cincin jenuh polyaromatic. 3. Konversi (perubahan) molekul besar menjadi molekul kecil. b. Hydrodemetallization Nikel dan Vanadium terdapat dalam larutan kompleks organo metalic seperti porphyrin atau nonporphyrin. Kedua larutan kompleks ini terdapat pada produk dengan titik didih 370°C dan terkandung dalam asphaltene dan polar aromatic (resin). Dua tahap hydrodemetallization adalah sebagai berikut: 1. Initial reversible hydrogenation (reaksi hidrogenasi) 2. Terminal hydrogenolysis dari ikatan metal hydrogen. c. Hydrodenitrogenasi (HDN) Nitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi membentuk ammonia (NH3) dan hidrokarbon. Ammonia diambil dari reaktor effluent, sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal di dalam produk. d. Hydrocracking Proses pemecahan (hydrocracking) dari molekul hidrokarbon dari titik didih yang lebih tinggi menjadi molekul dengan titik didih yang lebih rendah, terjadi pada semua proses dengan lingkungan hydrogen yang berlebih. Contoh dari reaksi pemecahan adalah sebagai berikut: RCH2CH2CH2CH3 + H2 → CH3CH2CH3 + RCH3 e. Hydrodesulphurization Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Hidrodesulfurisasi adalah hidrogenasi dari komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrokarbon dan H2S. H2S selanjutnya akan diambil dari effluent sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal di dalam produk minyak. Tabel III. 4. Spesifikasi DMAR Parameter Sulfur

Jumlah Max 0,5% berat

Keuntungan Tidak perlu ditambahkan unit

flue

gas

desulfurization di RCC Carbon residue

Max 7-10% berat

Mengurangi

kebutuhan

pending katalis Nikel + Vanadium

5-25 ppm

Mengurangi

konsumsi

katalis

Tahapan Proses : Feed dialirkan ke dalam Filter (J-501) melewati Heat Exchanger (E-501 A-H). Pada exchanger ini feed dipanaskan sampai temperatur 245°C. Filter digunakan untuk membersihkan feed dari solid yang ikut di dalam aliran. Prinsip filter yang digunakan adalah berdasarkan pressure dropnya. Ketika pressure drop-nya mencapai 2 kg/cm2.g, filter tersebut akan di-backwash menggunakan air yang disemprotkan ke dalamnya. Ukuran saringannya sebesar 25 mikron. Setelah difiltrasi, feed tersebut ditampung di dalam surge drum (V-501). Kemudian aliran feed yang akan dialirkan ke dalam furnace dibagi menjadi dua. Aliran pertama adalah aliran utama yang bergabung dengan recycle gas dan make up gas sebelum masuk ke heat exchanger (12/13-E-102) dan (12/13-E-101A/B). Aliran kedua adalah aliran cabang langsung masuk ke dalam Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

furnace. Pada fumace (13-F-101) feed dipanaskan hingga mencapai temperatur inlet reaktor. Feed yang keluar dari furnace dimasukkan ke dalam 3 reaktor fixed bed yang disusun secara seri. Karena reaksi yang terjadi (hydrotreating) bersifat eksotermis, maka dilakukan injeksi cold quench recycle gas di antara reaktor yang berguna untuk mengatur temperatur dan tekanan agar sesuai kondisi proses sehingga runaway (reaksi yang berkelanjutan) tidak terjadi. Di

dalam

reaktor

(13-R-101/102/103)

terjadi

reaksi

hydrocracking,

hydrodemetalization, hydrodesulphurization, hydrodenitrogenation, dan carbon residue removal. Selanjutnya, atmospheric residue keluaran reaktor dipisahkan antara fraksi cair dan gasnya di dalam Hot High Pressure Separator (HHPS). Fungsi dari HHPS adalah untuk mengambil residue oil dari keluaran reaktor sebelum didinginkan karena residu akan menyumbat exchanger di effluent vapor cooling train. Cairan panas yang keluar dari HHPS dialirkan ke HLPS (Hot Low Pressure Separator) sedangkan uap panas yang mengandung H2, NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon lainnya, dan cairan hidrokarbon dialirkan ke dalam CHPS (Cold High Pressure Separator) setelah didinginkan dengan beberapa HE dan fin fan. Untuk mencegah terjadinya kebuntuan dan korosi, diinjeksikan kondensat dan larutan polysulfide ke pipa masuk finfan. Fungsi dari polysulfide adalah sebagai cleaning tube pada fin fan. Di dalam CHPS recycle gas yang kaya hidrogen terpisah dari minyak dan air akan keluar menuju ke Recycle Gas Compressor (13-K-101) dan Hydrogen Recovery Unit (12-A-501). Aliran recycle gas ini berfungsi untuk mengembalikan tekanan yang hilang selama gas mengalir ke furnace, reaktor, dan separator.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

x

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Ali Proses

Gambar IV. 9. Diagram Alir Atmospheric Residue Hydrometallization Unit

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Hydrogen Recovery Unit (HRU) HRU merupakan membran yang berfungsi untuk memurnikan hidrogen agar dapat dipakai kembali di reaktor dan sebagai media quenching pada reaktor. Sebelum memasuki HRU, aliran gas dimasukkan ke dalam scrubber untuk mengurangi kandungan ammoniak hingga batas maksimum 30 ppm. Prinsip dari scrubber ini adalah pencucian gas memakai air sehingga gas bebas dari ammoniak, sedangkan air akan melarutkan ammoniak tersebut. Air yang keluar dari CHPS dikirim ke SWS sedangkan minyak yang telah berhasil dipisahkan dialirkan ke CLPS (Cold Low Pressure Separator). CLPS memiliki fungsi yang sama dengan CHPS tetapi memiliki tekanan operasi yang lebih rendah. Air pada bagian bawah drum dialirkan ke SWS, sour gas (keluaran atas) dialirkan ke fuel gas treating, dan minyaknya dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501) setelah dipanaskan terlebih dahulu di beberapa HE. Sementara itu, fraksi cair dari HHPS dialirkan ke dalam HLPS untuk di-flash. Fraksi yang mengandung banyak H2 dipisahkan untuk di-recovery dan produk minyak berat dialirkan ke Atmospheric Fractionator (12-C-501). Flash gas dari HLPS didinginkan dengan Exchanger (12-E502) dan Air Cooler (12-E-503) sebelum di-flash di Cold Low Pressure Flash Drum (CLPFD) (12-V-103). Flash gas dari CLPFD kaya akan H2 dan dialirkan ke make up gas compressor. Liquid dari CLPFD digabung dengan aliran dari CHPS dan masuk ke CLPS. Keluaran dari kolom (C-501) merupakan nafta, kerosene, gas oil, dan DMAR. Aliran minyak dari HPLS berupa Hot Heavy Oil dimasukkan ke dalam tray 33, sedangkan aliran minyak dari CLPS berupa Cold Heavy Oil dimasukkan ke dalam tray 28. Top product dari fraksionator ini (steam dan hidrokarbon) akan dialirkan melewati Fin Fan Cooler untuk di kondensasikan dan kemudian dimasukkan ke dalam Overhead Accumulator (12-V-505). Selanjutnya, uap keluaran Overhead Accumulator dikompresi menggunakan kompresor stage pcrtama (12-K-502 A/B), lalu keluarannya didinginkan inter stage cooler sebelum dimasukkan ke dalam inter stage KO drum. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Vapor keluaran Interstage KO drum dikompresi lebih lanjut pada kompresor stage kedua (12-K-502 A/B). Fraksi liquid yang berasal dari overhead accumulator dicampur dengan aliran vapor yang telah melalui kompresor stage kedua. Campuran ini dialirkan melewati cooler dan kemudian dimasukkan ke dalam Sour Gas Separator (12-V-507). Sour Gas Separator ini melakukan pemisahan terhadap aliran masuknya sehingga akan didapat unstabillized naphtha, sour water, dan sour gas. Unstabillized naphta akan dialirkan menuju Naphta Stabillizer (12-C-504) dengan dipanaskan terlebih dahulu menggunakan produk stabilized naphta. Pada Naphta Stabilizer akan dipisahkan antara stabilized naphta dan off gas. Kemudian stabillized naphtha akan dikirim ke tangki penampungan dengan didinginkan terlebih dahulu, sedangkan off gas-nya akan dikirim menuju fuel gas treating. Sementara sour water dialirkan ke (12-V-502), dan off gas dilairkan ke fuel gas treating. Side stream product dari fraksinator berupa kerosene akan dimasukkan ke dalam Kerosene Sidecut Stripper (12-C-503) dan dipanaskan. Kemudian kerosene akan dimasukkan ke dalam clay treater untuk penstabilan wama lalu dikirim ke tangki. Sidestream product lainnya dari tray 28 fraksinator adalah gas oil. Gas oil ini akan dialirkan menuju Gas Oil Stripper (12-C-502) dan sebagian keluarannya dikirim ke unit 14 (GO-HTU), dan sebagian lainnya dikirim ke storage dengan dilewatkan pada finfan cooler terlebih dahulu. DMAR yang dihasilkan sebesar 86% dari total produk yang dihasilkan akan dialirkan ke unit RCC dan dimasukkan ke tangki penampungan dengan melewati proses pendinginan terlebih dahulu menggunakan cooler. DMAR yang dialirkan ke tangki sejumlah 10% dari aliran yang ada. Produk yang dihasilkan oleh AHU berupa C4, naphta, kerosene, gas oil dan Demetallized Atmospheric Residue. III.2.2.2. Hydro Treating Unit (HTU) Hydro Treating Unit (HTU) terdiri dari Gas Oil Hydrotreating Unit / GO HTU (Unit 14), Light Cycle Oil Hydrotreating Unit / LCO HTU (Unit 21), dan Hydrogen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Plant Unit (Unit 22). Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities (nitrogen, senyawa sulfur organic dan senyawa logam) yang terikut bersama minyak bumi dan fraksi-fraksinya serta memperbaiki colour stability dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari Hydrogen Plant dan bantuan katalis untuk mempercepat reaksi. Unit 14 : Gas Oil Hydrotreating Unit (GO-HTU) Unit Gas Oil Hydrotreating ini mengolah gas oil yang tidak stabil dan korosif (mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen menjadi gas oil yang memenuhi ketentuan pasar dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m3/jam). Selain itu, unit ini juga memperbaiki colour stability gas oili dengan menjenuhkan senyawa-senyawa tak jenuh melalui hydrotreating dengan media hydrogen. Katalis yang digunakan pada unit ini adalah Ni/Moyang berada di dalam alumina base dan berbentuk bulat atau extrudate. Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude Distillation Unit (CDU), Atsmospheric Residue Hydrometalization Unit (ARDHM), dan tangki penyimpanan. Make up hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh Steam Methane Reformer dan unit Pressure Swing Adsorption (PSA) di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrudate. Tahapan Proses : Feed yang berupa untreated gas oil dialirkan melalui feed filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang lebih besar dari 25 mikron, kemudian masuk ke surge drum (14-V-101), dan dipisahkan antara fraksi air dan minyaknya. Air yang terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, agar tidak tercampur ke suction pompa feed kemudian dialirkan ke SWS (unit 24). Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Selanjutnya, fraksi minyak dipompakan oleh pompa (14-P-102 A/B) ke Combined Feed Exchanger (14-E-101 A/B). Setelah melewati exchanger, gas oil dinaikkan temperaturnya di dalam Reactor Change Heater (14-F-101) sampai 311℃. Bahan bakar yang digunakan pada furnace ini adalah fuel gas. Pada unit 14 ini terdapat dua furnace dengan bentuk yang berbeda. Bentuk Furnace (14-F-101) adalah balok sedangkan (14-F-102) berbentuk silinder. Furnace dengan bentuk balok dapat mengolah gas oil dengan kapasitas dua kali lebih besar dari furnace silinder. Feed diolah di dalam reaktor (14-R-101). Reaktor ini merupakan fixed bed reactor, dimana di dalamnya terdapat dua bed yang masing-masing diisi oleh katalis. Pada reaktor ini tajadi reaksi desulfurisasi, deoksigenasi, denitrifikasi, dan penjenuhan olefin. Karena reaksi yang teljadi bersifat eksotermis, temperatur produk menjadi lebih tinggi daripada temperatur feed reaktor. Panas dari produk inilah yang diambil untuk memanaskan feed di combined feed exchanger. Produk keluaran (14-R-101) dialirkan ke Separator (14-V-102) dengan sebelumnya dilewatkan ke (14-E-101 A/B) sebagai fluida penukar panas dan dilewatkan di Fin Fan Cooler (14-E-102). Pada (14-V-102) fraksi gas, fraksi minyak, dan fraksi air dipisahkan. Seperti pada unit-unit lainnya, fraksi air langsung dikirimkan ke unit 24 dan fraksi minyaknya dialirkan ke High Pressure Stripper (14-C-101). Sementara itu, fraksi gasnya masuk ke dalam Kompresor (14-K-102) dan bergabung dengan make up H2. Aliran make up H2 berfungsi untuk mempertahankan tekanan di (14-V-102). Selanjutnya, fraksi gas ini selanjutnya dikirim ke combined feed exchanger. Pada Stripper (14-C-101) digunakan bantuan steam untuk memisahkan fraksi minyak dan gasnya. Fraksi gas yang merupakan produk atas dikondensasikan oleh Fin Fan Cooler (14-E-105) kemudian dialirkan ke Vessel (14-V-106). Di dalam (14-V-106) fraksi air dan off gas akan terpisah. Air yang terpisah, dikirim ke effluent reaktor Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

x

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

sebelum ke (14-E-102) dan ke tiap tube bundle (14-E-102) sebagai wash water, atau ke (14-V-103). Lalu sisanya dikirimkan ke unit 24 dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga aliran minimum pompa. Sementara off gas dikirimkan ke Amine Treatment (unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (14-V-102). Selain itu, jika terdapat fraksi minyak yang berasal dari Stripper (14-C-101) yang terikut, maka akan dimasukkan kembali ke dalam stripper. Gas oil yang merupakan produk bawah stripper (14-C-101) dinaikkan temperatumya dengan batuan Frationator Charge Heater (14-F-102) dari temperatur 217°C menjadi 260°C. Kemudian gas oil ini dlfraksinasi di dalam fractionator (14-C102) menggunakan pemanas steam. Produk atas yang dihasilkan adalah wild naphta yang akan dialirkan ke CDU sedangkan produk bawahnya adalah gas oil. Gas oil ini dikondensasikan kemudian dialirkan ke Coaleser (14-S-101) yang berfungsi untuk memisahkan air sisa kondensasi yang ikut terbawa oleh gas oil. Selanjutnya gas oil dikeringkan di dalam Dryer (14-V-108) dan dialirkan ke tangki penyimpanan. Produk yang dihasilkan GO-HTU berupa off gas, wild naphta (750 BPS), dan treated gas oil (31.600 BPSD).

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 10. Diagram Alir Gas Oil Hydrotreating Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 21 : Light Cycle Hydrotreating Unit Unit 21 Light Cycle Oil Hydrotreater Unit (LCO HTU) atau Kero HTU adalah unit proses yang mengolah light cycle oil (LCO) dari unit 15 (RCC). LCO yang berasal dari unit RCC masih banyak mengandung senyawa organik seperti nitrogen dan sulfur. Light Cycle Oil Hydrotreater Unit (LCO HTU) unit yang mempunyai kapasitas 15.000 BPSD (99,4 m3/jam), dibangun dengan tujuan untuk menghilangkan nitrogen dan sulfur yang terkandung dalam umpan dengan bantuan katalis tanpa perubahan rentang titik didih sehingga produk yang dihasilkan dapat memenuhi syarat dan spesifikasi produk yang bisa dipasarkan. Selain umpan berupa LCO proses yang terjadi dalam unit ini juga memerlukan katalis serta gas hydrogen. Make-up hydrogen akan disuplai dari unit 22 Hydrogen Plant. Dan katalis yang digunakan adalah katalis hydrotreating UOP yang mengandung oksida nikel/molybdenum (8-12) dan Cobalt molybdenum (8-19 M) di dalam alumina base serta dibuat dengan bentuk bulat. LCO HTU terdiri dari dua seksi, yaitu : 1. Seksi reaktor terjadi reaksi antara feed LCO dengan katalis dan hidrogen. 2. Seksi fraksionasi untuk memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain seperti off gas, wild naphtha, dan hydrotreated light cycle oil. Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU meliputi: 1. Feedstock LCO diperoleh dari RCC kompleks. 2. Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/molybdenum (8-12) dan Cobalt/molybdenum (3-19 M) di dalam alumina base dan dibuat berbentuk bulat atau extrude. 3. Make-up Hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant unit. Produk LCO HTU berupa :

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki dan siap dipasarkan. 2. Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus diolah lagi. 3. Off gas kirim ke Refinery Fuel Gas System. 4. Wild Naptha dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut. Tahapan Proses : Feed yang berupa untreated LCO dari RCC dan tangki penyimpanan dialirkan masuk ke dalam Surge Drum (21-V-101). Pada vessel ini dipisahkan antara fraksi air dan minyaknya. Fraksi air yang keluar langsung dikirim ke unit SWS (unit 24) dan fraksi minyaknya dipompakan ke Reactor Charge Heater (21-F-101) untuk meningkatkan temperatur LCO dari 223°C sampai 241°C. Bahan bakar yang digunakan pada furnace ini adalah fuel gas. Sebelum dimasukkan ke dalam Heater (21F-101), untreated LCO dipanaskan terlebih dahulu oleh Heater (2113-101) untuk mengurangi beban kerja (21-F-101). Selanjutnya, feed diolah di dalam reaktor fixed bed (21-R-101) yang terdiri dari dua bed yang masing-masing diisi oleh katalis. Pada reaktor ini berlangsung reaksi desulfurisasi, deoksigenasi, denitrifikasi, dan penjenuhan olefin. Produk keluaran (21-R-101) dilewatkan ke (21-E-101 A/B) dan dikondensasikan di Fin Fan Cooler (21-E-102) lalu dialirkan ke Separator (21-V-102). Pada (21-V-102), fraksi gas, fraksi minyak, dan fraksi air dipisahkan. Fraksi air yang berada di bagian bawah separator dikirimkan ke unit 24 sedangkan fraksi minyak di alirkan ke High Pressure Stripper (21-C-101). Sementara itu, fraksi gasnya masuk ke dalam Kompresor (21-K-102) dan bergabung dengan make up H2. Aliran make up H2 berfungsi untuk mempertahankan tekanan di (14-V-102). Selanjutnya, fraksi gas ini selanjutnya dikirim ke combined feed exchanger. Pada Stripper (21-C-101), digunakan bantuan steam untuk memisahkan fraksi minyak dan gasnya. Fraksi gas yang merupakan produk atas dikondensasikan oleh Fin Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Fan Cooler (21-E-105) kemudian dialirkan ke Vessel (21-V-106). Di dalam (21-V-106) fraksi air akan terpisah dan dikirimkan ke unit 24 dan off gas dikirim ke Amine Treatment (unit 23). Selain itu, jika terdapat fraksi minyak yang berasal dari Stripper (21-C-101) yang terikut, maka akan dimasukkan kembali ke dalam stripper. LCO keluaran Stripper (21-C-101) dinaikkan temperaturnya dengan bantuan Fractionator Charge Heater (21-F-102) dari temperatur 196°C menjadi 272°C. Kemudian LCO ini difraksinasi di dalam Fractionator (21-C-102) menggunakan steam. Produk atas yang dihasilkan adalah wild naphta yang akan dialirkan ke CDU sedangkan produk bawahnya adalah LCO. LCO ini dikondensasikan kemudian dialirkan ke Coaleser (21-S-101) yang berfungsi untuk memisahkan air sisa kondesasi yang ikut terbawa oleh gas oil. Selanjutnya gas oil dipisahkan dengan air di dalam Dryer (14-V108) dan dialirkan ke tangki penyimpanan. Produk yang dihasilkan LCO-HTU berupa off gas, wild naphta, dan treated kerosene.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 11. Diagram Alir Light Cycle Hydrotreating Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 22 : Hydrogen Plant Unit (Unit 22) Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99,9% sebesar 76 MMSFSD dengan umpan dari refinery off gas dan natural gas. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan hidrogen di unit-unit Light Cycle Oil Hydrotreating Unit (LCO HTU), Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU), dan unit Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU). Tahapan Proses : Proses yang terjadi dalam hydrogen plant dapat dibagi menjadi tiga tahap, yaitu tahap permurnian umpan, tahap pembentukan H2 di reformer, dan tahap permurnian H2 di pressure swing unit. Proses dasar Hydrogen Plant mencakup : 1. Feed dan Gas Supply Seksi ini berfungsi untuk menampung dan menyiapkan umpan sebelum masuk ke proses selanjutnya. Pertama-tama umpan ditampung kemudian dikompresi dan kemudian dilakukan pemanasan awal dengan menggunakan economizer. 2. Hydrogenasi dan Desulfurisasi Pada proses ini, kadar sulfur yang terdapat dalam feed gas dihilangkan sehingga memenuhi kadar yang sesuai untuk masuk reformer. Pada bagian ini terjadi reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis cobalt/molybdenum. Umpan yang berasal dari gas supply akan masuk ke reaktor hidrogenasi (22-R-101) untuk mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S. Reaksi yang terjadi pada reaktor (22-R-101) yaitu : COS + H2 → H2S + CO RHS + H2 → RH + H2S

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gas H2S yang dihasilkan pada reaktor kemudian akan diserap di sulfur adsorber (22-R-102 A/B). Pada reaktor terjadi reaksi desulfurisasi antara gas H2S dengan zat ZnO. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : H2S + ZnO → ZnS + H2O Umpan hidrokarbon yang telah dikurangi kandungan sulfurnya (maksimum 0.2 ppm) kemudian dicampur dengan HP steam melewati flow ratio control dengan ratio steam/karbon tertentu. 3. Steam Reforming Bagian ini berfungsi untuk memproses atau mengkonversi gas hidrokarbon yang direaksikan dengan steam menjadi gas hydrogen, CO, dan CO2. Kecepatan feed ke reformer dan derajat konversi yang dicapai sangat mempengaruhi hasil produksi. Gas panas harus dilewatkan melalui tube katalis pada reformer, sehingga terjadi reaksi reforming, karena reaksi yang terjadi merupakan reaksi endotermis. Tube katalis berjumlah 288 buah dan tiap tube dibagi menjadi 2 bagian. Tube bagian atas digunakan katalis C11-10-01 sedangkan tube bagian bawah digunakan katalis C11-9-02. Produk keluar reformer pada suhu 850 °C dan kemudian akan mengalir melalui reformer waste heat boiler (22-WHB-101). Pada reformer waste heat boiler akan terjadi sintesis gas (syngas) dan kemudian didinginkan hingga 375°C. Di dalam reformer, hidrokarbon yang ada di dalam umpan akan bereaksi dengan steam menghasilkan hidrogen, karbon dioksida, dan karbon monoksida. Untuk meminimalkan sisa metana yang tidak bereaksi maka dilakukan pada suhu reaksi yang tinggi. Pembakaran bahan bakar di dalam reformer bagian radiasi harus dalam temperatur yang tinggi karena reaksi reforming bersifat endotermis. Reaksi reforming yang terjadi pada reformer (22-F-101) adalah sebagai berikut : CnHm + (n) H2O → (n) CO + (n+m/2) H2 CH4 + H2O → CO + 3H2 C2H6 + 2H2O → 2CO + 5H2 Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

CO + H2O → CO2 + H2 Reaksi berlangsung dalam temperatur yang sangat tinggi sehingga menyebabkan terjadinya perengkahan hidrokarbon kompleks. Antara karbon dengan kukus akan terjadi reaksi sehingga menambah hasil perolehan hydrogen. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : CnHm→ (m/2)H2 + (n)C C + H2O → H2 + CO 4. Pemurnian Hidrogen Pemurnian gas hidrogen ini dilakukan dengan tujuan mendapatkan hidrogen murni 99.9%. Agar didapatkan hidrogen dengan tingkat kemurnian tinggi, maka dilaksanakan dalam dua tahap, yaitu : a. High Temp Shift Converter (HTSC) &Waste Heat Recovery (WHR) High Temperatur Shift Converter bertujuan untuk merubah CO menjadi CO2, sekaligus menambah perolehan hidrogen. Reaksinya pada (22-R-103) adalah: CO + H2O → CO2 + H2 Reaksi terjadi dibantu dengan katalis C12-4. Waste Heat Recovery bertujuan mengambil panas produk reformer maupun produk HTSC. Panas yang diambil dapat digunakan untuk membangkitkan kukus. Setelah melalui seksi HTSC dan WHR, gas hidrogen kemudian didinginkan kembali dengan menggunakan fan coller, kemudian kondensatnya dipisahkan pada KO drum. Setelah itu kondensat dari KO drum masuk ke seksi proses pemurnian kondensat yang bertujuan memurnikan kondensat agar dapat digunakan sebagai umpan pembangkit kukus (boiler feed water). b. Pressure Swing Adsorption (PSA) PSA plant didesain untuk memurnikan gas hidrogen dengan menyerap impurities yang terikut dalam gas hidrogen. Proses tersebut berlangsung secara kontinu. Aliran keluaran PSA unit ini terdiri dari hidrogen murni pada tekanan tinggi dan tail gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah. Kedua aliran tersebut Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

kemudian dapat digabung langsung dan kemudian dikirim ke unit RCC, sebagian lagi didinginkan dan kemudian disimpan ke dalam tangki. Dalam adsorber terjadi dua proses yang saling bergantian yaitu proses adsorpsi dan regenerasi. 1. Adsorpsi Feed gas mengalir melalui adsorber dari bawah ke atas. Impurities (air hidrokarbon berat/ringan, CO2, CO, dan N2) akan teradsorb secara selektif akibat adanya molesieve dan bahan aktif lain. H2 dengan kemurnian tinggi akan mengalir ke line produk. 2. Regenerasi Proses regenerasi unggun dibagi menjadi 4 tahap yaitu penurunan tekanan, penurunan tekanan lanjutan dengan membuat tekanan ke arah berlawanan dengan arah feed, purge H2 murni untuk melepas imputies, dan menaikkan tekanan menuju tekanan adsorpsi. 3. Pendinginan produk H2 kemudian akan disaring dengan menggunakan filter (22-S-102). Padatanpadatan akan tertahan sehingga didapatkan H2 dengan tingkat kemurnian tinggi. Lalu gas H2 yang telah jadi didinginkan hingga temperatur 40°C dengan menggunakan produk cooler (22-E-106) sebelum disalurkan ke unit lain.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

x

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 12. Diagram Alir Hydrogen Plant

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

III.2.3. Residue Catalytic Complex Unit (RCU) RCU (Residue Catalytic Complex Unit) terdiri dari dua unit operasi di kilang RU-VI Balongan, yaitu Residue Catalytic Cracking Unit (RCC/RCU), dan Light End Unit (LEU) yang dapat mengolah residu minyak (Crude Residue) menjadi produkproduk minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, Gasoline, Light Cycle Oil, Decant Oil, Propylene, dan Polygasoline.

III.2.3.1. Residue Catalytic Cracking Unit (RCC/RCU) Unit 15 : Residu Catalytic Cracker Unit (RCU) Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (Secondary Processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu dengan cara perengkahan memakai katalis. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak Main Column RCC Unit menjadi Stabilized Gasoline, LPG dan Non Condensable Lean Gas. Produk: 

Overhead Vapour Main column.



Light Cycle Oil (LCO).



Decant Oil (DCO) Desain Basis.

RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,5 % vol) dan Untreated Atmospheric residue yang berasal dari unit CDU dengan desain 53.000 BPSD (64,5 % vol). Kapasitas terpasang adalah 83.000 BPSD. Tahapan Proses : a) Proses Reaksi dan Regenerasi Proses reaksi cracking terjadi di bagian riser reaktor. Sebelum masuk riser reaktor, feed dipanaskan terlebih dahulu di exchanger agar umpan tersebut lebih mudah teratomisasi sehingga kontak antara molekul umpan dan katalis semakin baik karena berlangsung pada suhu tinggi. Proses perengkahan (cracking) katalitik di riser dibuat Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

sangat singkat dengan tujuan untuk menghindari reaksi penjenuhan olefin oleh ion H+ dan mencegah proses thermal cracking yang lazim disebut secondary cracking. Reaksi penjenuhan akan menghasilkan parafin rantai panjang sedangkan thermal cracking akan menyebabkan terbentuknya coke. Produk reaksi cracking yang berupa hidrokarbon kemudian terpisah dari katalisnya yang jatuh ke bagian stripping dimana steam dipergunakan untuk menghilangkan sisa hidrokarbon yang terdapat di katalis yang sudah tak aktif lagi. Vapor hydrocarbon kemudian masuk cyclone reactor untuk pemisahan lebih lanjut antara katalis dengan hidrokarbon. Adapun prinsip kerja yang digunakan oleh cyclone adalah penerapan gaya sentrifugal dalam pemisahan produk cracking berupa hidrokarbon fasa uap dengan katalis yang berbentuk padatan. Hidrokarbon yang sudah terkumpul di plenum chamber akan keluar dari atas reaktor dan mengalir ke main column 15-C101 pada fractionation section, sedangkan katalis yang terkumpul di reaktor stripper akan dialirkan ke bagian atas regenerator (15-R103). Proses regenerasi terjadi di regenerator (15-R-103) dengan tujuan untuk mengaktifkan kembali katalis dengan cara menghilangkan kokas (coke) yang melekat pada permukaan katalis. Penghilangan kokas dilakukan melalui pembakaran dengan udara hingga menghasilkan CO agar panas hasil reaksi yang dihasilkan tidak terlalu tinggi. Fuel gas yang mengandung CO tersebut lalu keluar dari upper regenerator melalui cyclone untuk memisahkan sisa-sisa katalisnya. Selanjutnya fuel gas tersebut dibakar dalam CO boiler menjadi CO2 agar gas tersebut dapat dibuang ke udara bebas karena sifatnya yang lebih ramah lingkungan dibanding CO. Kemudian katalis panas dialirkan dari lower regenerator ke riser reaktor, dan disirkulasikan kembali dari reaktor ke regenerator. Aliran katalis dalam sistem reaktorregenerator adalah jantung dari unit RCC. Hidrokarbon hasil reaksi cracking dialirkan dari reaktor ke column fractionator untukdipisahkan menjadi Overhead vapor, LCO, dan DCO.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

b) Proses Pemisahan Proses pemisahan dilakukan di dalam kolom fraksionasi 15-C-101 untuk memisahkan hidrokarbon menjadi Overhead vapor, LCO, dan DCO berdasarkan titik didihnya. Overhead vapor kemudian dialirkan ke unit 16 (unsaturated gas plant) untuk pemisahan lebih lanjut. Produk LCO akan diolah kembali di LCO Hydrotreater Unit (unit 21) dan produk DCO akan dikirim ke blending fuel atau disimpan di dalam tangki untuk selanjutnya diekspor karena sudah merupakan produk akhir.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 13. Diagram Alir Residue Catalytic Cracking Unit

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

III.2.3.2. Light End Unit (LEU) Unit LEU (Light End Unit) ini terdiri atas beberapa unit yaitu unsaturated Gas Plant (Unit 16), LPG Treatment (Unit 17), Gasoline Treatment Unit (Unit 18), Propylene Recovery Unit (Unit 19) dan Catalytic Condensation Unit (Unit 20). Unit 16 : Unsaturated Gas Plant Unit ini berfungsi untuk memisahkan produk puncak column RCC unit menjadi stabilized gasoline, LPG, dan non condensable lean gas, yang sebagian akan dipakai sebagai lift gas sebelum di-treating di Amine Unit sebagai off gas. Produk: 

Gasoline (RCC Naphta)



Untreated LPG



Non Condensable Lean Gas/ Off Gas Desain basis Unsaturated gas plant yang dioperasikan bersama-sama dengan unit RCC

dirancang untuk mengolah 83.000 BPSD Atmospheric Residue. Unit ini menghasilkan Sweetened fuel gas yang dikirim ke Refinery Fuel Gas System untuk diproses lebih lanjut. Unit ini juga menghasilkan untreated LPG yang akan diproses lebih lanjut di LPG Treatment Unit (Unit 17) dan gasoline yang akan diproses lebih lanjut di Gasoline Treatment Unit (Unit 18).

Tahapan Proses : Proses pemisahan awal pada unit ini terjadi di HP (High Pressure) Receiver 15-V-106 yang bekerja menggunakan prinsip kompresi. Pemisahan pada alat ini menghasilkan hidrokarbon fraksi ringan (condensable), hidrokarbon fraksi berat (non condensable) dan sedikit off gas. Hidrokarbon condensable akan langsung dialirkan ke vesel 16-V-101, sedangkan hidrokarbon non condensable akan mengalami serangkaian proses absorpsi. Sedikit offgas yang terbentuk dalam proses ini akan dialirkan ke flare. Hidrokarbon ringan dari 16-V-101 akan dialirkan ke WGC (Wet Gas Column) dua tingkat kemudian ke HE (Heat Exchanger) sampai akhirnya masuk ke dalam vessel

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

16-V-104. Produk atas akan masuk ke dalam absorber 16-C-101 sementara produk bawahnya, setelah melalui HE 16-E-108 akan dipompa masuk ke dalam stripper 16C-103. Dalam stripper tersebut, fraksi ringan yang masih terkandung akan dikembalikan ke dalam vessel 16-V-104, sementara fraksi berat yang telah di stripped (LPG dan naphtha) akan masuk ke dalam debutanizer 16-C104. Dalam debutanizer ini, LPG dan naphtha akan dipisahkan untuk selanjutnya masing-masing akan diolah di unit 17 dan 18. Hidrokarbon non condensable dari vessel 15-V-106 akan bergabung dengan hidrokarbon ringan dari vessel 16-V-104 dan mengalami proses absorpsi awal di absorber 16-C-101. Produk bawah primary absorber adalah unsaturated C3 dan C4 yang terserap oleh naphtha untuk selanjutnya dipompa menuju vesel 16-V-104 untuk diolah menjadi produk LPG dan naphtha. Produk atas absorber dialirkan ke dalam sponge absorber 16-C-102 untuk menyerap C5+ dengan absorben LCO (Light Cycle Oil). Kemudian produk atas sponge absorber akan mengalami pemisahan lanjutan di vessel (16-V-105) menghasilkan produk atas yang akan di absorpsi kembali di Amine Absorber dan produk bawah (LCO) yang akan bergabung dengan produk bawah sponge absorber menuju LCO Treatment Unit. Hidrokarbon dalam amine absorber akan mengalami proses absopsi menggunakan absorben amine untuk menghasilkan sebagian lift gas dan off gas. Keseluruhan proses diatas akan menghasilkan produk akhir berupa Untreated LPG dan Untreated Naphtha yang berasal dari debutanizer serta offgas yang dihasilkan dari serangkaian proses absorpsi.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 14. Diagram Alir Unsaturated Gas Plant

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 17 : LPG Treatment Unit Unit ini berfungsi untuk memurnikan produk LPG Unsaturated Gas Plant dengan cara mengambil senyawa merkaptan dan organik sulfur lainnya dengan merubahnya menjadi senyawa disulfida. Produk: Treated Mixed LPG untuk selanjutnya dikirim ke Propylene Recovery Unit (unit 19). Desain Basis: Unit LPG Treatment Unit dirancang untuk mengolah feed dari produk atas Debutanizer pada Unsaturated Gas Plant sebanyak 22.500 BPSD.

Tahapan Proses : Pada LPG Treatment Unit, dilakukan proses ekstraksi dan pencucian dari Unsaturated LPG Treatment. 1. Ekstraksi Hidrogen Sulfida di Vessel I Feed berupa unsaturated LPG masuk ke dalam strainer (17-S-101) untuk disaring dari partikel-partikel padat yang berukuran 150 mikron. Kemudian feed masuk ke dalam ekstraktor fiber film contactor (EFFC) (17-A-201) dan dikontakkan dengan caustic secara co-current. Di dalam EFFC, H2S diekstraksi oleh larutan caustic. Feed yang telah mengalami ekstraksi akan turun ke dalam separator (17-V-101), dimana akan dipisahkan antara fase LPG dengan larutan caustic. Fase LPG yang keluar pada puncak separator masuk ke dalam vessel II dan vessel III, sedangkan spent caustic yang keluar pada bagian bawah separator menuju ke tempat penampungan caustic. 2. Ekstraksi Merkaptan di Vessel II dan Vessel III LPG dari vessel I masuk ke dalam sistem ekstraksi dua tahap (vessel II dan vessel III), dimana proses ekstraksi dilakukan untuk mengambil senyawa merkaptan dan sulfur dengan menggunakan caustic yang dipasok dari (17-V-106). Proses pengontakan LPG dan caustic dilangsungkan secara co-current. LPG yang keluar pada bagian atas ekstractor dua tahap akan masuk ke dalam vessel III, sedangkan caustic

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

yang keluar pada bagian bawah menuju oxidation tower untuk di regenerasi dengan cara dikontakkan dengan udara. 3. Aquafinasi di Vessel IV Treated LPG yang mengandung caustic masuk pada bagian atas vessel IV dan mengalami kontak dengan serat-serat logam yang terbasahi oleh sirkulasi air. Proses pengontakan antara LPG dan air dilakukan secara co-current. Selanjutnya, treated LPG, caustic, dan air masuk ke dalam separator (17-V-104). Di dalam separator terdapat shroud contactor yang berfungsi untuk mengikat caustic, kemudian caustic diambil oleh air. LPG yang telah dicuci keluar pada bagian atas separator dikirim menuju Propylene Recovery Unit untuk diproses lebih lanjut, sedangkan spent water sebagian dikembalikan ke dalam separator dan sebagian lainnya dikirim menuju Sour Water Stripper.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 15. Diagram Alir LPG Treatment Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 18 : Gasoline Treatment Unit Unit ini berfungsi untuk mengolah ulang produk Naphtha agar produk yang dihasilkan memenuhi standar kualitas komponen Blending Premium. Produk berupa Treated Gasoline. Desain Basis: Unit Gasoline Treatment ini dirancang untuk memproses sebanyak 47500 BPSD Untreated RCC Gasoline yang dihasilkan oleh unit RCC Complex. Unit ini dirancang dapat beroperasi pada penurunan kapasitas hingga 50 %.

Tahapan Proses : Feed berupa untreated gasoline masuk ke dalam strainer (18-S-101) untuk disaring dari partikel-partikel padat yang berukuran 150 mikron. Aliran feed yang keluar dari (18-S-101) dibagi menjadi dua secara pararel, kemudian diinjeksi dengan udara yang berfungsi untuk keperluan oksidasi. Udara yang diinjeksikan ke feed melewati sparger terlebih dahulu. Feed yang telah bercampur dengan udara masuk melalui bagian atas fiber film contactor untuk dikontakkan dengan caustic yang berasal dari pompa recycle caustic. Caustic akan mengekstrak H2S dan mengoksidasi merkaptan dari feed. Selanjutnya feed bersama caustic masuk ke dalam separator untuk dipisahkan antara fase treated gasoline dan fase caustic. Fasa gasoline yang keluar pada top separator menuju ke storage, sedangkan caustic yang keluar pada bottom menuju ke tangki penampungan caustic dan sebanyak 20% volume disirkulasikan kembali ke dalam fiber film contactor.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 16. Diagram Alir Gasoline Treatment Plant

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 19 : Propylene Recovery Unit Unit ini berfungsi untuk memisahkan Mixed Butane dan memproses LPG C3 dan C4 dari Gas Concetration Unit untuk mendapatkan produk propylene dengan kemurnian tinggi (minimum 99,6 %) yang dapat dipakai sebagai bahan baku untuk pembuatan di Propylene Unit. Produk: 

Propylene dengan kapasitas terpasang 7150 BPSD.



Propana.



Campuran Butana.

Tahapan Proses : Feed dari unit LPG treatment yang telah diolah pada Unit Gas Concentration, dipompakan ke C3/C4 splitter (19-C-101) untuk memisahkan campuran C3 pada bagian atas (propana dan propilen) dan campuran C4 (butan dan butilen) pada bagian bawah. Uap yang terbentuk di bagian overhead akan masuk ke C3/C4 splitter condenser, sedangkan kondensat yang terbentuk masuk ke C3/C4 splitter receiver. Sebagian campuran C3 berupa propana dan propilen akan direfluks ke C3/C4 splitter untuk mengambil C4 yang terbawa dan sisanya dikirim ke solvent settler. Pada solvent settler, campuran C3 akan dihilangkan kandungan sulfurnya dengan menggunakan larutan NaOH membentuk air, Na2S, dan NaSR. Air yang terbentuk akan ditampung pada water boot (19-V-101) dan dikirim ke water degassing drum yang selanjutnya menuju ke unit Sour Water Stripper (Unit 24). Sebagian dari campuran C4 yang terbentuk di bottom C3/C4 splitter akan dipanaskan di C3/C4 splitter reboiler dan sebagian lagi dikirim ke unit Catalytic Condensation (Unit 20). Jika masih terdapat sisa campuran C4, maka akan dikirim ke tangki penampungan. Dari solvent settler, campuran C3 dikirim ke wash water column untuk dikontakkan dengan larutan fosfat dengan arah berlawanan (counter current). Tujuan dilakukannya pengkontakkan adalah untuk mengikat NaOH yang tidak bereaksi

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

menjadi Na3PO4 di solvent treater. Produk atas yang terdiri dari mixed C3 dan air dipisahkan dari padatannya yang terikut (Na2S, NaSR, dan Na3PO4) pada sand filter, sedangkan produk bottom ditampung di water degassing drum bersama air dari sand filter yang kemudian dikirim ke unit 24. Campuran C3 dari sand filter dikeringkan di C3 feed driers. Keluaran feed driers tersebut diperiksa kadar moisture-nya untuk keperluan regenerasi drier, yang kemudian dipisahkan pada C3 splitter. Uap propylene terbentuk di bagian atas overhead dan propane di bagian bottom. Propane pada bottom akan dikirim ke tangki penampungan, sedangkan uap propylene dikompresikan menjadi cair, dimana sebagian akan direfluks dan sebagian lagi digunakan untuk memanaskan propane di C3 splitter sebelum kembali ke flash drum dalam bentuk cair. Propylene cair yang terbentuk dipisahkan kandungan COS-nya (Carbonyl Sulfide) di COS removal. COS merupakan jenis kontaminan yang terbentuk dari sisa-sisa sulfur yang masih terkandung dalam Natural Gas Plant di unit RCC. Untuk menghilangkan COS dari LPG digunakan Mono Ethanol Amine (MEA) dan NaOH dengan reaksi berikut: 𝐶𝑂𝑆 + 2𝑀𝐸𝐴 → 𝐷𝑖𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙 𝑈𝑟𝑒𝑎 + 𝐻2 𝑆 𝐻2 𝑆 + 2𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝑁𝑎2 𝑆 + 2𝐻2 𝑂 𝐶𝑂𝑆 + 2𝑀𝐸𝐴 + 2𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝐷𝑖𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙 𝑢𝑟𝑒𝑎 + 𝑁𝑎2 𝑆 + 2𝐻2 𝑂 Setelah itu, propylene dipisahkan dari logam pada unit metal treater. Dari metal treater, propylene dimasukkan ke reaktor SHP untuk mengubah kandungan diene dan acetylene pada fraksi C4 yang terikut menjadi monoolefin untuk memenuhi persyaratan produksi. Reaksi SHP berlangsung pada kondisi fasa cair dalam fixed bed catalyst dengan jumlah H2 yang terbatas. Reaksi yang terjadi adalah: CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH2=CH-CH2-CH3 (1-butene) CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH3-CH=CH-CH3 (2-butene)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 17. Diagram Alir Propylene Recovery Unit

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Unit 20 : Catalytic Condensation Unit Catalytic condensation adalah suatu reaksi alkilasi dan polimerisasi dari senyawa olefin menjadi produk dengan fraksi tinggi dengan katalisator asam fosfat padat. Unit Catalytic condensation adalah unit yang memiliki kapasitas 13.000 BPSD dengan tiga reaktor paralel untuk mengolah campuran butane/butilene dari Propylene Recovery Unit (Unit 19) menjadi gasoline dengan angka oktan yang tinggi. Produk yang dihasilkan dari unit ini adalah gasoline dengan berat molekul tinggi yang disebut polygasoline dan butana. Produk polygasoline ini dibentuk dari campuran senyawasenyawa C4 tak jenuh dan butan dari RCC Complex.

Tahapan Proses : 1.

Seksi Reaktor Pada seksi reaktor, feed campuran butane-butilene dari Propylene Recovery

Unit dicuci dengan larutan fosfat secara counter current pada wash water column. Tujuan dari pencucian ini adalah untuk memudahkan reaksi karena larutan fosfat berperan sebagai katalis serta untuk menghilangkan kotoran. Sebagian wash water yang telah digunakanakan disirkulasi dan sisanya dibuang. Campuran butana bersama aliran rectifier dipompakan ke tiga reaktor yang dipasang secara pararel. Pada reaktor terjadi reaksi isomerisasi (membentuk isobutan dan isobutilen) dan alkilasi. 2.

Seksi Rectification Pada seksi rectification, effluent dari reaktor akan disaring oleh filter untuk

mencegah katalis padat terikut dalam produk sebelum masuk ke dalam flash rectifier. Di dalam rectifier ini, effluent dipisahkan dengan cara penguapan yang menghasilkan saturated LPG, polygasoline, dan unreacted umpan sebagai hasil bottom. Sedangkan hasil atasnya berupa uap butilen dan butan yang dialirkan ke rectifier receiver untuk dijadikan kondensat. Sebagian kondensat yang terbentuk akan dikembalikan ke flash rectifier sebagai refluks dan sebagian lagi di recycle kembali untuk direaksikan pada reaktor. Hasil bawah dari flash rectifierakan masuk ke stabilizer. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

3.

Seksi Stabilizer Pada seksi stabilizer, terjadi pemisahan secara distilasi, dimana feed masuk

melalui tray 16 dari 30 tray. Produk atas yang dihasilkan berupa LPG butana yang kemudian masuk ke stabilizer receiver dan dihilangkan kadar airnya dengan water boot. Kondensat yang ada sebagian dikembalikan ke stabilizer dan sebagian dialirkan ke caustic wash untuk menyerap senyawa sulfur. Kondensat yang telah terbebas dari senyawa sulfur kemudian dialirkan ke sand filter untuk menyaring padatan natrium dan selanjutnya dimasukkan ke storage. Produk bawah yangdihasilkan berupa polygasoline yang didinginkan terlebih dahulu sebelum masuk ke tangki penyimpanan.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019 Diagram Alir Proses

Gambar IV. 18. Diagram Alir Catalytic Condesation Unit Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

III.2.4. Propylene Olefin Complex (POC) Unit POC menerima umpan dari offgas RCC dan menghasilkan produk propilen. POC terdiri atas beberapa unit, yaitu: Unit 34 : Low Pressure Recovery Terdapat beberapa alat yang ada pada unit 34: a)

Amine/Water Wash Tower Amine/water wash tower (34-C-101) berfungsi untuk menghilangkan gas asam

dari umpan offgas RCC yang terbawa dari sistem OSBL. Wash water diperoleh dari OSBL

dan

dikembalikan

ke

SWS.

Pelarut

amine

masuk

dari

amine

regenerationpackage (34-A-101) sedangkan larutan amine yang sudah jenuh diregenerasi di amine regeneration package (34-A-101). b)

Oxygen Converter Fungsi dari Oxygen Converter (34-R-101A/B) adalah untuk menghilangkan

asetilen, senyawa asetilen, oksigen dan pengotor lainnya dari aliran offgas. Penghilangan senyawa ini memerlukan operasi yang baik dan aman pada unit down flow. Oksigen akan menjadi bahaya keselamatan apabila bereaksi dengan oksida nitrit pada suhu kriogenik menjadi gum yang bersifat eksplosif di dalam cold box. Reaksi primer yang terjadi di Oxygen Converter adalah: 1. Oksigen + Hidrogen  Air 2. Asetilen + Hidrogen  Etilena + Etana 3. Etilena + Hidrogen  Etana 4. C3 Asetilena + Hidrogen  Propilena + Propana 5. Butadiena + Hidrogen  Butena + Butana 6. Etilena + Hidrogen  Etana 7. C3 Asetilena + Hidrogen  Butena + Butana Reaksi sekunder yang terjadi di Oxygen Converter adalah: 1. H2S  Merkaptan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

vii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

2. COS  Merkaptan 3. SO2 Merkaptan 4. NOx + Hidrogen  Amonia + Air 5. Nitril  Amina 6. HCN  Amonia 7. Sianida organik  Amina Katalis ada Oxygen Converter dapat mengurangi pengotor-pengotor pada umpan, arsen, posfin pada off gas. a) Caustic Water Wash Fungsi Caustic/Water Wash Tower adalah untuk menghilangkan sisa gas asam yaitu H2S dan CO2 dari aliran offgas RCC. Untuk menghilangkan gas-gas asam tersebut, ditambahkan soda kaustik. Soda kaustik yang tersisa akan dicuci dengan wash water untuk mencegah terjadinya carry over. b) Off Gas Feed Treatment Gas proses yang berasal dari KO Drum dialirkan ke offgas dryer untuk mengurangi kandungan air, merkaptan, amina, amoniak dan sejumlah kecil CO2, H2S, dan COS. Dari dryer tersebut effluent dikirim ke Mercury Absorber untuk menghilangkan merkuri dengan karbon aktif. Penghilangan merkuri dilakukan hingga jumlah merkuri dalam aliran gas tersebut sangat kecil karena dapat menyebabkan kerapuhan pada sistem perpipaan yang terbuat dari alloy aluminium dan peralatan lain pada RCC offgas cooler (34-E-107). Kemudian aliran gas difilter untuk menghilangkan padatan-padatan absorben yang terbawa. c) Off gas Chilling and Demethanation Offgas yang telah di treatment diumpankan kedalam Demethanizer (34-C103) untuk fraksinasi dimana etilena diserap oleh cairan yang kaya etana atau propilena dari produk bawah Front End Deethylenizer. Sebelum masuk ke methanizer, offgas dan larutan pencuci dari produk bawah Front End Deethylenizer didinginkan dalam sebuah heat exchanger menggunakan produk atas Demethanizer, Deethanizer dan aliran Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

viii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

refrigerant biner. RCC offgas cooler (34-E-107) berbentuk cold box yang casingnya terbuat dari baja dan bagian dalamnya diinsulasi dengan insulasi berjenis loose perlite. Untuk menghindari kondisi yang lembab dan menjaga atmosfer tetap inert maka cold box tersebut dipurging dengan nitrogen. d) Front End Deethylenizer Unit 34-C-104 ini bertujuan memisahkan etilena dalam aliran produk bawah Demethanizer dari etana dan komponen-komponen lain yang lebih berat. Produk atas dari kolom ini dikondensasikan dengan refrigerant biner sedangkan produk bawahnya dipanaskan kembali dengan kedua media dan refrigerant biner yang lebih berat. Produk atas unit 34-C-104 mengandung 99,95% mol etilena dan pengotorpengotornya yang berupa metana dan etana yang akan dipompakan ke OCU reactor (37-R-101A/B). Produk bawahnya mengandung etana dan komponen-komponen yang lebih berat yang akan di-recycle ke Demethanizer sebagai cairan pencuci dan produk bersihnya ditekan untuk dialirkan ke Deethanizer. e)

Deethanizer Unit deethanizer (34-C-105) memisahkan produk bawah Front End

Deethylenizer menjadi dua aliran. Umpan cair memasuki kolom pada tray 16. Aliran produk atas kaya akan etana dan aliran produk bawah adalah C3 fraksi yang lebih beratnya. Produk atasnya dialirkan ke fuel gas system melalui RCC Off-gas Cooler. Cairan produk bawahnya dipompakan ke OSBL sebagai produk C3+. Refluks dilakukan dengan cara kondensasi parsial dari aliran produk atas oleh fraksi refrigerant biner yang lebih kuat.

Unit 35 : Selective C4 Hydrogenation Unit (SHU) C4 Feed Treatment berupa campuran senyawa C4 (i-C4 dan n-C4) pertama kali akan diolah dikolom C4 Feed Water Wash untuk dihilangkan kandungan sodiumnya.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

ix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Mixed C4 kemudian dialirkan ke C4 Feed Surge Drum dan selanjutnya dipompakan ke C4 Feed Treater.

1. C4 Feed Treater C4 Feed Treater dirancang untuk menghjlangkan kandungan senyawa yang dapat meracuni katalis, diantaranya senyawa oksigen, sulfur, alkohol, karbonil, merkaptan, dan air. Untuk menghilangkan logam arsine dan phospine, campuran C4 tersebut diolah di C4 Feed Metals Treater. 2. SHU Reactor System. Unit Selective C4 Hydrogenation (SHU) berfungsi untuk hidrogenasi butadiene dan C4 Acetylene di dalam mixed C4 sebelum diolah lebih lanjut di unit CD Hydro Deisobutanizer dan unit Olefin Conversion. Di unit SHU juga terjadi reaksi hidro isomerisasi sebagian l-butene menjadi 2-butene. Campuran C4 yang sudah diolah di C4 Feed Treater kemudian dialirkan kc reaktor SHU. Sebelum masuk ke reaktor SHU, aliran ini dicampur dengan aliran recycle dari produk reaktor dan kemudian dipanaskan di Feed Heater. Untuk memenuhi kebutuhan hjdrogenasi, maka ditambahkan gas hidrogen pada aliran sebelum masuk Feed Heater. Aliran recycle dibutuhkan untuk mengurangi konsentrasi butadiene, sehingga kenaikan temperatur yang berlebihan di reaktor dapat dibatasi. Proses reaksi selektif hidrogenasi dan isomerisasi adalah reaksi eksotermis, oleh sebab itu akan terjadi kenaikan temperatur di reaktor. Produk reaksi ini kemudian dialirkan ke reaktor Separator Drum dimana adanya kelebihan gas hidrogen, metana dan sejumlah C4 yang teruapkan akan dipisahkan dari cairannya. Uap dari reactor

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

x

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Separator Drum didinginkan di Vent Condenser untuk mengkondensasikan C4. Fraksi hidrokarbon yang tidak terkondensasi dialirkan ke fuel gas system. Cairan yang keluar dari separator drum adalah produk kombinasi dan recycle streams. Aliran kombinasi ini kemudian dipompakan dan dipisahkan menjadi 2 aliran, yaitu aliran produk dikirim ke kolom CD Hydro Deisobutanizer dan aliran recycle digabung dengan fresh feed untuk dialirkan kembali ke reactor. Di Selective C4 Hydrogenation unit aktivitas katalis secara bertahap akan berkurang karena sites aktif di katalis terjadi coking. Regenerasi katalis diperlukan apabila aktivitas katalis turun pada titik dimana inlet temperatur reaktor mencapai kondisi desain. Unit 36 : Catalytic Distilation Hydro Deisobutanizer (CDHDIB) Produk C4 dari SHU diumpan ke kolom CD Hydro Deisobutanizer bersama dengan sejumlah kecil gas hidrogen. Isobutene akan diambil bagian atas kolom CD Hydro Deisobutanizer bersama dengan isobutene dan sisa butadiene dari umpan C4+. Pada distilasi konvensional, sebagian besar l-butene akan keluar pada bagian atas kolom disebabkan titik didih yang dekat antar isobutene dan 1-butene. Untuk memaksimalkan pengambilan normal butene, catalytic bed ditambahkan pada kolom CD Hydro Deisobutanizer untuk isomerisasi I-butene dan 2-butene dan hidrogenasi sisa butadiene. Produk bawah yang kaya kandungan 2-butene, dikirimkan ke Unit Olefin Conversion. Hampir semua isobutene dalam umpan akan terambil di bagian atas kolom CD Hydro Deisobutanizer akan dijadikan sebagai komponen blending LPG. Unit 37 : Olefin Conversion Unit (OCU) 1. OCU Reactor Feed Treaters Produk bawah kolom CD Hydro Deisobutanizer mengandung n-butene yang dibutuhkan untuk reaksi di DP reaktor, tetapi harus diolah terlebih dahulu untuk menghilangkan senyawa yang dapat meracuni katalis, seperti oksigenat, sulfur, Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

alkohol, karbonil dan air. Produk bawah kolom CD Hydro Deisobutanizer digabung dengan recycle C4 di Fresh/Recycle C4 Surge Drum dan dipompakan ke Unit OCT dan digabung dengan fresh dan recycle etilen selanjutnya diolah di OCT Reaktor Feed Treater.

2. Disproportionation OCT Reactor Umpan ke OCT reaktor dipanaskan sampai temperatur reaksi, masuk ke OCT reaktor dan didinginkan sebelum dilakukan fraksinasi. Reaksi utama pada DP reaktor adalah antara etilen dan n-butene membentuk propilen. Reaksi samping juga terjadi dan menghasilkan produk samping terutama C5-C8 olefin. 3. Fractionation Section DP reaktor merupakan fixed bed catalytic reactor dan reaksi yang terjadi di DP reaktor adalah isotermal. Katalis pada DP reaktor merupakan silica yang direaksikan dengan magnesium oxide dan tungsten oxide. Pada regenerasi, coke yang menempel pada katalis akan dibakar dengan campuran nitrogen dan udara pada kondisi tertentu. 4. Deethylenizer Hasil reaksi di OCT mengandung campuran propilen, etilen, butene, n-butene dan komponen C5+ sebagai hasil reaksi samping. Pada unit OCU ini terdapat 3 kolom fraksinasi. Kolom Deethylenizer berfungsi untuk memisahkan etilen yang tidak bereaksi dan didaur ulang ke reaktor OCT. 5. Depropylenizer

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Kolom depropylenizer untuk memisahkan produk propilen sebagai produk atas dan produk bawah yang banyak mengandung C4 dan sebagian kecil C5+ hasil reaksi samping. 6. Debutanizer Kolom Debutanizer berfungsi untuk memisahkan produk C4 LPG pada produk atas dan C5+ gasoline pada produk bawah.

Unit 38 : Regeneration System Regenerasi adsoben pada Off Gas Diyer/Treater. C4 Feed Treater dan OCT Feed Treater dilakukan dengan menggunakan regeneration gas, yang merupakan kombinasi produk atas Demethanizer dan Deethanizer. Pada sistem regenerasi ini terdapat 2 independen sistem regenerasi, yaitu once-through system untuk Off Gas Dryer/Treater dan OCT Feed Treater serta sistem resirkulasi untuk C4 Feed Treater. Unit 39 : Binary Refrigeration System Binary Refrigeration Unit berfungsi untuk menyediakan media pendingin untuk keperluan proses. Bahan pendingin yang dipakai merupakan campuran 31% mol etilen dan 69% propilen dan sejumlah kecil metan, etana dan propana. Binary Refrigeration Unit merupakan sistem yang tertutup dan menggunakan kompresor sentrifugal 3 stage dengan penggerak steam turbine driven. Etilen disuplai dari produk atas kolom OCU Depropylenizer dari Unit RCC Sekarang.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xiii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB IV SPESIFIKASI PERALATAN

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xiv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB V LABORATORIUM DAN PENGENDALIAN MUTU

V.1. Laboratorium Bagian laboratorium memegang peranan penting di kilang, karena pada bagian ini data-data tentang raw material dan produk akan diperoleh. Dengan datadata yang telah diberikan, maka proses produksi akan selalu dapat dikontrol dan dijaga standar mutunya sesuai dengan spesifikasi yang diharapkan. Bagian laboratorium berada di bawah bidang Unit Produksi. Bagian ini memiliki beberapa tugas pokok, yaitu: a. Sebagai kontrol kualitas bahan baku b. Sebagai pengontrol kualitas produk c. Mengadakan penelitian dan pengembangan jenis crude minyak lain, selain crude dari minyak Duri dan Minas yang memungkinkan dapat diolah di PERTAMINA RU-VI Balongan. d. Mengadakan analisa terhadap jenis limbah yang dihasilkan selama operasi proses kilang pada PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan.

Pemeriksaan di Laboratorium meliputi: a. Crude oil, terutama crude Duri dan Minas. b. Stream produk yang dihasilkan dari unit AHU, RCC, CDU, Hydrogen Plant dan unit-unit lain. c. Utilitas: air, fuel gas, chemical agent dan katalis yang digunakan. d. Intermediate dan finish product. Di dalam pelaksanaan tugas, Bagian Laboratorium dibagi menjadi dua seksi, yaitu: Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. Seksi Chemical and Gases Seksi Chemical and Gases ini mempunyai tugas antara lain: a) Mengadakan blending terhadap fuel oil yang dihasilkan, agar dapat menghasilkan octan number yang besar dengan proses blending yang singkat tanpa penambahan zat kimia lain lain, seperti TEL, MTBE, atau ETBE. b) Mengadakan penelitian terhadap lindungan lingkungan (pembersihan air buangan). c) Mengadakan evaluasi crude Minas dan crude Duri yang dipakai sebagai raw material. d) Mendukung kelancaran operasional semua unit proses, ITP, dan utilitas termasuk percobaan katalis, analisa katalis yang digunakan dalam reaktor dan material kimia yang digunakan di kilang RU-VI. e) Melakukan analisa bahan baku, stream/finish produk serta chemical dengan menggunakan metode test. f) Mengadakan analisa sampling dan analisa contoh air serta chemical secara instrument dan kimiawi, agar didapatkan hasil akurat. g) Mengadakan analisa sampling dan analisa secara instrument dan kimiawi terhadap contoh minyak sesuai dengan metode test. h) Mengadakan analisa gas masuk dan gas buang dari masing-masing alat (jika diperlukan). i) Mengadakan analisa sampel gas dari kilang dan utilitas serta produk gas yang berupa LPG, propylene. j) Mengadakan analisa sampling non rutin shift sample stream gas, LPG, propylene, fuel gas, serta hidrogen. k) Melaksanakan sampling dan analisa secara chromatography sampel non rutin dari kilang dan offsite.

2. Seksi Pengamatan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xvi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Seksi ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan baku, intermediate produk dan finish produk. Sifat-sifat yang diamati adalah: a. Distilasi b. Spesific Gravity c. Reid Vapour Pressure (RVP) d. Flash and Smoke Point e. Conradson Carbon Residue (CCR) f. Kinematic Viscosity g. Cooper Strip and Silver Strip h. Kandungan Air

V.1.1. Alat Laboratorium 1) Analitika a) Spektofotometer b) Polychromator c) Infra Red Spectrofotometer d) Spectro Fluoro Photometer 2) Gas Chromatography

V.1.2. Prosedur Analisa 1) Analitika Dalam bidang analitika mengadakan pemeriksaan sifat-sifat kimia bahan baku, intermediate, dan finish produk. Bahan yang dianalisa setiap hari (sample shift rutin) adalah analisa air dan minyak. Adapun prosedur analisa yang digunakan antara lain: a. Atomic Absorbtion Spectrophotometric (AAS) yang digunakan untuk menganalisa logam-logam yang mungkin ada dalam air.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xvii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

b. Alat yang digunakan adalah Spectrophotometer yang dilengkapi dengan detektor dan analisa hasil yang akan terlihat dalam layar monitor komputer. Prinsip kerja alat ini berdasarkan pada besarnya daya serap gelombang elektromagnetik dari sampel yang dihasilkan yaitu gelombang sampai 860 Å. c. Polychromator untuk menganalisa semua metal yang ada dalam sampel air maupun zat organik. d. Infra Red Spectrophotometer (IRS) untuk menganalisa kandungan minyak dalam sampel air, juga analisa aromatik minyak berat. e. Spectro Fluoro Photometer, untuk menganalisa kandungan minyak dalam water slop yang dihasilkan. 2) Gas Chromatography (GC) Salah satu prosedur analisa gas adalah dengan menggunakan GC. GC digunakan untuk menganalisa gas CO dan CO2 dengan range 0,01-0,05 ppm, menggunakan sistem multikolom yang dilengkapi dengan beberapa valve dan selenoid valve yang digerakkan secara otomatis oleh program relay. Detektor yang dipakai adalah flame ionisasi detector. Prosedur analisa lain yang digunakan pada Laboratorium adalah: i. Titrasi ii. Distilasi iii. UOP Standard iv. ASTM Standard v. Volumetri vi. Viscosimeter vii. Potensiometer viii. Flash Point Tester ix. Micro Colorimeter

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xviii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

x. Gravimetri

V.2. Pengendalian Mutu

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB VI UTILITAS

VI.1. Pengadaan dan Kebutuhan Air VI.1.1 Water Intake Facility (Unit 53)  Fungsi

: pemurnian air

 Kapasitas

: 1300 ton/jam

 Generator

: 3 unit (53-G-301 A/B/C)

 Daya

: (53-G-301A/B) = 78 kW (53-G-301C) = 360 kW

Water Intake Facility berlokasi di desa Salam Darma, Kecamatan Compreng Kabupaten Subang 65 km dari Refinery EXOR I Balongan. Karena jauhnya lokasi dari kilang, maka diperlukan sistem perpipaan dan penampungan air yang memadai. Pipa yang digunakan berdiameter 24 inch dan air yang tersisa ditampung di tangki (54-T101A/B). Air sungai diambil dari buangan Proyek Jatiluhur pada saluran utama sebelah Timur (East Main Canal). Apabila kanal dalam perbaikan, maka air sungai diambil dari sungai Cipunegara. Kebutuhan air di UP VI Balongan mencapai 1100 ton/jam. Untuk menghindari terjadinya pemborosan penggunaan air dan adanya kemungkinan menurunnya cadangan perserdiaan air dari sungai, maka sistem di UP VI ini dilengkapi dengan unit pengolahan air sisa proses agar bisa digunakan kembali. Adapun kondisi operasinya disajikan pada tabel berikut. Tabel VI.1 Kondisi Operasi Pengambilan Air dari Sungai Cipunegara Unit

Pressure

Temperatur

Raw Water Intake pump

1,7 kg/cm2g

ambient

Clarifier

Atm

Ambient

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xx

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Gravity Filter

Atm

Ambient

Filter Water Tank

Atm

Ambient

Raw Water Transfer Pump

26 kg/cm2g

Ambient

Instrument Air

5-7 kg/cm2g

40–50oC

Fuel Oil Unloading

0,8 kg/cm2g

Ambient

Feed

1,0 kg/cm2g

Ambient

VI.1.2 Unit Demineralized Water (Unit 55) Water treatment bertujuan memperlakukan atau melunakkan (menjernihkan) air dari sumber air yang sesuai dengan apa yang diperlukan untuk sesuatu maksud. Sumber air tersebut dapat diambil dari surface water (air sungai, laut) dan ground water (mata air, air sumur). Unit demineralisasi bertujuan untuk memenuhi air yang sesuai dengan persyaratan-persyaratan boiler feed water. Demin Plant terdiri dari tiga train dengan flow rate 230 m3/h untuk train A dan B serta 120 m3/h untuk train C. Yang diinstalasi out doors, tanpa atap dan di area yang tidak berbahaya. Pola operasi: 1. Demineralization Plant beroperasi secara kontinyu. 2. Masing-masing train akan beroperasi normal dengan dipindah secara bergantian selama satu train atau saat regenerasi. 3. Air buangan regenerasi yang mengandung asam dan basa serta air pembilas dari masing-masing resin dibuang melalui bak penetral (untuk dinetralisasi). 4. Backwash water dari Activated Carbon Filters akan dialirkan ke Clean Drain. 5. Selama operasi normal, operator akan tinggal di Utility Control Room dekat dengan lokasi sehingga dapat mengadakan inspeksi ke lokasi secara periodik. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Air yang mengandung karbon, kation, anion, CO2, senyawa organik, dan padatan dipompakan ke dalam carbon filter. Kemudian diteruskan ke cation exchanger (strong base cation dan weak base cation) yang di dalamnya terdapat resin penukar kation. Kation-kation seperti Ca2+ dan Mg2+ akan diserap resin dan ditukarkan dengan ion hidrogen. Untuk meregenerasi resin kation ini digunakan asam sulfat, air buangannya dikirim ke bak penetral. Air keluaran cation exchanger yang masih mengandung anion, CO2, dan ion hidrogen diteruskan ke decarbonator untuk menghilangkan CO2 dalam air. Kemudian dimasukkan ke anion exchanger (strong base anion dan weak base anion) untuk menghilangkan anion-anion. Air yang keluar dari anion exchanger diharapkan hanya mengandung air dan ion hidrogen serta ion hidroksida yang nantinya akan menjadi air. Selain itu, pada anion exchage, jumlah silica dijaga agar tidak lebih dari 0,02 ppm karena silika dapat membentuk scale yang sulit dibersihkan pada steam turbin.

VI.1.3 Raw Water dan Portable Water (Unit 54) Raw Water ditransfer dari Raw Water Intake Facilities (Salam Darma) melalui pipa dan ditampung di tangki Raw Water. Raw Water ini digunakan juga sebagai service water yang pemakainya adalah: a. Make-up untuk Fire Water b. Make-up untuk Cooling Water c. Make-up untuk Demineralized Water d. Make-up untuk Potable Water e. House Station f. Pendingin untuk pompa di offsite Service water sebelum masuk ke Potable Water Tank, disteril terlebih dahulu dengan gas Chlorine yang selanjutnya dipompakan ke pemakai. Air yang sudah disteril dinamakan DW.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Potable water adalah air yang disediakan untuk keperluan para karyawan PERTAMINA. Air ini didistribusikan ke bagian-bagian sebagai berikut: 1. Kantor laboratorium 2. Central Control Room 3. Kantor Perlindungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LK3) 4. Field Office 5. Gedung Administrasi 6. Control Room ITP 7. Safety Shower di unit utilitas dan unit proses

VI.1.4 Unit Sistem Air Pendingin (Cooling Tower) (Unit 56) Unit ini berfungsi untuk mensuplai air pendingin ke unit-unit proses, fasilities utilities, ancilaries dan fasilitas offsite. Bagian-bagiannya: 1. Menara pendingin (Cooling Water Tower). 2. Pompa air pendingin (Cooling Water Pump) sebanyak 5 normal, 1 stand by kapasitas @ 7000 m3/hr pada tekanan 4,5 kg/cm2g. 3. Side Stream Filter dengan kapasitas 220 m3/hr. 4. Side Filter/ Start Up Pompa Cooling Water dengan kapasitas 660 m3/hr.

Tahapan Proses : Menara dirancang untuk mendinginkan air dari temperatur 45,5OC ke 33oC dengan wet bulb temperatur 29,1oC pada tipe counter flow. Menara terdiri dari 10 cell dan 10 draft fan beserta masing-masing motornya dan dua buah header supply utama untuk pendistribusian ke onsite dan utility area. Fasilitas pengolahan air digabung dengan menara pendingin yang dilengkapi injeksi gas chlorine, inhibitor korosi dan dispersant. Untuk menjaga mutu air, sebagian

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxiii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

air diolah di side stream filter. Pada bagian header supply ke area utility, dilengkapi dengan on-line conductivity analizer untuk memonitor mutu dari air pendingin. Air pendingin didistibusikan ke proses di kilang dengan pompa 56-P-101A-F ke bagian utilitas dan proses yang membutuhkan sistem air pendingin. a. Air pendingin didistribusikan ke system utilitas untuk boiler, Steam Turbin Generator (STG), kompresor, Nitrogen dan Demin Plant. b. Air pendingin didistribusikan ke unit proses untuk H2 Plant, RCC Complex, GO dan LCO HTU, CDU, AHU, Amine Treatment, Sulphur Plant, NPU, dan off site area.

VI.2. Pengadaan Uap Air (Unit 52) Penyediaan uap air biasanya digunakan boiler. Sistem ini berfungsi untuk memenuhi kebutuhan kukus dan air umpan boiler ke kilang serta menerima kondensat kukus dari kilang. Boiler dirancang untuk memasok kebutuhan kukus pada proses yang terdiri dari steam drum, down comers, water wall tube, superheater, dan bank tube. Unit air umpan boiler terdiri dari tiga buah deaerator yang berfungsi untuk : 1. Menampung air 2. Pemanas awal 3. Menghilangkan O2 dalam air Pada deaerator ditambahkan zat hidrazin dan amin. Hidrazin berfungsi untuk mempermudah O2 lepas dari air, sedangkan amin berfungsi untuk menaikkan pH agar air tidak bersifat asam (korosif). Peralatan penunjang pada boiler antara lain safety valve, dua unit penggerak steam turbin, economizer, instrumentasi, local boiler control (LCP), analyzer, water level gauge, dan lain-lain. Steam dihasilkan dengan menggunakan boiler dengan bahan bakar berupa bahan bakar cair (minyak) dan bahan bakar gas. Unit 52 ini terdiri dari 6 unit boiler dengan kapasitas 115 ton/jam masing-masing unit. Steam yang diproduksi boiler berupa HP steam, sedangkan MP dan LP steam dihasilkan melalui ekspansi yang dapat Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxiv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dilakukan secara isoterm atau isentalpik. Steam yang dihasilkan dapat dikategorikan menjadi 3, yaitu: 1. High Pressure (HP) Steam Steam ini mempunyai tekanan 43 kg/cm2 dan digunakan untuk tenaga penggerak steam turbine generator pada pembangkit listrik dan untuk penggerak steam turbine pada pompa dan kompresor. HP steam ini didistribusikan ke bagian utilitas (STG, FDF Boiler, HBW Pump, Compressor, Cooling Water) dan proses (RCC, H2Plant, GO/LCO HTU, AHU). 2. Medium Pressure (MP) Steam Steam ini mempunyai tekanan 19 kg/cm2 dan digunakan untuk tenaga penggerak pompa steam turbine dan steam jet ejector. MP steam didistribusikan ke utilitas (MBW Pump, Automizing Boiler, Fuel Oil Pump, Demin Water Pump, Condensate Pump) dan proses (RCC, GO/LCO HTU, CDU, AHU, Amine/SWS, Sulphur Plant, Offsite, Flare) 3. Low Pressure (LP) Steam Steam ini mempunyai tekanan 3,5 kg/cm2

dan digunakan untuk media

pemanas. LP steam didistribusikan ke utilitas (deaerator, KO drum) dan proses (H2 Plant, GO/LCO HTU, CDU, AHU,Amine/SWS, Sulphur Plant, Offsite Area)

VI.3. Pengadaan dan Kebutuhan Listrik (Unit 51) Kilang minyak PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI Balongan didesain dengan kapasitas pengolahan 125,000 BPSD. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, PERTAMINA dilengkapi dengan PLTU di unit utilitas yang terdiri dari 5 unit Steam Turbin Generator (STG) dan PLTD yang berupa 1 unit Emergency Diesel Generator (EDG). Masing-masing turbin memiliki kapasitas 27,500 KVA/22,000 KW dengan penggerak HP steam dari unit 52, sehingga total kapasitas terpasang sebesar 4 X 22000 KW = 88,000 KW. Emergency Diesel Generator (EDG) memiliki kapasitas 3.6 MW dan mempunyai fungsi: Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

a. Initial start-up b. Auto start jika terjadi kegagalan total pada STG Pendistribusian listrik di kilang UP VI Balongan ini dilakukan melalui beberapa sub station. Dengan sistem ini, maka distribusi listrik menjadi lebih baik. Penyaluran listrik dari sub station 1 ke sub station yang lain menggunakan saluran underground cable kecuali untuk SS 31 yang memakai saluran over head. Pendistribusian listriknya yaitu: 1. Sub station no 1

melayani utilitas dan kantor-kantor

2. Sub station no 11

melayani H2 Plant

3. Sub station no 12

melayani GO HTU dan LCO HTU

4. Sub station no 13

melayani AHU

5. Sub station no 14 A & B melayani RCC unit 6. Sub station no 15

melayani CDU

7. Sub station no 16

melayani Amine Treating, SWS, dan Sulfur Plant

8. Sub station no 22,22,23

melayani Offsite Area

9. Sub station no 31

melayani kompleks perumahan Bumi Patra

VI.4. Penyediaan Udara Tekan VI.4.1 Unit Nitrogen Plant (Unit 59) Nitrogen diperlukan untuk keperluan purging atau blanketing untuk mencegah adanya O2 dalam tangki/proses karena dapat menimbulkan bahaya ledakan dalam proses refining petroleum. Sistem ini terdiri dari 2 unit dengan tangki masingmasing 3 buah. Kapasitas per tangki 41,5 m3. Kapasitas per unit adalah max cairan = 100 Nm3/jam + 420 Nm3/jam. Prosesnya diawali dengan pengeringan udara di dalam dryer. Udara yang telah kering kemudian dikompres sampai tekanan tertentu dan dialirkan ke dalam chiller untuk didinginkan dengan menggunakan bantuan freon. Selanjutnya udara

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxvi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dialirkan ke dalam absorber berpasangan yang saling bergantian secara kontinyu untuk menghilangkan gas-gas selain nitrogen seperti CO, CO2, dan gas lainnya. Adsorben yang digunakan yaitu silika alumina dan karbon aktif. Absorben diregenerasi menggunakan O2 yang dihasilkan dan dikembalikan oleh cold box vessel. Dari unit adsorber ini, kemudian dimasukkan ke dalam cold box vessel dan gas dicairkan dengan siklus refrigerasi kemudian dipisahkan fasa gas dan fasa cairnya, panas yang ditukarkan dari cold box vessel dipakai untuk dryer. Setelah itu fasa gasnya dikembalikan ke siklus refrigerasi, sedangkan fasa cairnya dimasukkan ke rectifier condenser untuk memisahkan O2 dan N2 berdasarkan titik cairnya. O2 yang dihasilkan kemudian dikembalikan untuk regenerasi absorben. N2 yang dihasilkan kemudian didistribusikan dan sebagian didinginkan untuk disimpan dalam bentuk cair. VI.4.2. Kompresor Kebutuhan udara tekan di tiap unit disuplai oleh kompresor yang berada di masing-masing unit. VI.4.3. Sistem Udara dan Instrumen (Unit 58) Unit ini berfungsi untuk menyediakan udara tekan untuk keperluan proses di kilang. Unit ini terdiri dari 6 alat pengatur tekanan udara, yaitu 3 unit turbin dan 3 unit motor kompresor. Kapasitas alat-alat tersebut adalah 3,500 Nm3/jam. Udara harus dikeringkan terlebih dahulu dengan menggunakan dryer untuk menghilangkan kandungan air pada udara yang dapat merusak kompresor. Kapasitas pengeringannya yaitu 4820 Nm3/jam. Dryer yang digunakan molsieve.

V.5. Fasilitas Offsite Fasilitas offsite berfungsi mengadakan dan mempersiapkan feed untuk tiap unit proses serta menampung hasil produksi dari unit-unit proses tersebut, baik yang berupa intermediate product atau finished product. ITP (Instalasi Tangki dan Pengapalan) dibagi menjadi 2 seksi utama, yaitu : Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxvii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

a. Seksi Tank Blending and Metering (TBM) Mengatur tentang kegiatan yang berkaitan dengan tangki seperti penyiapan tangki untuk bahan baku, bahan baku intermediet, dan produk. Selain itu, seksi ini juga berfungsi untuk pengukuran jumlah transfer (metering) dan perbaikan kualitas pencampuran (blending). Seksi ini meliputi Tank Farm Unit (unit 42)

b. Seksi Loading Environtment Jetty (LEJ) Mengatur kegiatan transfer dari kapal ke tangki darat dan sebaliknya (loading), pembongkaran minyak mentah dari kapal dan sebaliknya (jetty), serta mengelola limbah-limbah dari proses yang kebanyakan mengandung NH3, H2S, phenol, oil, dll (environtment). Unit ini meliputi Single Buoy Mooring (unit 41), Pipeline (unit 43), dan sistem pengolahan limbah. Unit peralatan pada fasilitas offsite di PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI Balongan ini terbagi dalam beberapa unit yang masing masing mempunyai fungsi yang saling berkaitan, unit-unit tersebut adalah Single Buoy Mooring (unit 41), Tank Farm Unit (unit 42), dan Pipeline (unit 43). Unit peralatan pada fasilitas offsite di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ini terbagi dalam beberapa unit yang masing masing mempunyai fungsi yang saling berkaitan, unit-unit tersebut adalah: 

Unit 41: Marine Facility Merupakan fasilitas penyandaran kapal tanker guna mendatangkan crude oil sebagai feed dan penyaluran hasil produksi dari unit-unit proses di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yang berbentuk minyak hitam. PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan memiliki 4 buah dermaga/ SBM (Single Buoy Mooring) yang digunakan untuk loading hasil produksi yang berbeda pada setiap SBM.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxviii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Salah satu SBM digunakan khusus untuk pembongkaran crude oil yang didatangkan sebagai feed unit proses di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan. 

Unit 42: Tank Facility Unit 42 merupakan tank farm unit yang terdiri dari sarana tanki penampung bahan feed, intermediate product maupun finished product beserta fasilitas kelengkapannya, seperti blending, metering, injeksi bahan kimia, pompa dan perpipaan dengan batas area masih berada di dalam kilang. Tank farm berfungsi sebagai penampung umpan, produk dan fasilitas blending, dimana semuanya dihubungkan dengan rumah pompa sebagai fasilitas penyalur umpan maupun produk melalui sistem perpipaan. Unit ini dilengkapi beberapa sarana tanki: 1.

Fasilitas tanki penampung, terdiri dari: a. Tangki penampung bahan baku dalam hal ini crude dan feed untuk unit proses (selain DTU) sebanyak enam buah tanki, dimana empat buah tanki untuk Duri crude yaitu (42-T-101 A/B/C/D) dan dua buah tanki untuk menampung Minas Crude yaitu 42-T-102 A/B. Sedangkan yang lainnya adalah tanki intermediate dan umumnya mempunyai kode 42-T-2XX, yang berfungsi sebagai tanki penampung produk setengah jadi ex unit proses, dimana bahan tersebut merupakan komponen untuk mendapatkan produk jadi. b. Floating roof tank yang berfungsi untuk menampung crude ringan seperti crude Duri, Minas dan untuk menampung hasil produksi seperti premium dan kerosene. c. Cone roof tank yang berfungsi untuk menyimpan black product seperti residu dan DCO. d. Spherical tank yang berfungsi untuk menyimpan LPG, butane, propane, propylene.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

2.

Fasilitas pencampuran (blending facility) Fasilitas pencampuran berfungsi untuk mencampur beberapa komponen (umumnya berupa intermediate) menjadi produk jadi yang mempunyai spesifikasi sesuai peraturan yang berlaku atau sesuai permintaan pasar. Komponen blending untuk masing masing produk: a. Gasoline (premium) merupakan hasil blending dari butane, DTU dan AHU, naphta, RCC naphta dan polygasoline. b. DCO merupakan hasil blending dari raw Decant Oil, AR, untreated LCO, kerosene dan gas oil. c. Industrial Diesel Oil (IDF) merupakan hasil blending HT Gas Oil, kerosene dan HT-LCO. d. LPG merupakan hasil blending dari blending propane, butane, LPG mix ex unit 20.

3. Fasilitas pengukuran (metering system) Fasilitas ini digunakan untuk melakukan perhitungan volume bahan yang akan masuk atau keluar kilang Balongan dengan bantuan analisa densitas dan spesific gravity hasil perhitungan volume tersebut akan dikonversi menjadi perhitungan secara massa. Fasilitas tersebut terdiri dari: a. Black Oil Metering, berfungsi untuk perhitungan volume Black Oil yaitu DCO dan IDF. b. Kerosene dan Gas Oil Metering, untuk perhitungan volume kerosene dan gas oil. c. Gasoline Metering System, digunakan untuk perhitungan volume gasoline. d. Propylene Metering System, digunakan untuk perhitungan volume propylene. e. Crude Oil Metering System, untuk perhitungan volume crude oil yang ditransfer dari kapal menuju tangki penampung. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxx

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019



Unit 43: Pipeline Facility Unit 43 merupakan unit perpipaan yang berfungsi untuk penyaluran hasil produksi yang berfungsi untuk penyaluran hasil produk dari unit-unit proses yang ada di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menuju semua jalur perpipaan SBM maupun penyaluran ke PT. PERTAMINA (Persero) UPMS III, baik yang ke depot Balongan maupun yang melalui fasilitas pipanisasi Jawa untuk Depot Plumpang.

VI.6. Ancillaries Common (Unit penyokong) VI.6.1. Fuel System (Unit 62) Terdapat dua unit sistem bahan bakar yaitu : a. Sistem bahan bakar gas (Fuel Gas System) Sistem bahan bakar gas (fuel gas system) dirancang untuk mengumpulkan berbagai sumber gas bakar dan mendistribusikannya ke kilang sebagai gas bakar dan bahan baku Hydrogen Plant. Penggunaan gas bakar di kilang adalah untuk berbagai keperluan, yaitu:  Gas umpan di Hydrogent Plant  Gas bakar di unit dan fasilitas Proses b. Sistem bahan bakar minyak (Fuel Oil System) Fuel Oil System dirancang untuk mengumpulkan bermacam-macam sumber fuel oil dan didistribusikan ke semua user dan di dalam refinery. Sumber-sumber fuel oil: a) Decant Oil dari RCC b) Atmospheric Residue dari CDU c) Gas Oil untuk Start-up Refinery Konsumen fuel oil: a) Crude charge heater di CDU Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

b) Dedicated Superheater di RCC c) Boiler di Utility Facility Prioritas fuel oil: a) Decant Oil akan digunakan sebagai Fuel Oil pada normal operasi pada saat shutdown ARHDM unit, Atmospheric Residue juga digunakan sebagai Fuel Oil VI.6.2 Caustic Soda (Unit 64) Sistem caustic soda merupakan salah satu unit di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan yang terdiri dari pelarut soda. Unit 64 berfungsi untuk menyimpan, mencairkan dan menyuplai. Sistem ini dirancang untuk caustic soda 20oBe untuk bermacam kebutuhan. Caustic diterima dalam bentuk flake dan dilarutkan, dicairkan menjadi larutan 10oBe dan 20oBe dalam sistem tersebut. Konsumsi dan pemakaian caustic soda adalah: a. Pemakaian 20oBe pada umumnya digunakan di unit 24 SWS, Unit 55 Demineralized Plant, Unit 17 LPG Treatment dan Unit 22 Hydrogen Plant. Pada pemakaian ini caustic soda ditampung di 64-T-102 dengan kapasitas 5,5 kg/hari. b. Pemakaian 10oBe digunakan pada unit 18 Gasoline Treatment dan unit 20 Catalytic Condensation Unit. Pada pemakaian ini caustic soda ditampung pada 64-T-101 dengan kapasitas 20 kg/hari. c. Pemakaian khusus caustic soda pada unit 14, 21, 23 sebanyak sekali setahun. Kebutuhan ini dipertimbangkan untuk sistem desain.

VI.6.3 Fire Water System (Unit 66) Fire water merupakan air yang disediakan sebagai air pemadam kebakaran. Air tersebut disalurkan ke fire water hydrant dan water springkle di area ITP sebagai air pemadam kebakaran. Unit ini terdiri dari 4 buah pompa dengan kondisi auto stand by dengan satu jockey pump yang berfungsi untuk menahan tekanan dalam sistem.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Jockey pump didisain untuk mempertahankan sistem, namun jika tekanan sistem turun 5 kg/cm2, maka salah satu pompa 66-P-101 A/B/C/D akan berjalan otomatis.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxiii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB VII KESEHATAN DAN KESELAMATAN KERJA

VII.1. Kesehatan Kerja PT. PERTAMINA (Persero) berupaya memberikan segala macam kebutuhan yang digunakan dalam keberlangsungannya kegiatan produksi di kilang. Salah satu contohnya, seperti pemberian APD (Alat Pelindung Diri). Alat pelindung diri adalah kelengkapan yang wajib digunakan saat bekerja sesuai bahaya dan resiko kerja untuk menjaga keselamatan pekerja itu sendiri dan orang di sekelilingnya. APD yang diberikan dapat berupa coverall, safety helmet, sarung tangan, sepatu pelindung (safety shoes), penutup telinga (earplug), kaca mata pengaman (safety glasses), dan masker (respirator).

VII.2. Keselamatan Kerja PT. PERTAMINA (PERSERO) telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memprioritaskan aspek KK dan LL dalam semua kegiatan untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI Balongan sangat mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan kerugian baik terhadap karyawan, harta benda perusahaan, terganggunya kegiatan operasi serta keamanan masyarakat sekitarnya yang diakibatkan oleh kegiatan perusahaan. Pelaksanaan tugas bidang LKKK ini berlandaskan : 1.UU No 1/1970 Mengenai keselamatan kerja karyawan di bawah koordinasi Depnaker. 2. UU No 2/1951 Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja di bawah koordinasi Depnaker. 3. PP No 11/1979 Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja di bawah koordinasi Dirjen Minas. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxiv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

4. UU No 4/1982 Mengenai ketentuan pokok pengolahan lingkungan hidup dibawah koordinasi Depnaker. 5. KLH PP No 29/1986 Mengenai ketentuan AMDAL di bawah koordinasi KLH. Kegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL RU IV untuk mendukung progam diatas terdiri atas 5 kegiatan: a. Keselamatan kerja. b. Pelatihan. c. Penanggulangan kebakaran. d. Lindungan lingkungan. e. Rekayasa. Kegiatan tersebut dijalankan oleh seksi-seksi: 1. Seksi keselamatan kerja mempunyai tugas,antara lain: a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang. b. Bertanggung jawab terhadap alat-alat keselamatan kerja. c. Bertindak sebagai instruktur safety. d. Membuat rencana pencegahan. 2. Seksi lindungan lingkungan mempunyai tugas, antara lain: a. Memprogram rencana kelola lingkungan dan rencana pemantauan lingkungan. b.Mengusulkan tempat-tempat pembuangan limbah dan house keeping. 3. Seksi penanggulangan kebakaran, administrasi, dan latihan. Mempunyai tugas antara lain : a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik. b.Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan. Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

c. Mengadakan pemeriksaan kehandalan alat-alat firing. d.Membuat rencana kerja pencegahan kebakaran. e. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontaraktor agar lebih menyadari keselamatan kerja. f. Membuat dan menyebarkan buletin KK dan LL pada karyawan agar wawasan karyawan tentang KK dan LL meningkat. g.Meninjau gambar-gambar dan dokumen proyek. h.Melakukan evaluasi-evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK. Adanya seksi-seksi tersebut diatas bertujuan untuk mencegah kecelakaan, kebakaran, maupun pencemaran lingkungan dari segi engineering. Lingkungan kesehatan dan keselamatan kerja (LKKK) membuat program dengan pedoman A-850/E-6900/99-30: 1. Bendera kecelakaan a. Warna kuning (satu minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan yaitu tidak menimbulkan hari hilang (first aid accident). b. Abu-abu muda (dua minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari kerja (lost time). c. Hitam dengan strip putih (satu bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal yaitu menyebabkan kematian. 2. Bendera kebakaran a. Merah (satu minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah U$ 10000. b. Merah strip hitam (satu bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian melebihi U$ 10000. 3. Bendera pencemaran a. Biru (satu minggu dikibarkan), untuk pencemaran dimana tidak terjadi klain dari penduduk.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxvi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

b. Hitam (satu bulan dikibarkan), untuk pencemaran dimana terjadi klain dari penduduk. 4. Papan informasi kejadian Papan ini berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan terjadinya kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya di fire station, lokasi kejadian, dan lemari on call.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxvii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

BAB VIII UNIT PENGOLAHAN AIR LIMBAH

VIII.1. Pengolahan Limbah Limbah industri minyak bumi umumnya mengandung logam-logam berat, senyawa sulfur dan amine, senyawa kimia berbahaya, serta senyawa-senyawa hidrokarbon yang mudah terbakar. Hal ini menuntut adanya unit pengolahan limbah agar limbah yang dibuang dapat memenuhi spesifikasi dan persyaratan yang telah ditetapkan pemerintah. PT. PERTAMINA RU VI Balongan menghasilkan berbagai macam limbah, yang terdiri dari limbah cair, limbah gas, dan limbah padat. Dari ketiga macam limbah tersebut, limbah cair merupakan limbah yang paling potensial untuk menyebabkan pencemaran lingkungan. VIII.1.1. Pengolahan Limbah Cair / Waste Water Treatment (Unit 63) Tujuan utama pengolahan limbah cair adalah mengurangi BOD, partikel tercampur, serta membunuh mikroorganisme patogen. Selain itu, pengolahan limbah juga berfungsi untuk menghilangkan bahan nutrisi, komponen beracun, serta bahan tidak terdegradasi agar konsentrasinya menjadi lebih rendah. Untuk mencapai tujuan tersebut, maka dibangun unit Sewage dan Effluent Water Treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan ini. Setelah diambil kadar sulfurnya di SWS, pengolahan limbah cair dilanjutkan ke unit Sewage dan Effluent Water Treatment. Unit ini dirancang untuk memproses buangan seluruh kegiatan proses dan area pertangkian dalam batas-batas effluent yang ditetapkan air bersih. Kapasitas unit ini 600 m3/jam dimana kecepatan effluent didesain untuk penyesuaian kapasitas 180 mm/hari curah hujan di area proses dan utilitas. Desain awal dari unit WWT (Waste Water Treatment) adalah untuk mengolah air buangan yang terbagi menjadi dua sistem pengolahan, yaitu: Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxviii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. Dissolved Air Floatation (DAF), untuk memisahkan kandungan padatan dan minyak dari air yang berasal dari air buangan (oily water) ex process area dan tank area. Pada proses ini yang diolah umumnya mempunyai kandungan minyak dan solid yang tinggi tetapi mempunyai kandungan COD dan BOD yang rendah. Spesifikasi desain air yang keluar DAF adalah mempunyai kandungan minyak maksimum 25 ppm dan solid maksimum. 2. Activated Sludge Unit (ASU), untuk mengolah secara kimia, fisika dan biologi air buangan dari unit proses terutama: Treated Water ex Unit SourWater Stripper (Unit 24), desalter effluent waterex Unit CrudeDistillation (Unit 11), GO HTU, RCC, dan sistem sanitasi pabrik. Air yang diolah umumnya mempunyai kandungan amonia, COD, BOD dan fenol sedangkan kandungan minyak dan solid berasal dari desalter effluent water. Secara garis besar effluent water treatment di PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan dibagi menjadi dua, yaitu oily water treatment dan treatment air buangan proses. Oily water treatment dilakukan di rangkaian separator sedangkan treatment air buangan proses dilakukan menggunakan lumpur aktif (activated sludge) yang merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik. Oily water berasal dari air hujan yang bercampur minyak, air ballast, air dari paritparit unit proses, dan pertangkian. Process effluent water (air buangan proses) berasal dari air buangan unit proses seperti CDU, SWS, GO HTU, dan RCC. Limbah cair buangan dihasilkan dari berbagai macam proses pengolahan di PERTAMINA RU VI memiliki kandungan limbah yang berbeda-beda. Secara garis besar, kontaminan utama yang terkandung dalam air buangan proses adalah gas terlarut (hidrogen sulfida, merkaptan, dan amonia), emulsi minyak, kimia alkali, serta padatan (effluent desalter). Jenis-jenis limbah cair effluent process berdasarkan sifat kimianya adalah:

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xxxix

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. Sour water merupakan air buangan proses yang umumnya asam karena banyak mengandung H2S dan NH3 yang dihasilkan dari proses. 2. Spent caustic dihasilkan dari proses pencucian naphta dan LPG dari RCC. 3. Desalter effluent water dihasilkan dari unit DTU. Proses treatment air limbah baik oily water maupun process effluent water meliputi proses fisik, proses kimia, dan proses mikrobiologi. Unit pengolah air buangan terdiri dari Air Floatation Section, Pre Activated Oil Sludge Section, Activated Oil Sludge Section, dan Dehydrator and Incinerator Section. Prinsipnya adalah memisahkan minyak dari air dan sludge pada oily water dan process effluent secara fisik. Minyak yang terpisah dikumpulkan di recovery oil sump untuk disimpan pada tangki 42-T-502 dan 42-T-101. Air dan sludge kemudian diproses secara kimia dan mikrobiologis. Air yang diperoleh dikumpulkan di impounding basin untuk dipisahkan kembali minyak dan airnya, minyaknya dikirim ke recovery oil sump dan airnya dapat dibuang ke sungai. Sedangkan sludge akan dibakar. VIII.1.1.1 Proses Fisik Proses fisik merupakan proses awal sebelum limbah diproses secara kimia dan mikrobiologi. Pada proses ini diusahakan agar minyak maupun buangan padat dipisahkan secara fisik dari air melalui CPI separator, API separator, dan DAF A/B tanpa menangani parameter lain seperti suspended solid, COD, BOD, dan NH3. Setelah melalui proses fisik tersebut, kandungan minyak dalam buangan air hanya diperbolehkan ± 25 ppm. Proses fisik terjadi pada seksi Air Flotation yang terdiri dari: 

CPI Separator /Corrugate Plate Interceptor (63-S-102)

CPI separator terdiri dari:

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xl

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

1. Process effluent CPI pit dimana process effluent water dipisahkan menjadi fraksi atas (skimmed oil) dan fraksi bawah (air dan sludge). Skimmed oil dikirim ke oil sump kemudian dipompa ke recovery oil sump. Air dan sludge dikirim ke process effluent pit (PEP) untuk diolah. 2. Process oily water CPI pit dimana oily water dipisahkan menjadi fraksi atas (skimmed oil) dan fraksi bawah (air, sludge, dan minyak). Skimmed oil dikirim ke 63-OS-102 dan dipompa ke recovery oil sump. Fraksi bawah yang masih mengandung minyak diolah di DAF. CPI separator dirancang pada laju alir 600 m3/h dengan kandungan minyak maksimum 200 ppm dan temperatur 35 oC. 

API Separator

API separator dirancang dengan laju alir 242 m3/jam dan kandungan minyak maksimum 200 ppm. API separator berupa kolam penampung air dimana masih terdapat minyak yang dapat dimanfaatkan kembali. Prinsip kerja dari alat ini berdasarkan perbedaan densitas minyak dan air. Kolam ini juga dilengkapi dengan sekat-sekat yang memperlambat laju alir sehinga sebanyak mungkin air dan minyak dapat terpisahkan. 

DAF A/B (Dissolved Air Flotation)

Fraksi bawah dari process oily water CPI pit dan API separator yang masih mengandung minyak mengalir ke seksi ini secara gravitasi. Campuran dari separator mengalir ke bak DAF feed pump dan sebagian langsung dipompakan ke bak floatation (63-Z202), dan sebagian campuran dipompakan ke pressurize vessel terlebih dahulu sebelum ke bak floatation.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xli

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Dalam pressurized vessel udara dari plant air atau DAF compressor udara dilarutkan dalam pressurized waste water. Bilamana pressurized waste water dihembuskan ke pipa inlet bak flotation pada tekanan atmosfir, udara yang terlarut akan tersebar dalam bentuk gelembung karena kecepatan pelarutan udara berkurang yang menyebabkan udara berlebih terlepas ke atmosfer. Hal ini mengakibatkan minyak yang tersuspensi dalam waste water terangkat ke permukaan air dalam bentuk buih. Setelah masuk ke bak flotation (63-Z-202) minyak yang tersuspensi dalam air umumnya mengendap atau mengapung karena perbedaan SG. Peralatan ini didisain untuk mengapungkan minyak yang tersuspensi.Sedangkan minyak yang memiliki SG sama dengan air akan tersuspensi dalam air dan tidak mengapung atau mengendap, sehingga perlu zat pengapung untuk memisahkan air dengan minyak dengan cara menurunkan tegangan permukaan dari minyak. Minyak yang mengapung diambil dengan skimmer dan dialirkan ke bak flotation oil (63-Z-203) untuk dipompa ke recovery oil sump. Air yang terpisahkan di bak flotation dialirkan ke impounding basin. Sedangkan sludge dan minyak yang mengendap dikumpulkan ke PEP. VIII.1.1.2 Proses Kimia Proses ini dilakukan dengan menggunakan bahan aditif seperti koagulan, flokulan, penetrasi, pengoksidasi dan sebagainya yang dimaksudkan untuk menetralkan zat kimia berbahaya di dalam air limbah. Pada tahap ini dilakukan pengolahan terhadap senyawa beracun berbahaya karena senyawa tersebut tidak dapat dipisahkan secara proses fisika. Senyawa yang tidak diinginkan diikat menjadi padat dalam bentuk endapan lumpur yang selanjutnya dikeringkan. Proses kimia ini terjadi pada proses koagulasi dan lumpur aktif. Koagulasi adalah proses pembentukan gumpalan dari ion-ion yang berlawanan. Karena itu, kemampuan koagulasi bergantung pada valensi ion. Reaksi antara ion-ion menghasilkan ”flok”. Koagulan-koagulan yang digunakan di dalam pengolahan air Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xlii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

buangan adalah senyawa aluminium atau besi yang umumnya berbentuk sulfat, contohnya Al2(SO4)3, Fe2(SO4)3, dan FeCl3. Khusus untuk koagulan aluminium, apabila air yang diproses tingkat kewarnaannya tinggi, maka pH yang dibutuhkan untuk proses koagulasi harus dibawah 5,5 sedangkan jika air mengandung mineral tinggi maka dibutuhkan pH 7,5. Pengadukan yang terkontrol juga membantu pembentukan flok yang mudah mengendap. Untuk koagulasi dengan senyawa FeCl3 memiliki keuntungan daerah pH yang lebih luas daripada aluminium. Selain itu air asam atau air basa dapat digunakan untuk koagulan besi, kondisi optimalnya adalah pH 3-8. Proses kimia yang terjadi pada seksi Pre Actived Oil Sludge terdiri dari: 

Process Effluent Pit / PEP (63-Z-501)

Campuran air dan sludge dari process effluent CPI pit dan bak floatation (63-Z-202) DAF diinjeksikan udara dari blower. Tujuannya agar tidak terjadi akumulasi dan air limbah dapat terlarut. Selanjutnya air dan sludge dipompa ke rapid mixing pit. Apabila kualitas air off spec, maka air dikembalikan ke bak PEP sedikit demi sedikit untuk dibersihkan dengan normal proses. 

Rapid Mixing Pit (63-Z-302)

Merupakan tempat untuk melarutkan senyawa kimia pada air limbah. Variabel yang harus dikontrol adalah pH, jika pHnya rendah maka diinjeksikan NaOH untuk mengatur pH air pada rentang 6-8. 

Floculation Pit (63-Z-303)

Adalah bak tempat pemisahan zat-zat padat yang tersuspensi dengan membentuk gumpalan. Air buangan dari rapid mixing pit mengalir ke floculation pit yang dilengkapi mixer dan diinjeksikan ferri chlorida (FeCl3) agar terbentuk Fe(OH)3, Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xliii

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

sehingga logam-logam seperti Mg dan Ca dapat dihilangkan. Selain itu diinjeksikan pula polimer untuk memperbesar gumpalan. Selanjutnya limbah air (air dan sludge) menuju clarifier pit. VIII.1.1.3 Proses Mikrobiologi Proses mikrobiologi merupakan proses akhir dan berlangsung lama, serta hanya dapat mengolah senyawa yang sangat sedikit mengandung logam berbahaya. Pada dasarnya proses ini memanfaatkan makhluk hidup (mikroba) untuk mengolah bahan organik, dimana air buangan yang akan diolah memiliki kadar BOD (Biochemical Oxygen Demand) dan MLVSS (Mixed Liquor Volatile Suspended Solid) tinggi, tetapi kadar logam dan bahan beracun rendah. Semua air buangan yang biodegradable dapat diolah secara biologis. Tujuannya untuk menggumpalkan dan memisahkan zat padat koloidal yang tidak mengendap serta menstabilkan senyawa-senyawa organik. Sebagai pengolahan sekunder, pengolahan secara biologis dipandang sebagai pengolahan yang paling murah dan efisien. Dalam beberapa dasawarsa telah berkembang berbagai metode pengolahan limbah secara biologis dengan segala modifikasinya. Konsep yang digunakan dalam proses pengolahan limbah secara biologis adalah eksploitasi kemampuan mikroba dalam mendegradasi senyawa-senyawa polutan dalam air limbah. Pada proses degradasi, senyawa-senyawa tersebut akan berubah menjadi senyawasenyawa lain yang lebih sederhana dan tidak berbahaya bagi lingkungan. Hasil perubahan tersebut sangat bergantung pada kondisi lingkungan saat berlangsungnya proses pengolahan limbah. Oleh karena itu, eksploitasi kemampuan mikroba untuk mengubah senyawa polutan biasanya dilakukan dengan cara mengoptimalkan kondisi lingkungan untuk pertumbuhan mikroba sehingga tercapai efisiensi yang maksimum.

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xliv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Proses mikrobiologi terjadi pada seksi Activated Oil Sludge Section dan Dehydrator and Incinerator Section yang terdiri dari: 

Clarifier Pit (63-Z-304)

Merupakan tangki pengendapan dimana zat-zat padat dihilangkan dari tangki limbah secara mekanik. Limbah berasal dari floculation pit terendapkan. Endapan yang berupa sludge dikirim ke sludge discharge dan kemudian dipompa ke thickener (63-Z401) untuk dicampur dengan sludge dari sedimentation pit. Sedangkan air limbah mengalir ke bak aeration untuk diolah secara mikrobiologis menggunakan lumpur aktif. 

Aeration Pit (63-Z-305)

Air limbah dari clarifier pit dan sistem sanitasi dialirkan ke aeration pit yang dilengkapi dengan pemasok O2 (aerator) dan nutrien untuk mengoksidasi / mengolah buangan air proses yang mempunyai kadar BOD 810 mg/L dan COD 1150 mg/L menjadi treated water yang memiliki kadar BOD 100 mg/L dan COD 150 mg/L dengan menggunakan lumpur aktif (activated sludge). Lumpur aktif ini merupakan campuran dari koloni mikroba aerobik seperti bakteri, protozoa, mold, yeast, alga, dan sebagainya. Pada lumpur aktif terjadi reaksi dimana mikroorganisme menyerap sejumlah besar bahan organik dan mengoksidasikannya. Pada kondisi dimana defisiensi nutrien, maka sejumlah sel-sel mikroorganisme akan mengalami disintegrasi karena enzim yang masih aktif menguraikan zat yang masih ada di dalam sel itu sendiri, oleh karenanya perlu ditambahkan nutrien ke dalam sistem ini. 

Sedimentation Pit (63-Z-306)

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xlv

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

Merupakan penampungan air limbah yang telah diproses secara mikrobiologi di aeration pit. Pada sedimentation pit, terjadi pemisahan padat-cair secara gravitasi. Air (treated water) pada permukaan atas dialirkan ke impounding basin. Sedangkan sludge yang terendapkan sebagian disirkulasikan ke aeration pit dan sebagian lagi dikirim ke thickener. 

Thickener (63-Z-401)

Merupakan penampungan sludge dari clarifier pit dan sedimentation pit. Selanjutnya lumpur tersebut dipisahkan airnya dengan bantuan bahan kimia dan alat mekanis berupa centrifuge (alat yang bekerja memisahkan cairan-padatan dan dengan memutarnya pada kecepatan tinggi). Cairan hasil pemisahan centrifuge dialirkan melalui got terbuka menuju PEP (63-Z-501) di seksi Pre Actived Oil Sludge, sedangkan padatannya disebut cake dan ditampung pada sebuah tempat bernama hopper (cake hopper). 

Dehydrator dan Incinerator

Membakar cake dalam sebuah alat pembakar atau incinerator menjadi gas dan abu pada temperatur tinggi (T = 800oC). Kapasitas desain dehydrator sebesar 5,5 m3/jam dan kapasitas pembakaran incinerator adalah 417 kg solid/jam. VIII.1.2 Pengolahan Limbah Gas Limbah gas dari kilang yang masih mengandung sulfur diambil oleh Amine Treatment kemudian diolah di Sulfur Recovery Unit dan sisanya dibakar di incinerator (untuk gas berupa H2S dan CO) maupun flare (gas hidrokarbon). VIII.1.3 Pengolahan Limbah Padat Limbah padat dari industri minyak adalah katalis sisa dan sludge. Sludge merupakan suatu limbah yang dihasilkan dalam industri minyak yang tidak dapat Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xlvi

LAPORAN PRAKTIK KERJA LAPANGAN PT. PERTAMINA RU VI BALONGAN PERIODE SEPTEMBER 2019

dibuang begitu saja ke alam bebas, karena akan mencemari lingkungan. Sludge dihasilkan dari hasil pengolahan limbah cair di ETF. Pada sludgeselain mengandung lumpur, pasir dan air juga masih mengandung hidrokarbon fraksi berat yang tidak dapat di-recovery ke dalam proses. Sludge ini juga tidak dapat di buang ke lingkungan sebab tidak terurai secara alamiah dalam waktu singkat. Pemusnahan hidrokarbon perlu dilakukan untuk menghindari pencemaran lingkungan. Dalam upaya tersebut, PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan melakukannya dengan membakar sludge dalam suatu ruang pembakar (incinerator) pada temperatur tertentu. Lumpur/pasir yang tidak terbakar dapat digunakan untuk landfill atau dibuang di suatu area, sehingga pencemaran lingkungan dapat dihindari. BAB IX KESIMPULAN DAN SARAN

IX.1. Kesimpulan

IX.2. Saran

Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Jawa Timur

xlvii