21

BAB IIORIENTASI UMUMFUEL OIL COMPLEX I

Fuel Oil Complex I (FOC I) pada mulanya dirancang untuk mengolah minyak mentah jenis Arabian Light Crude (ALC) dengan kapasitas 100.000 BPSD ALC untuk menghasilkan :1. Super Migas (98 RON)2. Premium Migas (91 RON)3. Avtur4. Kerosene (sp. 18min)5. Automotive Diesel Oil / ADO (0,5%)6. Industrial Diesel Oil / IDO (1%)7. Industrial Fuel Oil / IFO (3%), yang sekarang diubah menjadi MFO karena disesuaikan dengan permintaan pasar.8. Long residu, yang akan diolah lebih lanjut di Lube Oil Complex untuk menghasilkan Lube Oil Component, Bitument, dan Refinery Fuel Oil.Namun setelah Debottlenecking Project, kapasitas pengolahan FOC I meningkat menjadi 118.000 BPSD ALC dan dapat digunakan untuk mengolah minyak mentah jenis Iranian Light Crude (ILC), Basrah Light Crude (BLC) secara bergantian. Selain itu, FOC I juga dapat digunakan untuk mengolah minyak mentah jenis Arjuna Crude dengan kapasitas lebih rendah yaitu 10.200 T/D, walaupun selama ini belum pernah di coba.

Gambar 2.1 Block Diagram Fuel Oil Complex I(Sumber : PT PERTAMINA (Persero) RU IV Cilacap)2.1 Unit - Unit ProsesFuel Oil Complex I (FOC I) yang terletak di area 10 terdiri dari unitunit proses sebagai berikut :1. Unit 1100 : Crude Distillation Unit I (CDU I)2. Unit 1200 : Naptha Hydrotreating Unit I (NHT I)3. Unit 1300 : Hydrodesulfurizer Unit I (HDS I)4. Unit 1400 : Platforming Unit I (PLTF I)5. Unit 1500 : Propane Manufacture Facility Unit I (PMF I)6. Unit 1600 : Marcaptan Oxidation Treating Unit I (Merox I)7. Unit 1700 : Sour Water Stripping Unit I (SWS)8. Unit 1800 : N2 Plant unit9. Unit 1900 : Contaminant Removal Process Unit (CRP)

2.1.1 Unit 1100 Crude Distillation Unit I (CDU I)Feed : Arabian Light Crude (ALC) Basrah Light Crude (BLC) Iranian Light Crude (ILC) Arjuna Crude Kapasitas: 118.000 BPSD atau 16.094 TPSDTujuan: Mengolah Crude/ Minyak mentah menjadi fuels product (BBM) dan Feed untuk Lube plant.Proses: Pemisahan minyak bumi menjadi beberapa fraksi.Pemisahannya bedasarkan perbedaan tekanan uap dari fraksi-fraksi yang terdapat pada minyak bumi. Proses yang digunakan yang digunakan adalah sistem distilasi atmosferis.Produk: Gas, Naptha, Kerosene, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO), Long residu.Chemical injection yang digunakan dalam unit ini:1) Caustic soda (NaOH)2) Ammonia (NH3)3) DeeumusilfierBagian-bagian pokok dari unit adalah:1) Crude Splitter Column (11C-1)2) Kerosene Stripper (11C-6)3) Light Gas Oil Stripper (11C-4)4) Heavy Gas Oil Stripper (11C-2)5) Stabilizer Column (11C-7)6) Gasoline Splitter Column (11C-8)Crude Distillation Unit (CDU) pada FOC I yang terletak pada area 10 merupakan bagian yang berpadu untuk mengolah minyak mentah menjadi Intermediate Product dan Finishing Product. Design kilang ini berfungsi sebagai pemisah awal dari minyak mentah menjadi fraksi-fraksinya. Unit ini di design untuk mengolah Arabian Light Crude (ALC), Basrah Light Crude (BLC), Iranian Light Crude (ILC) sebanyak 16.094 TPSD. Dipilihnya Crude Oil ini karena dari bottom produknya dapat menghasilkan asphalt dan lube base oil

Table 2.1 Karakteristik Umpan dari CDU IJenis CrudeKandunganTitik Didih (oC)Yield Berat%

KeroseneDiesel

Arabian Light Crude (ALC)Light Top3644444

Wax3333

Sulfur1,881,88

Garam (NaCl)30mg/L30mg/L

Pada unit pengolahan ini sudah diperiksa kelayakannya untuk mengolah Arjuna Light Crude pada Troughtput 10210 TPSD.2.1.1.1 Teori ProsesCrude dipompa dari tangki menuju kolom distilasi, melalui jaringan penukar panas (yang digunakan untuk mengurangi beban pemanasan dapur) dengan memanaskan crude terlebih dahulu menggunakan panas dari produk bottom kolom. Jaringan penukar panas ini dilengkapi dengan desalter untuk mengurangi garam-garam terlarut dalam crude. Kemudian crude dipompa menuju pre-flash colom, dimana uap uap terpisah naik dan cairan terpisah turun. Di kolom crude terpisah menjadi lima fraksi, yaitu produk atas (yang terdiri dari naptha dan light ends, dan light tops), kerosene, LGO, HGO, dan Long residue sebagai produk bawah. Cairan yang bergerak kebawah dilucuti dengan steam untuk mengambil produk atas yang terbawa. Sebagian fraksi naphta , kerosene dan LGO dikembalikan lagi ke kolom sebagi refluks. Produk naphta dari CDU I ini digunakan sebagai umpan unit Naphta Hydrotreater (NHT) yang selanjutnya digunakan sebagai umpan di unit Platformer (PLTF). Produk kerosene diumpankan ke unit Merox, sedangkan LGO diumpankan ke unit Hydro Desulphurizer (HDS). Long residue dikirim ke storage untuk diolah kembali di Lube Oil Complex (LOC).2.1.1.2 Deskripsi Proses1. Heat Pick-up SectionCrude dipompakan dari tangki 38T-101/102/103/104 dengan pompa booster 38P-101A/B. Pada tahap ini dinjeksikan Deemulsifier dengan pompa injeksi 46P-2A/B untuk digunakan pada proses desalting. Crude lalu dipanaskan dengan panas produk HGO pada heat exchanger 11E-20, kemudian dipanaskan lagi dengan upper circulation reflux pada 11E-1 sampai Temperature 94oC. Aliran kemudian dibagi menjadi dua aliran paralel. Satu aliran dipanaskan dari produk kerosene pada 11E-2 dengan Temperature 122oC, dan yang lainnya dipanaskan di 11E-21 dengan panas produk LGO sampai dengan Temperature 117oC. Kedua aliran bertemu lagi untuk dipanaskan dengan lower circulation reflux di 11E-4 sampai Temperature 145oC dan Long residue di 1122A/B, lalu crude dimasukkan ke desalter.2. Desalter SectionDesalter berfungsi untuk mengilangkan garam dan pengotor dari crude. Crude dicampur dengan wash-water dari produk atas desalter stage 2 (11V-16) lalu masuk ke bottom desalter stage 1 (11V-12). Penghilangan garam dilakukan dengan membentuk emulsi air dalam minyak. Garam dan pengotor (umumnya barupa CaCl2 dan MgCl2) berpindah dari crude ke wash-water. Kemudian emulsi dipecah dengan melewatkannya pada medan listrik yang dihasilkan oleh elektroda. Deemulsifier membantu pemisahaan air yang sudah mengandung garam dari emulsi dengan membentuk lapisan diatas brine. Crude keluar dari 11V-12, dicampur dengan Fresh desalter-water, lalu masuk ke bottom 11V-16 untuk dipanaskan kembali di heat pick-up section II.3. Heat Pick-up Section IIDari desalter, aliran crude dipisah menjadi dua, sebagian dipanaskan dengan Long residue pada 11E-5 A/B dan 11E-23, sedangkan aliran yang lainnya dipanaskan dengan HGO di 11E-24 A/B. Kedua aliran digabung lagi dan dipanaskan dengan lower circulation reflux di 11E-6 dan dipanaskan lagi dengan Long residue di 11E-7. Crude kemudian masuk ke preflash drum 11V-15 sebagai pemisahan awal dan untuk meringankan dapur (furnace). Uap dari flash drum kemudian masuk ke kolom 11C-1 pada tray 12. Preflashsed keluar dari bottom 11V-15 untuk di panaskan dengan Long residu pada 11E-25 hingga mencapai suhu 234oC sebelum masuk ke furnace. Di furnace 11F1, crude dibagi menjadi 8 pass, yang masuk ke dalam 2 shell furnace. Sebelum dipanaskan secara radiasi, crude dipanaskan lebih dulu secara konveksi di convection bank. Jenis furnace yang digunakan adalah model fired-Box, dan udara dimasukkan ke dalam furnace dengan cara natural draft.4. Seksi Fraksinasia. Crude Spiltter (11C-1)Kolom 11C-1 mempunyai 43 tray yang memisahkan crude menjadi 5 fraksi. Crude masuk 11C-1 pada tray 7, pada suhu 375oC dan tekanan 1,6 Kg/cm2G. aliran refluks pada kolom ini ada dua macam: lower circulation reflux (LGO) dan upper circulation reflux (kerosene). Upper circulation reflux dipompa dari tray 30 kemudian dibagi menjadi dua aliran. Satu aliran didinginkan di 11E-1 dan dikembalikan di atas tray 33. Aliran lainnya langsung dikembalikan sebagai internal reflux ke tray 29. Lower circulation reflux diambil dari tray 20 kemudian dibagi menjadi dua. Satu aliran didinginkan di 11E-4 dan air-cooler 11C-60 sebelum dimasukkan ke kolom pada tray 24. Aliran yang lain dikembalikan sebagai internal reflux ke tray 19.b. Kerosene Stripper (11C-6)Fraksi kerosene dari 11C-1 tray 30 masuk kolom 11C-6 pada Temperature 175oC. Fraksi kerosene dibawa oleh upper circulation reflux menuju puncak kolom 11C-6. Kerosene stripper dilengkapi dengan 9 tray dan reboiler 11E-8. Uap fraksi ringan yang terlucuti di stripper dikembalikan ke kolom 11C-1 diatas tray 33. Produk bawah 11C-6 dengan Temperature 122oC kemudian dipompakan dengan 11P-7 A/B. Aliran pada produk kerosene didinginkan di 11E-2 dan air-cooler 11E-55 sampai Temperature 45oC menuju Merox Treating Unit (Unit 1600) untuk dihilangkan kadar garam/Mercaptan yang korosif pada kerosene dengan cara merubanya menjadi disulfide yang tidak korosif melalui oksidasi katalitik yaitu dengan mengijeksikan udara ke dalam reaktor. Proses ini bertujuan untuk menghasilkan kerosene yang sesuai dengan sesuai dengan spesifikasi aviatation fuel (avtur).c. LGO Stripper (11C-4)LGO dari tray 20 11C-1 dengan Temperature 233oC dialirkan ke puncak LGO stripper 11C-4, setelah direfluks masuk ke tray 19. LGO stripper mempunyai 6 tray. Fraksi ringan dilucuti dengan steam bertekanan rendah ( LP steam ) yang masuk dari bottom kolom, lalu dikembalikan ke kolom 11C-1 pada tray 24. Produk LGO dari stripper dengan Temperature 240oC didinginkan di 11E-21 sampai Temperature 135oC kemudian masuk ke puncak LGO dryer 11C-5. LGO dikeringkan dengan vakum menggunakan ejector. LGO bebas air kemudian didinginkan dengan 11E-54 sampai Temperature 26oC dan dialirkan ke LGO storage.

d. HGO Stripper ( 11C-2 )Fraksi HGO keluar dari tray 13 secara parsial dari kolom 11C-1 dan dialirkan ke puncak kolom 11C-2 pada Temperature 310oC yang dilengkapi dengan 6 tray. Fraksi ringannya dikeluarkan dari heavy oil dengan bantuan superheated steam.dan uap stripper/gas yang terambil mengalir kembali ke crude splitter column 11C-1di bawah tray 13 dengan Temperature 307oC. LP steam masuk stripper 11C-2 dibawah (bottom). Produk bawah 11C-2 dengan Temperature 307oC keluar dari bottom stripper, didinginkan di 11E-24A/B lalu dialirkan ke kolom HGO dryer 11C-3. Di 11C3 HGO dikeringkan pada tekanan vakum menggunakan ejector set 11J-1 A/B,HGO kering dari 11C-3 di pompakan dengan 11P-5 menuju ke shell side 11E-20 pada Temperature 150oC kemudian menuju finfan untuk didinginkan dan air-cooler 11E-53 sampai Temperature 43oC sebelum dialirkan ke HGO storage.e. Long residueLong residu mengalir ke bawah dari kolom 11C-1 pada Temperature 351oC, dimana Stripping steam dipakai untuk menghilangkan fraksi ringan sehingga diperoleh spesifikasi flash point dari Long residu. Produk bawah dipompa dengan pompa 11P-4 A/B menuju ke shell side dari HE 11E-25 untuk didinginkan sampai Temperature 313oC kemudian didinginkan oleh 11E-7 dan didinginkan di 11E-8 sampai Temperature 281oC untuk menguapkan fraksi ringan pada kerosene dari 11C-6 menuju shell side 11E-12, 11E-12 berfungsi untuk menyuplai panas ke 11E-12. Aliran dari 11E-12 lalu ke shell side dari 11E-23 untuk memanaskan crude yang berasal dari HE 11E-5 A/B pada kondisi 269oC, tube side dari HE 11E-5 A/B untuk memanaskan crude dari 11V-16, shell side dari 11E-22 A/B, LR sebagai pemanas crude dari HE 11E-4 dan ke shell side dari HE 11E-15 A/B dengan Temperature 134oC sebelum disimpan menuju storage.f. Over Head SectionVapor dari atas kolom 11C-1 dikondensasikan pada kondensor 11E-50, kemudian ke reflux drum 11V-1. Sour Water yang terikut kedalam reflux drum dipompa menuju Sour Water Stripper Unit (Unit 1700). Untuk mempertahankan tekanan pada reflux drum, Vapor yang tidak terkondensasi dilepas ke flare. Hidrokarbon dari reflux drum dipisah menjadi dua aliran refluks dan produk. Aliran refluks masuk kolom 11C-1 pada tray 43. Produk dipompa ke Unit Naptha Hydrotreater melalui coalescer 11S-1, untuk mengambil air yang terikut.g. Stabilizer dan Gasoline StripperKolom Stabilizer 11C-7 terdiri atas 40 tray. Dari Unit 1200, produk atas kolom dipanaskan dengan 11E-9 (umpan Stabilizer -naphta ). 11E-10 (umpan Stabilizer - produk bawah Stabilizer ), dan 11E-11 (umpan Stabilizer - lower circulation reflux), kemudian masuk ke kolom Stabilizer 11E-7 pada tray 20. Liquid dari bottom kolom Stabilizer masuk reboiler 11E-12, sedangkan Vapor menuju air-condenser 11E-51. Aliran air dari kondenser dikumpulkan di accumulator 11V-12 yang akan dikembalikan sebagian sebagai refluks. Naphta dari bottom 11C-7 didinginkan di 11E-10, lalu dialirkan ke kolom naphta splitter 11C-8 ( yang mempunyai 12 tray ) masuk pada tray 10. Produk bawah 11E-8 dipanaskan kembali di reboiler di 11E-13 untuk menjaga suhu kolom tetap pada 139oC. fraksi ringan menuju kondensor 11E-52, lalu masuk ke accumulator 11V-3 untuk direfluks sebagian kembali ke kolom 11C-8 pada tray 21. Sebagian yang lain dikirim ke storage. Produk bawah kolom 11C-8 (heavy naphta) didinginkan di 11E-8 yang selanjutnya dikirim ke unit Platforming (Unit 1400) dan sisanya dialirkan ke tangki.

Tabel 2.2 Spesifikasi Produk CDU IProdukSpGr.60/60oFIBPoCFBPoCPour PointoFFlash PointOctaneNumber

Naphta 0.67-0.73180

Kerosene0.77-0.811402503855.7

LGO0.81-0.85170315-33510(IP 170oC)55.1

HGO0.85-0.8920542540

Long residu0.94935037080

Tabel. 2.4 Spesifikasi Produk Stabilizer Light Hydrotreated NaphtaHeavy Hydotreated Naphta

SpGr, 60/60oF0.63-0.700.17-0.76

IBPoC3067

FBPoC80180

RVP pada 100oF14 psia-

Sulfur ( ppm berat )10.5

Nitrogen( ppm berat )11

Water ( ppm berat )0.53

2.1.2 Unit 1300 Hydro Desulphurizer Unit I (HDS I)Unit Hydro-desulphurizer ini berfugsi menghilangkan Mercaptan pada LGO dan HGO, dengan mereaksikan mercapthan dengan katalis sehinga menjadi H2S. Proses yang digunakan adalah Shell-Trickle Hydrodesulphurization Process. Sulfur yang terdapat pada LGO dan HGO dikontakkan dengan hidrogen sehingga sulfur terkonversi menjadi H2S yang mudah dipisahkan dari hidrokarbon. H2S yang terbentuk dipisahkan dalam separator, sedangkan cairannya dilucuti dengan steam, lalu dikeringkan dengan vacuum menggunakan ejector.Feed : LGO (spGr 15/15oC = 0.831); HGO (spGr 15/15oC = 0.870).Kapasitas: 17.420 BPSD atau 23.000 ton/hari.Tujuan: Mereduksi kandunga sulfur dari LGO dan HGO.Proses: Menghilangkan/ mereduksi kandungan sulfur yang ada pada Light Gas Oil (LGO) dengan menggunkan Hidrogen (H2), sehingga produk yang dihasilkan tidak korosif. Produk: Gas dan Desulphurized Light Gas OilGaris besar oprasi: Senyawa sulphur dalam aliran Feed dikonversikan menjadi H2S. H2S di flash off dalam seri separator dan produk akhir ditripping steam dan dikeringkan. Siklus operasi 8,4 hari untuk LGO dan 3 hari untuk HGOSpesifikasi produk:Sulfur content % wt: 0,8 max: 0,25 maxBahan pembantu yang digunakan adalah katalis cobalt-molybdenum-nickel dengan carrier-alumina (Al2O3) dengan kebutuhan sebagai berikut: Katalis ketjefine 1.54 E (HD) 27.2m3 Bola keramik diameter in 2.5m3 Bola keramik diameter in 0.6m3

2.1.2.1 Teori Prosesa) Penghilangan sulphurFeed HDS (LGO) mengandung 0,73% wt sulphur dan sesuai spesifikasi maka produk HSD harus mengandung 0,07% wt sulphur. Kandungan sulphur dalam produk dapat menimbukan pencemaran dan berperan dalam pembentukan karbon dan SO2. SO2 jika bereaksi dengan air dapat menjadi larutan asam kuat yang dapat menimbulkan korosi pada peralatan. Umumnya penghilangan sulphur di proses hydrotreating berlangsung relatir mudah.Reaksi yang terjadi : (Mercapthan) RHS + H2 RH + H2S ( Sulphida) RSR + H2 RH + RH (Cyclic Sulphida)Operasi pada Temperature yang terlalu tinggi dapat menyebabkan terjadinya rekombinasi hidrogen sulphida dengan sejumlah kecil olefin yang membentuk mercapthan di produk.CH3 C2 CH = CH CH3 + H2S CH3 CH2 CH2 CH2 CH2 HSJika reaksi ini berlangsung, Temperature reaktor harus diturunkan. Umumnya operasi pada 315-340oC Reaktor Inlet Temperature (RIT) akan memberikan laju reaksi dehidrogenase yang dapat diterima dan tidak menimbulkan jumlah rekombinasi olefin/ hidrogen sulphida yang signifikan.Reaksi Desulphurisasi juga diikuti juga reaksi-reaksi yang lain:b) Penjenuhan OlefinOlefin + H2 ParaffineCyclo-Olefin + H2 Naphthene

c) PerengkahanYaitu pemecahan rantai molekul panjang parafin menjadi dua rantai molekul. Reaksi ini berjalan secara eksotermis pada suhu tinggi. Kerugiannya adalah penurunan yield dan penurunan tekanan H2 dalam sistem, sehingga meningkatkan konsumsi H2, untuk itu suhu operasi reaktor dijaga agar tidak terlalu tinggi, berkisar antara 389oC.d) Hidrogenisasi senyawa aromat.Reaksi yang terjadi adalah :RC6H2 + 3H2 RC6H112.1.2.2 Deskripsi prosesUnit Hydrosulphurization Fuel Oil Complex I pada dasarnya dapat dikelompokan menjadi : Reaktor Section Separator section Compressor Section Stripping dan Drying Sectiona. Reaktor SectionUmpan yang berupa LGO atau HGO dari tangki penyimpanan dipompa dengan 13P-1 menuju heat exchanger umpan reaktor/effluent 13E-A/B/C/D sebelum memasuki heat exchanger umpan dicampur dengan make-up campuran Fresh hidrogen dari unit Platformer recycle gas dari kolom HP separator, yang ditekan dalam kompresor 13K-13A/B. Dalam HE umpan dipanaskan hingga suhu 310oC, lalu dipanaskan lebih lanjut dalam heater 13F-1 hingga mencapai suhu 356-368oC untuk kemudian masuk ke reaktor 13R-1 dari bottom. Effluent reaktor dengan tekanan 52 kg/cm2G dan suhu 380oC yang telah didinginkan di 13E-1 dialirkan ke hot HP separator 13V-3 untuk memisahkan fase uap dan fase cair. Sebelum masuk ke hot HP separator lebih dulu dinjeksikan air ke dalam effluent. b. Separator SectionGas dari hot HP separator 13V-3 dimurnikan dengan menginjeksikan Wash Oil dan Wash water untuk menyerap H2S dari hidrokarbon ringan. Aliran campuran kemudian didinginkan di air-cooler 13E-2 hingga suhu 50oC, dan mengalir ke Cold HP separator 13V-5, dimana gas kaya H2 dipisahkan dari cairan kemudian dikompresi untuk recycle pada umpan. Fresh hidrogen yang diperoleh dari unit Platformer dikompresi dengan kompresor 13K-1 setelah masuk KO drum 13V-1. Fresh hidrogen ini didinginkan dalam intercooler sebelum dicampur dengan recycle gas 13V-5. Hidrokarbon cair keluaran hot HP separator dialirkan menuju hot LP separator sebagai umpan kolom stripper 13-C1. Cairan dari Cold HP separator 11V-5 dicampur dengan aliran dari hot HP separator 13V-4 yang sudah diinjeksi dengan Wash Oil dan didinginkan dalam heat exchanger 13E-3 menggunakan tempered water untuk kemudian diflash pada Cold LP separator 13V-6 dimana gas kaya H2S dipisahkan dari wash oil. Gas kaya H2S digunakan sebagai bahan bakar di furnace, sedangkan dari Wash Oil direcycle. Make-up Wash Oil diperoleh dari CDU. Wash water dari 13V-6 dibuang ke Sour Water collection vessel 17V-1. Wash Oil ditarik ditarik dengan pompa 13P-2 untuk dinjeksikan pada produk gas atas 13V-3 sementara sisanya dialirkan ke oil collection header. Pada aliran effluent reaktor dan aliran gas keluar hot LP separator, diinjeksikan treated water untuk melarutkan garam-garam ammonium yang memiliki kelarutan rendah dalam hidrokarbon cair, yang bila tidak dilarutkan akan mengendap pada permukaan heat exchanger dan peralatan lain sehingga mengganggu proses.c. Compressor SectionKeperluan gas hidrogen disuplay oleh kompresor 13K-1 A/B dimna pada kondisi normal 13K-1 A beroprasi sedangkan 13K-1 B pada posis stand by. Gas hidrogen yang dikompresikan terdiri dari dua macam yaitu recycle gas yang berasal dari CLP separator 13V-5 dan Make up Fresh gas yang merupakan hydogen rich gas dari unit 1400 Platformer. Pengaturan aliran make up fresh gas diatur oleh 13PIC-016. Tiap kompressor terdiri dari 3 silinder, satu silinder untuk recycle gas dan dua silinder lain untuk fresh gas. Kompressor digerakan dengan motor listrik, sebelum dikompresikan, gas hidrogen (fresh dan recycle ) terlebih dahulu dimasukan dalam Knock Out Dram (KOD) 13V-1, 13V-2, 13V-9 yang berfungsi untuk memisahkan komponen Liquid yang mungkin terikut. Liquid yang terpisahkan masing-masing KO dram selanjutnya dialirkan ke CLP separator 13V-6 untuk kemudian diproses di unit 1700. Recycle gas CHP separator 13V-5 dimasukan dalam KO dram 13V-2 kemudian dikompresikan di 13K-1 A/B. Fresh gas dari 14K-1 (tekanan 18,5 Kg/cm2) dimasukan ke dalam KO dram 13V-1 kemudian dikompresikan melalui silinder pertama (first stage) sehinga tekanan naik menjadi 35 Kg/cm2. Akibat dikompresi maka temperatur gas hidrogen naik menjadi 105oC. Sebelum dikompresikan lagi di second stage, maka harus didinginkan melalui cooler 13E-10 dengan media pendingin cooling water. Kemudian effluent dari 13E-10 dimasukan terlebih dahulu ke dalam KO dram 13V-9. Setelah tidak terikut Liquid maka dikompresikan melalui silinder kedua (second stage) sehingga tekanan naik menjadi 45Kg/cm2. Effluent 13K-1 A/B (fresh gas dan recycle) dalam satu line akan bergabung dengan aliran flow Feed dari pompa 13P-1 sebagai combine Feed.d. Stripping dan Driying SectionHidrokarbon cair dari hot HP separator 13V-3 dialirkan menuju hot LP separator 13V-4 dan diuapkan dalam 13E-4 menggunakan steam hingga 17C. Umpan hidrokarbon cair dari 13E-4 kemudian masuk ke kolom stripper 13C-1 dari puncak, dan MP steam diinjeksikan dari bottom kolom. Pelucutan dimaksudkan untuk menghilangkan kandungan H2, H2S, dan fraksi hidrokarbon ringan. Hidrokarbon sebagai produk bawah kolom stripper 13C-1 didinginkan dalam air cooler 13E-6 untuk selanjutnya dikeringkan pada kolom dryer 13C-2. Kolom beroperasi pada tekanan vakum (65 mmHgA) dengan bantuan steam jet ejector 13J-1. Dryer precondensor 13E-8 mengembunkan sebagian campuran hidrokarbon steam 45C. Produk bawah kolom dryer 13C- 2 ditarik dengan pompa 13P-4 kemudian didinginkan dalam cooler 13E-7 kemudian dikirim ke storage. Cairan masuk barometric leg menuju vessel 13V-8. Gas yang tidak mengembun pada 13E-8 ditarik oleh ejector 13JI A, kemudian diembunkan dalam 13V-9A dan kondensatnya dimasukkan 13V-8. Gas yang tidak mengembun dan kondensatnya dimasukkan ke dalam 13V-8. Sour Water dan hidrokarbon cair dipisahkan dalam 13V-8. Sour Water diambil oleh pompa 13P-6 dan mengalir ke tangki penampung 17V-1. Hidrokarbon cair dipompa dengan pompa 13P-5A/B menuju tangki slops. Produk atas berupa gas dari puncak kolom stripper 13C-1 dikondensasikan pada 13E-5 kemudian ditampung dalam overhead accumulator 13V-7. Gas yang terdapat dalam 13V-7 dibuang ke fuel gas system atau flare. Hidrokarbon cair yang tertampung dalam 13V-7 dialirkan menuju tangki slops. e. Regenerasi KatalisKeaktifan katalis akan menurun karena pembentukan endapan coke, logam dan politropic gum. Untuk meningkatkan kembali aktivitas katalis, katalis diregenerasi dengan mengalirkan campuran udara steam pada katalis. Oksigen dalam campuran harus berjumlah kurang dari 1% vol, agar tidak terjadi over-heating. Hasil pengolahan unit Hydrodesulphurizer adalah sebagai berikut:Tabel 2.5 Hasil Pengolahan HDSJenis produkUmpan LGOUmpan HGOLaju alir,BPSD

Gas OIL SpRr.15/15C0.8350.87016.640

Hidrokarbon SpGr.15/15C0.8000.800620

2.1.2.3 Variable Prosesa. Aliran feed Tingkat penyuplaian feed harus dijaga, dengan maksud apabila terjadi perubahan flow feed harus secara gradual (bertahap) sehingga Temperature outlet heater/dapur tidak berubah secara ekstrim, penurunan flow yang cepat mengakibatkan Temperature outlet heater meningkat tajam dan berakibat pada peningaktan Temperature reaktor.b. Kualitas Feed (Sulphur Content)Pada kondisi normal operasi, perubahan pada RIT untuk menyesuaikan perubahan pada kualitas feed sangat berpengaruh terhadap konsumsi hidrogen, sehingga kebutuhan hidrogen harus diantisipasi dengan kemampuan kompressor yang baik. Tetapi perubahan kualitas feed menyebabkan perubahan pada kualitas produk.c. Temperature Outlet HeaterTemperature memberikan efek yang signifikan dalam menunjang reaksi hydrotreating. Desulphurisasi meningkat jika Temperature dinaikan. Reaksi Desulphurisasi mulai terjadi pada Temperature 230oC dan laju reaksi semakin meningkat seiring keanaikan Temperature, tetapi diatas 340oC kenaikan Temperature hanya sedikit menaikan jumlah senyawa yang terambil. Sedangkan untuk penjenuhan olefin terjadi menyerupai reaksi Desulphurisasi. Karena reaksi di reaktor bersifat eksotermis maka kandungan olefin dan sulphur dalam feed harus dibatasi untuk menjaga agar ROT berada pada kisaran Temperature yang diijinkan pada suhu diatas 340oC akan terjadi reaksi keseimbangan pada penjenuhan olefin, hal ini terjadi karena residual olefin di produk meningkat pada Temperature yang lebih tinggi. Untuk menghindari terjadinya rekombinasi seperti residual olefin dan pembentukan Mercaptan (H2S dan olefin) maka dapat dihilangkan dengan menurunkan Temperature reaktor.

d. Tekanan ReaktorTekanan reaktor dipilih berdasarkan umur katalis yang diperlukan dan dipertimbangkan kualitas produk. Pada tekanan reaktor yang tinggi, umumnya katalis akan efektif untuk waktu yang lebih lama dan derajat kesempurnaan reaksi akan lebih tinggi. Penetuan tekanan operasi dipengaruhi oleh rasio hidrogen/ feed yang diset di design. Parameter ini menujukan tekanan parsial hidrogen dalam reaktor. Pada setiap unit sudah didesign sedemikian rupa sehingga reaksi Desulphurisasi dapat berlangsung dengan sempurna dibawah Temperature design reaktor. Sedikit perubahan tekanan atau jumlah gas hidrogen tidak akan menyebabkan perubahan yang signifikan pada kualitas produk. Temperature rendah di HHP separator tidak diharapkan karena gas yang flash off di separator akan menurun. Hal ini akan menyebabkan peningkatan vapor di stripper.e. Tekanan HLP SeparatorTekanan yang tinggi di HLP separator tidak disarankan, karena dengan Temperature liquid yang mulai turun maka gas yang terikut didalam liquid lebih tinggi dari yang diharapkan. Hal ini juga akan menyebabkan peningkatan vapor distripper.f. Konsumsi hidrogenKonsumsi hidrogen tergantung pada karakteristik/ kualitas feed dan kualitas produk yang dikehendaki. Pembentukan karbon yang terakumulasi di katalis harus dicegah dengan menjaga batasan minimum tekanan partial hidrogen, sehingga tekanan operasi harus dinaikan apabila terdapat impurity di suplai gas untuk kesempurnaan pengambilan sulphur diperlukan gas hidrogen dengan kemurnian minimum 70%.g. Wash Oil dan Wash waterWash water diinjeksikan dari kondensat separator. Wash water dan Wash Oil disirkulasikan untuk menurunkan konsentrasi gas yang tidak diinginkan dalan recycle gas (meningkatkan kemurnian) dan untuk melarutkan NH4Cl yang mungkin terbentuk dan bisa menimbukan kebuntuan. Dengan kemurnian recycle gas yang tinggi akan menyebabkan peningkatan tekanan parsial gas hidrogen di reaktor. Fresh Wash Oil dapat disuplai dari kerosene storage dipompa wash oil.h. Kondisi StrippingStripping dilakukan untuk memenuhi spesifikasi produk yang dihasilkan. Kandungan H2S yang masih terikut dalam produk akan diStripped dan berfungsi untuk menaikan flash point produk (mengusir fraksi hidrokarbon ringan yang masih terikut). Temperature yang terlalu tinggi akan menyebabkan naiknya produk gas flash off dalam overhead stripper. Untuk Temperature yang terlalu rendah maka steam akan terkondensasi di bottom stripper.

2.1.3 Unit 1400 Platformer Unit I (PLTF I)Feed : Sweet Naptha Hydrotreater (Unit 1200) (Sp.Gr. 15/15C = 0,72).Kapasitas : 14.300 BPSD atau 1.650 TPSDTujuan: Mengolah hasil Sour Naptha dari unit 1200 Naptha Hydrotreater. Menghasilkan angka Oktan 92 dan 96 Menghasilkan HOMC (High Octane Mogas Comp.)Proses: Merubah Naptha yang mempunyai nilai oktan rendah menjadi naptha yang mempunyai nilai oktan yang lebih tinggi. Dalam proses ini menggunakan katalisator jenis platina, reaksi yang terjadi adalah Proses Dehidrogenasi, Hydrocracking dan reaksi Isomerisasi yang dominan terjadi.Produk: Gas, hidrogen (H2), komponen LPG, Stabilized Platformate.Garis Besar Operasi: Merubah struktur molekul dari komponen feed parafinic dan Napthene. Menjadi aromatik Reaksi yang terjadi :a. Dehidrogenasi Napthene (Endothermis)b. Isomerisasi Parafinic dan Napthene (Eksotermis)c. Dehydrocyclisasi (Endotermis)d. Penjenuhan Olefin menjadi parafinice. Hydrocracking (Eksotrmis)Penambahan Chemical :Dalam unit ini ditambahkan IPA (Iso Propil Alcohol) dan DPC (Chloride) untuk menjaga konsentrasi air dan chloride pada recycle gas tetap yang diperlukan untuk menjaga performance katalis pada kondisi optimum.Spesifikasi Produk :Octane Number : Low severity92 RON (Butane max. 0,8% berat ) High serevity96 RON (Butane max. 2,3% berat)

2.1.3.1 Teori ProsesUnit ini berfungsi untuk menaikkan bilangan oktan pada naptha dengan cara mengkonversi naptha menjadi senyawa aromatik dengan bantuan katalis, agar terjadi reaksi katalitik reforming pada suhu dan tekanan tinggi. Hasil samping yang penting dari unit ini adalah gas H2 yang digunakan di unit-unit lain. Reaksi-reaksi yang terjadi :1. DehidrogenasiDehidrogenasi atau biasa disebut aromatisasi, yaitu pengambilan H2 dari naptha untuk membentuk senyawa aromatik. Reaksi ini bersifat sangat endotermis, dengan kecepatan reaksi relatif cepat. Napthene adalah komponen dalam feed yang diinginkan karena reaksi dehidrogenasinya menjadi senyawa aromatik dapat meningkatkan octane number dan menghasilkan produk samping hidrogen. CCC C C CC + 3H2 C C C C CC2. HydrocrackingYaitu reaksi perengkahan untuk memecahkan molekul paraffin rantai panjang menjadi rantai pendek, yang bersifat eksotermis. Reaksi ini menurunkan yield platformate Isomerisasi Napthene dan Paraffin Yaitu reaksi kelanjutan pembentukan aromat dan pembentukan paraffin yang lebih kecil. Reaksi ini eksotermis, tetapi panas yang dihasilkan kecil daripada reaksi hydrocracking.C C C C C C C C C C + H2 n. DekaneC C C C C + C C C - C

C3 Methyl Pentane n. Butane3. Isomerisasi Napthene dan ParaffinYaitu reaksi kelanjutan pembentukan aromat dan pembentukan paraffin yang lebih kecil. Reaksi ini eksotermis, tetapi panas yang dihasilkan kecil daripada reaksi hydrocracking.

C C C C C C C C C C C

Cn. Heksana3 methyl Pentane C

Methyl Cyclo PentaneCyclo Heksane4. SiklisasiYaitu perubahan senyawa paraffin menjadi napthane yang bersifat endothermic dengan menghasilkan gas H2CC C C C C C C + H2

n. HeptaneMethyl Cyclo Heksane

5. DesulfurisasiYaitu reaksi penyingkiran sulfur menjadi H2S. H2S disingkirkan dari hidrokarbon dalam stabilizer sehingga platformat yang dihasilkan bebas dari senyawa belerang. Dalam unit ini ditambahkan IPA (Iso Propil Alcohol) dan DPC (Chloride) untuk menjaga konsentrasi air dan chloride pada recycle gas tetap yang diperlukan untuk menjaga performance katalis pada kondisi optimum.

+ 4H2 C C C C + H2S

SThiopene Butane6. Dehydrocyclization of ParafinsYaitu perubahan senyawa parafin menjadi napthene yang bersifatn endotermis dengan menghasilkan gas H2.7. DemethylationYaitu reaksi penyingkiran methyl dari senyawa hidrokarbon untuk memperpendek rantai karbon dengan menghasilkan gas metana. Reaksi ini muncul pada severity tinggi pada saat start-up saat penggantian atau regenerasi katalis.8. Dealkylation of AromaticsYaitu reaksi pengubahan ukuran fragment alkyl yang terikat pada ring senyawa aromatik.Unit platformer dirancang untuk 2 macam kondisi operasi, yaitu:a. Low severity OperationLow severity operation akan menghasilkan platformat 84% dari umpan dengan kadar butana maksimum 0,8% berat dan angka oktan 92.b. Heavy Severity OperationHeavy severity operation akan menghasilkan platformat 86% dari umpan dengan kadar butana maksimum 2,3% berat dan angka oktan 96.

2.1.3.2 Deskripsi Proses1. Reaktor SectionHeavy Naptha dari bottom 11C-8 dipompa dengan pompa 11P-10A/B ke Heat Exchanger umpan stabilizer 11E-9 untuk didinginkan dari 130C ke 90C. Umpan Naptha dipompa oleh 14P-1 menuju 14E-1 (feed /effluent 14R-3) untuk dipanaskan hingga 450C. Sebelum masuk 14E-1, Naptha dicampur dengan recycle gas H2. Dari 14E-1, umpan dalam fase uap masuk ke furnace 14F-1 dalam 26 pass hingga suhu 490oC, lalu masuk ke puncak reaktor 14R-1. Dalam reaktor, umpan mengalir secara radial melalui unggun katalis. Effluent reaktor 14R-1 menuju furnace 14F-2 untuk dipanaskan kembali melalui 22 pass, lalu masuk puncak reaktor 14R-2 dan menuju furnace 14F-3 melalui 18 pass, sebelum akhirnya masuk ke puncak 14R-3. Untuk mengendalikan kandungan chloride dalam katalis, air dan klorida diinjeksikan pada umpan sebelum pompa 14P-1. Air diinjeksikan dalam bentuk isopropil alkohol dari 14V-3 dengan pompa 14P-2A. Klorida (PDC/Propylen Dichloride) dari tangki 14V-1 diinjeksikan dengan pompa 14P-2B.2. Seksi SeparasiEffluent reaktor dari bottom reaktor ketiga (14R-3) mengalir ke Combined Feed Exchanger (14E-1). Effluent masuk pada bagian shell dimana sebagian terkondensasi dan didinginkan sampai kira-kira 130C. Keluaran reaktor ini dimanfaatkan panasnya untuk pemanasan feed yang akan masuk ke 14F-1. Output mengalir menuju kondensor fin fan cooler 14E-2 untuk didinginkan hingga 50C. Dari 14E-2, output masuk melewati bagian shell Trim cooler 14E-3A/B untuk didinginkan hingga 38oC, kemudian mengalir ke separator produk (14V-1). Separator dioperasikan pada tekanan 17 kg/cmG. Gas keluar dari puncak separator masuk ke suction kompresor 14K-1 untuk di-recycle. Kompresor 14K-1 dijalankan dengan Turbin steam menggunakan MP steam. Recycle gas dari discharge 14K-1 sebagian dicampur dengan feed reaktor, sedangkan sisanya dikirimkan ke unit NHT atau HDS. Apabila terjadi kelebihan tekanan di 14V-1, maka sebagian gas dibuang ke FGS. Cairan hidrokarbon yang dipisahkan di 14V- 1 mengalir keluar dari bottom menuju ke pemanas 14E-4A/B/C dan stabilizer 14C-1.3. Platformer Stabilizer SectionPlatformat unstabilized dari bottom 14V-1 dipanaskan dalam HE unstabilized platformate/bottom stabilizer 14E-4A/B/C hingga suhu 140C sebelum mengalir ke kolom stabilizer 14C-1. Kolom 14C-1 tersusun atas 30 sieve tray. Umpan masuk pada tray 13. Distillasi pada kolom ini bertujuan untuk memisahkan fraksi ringan dan H2S, sehingga platformat memiliki RVP di bawah 14 psia. Bottom 14C-1 dipompa oleh 14P-5 menuju ke reboiler 14F-4 yang akan menaikkan suhu dari 184C menjadi 196C, kemudian dikembalikan ke kolom pada tray 1. Reboiler 14F- 4 berupa furnace dengan tipe all radiant-vertical cylindrical dengan fuel berupa gas dan oil. Gas hasil pembakaran yang dihasilkan 14F-4 dialirkan ke Waste Head Boiler 14F-5. Overhead keluar dengan suhu 60C masuk ke air-cooled condensor 14E-6 untuk didinginkan hingga 40C, kemudian masuk ke accumulator 14V-6. Di 14V- 6 terdapat fase gas dan cair. Gas dialirkan ke FGS (Fuel Gas System), sedangkan fase cair, sebagian dipompa oleh 14P-4 untuk direfluks dan sebagian dialirkan ke unit 15 (Propane Manufacturing). Overhead dapat dialirkan ke flare dengan depressing Valve 14CV001. Platformat yang sudah stabil diambil sebagai produk bawah kolom kemudian didinginan pada 14E-4A/B/C hingga 75C, lalu didinginkan kembali di air cooler 14E-5 hingga 40C, sebelum disimpan di storage.4. Regenerasi KatalisSelama proses berlangsung, coke, polimer dan sulfur akan membentuk endapan pada katalis sehingga menyebabkan deaktivasi katalis. Regenerasi katalis dilakukan dengan tahapan carbon burn, oxidizing, N2 purging dan reduction.2.1.3.3 Variabel ProsesBeberapa variable yang mempengaruhi proses operasi pada Unit Platforming adalah sebagai berikut :a. Jenis Katalis.Seleksi pemilihan jenis katalis telah disesuaikan dengan permintaan proses secara individu dari user. Katalis produk UOP seri R 72 dan R 56 untuk platforming unit dipilih untuk memenuhi yield, spesifikasi produk platformate yang diminta, aktifitas dan stabilitas yang dikehendaki.b. Temperature ReaktorTemperature yang dipertahankan untuk operasi pada proses Platforming Fixed Bed Catalyst adalah control parameter utama yang dipergunakan untuk unit produksi kilang untuk mendapatkan kualitas produk platformate yang diminta. Katalis platforming dapat diandalkan dalam operasi Temperature yang lebar dengan sedikit pengaruh pada produk yield dan stabilitas katalis. Pada operasi Temperature yang tinggi akan menyebabkan reaksi thermal yang akan mempengaruhi jumlah produk platformate (platformate yield) dan meningkatkan terbentuknya coke yang mempengaruhi stabilitas katalis dan memperpendek umur katalis. Untuk platformer FOC I normal operasi yang disarankan pada Temperature 480oC - 540oC tergantung permintaan dan kemampuan furnace.c. Tekanan ReaktorTekanan reaktor dapat mempengaruhi yield dari produk platformate, kebutuhan suhu reaktor dan juga terhadap stabilitas katalis. Penurunan tekanan reaktor yield akan naik, meningkatkan pembentukan H2, kebutuhan suhu lebih rendah akan memperpendek umur katalis (regeneration cycle) karena meningkatkan pembentukan coke. Tekanan operasi di 14V-1 Kg/cm2 dan direaktor 20 Kg/cm2.d. Space VelocitySpace velocity biasa dikenal dengan istilah LHSV (Liquid Hourly Space Velocity) yaitu seuatu pengukuran jumlah feed yang diproses pada jumlah katalis tertentu dalam waktu tertentu dalam hal ini per jam dengan kata lain jumlah feed per jam dibanding dengan total volume katalis. Makin tinggi space velocity kualitas produk makin rendah atau terjadi pengurangan jumlah reaksi, dengan menaikan Temperature pengaruh tersebut bisa dikurangi. Pada velocity yang rendah reaksi thermal cracking bisa terjadi, pada suatu tingkat bisa mengurangi platformate yield.e. Hidrogen / Hydrocarbon RatioMerupakan perbandingan antara mol H2 pada recycle gas dengan mol feed . Recycle gas H2 penting sekali bagi operasi platforming untuk mempertahankan stabilitas katalis, bila H2 / HC rasio naik maka stabilitas akan lebih baik dan coke lay down di katalis akan berkurang sehingga regeneration cycle lebih panjang.2.1.4 Unit 1500 Propane Manufacture Facility Unit I (PMF I)Feed: Platformer Stab. Overhead LiquidKapasitas: 43,5 TPSDTujuan: Menghasilkan propane untuk Lube Oil ComplexProses: Proses yang digunakan adalah system distilasi bertekanan, yang dapat memisahkan fraksi propane dan Butane sebagai komponen LPG dari hidrokarbon yang mempunyai atom C1, C2, dan C5+Produk: Gas (C1, C2), propane (C3), Butane (C4)Garis Besar Operasi:Pemisahan feed berdasarkan titik didihnya melalui dua kolom distilasi, depropanizer, dan deethanizer.Spesifikasi Produk: Propane : min 95% wt Ethane: max 2,5% wt Iso-Butane: max 4% wtUnit ini berfungsi untuk memisahkan feed LPG menjadi propane dan bahan bakar gas kilang untuk lube oil complex, jadi tidak menghasilkan LPG untuk dipasarkan, dengan dua kali produksi dapat mencukupi kebutuhan lube oil complex dalam satu bulan.2.1.4.1 Teori ProsesFraksinasi umpan LPG menjadi propane dan Butane, dilakukan dengan metoda distilasi bertekanan. LPG diambil dari unit platformer yang dilewatkan ke depropanizer dimana terjadi pemisahan menjadi propane dan Butane. Propane accumulator keluar dari puncak depropanizer, lewat sebuah kondensor dan masuk propane storage. Gas yang tidak mencair dikirim ke fuel gas system, yang mencair dibagi menjadi dua bagian. Sebagian dikembalikan depropanizer untuk memperbaiki kualitas. Sebagian masuk ke deethanizer. Uap yang dihasilkan stripper pada propane reboiler dikembalikan ke depropanizer overhead line. Hasil dasar deethanizer (propane) didinginkan dikirim ke storage dengan menggunakan tekanan deethanizer kemudian dipompakan ke Lube Oil Plant. Sebagian hasil dasar depropanizer dipanaskan di Butane reboiler , sebagian disirkulasi ke depropanizer dan sebagian hasil (produk Butane) didinginkan kemudian dialirkan ke storage. Spesifikasi propane yang dihasilkan harus sesuai dengan spesifikasi sebagai berikut : Propane : 94 % berat minimum Ethane : 2,5% berat maksimum IsoButane : 4,0% berat maksimumPada unit PMF, pemisahan campuran hidrokarbon multi komponen berdasarkan proses fisika yang berjalan secara terus-menerus dalam menara pemisah. Menara pemisah tersusun oleh 2 seksi, yaitu :1. Seksi rektifikasi (bagian diatas tray umpan masuk)2. Seksi stripping (bagian bawah tray umpan masuk)Di dalam menara, fraksi-fraksi gas dikontakkan dengan cairan secara berlawanan arah (counter current). Pada prinsipnya proses pemisahan tersebut merupakan penerapan proses fisika dari unsur-unsur yang mempunyai haria uap (volatility).Hubungan dengan proses unit lain : Aliran masuk : LPG dialirkan dari unit platformer.Aliran keluar :1. Bagian bawah splitter (Butane) dialirkan ke vessel penimbunan bahan bakar gas.2. Propane dialirkan ke 47V-1 dan 47V-2 kemudian dipompakan ke Lube Oil Plant.3. Gas yang tidak terkondensasi dari 15V-1 dikirim ke Fuel Gas System.

2.1.4.2 Deskripsi ProsesUmpan LPG masuk depropanizer 15C-1, produk atas kolom berupa propane dikondensasikan di 15E-4 lalu ditampung dalam 15V-1. Fraksi yang tidak terkondensasi dipisahkan dalam reflux drum 15V-1. Fasa cairnya dipompakan menuju kolom deethanizer 15C-2, sebagian dipompa sebagai refluks 15C-1. Produk bawah kolom (Butane) didinginkan dalam 15E-3 dan kemudian dialirkan ke fuel gas vaporizer/tangki LPG. Propane di 15C-2 kemudian dipanaskan kembali dalam reboiler 15E-2. Fraksi ringan keluar sebagai produk atas, bersatu dengan fraksi yang keluar dari puncak kolom 15C-1. Propane didinginkan dengan 15E-5 lalu menuju storage.2.1.4.3 Variabel ProsesVariabel proses yang berpengaruh adalah temperatur puncak dan bagian bawah kolom, tekanan kolom depropanizer, jumlah refluks, dan panas yang diberikan heat exchanger.

2.1.5 Unit 1600 Marcaptan Oxidation Treating Unit I (Merox I)Feed: Kerosene ex CDU IKapasitas: 2119 TPSDTujuan: Memproduksi avtur dengan mengoksidasi. Mercaptan menjadi disulfide. Memurnikan kerosene sehingga mencapai spesifikasi (smoke point) tertentu. Memisahkan Mercaptan yang korosif dan kerosene dengan cara oksida katalitik.

Proses: Merubah produk kerosene yang mempunya kandungan senyawa sulfur yang korosif yaitu mecaptan (RSH) menjadi jenis senyawa sulfur yang kurang korosif yaitu disulfide (RSSR).Produk: Kerosene, Avtur.Garis Besar Operasi : Kerosene dikontakan dengan NaOH untuk mengambil H2S, kemudian dioksidasi dengan udara. Hal ini bertujuan untuk mengubah Mercaptan menjadi disulfide yang tidak berbau dan tidak terlalu korosif.Unit ini dirancang untuk memurnikan kerosene sehingga mencapai spesifikasi (smoke point) tertentu. Salah satu cara adalah dengan penyuntikan Anti Static Additive (ASA) selama mengalir ke penimbunan. Tabel 2.6 Spesifikasi bahan-bahan PembantuJenis BahanSpesifikasi

Asam AsetatGlacial

Rock SaltCommercial Grade

Clay30-60 mesh Fuller Earth Type

Cold Clean Steam Condensate

Silica SandSand Filter 8-16 mesh

KatalisUOP Merox FB Reagent

Activated CharcoalNorit PKDA 10 x 30

Amonia

NaOH10Be (6,6 % berat)

NaOH2Be (1,2 % berat)

Table 2.7 Spesifikasi Produk Avtur dan KerosenePhysical PropertiesAvturKerosene

Titik didih150 250oC150 300oC

Smoke point21mm17mm

Aromatik20% volume-

Freezing point-44oC-

Flash point105oC101oC

Kandungan mecaptanMax. 0,001% wtMax. 0,001% wt

3.1.5.1 Teori ProsesUnit ini berfungsi untuk memisahkan Mercaptan yang korosif dan kerosene dengan cara mengubahnya menjadi disulfida yang tidak korosif dengan cara oksidasi katalitik, yaitu dengan menginjeksikan udara ke dalam reaktor. Proses ini menggunakan katalis iron group metal chelate dalam suasana basa. Proses ini bertujuan untuk mendapatkan produk kerosene yang sesuai dengan sepesifikasi aviation fuel (avtur). Reaksi oksidasi Mercaptan dengan udara secara keseluruhan adalah sebagai berikut :4RSH + O2 2RSSR + 2H2OMercaptan dengan berat molekul lebih rendah larut ke NaOH. Reaksi yang terjadi:4RSH + 4NaOH 4NaSR + 4H2OReaksi berjalan pada suhu rendah dengan adanya larutan basa seperti KOH atau NaOH. Dapat dilihat diatas, proses Merox tidak memperkecil kandungan sulphur dari hidrokarbon. Mercaptan sulfur yang masuk, diubah ke bentuk disulfide yang meninggalkan proses tersebut. Jenis proses treating dimana jumlah kandungan sulfur tidak berubah disebut SWEETENING.Proses ini berlangsung pada kondisi:a. Temperature yang rendah yaitu 30oCb. Konsentrasi caustic yang tinggi yaitu antara 12oBe 14oBe.Reaksi ini dilakukan pada suhu yang rendah dan suasana basa. Kemudian Mercaptan dioksidasi dengan reaksi sebagai berikut :4NaSR + O2 2H2O + 2RSSR2NaSR + O2 + H2O2NaOH + RSSRProses oksidasi Mercaptan dilakukan dengan cara menaikkan temperatur,menambah jumlah udara, dan meningkatkan konsentrasi katalis.3.1.5.2 Deskripsi ProsesProses yang terjadi pada unit ini dibagi menjadi beberapa bagian, yaitu:1. Pretreatment SectionTujuannya adalah untuk mengambil H2S atau asam naphthenic pada umpan, sebab bisa bereaksi dengan NaOH pada unggun katalis yang dapat mengurangi aktivitas katalis. Kerosene dari CDU I masuk ke caustic prewash drum 16V-1 untuk dikontakkan dengan NaOH 2Be, yang digunakan untuk mengekstrasikan merchaptan. Dari 16V-1, kerosene masuk ke sand filter 16C-1 untuk mengambil senyawa caustic dan zat pengotor.2. Pencucian dengan kaustik soda encer.Tujuan untuk mencegah pembentukan emulsi antara kerosene dan kaustik soda.3. Sweetening SectionYaitu proses oksidasi Mercaptan menjadi disulfide. Reaktor yang digunakan adalah fixed bed dengan katalis activated charchoal yang ditambah Merox catalyst dan dibasahi dengan NaOH. Katalis diabsorbsi ke unggun dengan dilarutkan dengan metanol. Agar kondisi unggun tetap dalam suasana basa, unggun dijenuhkan secara teratur dengan NaOH setiap 5-10 hari. Kerosene dari 16V-1 dicampur dengan udara bertekanan pada air mixer 16M-1 lalu masuk ke Merox reaktor 16R-1. Umpan masuk dari puncak melalui distributor dan mengalir lewat unggun untuk mengoksidasi Mercaptan disulfid. Setelah melewati reaktor, kerosene masuk ke caustic soda settler (16V-4). Pada vessel ini caustic soda dipisahkan dari kerosene dengan cara pengendapan. Pada operasi normal konsentrasi caustic soda settler 16V-4 adalah 10 12oBe. Secara praktis caustic soda yang di settler 16V-4 dapat dipakai untuk 2 -3 kali periode pemakaian sebelum sibuang ke spent caustic storage.4. Post Treatment SectionKerosene dicuci dengan air untuk mengambil sisa kaustik dan surfactant. Kerosene kemudian dibebaskan dari air pada salt dryer dan dilewatkan pada clay treater untuk mengambil tembaga dan surfactant yang tidak larut dalam air. Proses ini bertujuan untuk memperbaiki warna produk akhir agar sesuai dengan spesifikasi. Dari reaktor, kerosene dikirim ke caustic settler 16V-4 untuk mengendapkan senyawa kaustik. Avtur keluar dari Mikrofilter masuk k water separator yang berfungsi untuk menangkap pasir dan air. Di water separator unkuran fiter ada 2 macam yaitu bagian bawah/ inlet ukurannya sama dengan di mikrofilter dan bagian atas/ outlet lebih kecil dan halus. Di bagian bawah water separator di lengkapi dengan bottleg/ jebakan untuk air.Kerosene bebas senyawa kaustik kemudian masuk ke water wash drum 16V-5, lalu masuk ke salt filter 16C-2 dan clay filter 16C-3 untuk menyingkirkan kontaminan dari air tahap akhir agar sesuai dengan spesifikasi jet fuel. 3.1.5.3 Variabel Prosesa. TekananTekanan system yang ideal adalah 3,0 4,0 kg/cm2. Jika tekanan terlalu rendah, pada jumlah injeksi udara yang sama maka kelarutan O2 dalam kerosene kurang homogen sehingga proses oksidasi tidak berhasil dengan sempurna. Jika tekanan terlalu tinggi, maka injeksi O2 tidak dapat masuk sehingga tidak terjadi reaksi. Jika tekanan terlalu rendah atau terlalu tinggi akan mengakibatkan kandungan mercaptan produk avtur tinggi (RSH >30 ppm). Jika tekanan ideal maka kelarutan O2 dalam kerosene lebih homogen, proses oksidasi berlangsung sempurna sehingga mercaptan dalam produk lebih kecil 30 ppm.b. FlowrateJika Flowrate umpan rendah (Flowrate >1300 ton/hari) maka waktu kontak kerosene terhadap katalis lebih lama, proses sweetening berlangsung sempurna sehingga mercaptan dalam produk lebih kecil 30 ppm. Jika Flowrate umpan terlalu tinggi (Flowrate >2119 ton/hari) maka waktu kontak kerosene terhadap katalis lebih singkat, sehingga proses sweetening surang sempurna. Hal ini mengakibatkan kandungan mercaptan produk avtur tinggi (RSH >30ppm). Flowrate umpan (kerosene) rata-rata 1.332 ton/hari dengan kadar RSH dalam umpan 181,3 ppm dan 19,33 ppm dalam produk.c. Konsentrasi caustic soda.Dari reaksi ini :RSH+NaOH NaSR+ H2OJika konsentrasi caustic soda terlalu rendah / lebih sedikit kecil 9oBe, maka tidak semua RSH bereaksi mejadi NaSR, sehingga proses sweetening tidak berhasil dengan sempurna. Hal ini mengakibatkan kandungan mercaptan produk avtur tinggi (RSH >30 ppm). Jika konsentrasi caustic soda tinggi sama denga 14oBe, maka reaksi berlangsung sempurna, proses sweetening sesuai yang diharapkan dan menghasilkan kenadungan mercaptan produk avtur < 30 ppm. Konsentrasi optimum 12,5 14oBe.

2.1.6 Unit 1700 Sour Water Stripper Unit (SWS)Feed: Sour Water dari CDU I, HDS, HVU IKapsitas : 773 TPSDTujuan: Mereduksi kandungan H2S dan NH3 dalam air buangan sebelumnya ke CPI dan Desalter.Proses: Pemisahan air bekas proses di inut-unit FOC I dan LOC I dari kontaminan-kontaminan yang ada dengan bantuan steam stripping dan packing yang ada di kolom Sour water stripper.Produk: Gas, Treated waterGaris Besar Operasi : Pemisahan air dan minyak yang terikut. Hidrolisis NH4HS di Sour water menjadi NH3 menjadi H2S dan NH3 yang selanjutnya di strip dengan LP steam menuju flare.Spesifikasi Produk : Off gas ke flare, ton/hari: 35 Stripped water, ton/hari: 802 Minyak ke slop, ton/hari: 1Dengan spesifikasi produk stripper water sebagai berikut : Kandungan H2S, ppm: 20 Kandungan NH3, ppm: 2002.1.6.1 Teori ProsesUnit ini berfungsi untuk mengolah air buangan proses yang masih mengandung H2S dan NH3. Keduanya diambil dari Sour water dengan LP separator steam dengan sebuah kolom stripper. Pengotor utama pada Sour water dalam proses penghilangan minyak adalah H2S dan NH3 dengan pengotor lainnya seperti phenol dan mercaptan. Dalam Sour water, H2S dan NH3 berupa basa lemah dan asam lemah NH4HS. Pada kondisi dimana konsentrasi garam NH4HS tinggi akan menyebabkan korosi terutama pada pompa dan HE. Dalam bentuk larutan, garam ini terhirolisis menjadi H2S dan NH3 dengan reaksi kesetimbangan sebagai berikut :NH4 + HS NH3 + H2SH2S dan NH3 bersifat basa, gas dalam cairan bersifat volatil dan menaikkan tekanan parsial. H2S dan NH3 dapat diambil dengan pelucutan menggunakan steam. Reaksi hidrolisis akan semakin cepat dengan menggunakan temperatur. Karena H2S lebih larut dalam air maka lebih mudah terlucuti. Pada saat Sour water dilucuti, perbandingan NH3 terhadap H2S yang tersisa akan semakin tinggi, menyebabkan larutan akan bersifat basa dan kesetimbangan akan bergeser ke arah ionisasi. Ini menyebabkan kinerja kolom stripper pada tahap akhir menjadi lebih berat. Beda temperatur dalam kolom menunjukkan bahwa sebagian besar steam terkondensasi di puncak kolom, menandakan bahwa pelucutan umumnya terjadi di bottom kolom. Sebagian besar H2S terabil di bagian atas kolom, sementara pelucutan NH3 terjadi di seluruh kolom secara merata.2.1.6.2 Deskripsi ProsesSour water collecting vessel 17V-1 menampung air buangan dari HVU melalui pompa 12P-12, crude condensate ejector accumulator 11V-4 memlalui pompa 11P-12 accumulator 13V-7, LP separator 12V-3, HDS ejector separator 13V-8, melalui 13P-6 dan HDS CLP separator 13V-6.Vessel 17V-1 berfungsi untuk memisahkan air dan minyak, karena air buangan yang ditampung di vessel ini masih mengandung minyak. Minyak yang terpisah dari air akan dipompakan ke tangki slops dengan 17P-2. Pompa ini akan akan start dan stop secara otomatis sesuai setting level yang kita kehendaki diatur oleh 17LSL-001.Sour water dari 17V-1 kemudian dipompakan dengan 17P-1 A atau 17P-1 B (pompa common spare) untuk dijadikan feed unit SWS melalui feed/ effluent heat exchanger 17E-1 A/B sehingga temperature naik 95oC dengan pemenas Stripped water (produk) SWS. Setelah melalui exchanger 17E-1 A/B, Sour water feed masuk ke top column Sour water stripper 17C-1. Level di dalam column ini dikontrol ketingguannya dengan 17LIC-004 yang dilengkapi dengan low / high level alarm untuk mengontrol level 17V-1 secara proposional.Sour water stripper column 17C-1 adalan packed column dengan tiga beds dengan yang dilengkapi dengan tray berjenis 2 Ceramic Intalox Saddle. Sour water stripper juga dilengkapi dengan injeksi fuel gas dan stripping steam, yang berfungsi untuk menjaga tekanan dan mengusir gas racun yang kemudian dibuang ke flare melalui control Valve 17HY-001 atau 17HC-001 secara manual. Untuk menjaga tekanan agar tetap stabil, maka column SWS dilengkapi dengan pengontrol tekanan 17PIC-001 dan low / high pressure alarm 17PSL-002 sebagai pemberi peringatan dini bila terjadi penimpangan, sedangkan banyaknya aliran gas yang terbuang dapat diidentifikasikan oleh 17FI-007. Stripped water (produk SWS) keluar melalui bottom 17C-1 dipompakan dengan pompa 17P-3 atau pompa spare 17P-1 B masuk feed/ effluent heat exchanger 17E-1 A/B kemudian didinginkan lagi dengan Stripped water effluent cooler 17E-2. Stripped water ini dimanfaatkan sebagai water desalter injection pada unit CDU dan sisanya dibuang ke CPI. Level SWS column dikontrol dengan 17LIC-006 yang dapat mengatur level column baik secara manual maupun secara otomatis, dan dilengkapi dengan low/ high level alarm, untuk member peringatan dini apabila terjadi penyimpangan.2.1.7 Unit 1800 N2 PlantPruduk dari plant ini adalah nitrogen dengan kemurnian tinggi yang di dapat dari hasil pemisahan udara. Produk N2 selanjutnya dapat digunakan untuk proses purging dan blanketing.Feed: Udara

Kapasitas:Nitrogen gas : 100Nm3/jamNitrogen cair: 65 Nm3/jamTujuan: Menghasilkan nitrogen cair dan gas.Proses: Pengambilan nitrogen (N2) yang di dapat dari udara bebas yang mempunyai kandungan nitrogen (N2) sekitar 70% vol dengan proses pendinginan.Produk: Nitrogen berbentuk gas dan cair.

Garis Besar Operasi : Udara ditekan di Air Compressor Udara didinginkan di After Cooler. Pendinginan lebih lanjut di Freon Cooler. Pemisahan air di drain di separator. Uap air dan CO2 yang terikut diserap di Adsorber. Udara kering didinginkan di MME (Mean Heat Exchanger) sehingga sebagian udara akan mencair. Campuran udara cair dan gas masuk ke rectifying column dan dipisahkan menjadi nitrogen murni dan udara kaya oksigen berdasarkan perbedaan titik didih.Spesifikasi Produk : Laju produksi nitrogen, Nm3/jam: 100 Laju prouksi nitrogen cair, Nm3/jam: 65 Kemurnian nitrogen cair dan gas, ppm: O2 10,5 dan juga yang menggunakan teknologi Electonic Fuel Injection (EFI), Variable Valve Timming intelligent (VVTI), VTI, Turbo chargers and Catalytic Converters. Bagi pengguna kendaraan yang menginginkan performance mesin kendaraannya pada kondisi puncak, akselerasi tinggi, efisiensi dan emisi rendah dapat mempergunakan produk ini.Keunggulan:Diformulasikan dengan aditif generasi terakhir yang berfungsi menyempurnakan proses kimia pada pembakaran di dalam mesin kendaraan anda dimana telah memperoleh sertifikasi dan laboratorium independen bertaraf internasional di Houston, Texas yang telah sejak lama dikenal sebagai pusat riset bahan bakar dan motor gas dunia. Pertamax plus memiliki nilai oktan 95 yang didalamnya terkandung energi besar yang akan memebuat pembakaran kendaraan lebih bertenaga, berakselerasi tinggi, lebih responsive dan knock free.Pertamax plus mampu membersihkan timbunan deposit pada fuel ijector, inlet valve, ruang bakar yang dapat menurunkan performance mesin kendaraan dan mampu melarutkan air dalam tanki mobil sehingga dapat mencegah karat dan korosi pada saluran tanki bahan bakar.Kemampuan Pertamax plus ditambah dengan komposisi bahan bakunya yang sudah tidak menggunakan campuran timbal dan metal lainnya yang sering digunakan pada bahan bakar lain yang membuat emisi yang dihasilkan sangat bersahabat dengan lingkungan sekitar. Pertamax plus menekan biaya perawatan dan menghemat konsumsi bahan bakar.e. Pertamina DexPertamina Dex merupakan bahan bakar mesin diesel modern yang telah memenuhi dan mencapai standar emisi gas buang EURO 2, memiliki angka performa tinggi dengan centane number 53 ke atas (HDS mempunyai centane number 45), memiliki kualitas tinggi dengan kandungan sulfur dibawah 300ppm, direkomendasikan untuk mesin diesel teknologi terbaru (Diesel Common Rail System), sehingga pemakaian bahan bakarnya lebih irit dan ekonomis serta menghasilkan tenaga yang lebih besar.Pertamina Dex merupakan bahan bakar terbaik di Asia Tenggara. Pertamina mulai memasarkan Pertamina Dex sejak agustus 2005 dan baru dipasarkan pada SBPU jakarta, Bandung dan Surabaya.f. BioPertamaxBioPertamax adalah bahan bakar kendaraan bermotor modern yang bermutu tinggi yang bermutu tinggi dan ramah lingkungan, hasil pencampuran 95% Pertamax dan 5% Etanol murni.Sebagai energi terbaharukan, dapat digunakan pada semua jenis kendaraan non-diesel tanpa adanya modifikasi mesin dan dapat menjaga kelestarian lingkungan serta berkelanjutan untuk masa depan yang lebih baik.Keungulan: Ramah lingkungan/ langit biru. Emisi gas buang yang lebih baik. Pembakaran lebih sempurna. Tidak perlu modifikasi mesin/alat. Memperpanjang umur mesin. Merupakan bahan bakar terbaharukan. Bersifat detergensi (membersihkan ruang bakar).g. BiosolarBiosolar merupakan belending antara minyak solar dan minyak nabati hasil bumi dalam negeri yang sudah diproses trans-esterifikasi menjadi Fatty Acid Methyl Eter (FAME).Sebagai energi terbaharukan, biosolar dapat mengurangi polusi udara serta menjaga kelestarian lingkungan secara terus menerus dan berkelanjutan untuk masa depan generasi kita. Dengan menggunakan Biosolar, kita turut berpartisipasi terhadap program pemerintah untuk pemanfaatan bahan bakar nabati.Keunggulan: Ramah lingkungan. Pembakaran mesin lebih bersih. Bahan bakar yang dapat diperbaharui. Tidak perlu modifikasi mesin. Memperpanjang umur mesin.2.3.3 Bahan Bakar Gas (BBG)a. Vi-GasVi-Gas adalah merek dagang Pertamina untuk bahan bakar LPV (Liquified Gas for Vehicle) yang diformulasikan untuk kendaraan bermotor terdir dari campuran propane (C3) dan Butane (C4) yang spesifikasinya disesuaikan untuk keperluan mesin kendaraan bermotor sesuai dengan SK Dirjen Migas No. 2527K/24/DJM/2007.Vi-Gas sangat sesuai digunakan pada kendaraan yang berbahan bakar bensin/ gasoline baik kendaraan bermotor, umum maupun pribadi karena kapasitas tangkinya mempunyai daya muat yang banyak untuk menempuh jarak yang sama dengan jarak tempuh menggunakan BBM.Sebagai bahan bakar jenis gas, Vi-Gas memiliki tekanan yang relatif rendah yaitu 8-12 bar.bahan bakar sejenis Vi-Gas sejak lama teah digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor di berbagai negara, antara lain : Amerika, Meksiko, Rusia, Belanda, Jerman, Irlandia, Swedia, Finlandia, Italia, India, Turki, Jepang, Cina, Filipina, Thailand, Korea, Australia, New Zaeland dan Lain-lain. Sedangkan di Indonesia Vi-Gas akan lebih cepat berkembang sebagai energi distribusi BBM guna mendukung percepatan program langit biru dan liversfikasi energi karena dalam distribusinya tidak memerlukan pipa melainkan cukup dengan Skid Tank.Keunggulan: Ramah lingkungan, Vi-Gas menghasilkan emisi gas buang CO2 yang lebih rendah sehingga mengurangi efek rumah kaca yang berdampak mengurangi pemanasan global. Memiliki octan number >98. Untuk kerja mesin optimal, kenyamanan pengendara tetap terjaga karena tidak ada perubahan pada pencapaian akselerasi dan kecepatan maksimum. Pengoprasian aman, tekanan Vi-Gas di dalam tanki rendah (8-12 bar). Bebas timbal. Fleksibilitas pemakaian 2 bahan bakar, pengendara penggunaan Vi-Gas memiliki fleksibilitas dalam memilih jenis bahan bakar yang akan digunakan sewaktu-waktu baik Vi-Gas maupun bensin atau Gasoline.

Tabel 2.13 Spesifikasi Produk Vi-GasPropertiesSatuan/ UnitLimitsTest Methods

MinMaxASTMOther

Bilangan Oktana RON atau MON98,098,0D-2598EN 589 ANNEX B

Tekanan Uap (gauge) pada 40oCkPa8001250ISO 8973

Korosi Bilah TembagaKelas IKelas IISO 8251

Kandungan Diena%mol0,3ISO 7941

Kandungan Olefin%mol0,2ISO 7941

Kandungan Hidrogen SulfidaLolos UjiLolos UjiISO 8819

Kandungan Air Bebas

Residu on Evaporation of 10 ml Oil Stain ObservationmlNo free water at 0oC 0,05Visual Inspection D-2158

Sulphur Content Volatile Residu (C5 and Hydrocarbon wt)mg/kg%mol1002,0D-2784D-2163ISO 7941

OdorMarketable

*) Spesifikasi tersebut sesuai dengan SK Dirjen Migas No.002/DM/MIGAS/1979 tanggal 21 Februari 2007b. Bahan Bakar GasTeknologi BBG untuk kendaraan bermotor telah lama diterapkan di Italia sejak tahun 1934 dan menyusul negara lainya seperti Amerika Serikat, Argentina, Brazil, Meksiko, kanada, Rusia, Thailand, Australia, New Zaeland dan Malaysia.Di Indonesia, BBG telah diuji Evaluasi Teknik Proyek Percontohan Bahan Bakar Gas dengan hasil baik dan layak dipakai pada kendaraan bermotor dan telah dipasarkan sejak tahun 1987.Semua jenis tipe dan merek dagang kendaraan dapat menggunakan BBG dengan menambah peralatan tambahan yang disebut Convertion Kit/ Converter Kit sehingga pengendara dapat menggunakan dua bahan bakar BBM atau BBG dengan mengatur switch yang dipasang. BBG adalah gas bumi yang telah dimurnikan, ramah lingkungan, bersih, handal, murah digunakan sebagai bahan bakar alternatif kendaraan bermotor. Komposisi BBG sebagian besar terdiri dari gas metana dan etana kurang lebih 85% dan selebihnya gas propana, butana, nitrogen dan karbondioksida. BBG lebih ringan dibandingkan udara dengan berat sekitar 0,6036 dan mempunyai nilai oktan 120. Cadangan gas bumi di Indonesia jumlahnya cukup besar sehingga pemanfaatanya dapat mengurangi konsumsi Bahan Bakar Minyak (BBM).Keuntungan: Harga jual BBG lebih murah dibandingkan dengan harga jual minyak premium dan minyak solar. Beroktan tinggi. Jarak tempuh lebih jauh. Bebas polusi. Ramah lingkungan. Merawat mesin dengan baik.c. MusicoolSebagai wujud kepedulian perusahaan terhadap pelestarian lingkungan serta mendukung program pemerintah dan dunia menuju penghapusan bahan-bahan yang dapat menimbulkan penipisan lapisan ozon dan efek rumah kaca, maka PT Pertamina (Persero) dengan bangganya mempersembahkan Musicool refrigerant ramah lingkungan.Musicool adalah refrigerant dengan bahan dasar hidrokarbon alam dan termasuk dalam kelompok refrigerant ramah lingkungan, dirancang sebagai alternatif pengganti alternatif refrigerant sintetic kelompok Halokarbon FC : R-12; HCFC : R-22; HFC: R123a yang masih memiliki potensi merusak alam.Musicool telah memenuhi persyaratan teknik sebagai refrigerant yaitu meliputi aspek sifat fisika dan thermodinamika, diagram tekanan versus suhu serta uji kinerja pada siklus refrigerasi. Hasil pengujian menunjukan bahwa dengan beban pendinginan yang sama, musicool memiliki keunggulan-keunggulan dibandingkan dengan refrigerant sintetik, diantaranya beberapa parameter memberikan indikasi data lebih kecil seperti kerapatan beban (density), rasio tekanan kondensasi terhadap evaporasi dan nilai viskositasnya, sedangkan beberapa parameter lain memeberikan indikasi data lebih besar seperti efek refrigerasi, COP, kalor laten dan konduktifitas bahan.Tipe-tipe ProdukMisicool diproduksi dalam beberapa jenis, antara lain:MC-12Kompetibel dengan mesin pendingin yang menggunakan refrigerant R-12 seperti AC mobil, kulkas, freezer, water dispenser dan sejenisnya.MC-22Kompetibel dengan mesin pendingin yang menggunakan refrigerant R-22 seperti AC window, AC split dan sejenisnya.MC-134Kompetibel dengan mesin pendingin yang menggunakan refrigerant R-134a seperti AC mobil, freezer, water dispenser dan sejenisnya.MC-600sebagai pengganti refrigerant R-600a memberikan keunggulan teknis pada tekanan dan suara kompresor yang lebih halus.Tabel 2.14 The Musicool Refrigerant RangeProdukTipeBioling Point(oC)Temperature Application rangeReplaces

MC-12Blend-31High, mediumR-12

MC-22R-290-42High, medium,lowR-22

MC-134Blend-32High, mediumR-134a

MC-600R-600a-21High, mediumNeed special compressor design for R-600a

*) In Some Applicationsd. Liquefied Petroleum Gas (LPG)Liquefied Petroleum Gas (LPG) adalah produk gas ringan yang dihasilkan dari penyulingan minyak bumi atau juga dihasilkan dari pengembunan gas alam kilang unit pengolahan. LPG dipakai sebagai bahan bakar untuk rumah tangga dan industri. LPG khususnya dipergunakan untuk masyarakat kelas menengah yang mempersyaratkan secara progresif meningkat dari tahun ke tahun karena ramah lingkungan.Aplikasi:Dikawasan industri, produk LPG dipergunakan sebagai pengganti Freon, Aerosol, Refigrant/ Cooling Agent, kosmetik dan juga digunakan material bahan baku produk khusus.Spesifikasi:Sesuai penggunaannya LPG dibedakan menjadi LPG Mix, LPG Propane dan LPG Butane.LPG Mix adalah campuran propane dan butane dengan komposisi sekitar 70-80% dan 20-30% dari volume dan ditambahkan dengan odorant (mercaptant) dan secara umum digunakan untuk bahan bakar di rumah tangga.LPG propane dan LPG butane yang mengadung propane 95% dan butane 97,5% dari volume masing-masing dan ditambahkan odoran (mercaptant), secara umum digunakan untuk industri.Tabel 2.15 Spesifikasi Produk LPG MixPropertiesLimitsTest Methods

MinMaxASTM

Spesific Grafity at 60/60oCTo be reportedD-1657

Vapour Pressure 100oF, psig120D-1267

Weothering Test 36oE, %vol95D-1837

Copper Strip Corrosion Thr / 100FASTM No. 1D-1838

Total Sulphur , gr/100cuft15D-784

Water ContentNo Free WaterVisual

Composition: C1 %vol C3 & C4 %vol C5 & heavier %vol 97,50,22,0D-2163

Ethyl or Buthyl. ml/1000 AG

Mercaptant AddedMarketable

Tabel 2.16 Spesifikasi Produk LPG PropanePropertiesLimitsTest Methods

MinMaxASTM

Spesific Grafity at 60/60oCTo be reportedD-1657

Vapour Pressure 100oF, psig210D-1267

Weothering Test 36oE, %vol95D-1837

Copper Strip Corrosion Thr / 100FASTM No. 1D-1838

Total Sulphur , gr/100cuft15D-784

Water ContentNo Free WaterVisual

Composition: C3 & C4 %vol C5 & heavier %vol950,22,0D-2163

Ethyl or Buthyl. ml/1000 AG50

Tabel 2.17 Spesifikasi Produk LPG ButanePropertiesLimitsTest Methods

MinMaxASTM

Spesific Grafity at 60/60oCTo be reportedD-1657

Vapour Pressure 100oF, psig70D-1267

Weothering Test 36oE, %vol95D-1837

Copper Strip Corrosion Thr / 100FASTM No. 1D-1838

Total Sulphur , gr/100cuft15D-784

Water ContentNo Free WaterVisual

Composition: C1 %vol C3 & C4 %vol C5 & heavier %vol 97,5

Nihil2,5D-2163

Ethyl or Buthyl. ml/1000 AG50

Mercaptant AddedMarketable

e. Gasified Petroleum Condensate (GPC)PT. Pertamina (Persero) kembali memperkenalkan Prototipe bahan bakar baru yang dikenal sebagai nama Gasified Petroleum Condensate (GPC). Bahan bakar ini merupakan hasil dari proses pengambilan kondensat yang tidak stabil (unstable condensate) dari sumur-sumur minyak. Bahan bakar ramah lingkungan, bersih, praktis dan ekonomis ini diperuntuhkan bagi pembakaran disektor rumah tangga atau industri, khususnya untuk daerah remote yang dekat dengan sumur-sumur minyak. Prototipe ini diharapkan dapat dikembangkan lebih jauh untuk mengurangi konsumsi minyak tanah dimasyarakat.Produk hasil inovasi pertamina ini dikembangkan oleh penelitian dan laboratorium pengolahan PT. Pertamina (Persero) berkerja sama dengan Daerah Operasi Hulu Sumatra Bagian Selatan (DOH SBS) sejak 2003.Kondensat yang diproduksi oleh sumur minyak merupakan hasil kondensasi dari gas hidrokarbon (berbentuk cair) dan masih memiliki kandungan kondensat yang tidak stabil (unstable condensate) sebesar 10% hingga 20% yang mudah menguap. Proses ini merupakan nilai tambah yang dikembangkan pertamina untuk mengurangi kehilangan (losses) alamiah dari kondensat. Selain itu, stable condensate juga mengurangi nilai keekonomian proses apabila tercampur dengan kondensat yang dipakai dalam proses pengolahan di kilang.Proses pengambilan unstable condensate juga meningkatkan efisiensi operasi kilang GPC memiliki nilai bakar hingga 12.000 kalori/gr atau lebih tinggi dibandingkan minyak tanah yang memiliki nilai bakar 9.900 kalori/gr. Oleh karena itu, bahan bakar ini jauh lebih ekonomis dibandingkan minyak tanah serta bersih dan ramah lingkungan karena tidak meninggalkan sisa pembakaran atau jelaga, tidak mengelarkan asap hitam dan proses pembakaran lebih cepat dengan hanya sedikit modifikasi pada kompor. GPC dapat digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga, pedagang makanan seperti nasi goreng, martabak dan bahan bakar (burner) di industri. Prototipe GPC diperkernalkan dalam kemasan tabung 3Kg, sehingga praktis dalam pemakaian. GPC memiliki potensi yang besar untuk dikembangkan di daerah remote yang saat ini sedang mengalami kesulitan memperoleh minyak tanah karena pengambilan GPC dapat dilakukan dilokasi sekitar sumur-sumur minyak di daerah terpencil.Untuk awal produksi 1370 ton/ bulan dari pemanfaatan produksi kondensat DOH SBS sebesar 300 barel/hari. Pengenalan Prototipe ini merupakan bagian dari upaya Pertamina menghadapi perubahan global yang sangat kompetitif, dinamis dan memerlukan langkah antisipatif terhadap peluang maupun tantangan yang muncul. Salah satu tantangan yang dihadapi pertamina ialah mengusahakan penyediaan bahan bakar yang ekonomis bagi masyarakat dan mencitakan nilai tambah serta menguntungkan Pertamina. Tahap komersialisasi GPC akan terus dikaji dan dikembangkan khususnya yang terkait dengan infrastruktur serta kajian supplay secara komprehensif.

2.3.4 Non Bahan Bakar Minyak (Non-BBM)a. AspalAspal Pertamina diproduksi di Kilang Pertamina RU IV Cilacap daru Crude Oil jenis Asphallic berbentuk semi solid, bersifat non-metallic, larut dalam CS2 (carbon disulphide), mempunyai sifat water proofing dan adhesive.Kapasitas produksi sebesar 650.000 ton/tahun, diproduksi dalam 2 grade, yaitu penetrasi 60/70 dan penetrasi 80/100. Dengan dukungan sarana pabrik yang sangat memadai, Pertamina memberikan kualitas aspal yang telah teruji, memenuhi Standar Nasional Indonesia (SNI) dan Standar Mutu Internasional. Jaminan kelancaran suplai dan jaringan pemasaran tersebar di seluruh Indonesia. Kegunaan aspal Pertamina diantaranya : Pembuatan jalan dan landasan pesawat yang berfungsi sebagai perekat, bahan pengisi dan bahan kedap air. Juga dapat digunakan sebagai pelindung atau coating anti karat, isolasi listrik kedap suara atau penyekat suara dan getar apabila digunakan dilantai.

Tabel 2.18 Spesifikasi Produk Aspal Penetrasi 60/70 (60 PEN)ParameterSpesifikasiSatuan

MinMax

Penetration 25oC 100 g, 5 secs6079mm

Softening Point (Ring and Ball)4858oC

Flash Point (Cleveland open cup)200oC

Loss Weight 163 oC, 5 hours 0,4Heavy Precentage

Dissolve in CS2 or CCl499Heavy Precentage

Ductility 25oC, 5 cm/minute100cm

Penetration after percentage weight loss towards the real weight75Percentage

Tabel 2.19 Spesifikasi Produk Aspal Penetrasi 80/100 (80 PEN)ParameterSpesifikasiSatuan

MinMax

Penetration 25oC 100 g, 5 secs8099mm

Softening Point (Ring and Ball)4654oC

Flash Point (Cleveland open cup)225oC

Loss Weight 163 oC, 5 hours 0,4Heavy Precentage

Dissolve in CS2 or CCl499Heavy Precentage

Ductility 25oC, 5 cm/minute100cm

Penetration after percentage weight loss towards the real weight75Percentage

Weight density 25/25oC1

b. Solvent dan MinarexPertamina menghasilkan beberapa jenis solvent (pelarut) dan Minarex. Diantara jenis solvent adalah Minasol, Pertasol, Solvent Cemara, Heavy Aromatic, dan lain-lain. Dengan kapasitas produksi 110.000 ton/tahun. Kegunaanya antara lain: Sebagai komponen dalam pembuatan : ban, zat perekat, industri farmasi, industri cleaning dan degreasing. Sebagai deluents untuk cat, lacquers dan varnish. Sebagai pelarut dan diluents pada industri tinta cetak. Sebagai industri pelarut pada industri thinner, cat dan lacquers. Penunjang proses printing pada industri tekstil. Bahan baku pada adhesive (zat perekat).c. Heavy AromaticHeavy Aromatic adalah hasil kilang RU IV Cilacap yang merupakan senyawa Aromatic Hydrocarbons. Kapasitas produksi per tahun adalah 36.000 ton. Digunakan sebagai solvent tinta cetak, pembersih industri dan proses industri kimia.

d. Solvent CemaraSolvent Cemara dihasilkan dari LPG mini plant Cemara PT. Pertamina Eksplorasi Produksi Jawa bagian Barat. Solvent ini mempuyai titik didih antara 30oC hingga 160oC dan kualitas warna diatas 25 (Color Saybout). Merupakan cairan jernih, stabil dan tidak korosif. Penggunaan Solvent Cemara diantaranya : Thinner dari cat dan varnish. Tinta cetak Sebagai komponen dalam preparasi industri kayu mebel, sepatu dan pemoles lantai. Sebagai pelarut dalam proses industri kimia. Industrial Cleaning.e. MinarexMinarex diproduksi di Kilang RU IV Cilacap dari unit Lube Oil Complex dengan kandungan senyawa terbesar adalah komponen Aromatic Hydrocarbon, ditambah komponen Napthenic dan Parafinic Hydrocarbon. Keunggulan dari produk ini sebagai bahan pembantu yang sangat penting peranannya dalam pembuatan komponen karet. Yaitu memperbaiki proses pelunakan dan pemekaran karet, serta menurunkan kekentalan komponen karet.Minarex sebagai Secondary Plasticizer pada produksi komponen PVC untuk subtitusi DOP (Dioctyl Phathalate) memiliki keunggulan : Molekul PVC dapat mengalir pada suhu yang lebih rendah dari titik lelehnya yang mengakibatkan daya alir PVC /komponen menjadi lebih baik. Homogenitas komponen lebih baik. Produk akhir lebih fleksibel atau lentur.Sedangkan kegunaan dari Minarex untuk kebutuhan industri, Pertamina memproduksi 3 jenis Minarex, yaitu: Minarex-B, kapasitas produksi 24.000 ton/tahun Minarex-A, kapasitas Produksi 24.000 ton/tahun Minarex-H, kapasitas produksi 18.000 ton/tahunf. PertasolPertasol merupakan hidrokarbon solvent dan dikelompokan menjadi 2 kategori, yaitu : Pertasol-1, merupakan hasil Kilang RU III Plaju yang sebelumya dikenal dengan nama Plasol. Memiliki titik didih antara 51oC 162oC. Pertasol-2, merupakan hasil produksi Kilang Cepu yang sebelumnya dikenal dengan nama Pertasol CA. Memiliki titik didih antara 45oC 140oC.Kapasitas produksi untuk pertasol-1 adalah 1.700 ton/tahun, sedangkan Pertasol-2 adalah 5.600 ton/tahun. Keunggulan dari produk ini diantaranya : Didukung sarana pabrik yang memadai dengan uji mutu yang ketat. Pertamina menghasilkan produk terbaik. Jaminan kelancaaran pasokan dengan jaringan pemasaran di seluruh Pulau Jawa.Pertasol-1 dan Pertasol-2 dapat digunakan: Dieluents untuk cat, lacquers dan varnish. Pelarut pada industri tinta cetak. Komponen di dalam pembuatan bahan karet pada industri ban dan vulkanisir, pembuatan lem (zat perekat), industri farmasi dan industri cleaning dan degreasing.g. MinasolMinasol adalah bahan pelarut berjenis naptha ringan, berbentuk liquid, berwana bening, stabil dan tidak korosif. Minasol dikelompokan alam 2 grade sesuai dengan asal produksi dan karakteristik tipikalnya. Minasol 1 merupakan hasil produksi kilang RU III Plaju dengan titik didih antara sebesar 7.200 ton/tahun. Minasol 3, hasil produk Kilang LPG Pertamina Mundu berwarna jernih, mudah menguap dengan titik didih antara 35oC 145oC yang merupakan produk Bottom dari unit De-ethanizer dengan bahan bau gas alam. Kapasitas produksi yang dihasilkan sebesar 7.200 ton/tahun.Kegunaan dari produk ini diantaranya: Bahan pelarut pada industri thinner,cat dan varnish. Pelarut pada industri tinta cetak. Bahan kimia industri farmasi. Preparasi dari industri mebel, sepatu dan pemoles lantai. Pembersih logam dan industri.h. Special Boilling PointSpecial Boilling Point atau dikenal dengan nama SBP memiliki titk komposisi senyawa Hydrocarbon Aliphatic, Napthenic dan sedikit mengandung senyawa Aromatic. Berupa cairan jernih, stabil dan tidak korosif. SBP produksi Pertamina dikembangkan sejak tahun 1980 melalui berbagai uji mutu yang ketat, sehingga dihasilkan produk dengan standar kualitas terbaik. Keunggulan produk ini diantaranya : Bermutu tinggi Memiliki laboratorium dan pengembangan yang lengkap dan modern. Memiliki karakteristik yang ditentukan dari density, bau (oudor) dan Boilling Point Range sekitar 45oC 115oC atau Initial Boiling Point di atas 45oC.Kapasitas produksi yang dihasilan sebesar 30.000 ton/tahun. Kegunaan dari SBP ini diantaranya : Bahan pelarut pada industri thinner,cat dan varnish. Komponen pada proses preparasi untuk ban, karet dan perekat atau industri lem. Pelarut dalam industri farmasi, kosmetik dan industri makanan. Pembersih di industri, termasuk di industri mebel dan rotan. Pembuatan atau produksi thinner grade tinggi.i. Low Aromatic White SpiritKelompok Low Aromatic White Spirit atau yang lebih dikenal nama LAWS terdiri dari 3 range yang dibedakan sesuai dengan karakteristik tipikalnya. LAWS berupa cairan jernih, stabil dan tidak korosif.LAWS-2, merupakan hasil Kilang RU III Plaju dengan kapasitas produksi 7.200 ton/tahun, memiliki titik didih antara 143oC dan 200oC.LAWS-3 dan LAWS-4, yang lebih dikenal dengan Pertasol CB dan PertasolCC yang diproduksi di Cepu, memiliki titik didih antara 104oC 185oC untuk Pertasol CB dan Pertasol CC antara 124oC 245oC. Kapasitas produksi LAWS-3 adlah 4.650 ton/tahun sedangkan LAWS-4 adalah 1.600 ton/tahun. Senyawa hidrokarbon yang membentuk LAWS terdiri dari senyawa parafin, cycloparafin/napthenic dan aromatik. Diproses melalui beberapa pengujian mutu yang ketat, sehingga dihasilkan produk yang bermutu tinggi. Kegunaan dari produk ini diantaranya: Bahan pelarut pada industri thinner,cat dan varnish. Solvent untuk cat. Solvent untuk pewarna tinta. Insektisida dan pestisida Preparasi dari industri kayu mebel, sepatu dan pemoles lantai. Solvent untuk industri kayu mebel, sepatu dan pemoles lantai. Solvent bahan kimia industri. Solvent pembersih logam. Produksi resins.

2.3.5 Pelumasa. Enduro 4T SAE 20 W-50Enduro 4T adalah pelumas bermutu tinggi untuk motor 4 Tak masa kini. Diformulasikan dari bahan dasar berkuakualitas tinggi dilengkapi teknologi aditif mutakhir dalam jumlah dan komposisi yang tepat. Enduro 4T beraroma khas, dipasarkan dalam kemasan 0,8 liter yang menarik. Keunggulan dari produk ini diantaranya: Memiliki kekentalan yang sangat stabil pada temperature rendah dan tinggi. Tidak menyebabkan slip pada kopling. Tidak mudah teroksidasi dan tergredasi oleh radiasi panas dari mesin. Menjaga kebersihan mesin serta mencegah terbentuknya deposit pada piston. Melindungi secara optimal mesin dari korosi dan menjaga komponen mesin kari kehausan. Mampu meningkatkan akselerasi dengan sangat prima sehingga motor dpat melaju dengan lebih cepat. Suara mesin lebih halus dan bekerja dengan lebih sempurna serta gesekan pada gigi transmisi dapat diminimalisir secara optimal. Komponen vital motor utamanya, kopling dan rangkaian gear pada transmisi lebih awet dan tahan lebih lama.Kegunaan dari Enduro 4T sangat cocok untuk motor 4T merek Honda, Suzuki, Kawasaki, dan laninya. Cocok pula untuk motor 4T buatan cina dan korea selatan.b. FastronFastron memiliki 3 varian, yaitu : Fastron Fully Syntetic SAE OW-05, Fastron Syntetic Oil SAE 10W-40 dan Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50. Fastron Fully Syntetic SAE OW-05Pelumas ini merupakan pelumas mesin kendaraan bensin bermutu tinggi yang diformulasikan khusus dari bahan dasar Fully Syntetic Polly Aplha Olefin atau yang dikenal dengan nama PAO, sehingga pelumas ini sangat unggul dikelasnya. Keunggulan dari produk ini diantaranya:1. Kekentalan ganda yang sangat stabil sehingga mesin dapat memeberikan kinerja optimal selama start-up dan operasi pada suhu tinggi.2. Kekentalan yang sangat tinggi terhadap oksidasi dan panas sehingga mampu memperpanjang umur pemakaian pelumas.3. Tingkat penguapan yang rendah sehingga pemakaian pelumas akan lebih irit.4. Mencegah pembentukan deposit pad piston sehinga mesin tetap handal.5. Menjaga kebersihan mesin sehingga mesin beroprasi secara optimal. Fastron Syntetic Oil SAE 10W-40Pelumas ini merupakan pelumas mesin kendaraan bermutu tingi yang diformulasikan khusus dari bahan dasar Base Oil Syntetic dengan tingkat unjuk kerja melampaui persyaratan API SL. Kegunaan Fastron Syntetic Oil direkomendasikan untuk kendaraan modern dari semua pabrikan terkemuka yang beroprasi pada kondisi ekstrim. Keunggulan dari produk Fastron Syntetic Oil diantaranya :1. Kekentalan ganda yang sangat stabil sehingga mesin dapat memeberikan kinerja optimal selama start-up dan operasi pada suhu tinggi.2. Kekentalan yang sangat tinggi terhadap oksidasi dan panas sehingga mampu memperpanjang umur pemakaian pelumas.3. Tingkat penguapan yang rendah sehingga pemakaian pelumas akan lebih irit.4. Mencegah pembentukan deposit pad piston sehinga mesin tetap handal.5. Menjaga kebersihan mesin sehingga mesin beroprasi secara optimal.6. Meningkatkan akselerasi mobil.

Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50 adalah minyak pelumas mesin kendaraan dengan bahan dasar semi sintetis kualitas tinggi dengan kekentalan ganda (multigrade) sehingga pelumas mudah bersirkulasi pada temperatur rendah dan memberikan perlindungan optimal terhadap kehausan komponen mesin pada suhu dan kecepatan tinggi. Kegunaan dari produk Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50 direkomendasikan untuk kendaraan bermesin modern yang dilengkapi dengan sistem Direct Injection dan Multi tup. Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50 dapat juga digunakan pada kendaraan semi diesel tugas sedang. Sedangkan keunggulan dari Fastron Semi Syntetic SAE 20W-50 diantaranya:1. Kekentalan ganda yang sangat stabil pada temperatur rendah dan tinggi.2. Mencegah pembentukan deposit pad piston sehinga mesin tetap handal.3. Melindungi mesin dari kehausan.4. Memiliki stabilitas oksidasi yang baik.c. Prima XPPrima XP SAE 20 W-50 adalah pelumas mesin bensin yang diformulasikan bahan dasar pilihan berkualitas tinggi dari jenis HVI dengan aditif hasil teknologi mutakhir dalam jumlah, jenis dan komposisi yang optimal antara lain : dipersant, anti oksidasi, anti aus serta Viscosity Index Improver (VII) yang kesmuanya mampu memberikan perlindungan yang maksimal terhadap bagian-bagian mesin yang dilumasi.Prima XP memiliki keunggulan utama, yaitu mempunyai kekentalan ganda (multigrade), matap pada suhu tinggi dan rendah sehingga mesin midah dihidupkan pada waktu suhu rendah serta pelumas tetap mempunyai kekentalan yang sesuai untuk pelumasan pada suhu dan kecepatan tinggi.Formula pelumas ini dikembangkan khusus untuk memberikan perlindungan terhadap pembentukan endapan dan mempunyai ketahanan terhadap degradasi serta mempunyai karakteristik tingkat penguapan yang sangat kecil sehingga pelumas lebih hemat.Prima XP SAE 20 W-50 merupakan generasi pelumas terbaru sebagai upaya peningkatan pelumas Mesran Prima generasi sebelumya. Pelumas ini diakui (approved) dan memperoleh sertifikat dari The American Petroleum Institute (AOPI) dan Engine Oil Licensing and Certification System (EOLCS). Kegunaan dari Prima XP ini direkomendasikan untuk mesin kendaraan terbaru dengan bahan bakar bensin. Kendaraan-kendaraan terbaru masa kini dengan multi katup yang dilengkapi dengan DOHC atau Twin Cam merupakan pengguna yang sesuai, yang memerlukan pelumas dengan performance level API Service SJ/CF, ACEA-A2-98/BW-98 dan MB 226-1. Pelumas ini juga dapat digunakan pada kendaraan bensin yang menyaratkan API Service SH dan sebelumnya. Prima XP cocok digunakan untuk kendaraan mesin diesel tugas sedang.8