deskripsi proses cilacap.docx
TRANSCRIPT
Deskripsi Proses
1. Fuel Oil Complex (FOC)
Fuel oil complex I (FOC I) dibangun pada tahun 1974 dan selesai pada tahun
1976. Kilang ini dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij
(SIPM), sedangkan kontraktornya adalah Fluor Eastern Inc, dibantu oleh beberapa
sub kontraktor Indonesia dan asing. Pada awalnya FOC I dirancang unrtuk
mengolah minyak mentah jenis Arabia Light Crude (ALC) dengan kapasitas
pengolahan 100.000 barrel per hari.Setelah Debottlenecking Project, FOC I
memiliki kapasitas pengolahan 118.000 barrel per - hari atau 16094 TPSD dan
juga digunakan mengolah minyak mentah jenis Basrah Light Crude (BLC) dan
Iranian Light Crude (ILC).
Fuel Oil Complex I (FOC I) yang terletak di area 10 terdiri dari unit - unit proses
sebagai berikut :
1.1. Unit 11: Crude Distilling Unit (CDU)
CDU berfungsi sebagai pemisah pendahuluan dari minyak mentah menjadi fraksi
- fraksinya.Unit ini didesain untuk mengolah Arabian Light Crude (ALC)
sebanyak 16094 ton/hari. Dipilihnya crude oil yang berasal dari ALC ini karena
dari bottom produknya dapat menghasilkan lube base oil dan asphalt. Pada
penukar panas dengan aliran panas berasal dari kolom fraksinasi maka crude
mengalami pemanasan awal yang kemudian dipanaskan lebih lanjut pada dapur
sehingga mencapai temperatur yang dikehendaki. Kemudian crude masuk
kedalam kolom fraksionasi yang dipisahkan menjadi beberapa jenis produk yaitu
produk atas (overhead product), kerosene, light gas oil (LGO), heavy gas oil
(HGO) dan long residue (bottom produk). Cairan yang bergerak ke bawah dilucuti
dengan steam untuk mengambil produk atas yang terbawa arus itu.Sebagian fraksi
naptha, kerosene, dan LGO dikembalikan lagi ke kolom sebagai refluks.
Produk naptha dari CDU ini digunakan sebagai umpan unit Naptha Hydrotreater
(NHT) yang selanjutnya digunakan sebagai umpan Platformer.Produk kerosene
2
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).
1.2. Unit 12: Naphtha Hydrotreating Unit (NHT)
Unit hydrotreating adalah suatu unit yang berfungsi menghilangkan impuritis
(sulfur, oksigen, nitrogen) yang bisa meracuni katalis pada unit platformer pada
naphtha, dengan direaksikan dengan hidrogen secara katalitik, untuk mengubah
sulfur menjadi H2S yang mudah dipisahkan dari hidrokarbon. Katalis yang
digunakan adalah cobalt - molybdenum dengan carrier alumina (Al2O3) sedang
gas hidrogen diambil dari platforming unit.
1.3. Unit 13: Hydro Desulphurizer (HDS)
Hasil reaksi kemudian dilewatkan pada hot high pressure separator 13V-3 dan
hot low pressure separator 13V-4 dan akan terjadi penguapan sehingga gas H2S
akan terpisah dari hidrokarbon karena adanya perbedaan berat jenis. Hasil keluar
13V-4 diumpankan pada kolom stripper dan kolom drier.Pada kolom
stripperdipakai steam untuk menghilangkan hidrogen sulfidanya dan hidrokarbon
yang mempunyai berat molekul kecil.
Uap dari hot high pressure separator diinjeksikan dengan wash oil untuk
menyerap H2S dan hidrokarbon yang mempunyai berat molekul rendah.
Campuran dan wash oil didinginkan dengan fin-fan dan dimasukan ke cold high
pressure separator untuk memisahkan gas kaya hidrogen dengan cairannya.
Cairannya diuapkan pada coldlow pressure separator 13V-6.
Keaktifan katalis akan menurun karena adanya endapan coke, logam dan
polytropic gum. Untuk mengembalikan daya keaktifan katalis dengan cara
regenerasi yaitu unit ini mempunyai fungsi mengurangi kandungan sulfur dari
LGO dan HGO yang dihasilkan oleh crude distilling unit yaitu LGO stripper 11C-
4, drier 11C-5 dan HGO dari HGO stripper 11C-2, drier 11C-3 dengan gas
hidrogen.
3
Unit ini dirancang untuk memproses LGO dan HGO dengan kapasitas masing -
masing 2300 ton/hari dengan derajat desulfurisasi untuk HGO lebih rendah.
Proses unit ini dipercepat dengan katalisator Co dan Mo pada Al2O3 yang
merupakan hidrogenasi selektif dengan mengurangi kadarchloride, olefin,
oksigen, sulfur, dan senyawa nitrogen. Proses yang digunakan adalah “Shell
Trickle Hydrodesulfurization Process”.
Sulfur yang terdapat dalam LGO dan HGO dikontakkan dengan hidrogen,
sehingga sulfur terkonversi menjadi hidrogen sulfida (H2S) yang mudah
dipisahkan dari hidrokarbon.
Dari tempat penyimpanan (storage) LGO dan HGO dipompa melalui feed
(effluent) HE 13E-1 A/B/C/D dan masuk furnace dan reactor 13R-1. Sebelumnya
feed dicampur dengan hidrogen dan patformer dan recycle gas. Kandungan sulfur
pada LGO dan HGO diikat oleh hidrogen menjadi H2S yang kemudian di-flare ke
udara.
1.4. Unit 14: Platforming Unit
Platformer adalah suatu proses reforming atau suatu proses konversi dengan
menggunakan katalis yang terdiri dari platina. Unit ini adalah unit yang berfungsi
memperbaiki atau menaikkan angka oktan dari naphtha.Naphtha setelah dikurangi
kandungan sulfurnya pada unit hydrotreater dan distabilkan serta dihilangkan
fraksi ringannya pada kolom stabilizer dan kolom splitter, karena angka oktannya
belum memenuhi spesifikasi yang diinginkan maka dinaikkan pada unit ini.Unit
ini juga berfungsi untuk membentuk senyawa aromatik.Reaksi ini bersifat
endotermik dengan kecepatan reaksi relatif cepat.
a. Hydrocracking
Reaksi ini merupakan reaksi perengkahan untuk memecah molekul parafin rantai
panjang menjadi rantai pendek, dengan penambahan H2.Reaksi ini bersifat
eksotermik.
b. Isomerisasi
Reaksi ini mengubah sruktur molekul hidrokarbon dan bersifat eksotermik.
c. Siklisasi
4
Perubahan senyawa parafin menjadi naphthenik.Reaksi ini bersifat endotermik.
d. Desulfurisasi
Reaksi penyingkiran sulfur dengan mengubah sulfur menjadi hidrogen sulfida.
Unit ini dirancang untuk dua macam operasi yaitu:
Low severity operation, yang akan menghasilkan platformat 84% dari umpan
dengan kadar butana maksimum 0,8% berat dan angka oktan 92.
High severity operation, yang akan menghasilkan platformat 16% dengan
kadar butan maksimum 2,3% berat dan angka oktan 96.
Umpan yang berasal dari hasil bawah gasoline splitter 11C-8 dipompa dan
dicampur dengan recycle gas hidrogen kemudian ke feed effluent HE 14E-1.
Keluar dari HE 14E-1 masuk ke dapur satu kemudian baru masuk reaktor
pertama, begitu seterusnya sampai keluar reaktor ketiga.Hasil keluaran reaktor
dipisahkan gas dan cairannya pada separator 14V-1.Hasil bawah dari separator
14V-1 diumpankan pada seksi stabilizer yang berfungsi memisahkan fraksi ringan
yang terdapat pada platformer (umumnya butana) sehingga diperoleh platformate
yang stabil.Regenerasi katalis dilakukan dengan jalan oksidasi dengan bantuan
udara dalam sirkulasi gas inert.Hasil pembakarannya dicuci dengan caustic soda
dalam produk separator.
1.5. Unit 15: Propane Manufacturing Facilities (PMF)
Unit ini mengolah cairan hasil puncak platformer stabilizer menjadi propane dan
butane, yang kemudian digunakan untuk pelarut propana pada unit Propane
Deasphalting Unit kilang Lube Oil Complex.LPG dari unit platformer dilewatkan
ke kolom depropanizer untuk memisahkan propane dengan butane.Propane yang
keluar dari puncak kolom depropanizer kemudian dikondensasikan dikirim ke
fuel gas system.Sebagai kondensat dikembalikan sebagai refluxs dan sisanya
dilucuti di dalam kolom deethanizer.Produk bawah deethanizer berupa propane
didinginkan dan kemudian dikirim ke Lube Oil Complex.Produk bawah kolom
depropanizer sebagian dipanaskan kembali sebagai aliran reboiling dan sisanya
didinginkan dan disimpan sebagai produk butane.
5
1.6. Unit 16: Kerosene Merox Treating Unit
Unit ini berfungsi menghilangkan kadar garam/mercaptan yang korosif pada
kerosene, dengan merubahnya menjadi disulfida yang tidak korosif dengan cara
oksidasi katalitik dengan menginjeksikan udara ke dalam reaktor. Proses ini
menggunakan katalis “iron group metal chelete” dalam suasana basa. Proses ini
bertujuan untuk menghasilkan produk kerosene yang sesuai dengan spesifikasi
aviation fuel (avtur).
Proses yang terjadi pada unit ini dapat dibagi menjadi beberapa bagian, yaitu:
a) Pretreatment, tujuannya adalah mengambil H2S atau asam naphthenik
pada umpan, karena bila tidak diambil akan bereaksi dengan caustic soda
pada unggun reaktor membentuk sodium naftena yang dapat mengurangi
aktivitas katalis.
b) Pencucian dengan caustic soda encer, untuk mencegah pembentukan
emulsi antara caustic soda dan kerosene.
c) Swetening, yaitu proses oksidasi mercaptan menjadi disulfida dalam
unggun reaktor. Reaktor yang digunakan adalah tipe fixed bed reactor.
Reaktor berisi activated charcoal yang ditambah Merox catalyst dan
dibasahi dengan NaOH. Katalis diadsorbsi ke unggun dengan dilarutkan
dalam methanol dan dilewatkan pada unggun. Agar unggun tetap dalam
suasana basa, unggun dijenuhkan secara teratur dengan NaOH setiap 5 -
10 hari.
d) Post treatment, kerosene dicuci dengan air untuk mengambil sisa caustic
dan surfaktan yang larut dalam air. Kerosene kemudian dibebaskan dari
air pada salt drier dan kemudian dilewatkan pada clay drier untuk
mengambil tembaga dan surfaktan yang tidak larut dalam air. Proses ini
bertujuan untuk memperbaiki warna produk akhir agar sesuai dengan
spesifikasi.
1.7. Unit 17: Sour Water Stripper
Unit ini berfungsi untuk membersihkan air buangan dari crude distiling unit,
hydrodesulfurizer unit dan unit lain yang masih banyak mengandung amoniak,
sulfida dan kotoran - kotoran lain berupa sisa - sisa minyak sehingga apabila
6
langsung dibuang akan memberikan bau dan mengakibatkan terjadinya polusi air.
Pada proses pembersihan air ini digunakan LP steam sebagai separating agent
(zat pembersih) di dalam packed colom. Hasil atas yang berupa uap/gas sebagai
bahan bakar pada crude heater, sedang airnya dikirim ke corrugated plate
interceptor (CPI) untuk mengambil minyak yang masih terikat. Unit ini didesain
untuk mengolah 32,3 m3/jam (733 ton/hari) sour water dengan perkiraan
kandungan H2S sebesar 29 Kg/jam (0,7 ton/hari) dan kandungan NH3 sebesar 7
Kg/jam (0,16 ton/hari).
2. Lube Oil Complex I (LOC I)
Lube Oil Complex I (LOC I)pada awalnya menghasilkan produk utama lube base
dan hasil samping aspal dan Minarex-B dengan kapasitas total 80.000 ton/tahun
untuk 4 grade lube base oil.
Dengan selesainya Debottlenecking Project maka pada operasinya, LOC I
mengalami perubahan khususnya untuk HVU I kapasitasnya menjadi 2.574
ton/hari (115%). Sedangkan fungsi atau tugas LOC I antara lain :
Menghasilkan 2 grade lube oil base, yaitu HVI 60 (Parafinic 60)
dan HVI 100 (Parafinic 100)
Menghasilkan atau menyediakan umpan untuk FEU II di LOC II
Menghasilkan aspal dan Minarex-A dan Minarex-B
Unit - unit yang ada dalam LOC I adalah sebagai berikut :
2.1. Unit 21: High Vacuum Unit (HVU)
Unit ini mengolah long residu dari CDU I, untuk menghasilkan hasil destilasi
dengan destilasi vakum yang akan diproses lebih lanjut untuk membuat bahan
pelumas. Long residu terdiri dari fraksi - fraksi dengan titik didih tinggi, sehingga
bila dilakukan distilasi atmosferik akan terjadi perengkahan karena temperaturnya
sangat tinggi. Hasil - hasil dari unit 021 ini yaitu:
Spindle Oil (SPO)
Light Machine Oil (LMO)
7
Medium Machine Oil (MMO)
Short Residu
Hasil lainnya, yaitu Vacuum Gas Oil (VGO), Light Medium Machine Oil
(LMMO), dan black oil yang semuanya digunkan untuk blending fuel oil.
Proses yang dipakai adalah vakum distilasi dengan kapasitas pengolahan
adalah 2.574 ton/hari. Hasil SPO dengan viskositas 13-14 cst dan LMO dengan
viskositas 31-35 cst dikirim ke LOC II sebagai umpan FEU II.
Dari HVU ini kemudian produk - produk tersebut diolah pada unit - unit lain
untuk menghasilkan Lube Base Oil.
2.2. Unit 22: Propane Deasphalting Unit (PDU)
Unit ini bekerja untuk menghilangkan asphalt dari short residu sebelum diolah
lebih lanjut menjadi bahan minyak pelumas. Prosesnya adalah ekstraksi dengan
pelarut propane, sedangkan kapasitasnya 523 ton/hari short residu dari bottom
product HVU (Unit 21), sedangkan hasil dari unit ini adalah deasphalted dan
asphalt. Pada proses selanjutnya maka Deasphalting Oil (DAO) akan digunakan
sebagai bahan baku minyak pelumas berat.
2.3. Unit 23: Furfural Extraction Unit (FEU)
Unit ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa - senyawa aromat dari destilat
hasil HVU, DAO dan PDU, sehingga diperoleh hasil waxy raffinate dengan
viskositas yang tinggi.Prosesnya adalah ekstraksi dengan menggunakan pelarut
furfural yang mempunyai daya larut terhadap senyawa parafin, rafinatnya diolah
di MDU menjadi bahan minyak pelumas sedangkan hasil ekstraksinya digunakan
sebagai fuel oil component.Khusus untuk umpan LMO distilat, ekstraknya dapat
dipasarkan sebagai Minarex-B. Kapasitas FEU tergantung jenis umpan yang
diolah, seperti tabel berikut :
8
Tabel 3.1 Kapasitas Umpan yang Diolah pada FEU
Stream SPO LMO MMO DAO
Feed Intake (ton/hari) 555 515 573 478
Solvent Ratio 2.2 4.2 3.5 4.5
Raffinate Output (%) 60 60 45 58
Extract Output (%) 40 40 55 42
2.4. Unit 24: Methyl Ethyl Keton Dewaxing Unit (MDU)
Unit ini berfungsi menghasilkan wax (lilin) dari rafinat hasil FEU. Prosesnya
adalah mendinginkan rafinat sehingga wax akan mengkristal dan dapat dipisahkan
dengan penyaringan. Tujuan penghilangan wax adalah agar minyak pelumas yang
terbentuk mempunyai titik tuang (pour point) yang memenuhi syarat. Rafinat
yang masuk sebagai umpan didinginkan kemudian disaring, untuk lebih
mudahnya maka ditambahkan pelarut.Pelarut yang digunakan adalah campuran
antara methyl ethyl keton dengan toluena dengan perbandingan 52:48.Kapasitas
dari unit ini tergantung dari umpan yang diolah.
Tabel 3.2 Kapasitas umpan yang diolah di MEX Dewaxing Unit
Stream HVI 95 HVI 160 HVI 650
Feed Intake (ton/hari) 841 777 501
Dewaxing Oil (ton/hari) 681 584 415
Slack Oil (ton/hari) 160 193 86
Umpan yang masuk ke MDU sesuai dengan permintaan, jika produksi HVI 95
maka HVI 160 dan 650 dalam keadaan stop
2.5. Unit 25: Hot Oil System Unit
Walaupun tidak langsung dengan proses, unit ini sangat penting keberadaannya
karena merupakan sumber panas bagi unit - unit lain, antara lain untuk
9
menguapkan pelarut pada pelarut recovery. Prinsip operasinya adalah secara
kontinyu dalam sirkulasi tertutup.
3. Fuel Oil ComplexII (FOC II)
Fuel Oil Complex II merupakan kilang yang dirancang untuk mengolah minyak
mentah (80% arjuna dan 20% Attaka) dari dalam negeri dengan kadar sulfur yang
rendah. Unit ini terletak pada area 01.Adapun kapasitasnya adalah 218.000
barel/hari. Tetapi saat ini terjadi perkembangan dimana FOC II dapat mengolah
bermacam - macam crude seperti Katapa Crude, Sumatra Light Crude, Arimbi
Crude, Arun Condensate, Duri Crude dan lain - lain dimana komposisi crude
tersebut diatur agar mendekati komposisi Arjuna - Attaka.
Kilang ini dirancang oleh Universal oil Product (UOP) dan menara destilasinya
berukuran 80 m, diameter 10 m dengan jumlah tray 53 buah
Tabel 3.3 Komposisi Crude Oil di FOC II
Jenis Crude %Volume BPSD
Arjuna 22.6 127.000
Attaka 13.9 31.970
Arun Condensate 12.2 28.060
Minas 18.3 42.000
Unit - unit yang ada pada FOC II adalah sebagai berikut:
3.1. Unit 011: Crude Distilling Unit (CDU)
Unit ini berperan sebagai pemisah awal untuk minyak mentah, sehinga diperoleh
fraksi-fraksi minyak untuk diolah lebih lanjut. Pada unit ini dilengkapi dengan
desalter untuk menghilangkan kadar garam. Unit ini dirancang untuk mengolah
218.000 barel/hari minyak mentah domestik.
Produk Crude Distilling Unit adalah:
Refinery gas dengan boiling range <30 oC yang dominan mengandung C1 dan
C2 untuk dipakai sebagai bahan bakar dapur pabrik - pabrik yang ada di kilang
Pertamina UP IV Cilacap, dengan jumlah 0,02% crude feed.
10
Liquid Petrolum Gas dengan boiling range <30 oC yang fraksinya sebagian
besar terdiri dari C3 dan C4 untuk langsung dikirim ke tangki penampungan
dengan jumlah sekitar 2,53% dari crude feed.
Light Naphta dengan boiling range 38 – 85 oC. Produk ini setelah keluar dari
pengolahan tingkat I (CDU II) tidak membutuhkan lagi pengolahan tingkat II
karena sudah memenuhi persyaratan sebagai komponen migas dan komponen
naphta ekspor. Jumlahnya sekitar 6,73% crude oil.
Heavy Naphta dengan boiling range 80–175 oC. Berbeda dengan light naphta
maka heavy naphta sebagai komponen migas, untuk menaikan angka oktannya
harus melalui proses kedua. Pertama diproses pada unit Naphta Hydrotreater
untuk dibuang komponen sulfurnya, kemudian baru masuk unit Platforming
untuk dinaikkan angka oktannya dari 60 sampai 94. Jumlah yang dihasilkan
dari produk ini mencapai sekitar 16,39% dari crude oil.
Kerosene dengan boiling range 160–250 oC. Kerosene sebagai komponen
blending dapat langsung dikirim ke tangki penyimpanan dan sebagian lagi
diolah di AH Unibon untuk diperbaiki smoke pointnya dari sekitar 15 mm
menjadi 24 mm. Jumlahnya sekitar 21% dari crude oil.
Light Diesel Oil (LDO) dan Heavy Diesel Oil (HDO) dengan boiling range
masing-masing 250–290 oC dan 290–350 oC. Kedua produk ini juga dipakai
sebagai komponen Automotif Diesel Oil (ADO) dan tidak perlu lagi dimasukan
pada proses kedua. Jumlah produk yang dihasilkan masing - masing mencapai
sekitar 11,62% dan 11,21% dari crude feed.
Reduce Crude dengan boiling range >350 oC. Produk berat dari minyak
mentah ini mempunyai tiga fungsi utama yaitu sebagai Refinery Fuel Oil
(RFO), bahan bakuIndustrial Fuel Oil (IFO) dan Low Sulphur Waxy Residu
(LSWR). Agar menjadi komponen IFO maka produk ini diproses pada unit
Visbreaker dimana pour point-nya diperbaiki.
3.2. Unit 012: Naptha Hydrotreating Unit (NHT)
Unit ini berfungsi untuk menghilangkan sulfur, logam berat dan komponen
nitrogen serta senyawa oksigen. Dari proses ini akan dihasilkan heavy naphta
yang memenuhi syarat sebagai umpan platforming. Kapasitasnya sebesar 2.440
11
ton/hari.Katalis yang digunakan adalah nikel dan molebdenum dengan pembawa
alumina (Al2O3).
3.3. Unit 013: AH Unibon Unit
Unit ini bertujuan untuk memperbaiki smoke point pada kerosene, agar tercapai
smoke point minimal 17 mm. Kapasitasnya sebesar 2.440 ton/hari. Unit ini terdiri
dari 2 bagian, yaitu:
Hydrocarbon process, untuk mereduksi sulfur, nitrogen, dan heavy
metal.
Aromatic hydrogenation, untuk menaikan smoke point.
3.4. Unit 014: Platforming dan CCR Unit
Unit ini mengolah lebih lanjut naphta dari unit 012, untuk menaikan angka oktan
menjadi lebih tinggi, untuk campuran blending gasoline atau premium.Unit ini
dilengkapi dengan sistem continous catalytic regeneration (CCR), karena katalis
berumur pendek.Katalis yang digunakan adalah UOP R-134 yang berupa platina
dengan alumina sebagai carrier.Kapasitasnya adalah sebesar 2.440
ton/hari.Reaktor pada unit ini berupa reaktor susun sehingga memungkinkan
regenerasi katalis secara terus menerus.
3.5. Unit 015: LPG Recovery Unit
Tujuan dari unit ini adalah memisahkan LPG propane dan LPG butene yang
berasal dari stabilizer column (CDU II) dan debutanizer dari unit
Platforming.Kapasitasnya unit ini mencapai 730 ton/hari. Umpan yang diolah
adalah 93,2% volume berasal dari overhead naphta stabilizer unit 011 dan 6,8%
volume berasal dari overhead debutanizer unit 014.
3.6. Unit 016: Merox Treater Unit
Dalam unit ini thermal craked naphta dari unit 019 diolah sehingga memenuhi
persyaratan spesifikasi sebagai komponen mogas untuk produksi
gasoline.Thermal craked naphta dicampur dengan platformate yang memiliki
angka oktan tinggi dan kadar sulfur rendah di unit 016. Dengan demikian didapat
12
mogas yang cukup baik dan memenuhi persyaratan pemasaran.Unit ini
mempunyai kapasitas 11.150 barrel/hari dan katalis yang digunakan adalah Merox
Reagent no.1.
3.7. Unit 017: Sour Water Stripper Unit
Unit ini dirancang untuk kapasitas 1.830 ton/hari. Dalam unit ini kadar H2S dalam
sour water dikurangi dari 8.100 ppm wt menjadi kurang dari 20 ppm wt dan
menurunkan kadar NH3 dari air menggunakan stripping pada Stripper Column.
Kapasitas pengolahan dari unit ini dapat mencapai sekitar 1.800 ton/hari.
Kontaminan utama yang terdapat dalam sour water adalah H2S dan NH3 yang
terdapat dalam bentuk NH4HS.Garam ini merupakan garam dari basa lemah dan
asam lemah yang dalam larutan mudah terhidrolisis menjadi H2S dan NH3.
3.8. Unit 018: Thermal Distillate Hydrotreating Unit
Unit ini mengolah LGO dan HGO dari Visbreaker agar diperoleh diesel oil
dengan cetan index sekitar 45 dan flash point tidak kurang dari 154 oF. Kapasitas
unit ini adalah 1.800 ton/hari.
3.9. Unit 019: VisbreakerThermal Cracker
Unit ini mengolah reduced crude dari kolom distilasi untuk memberikan nilai
tambah pada residu. Proses yang dilakukan adalah mengubah minyak fraksi berat
menjadi minyak fraksi ringan dengan caracracking mengunakan media pemanas.
Proses dari cracking ini dibatasi oleh stabilitas dari visbreaking residu yang
digunakan sebagai fuel oil. Produk dari unit ini adalah sebagai berikut:
Cracked gas, dikirim ke refinery fuel gas system.
Thermal Cracked Naphta, dikirim ke unit 016 untuk mengalami proses
sweetening.
Light Gas Oil, sebagian dikirim ke unit 018 untuk diolah lebih lanjut dan
sebagian lagi dikirim ke fuel oil storege untuk komponen blending fuel oil.
Heavy Gas Oil, diperlukan sama seperti Light Gas Oil.
Slop Wax, dikirim ke fuel oil storage untuk komponen blending fuel oil.
13
Vaccum Bottom, untuk komponen blending fuel oil dan dikirim ke fuel
oilstorage.
Dengan adanya proses visbreaking ini, kilang minyak Pertamina UP IV Cilacap
ditekan untuk memproduksi Diesel oil dengan memperbaiki pour point dan masih
memenuhi viskositas yang diinginkan. Proses visbreaking ini disertai dengan
proses thermal cracking, yaitu pemecahan rantai hidrokarbon yang panjang
menjadi rantai hidrokarbon yang lebih pendek, yang terjadi karena pengaruh
panas. Kapasitas unit ini adalah sebesar 8.387 ton/hari.
Produk - produk yang dihasilkan dari FOC II yaitu:
Hydrogen Rich Gas, dipakai sendiri di unit 012, 013 dan 018.
Mixed LPG, untuk bahan bakar konsumen masyarakat.
Heavy Naphta, untuk komponen blending premium dan bahan baku kilang
paraxylene.
Platforming (HOMC), digunakan sebagai blending premium.
HSD dan IDO, untuk bahan bakar diesel kecepatan tinggi.
IDF dan IDO, untuk bahan bakar diesel kecepatan rendah.
Kerosene, untuk bahan bakar konsumen masyarakat.
IFO, untuk bahan bakar furnace.
4. Lube Oil Complex II/III (LOC II/III)
Kilang LOC II ini pada dasarnya mempunyai tugas yang sama pada kilang LOC I,
yaitu menghasilkan komponen minyak pelumas dan sebagai hasil samping adalah
aspal dan minyak bakar.
Kilang Lube Oil Complex II ini mempunyai fungsi untuk membuat bahan baku
pelumas dari long residu hasil Crude Distilling Unit (CDU I). Kapasitas produksi
dari LOC II ini adalah 175.400 ton/tahun produk Lube Base Oil dan 550.000
ton/tahun produk asphalt
Unit - unit produksi di LOC II :
High Vacuum Unit (HVU II) Unit 021
Propane Deasphalting Unit (PDU II)Unit 022
Furfural Extraction Unit (FEU II) Unit 023
14
MEK Dewaxing Unit (MDU II) Unit 024
Hot Oil System (HOS II) Unit 025
LOC III terdiri atas tiga unit yang terintegrasi secara geografis, yaitu :
Propane Deasphalting Unit (PDU III) Unit 220
MEK Dewaxing Unit (MDU III) Unit 240
Hydrotreating/ Redistilation Unit (HTU/RDU) Unit 260
Hasil - hasil dari LOC II ialah :
High Viscosity Index 60 (HVI 60)
High Viscosity Index 95 (HVI 95)
High Viscosity Index 160S (HVI 160S)
High Viscosity Index 650 (HVI 650)
Asphalt
Fuel Oil
Deasphalting oil (DAO)
Minarex (Pertamina Extraks)
4.1. Unit 021 : High Vacuum Unit (HVU)
Unit ini mengolah long residu dari CDU I, untuk menghasilkan hasil destilasi
dengan destilasi vakum yang akan diproses lebih lanjut untuk membuat bahan
pelumas. Long residu terdiri dari fraksi - fraksi dengan titik didih tinggi,
sehiungga bila dilakukan distilasi atmosferik akan terjadi perengkahan karena
temperaturnya sangat tinggi. Hasil - hasil dari unit 021 ini yaitu:
a. Vaccum Gas Oil (VGO)
b. Spindle Oil (SPO)
c. Light Machine Oil (LMO)
d. Medium Machine Oil (MMO)
e. Short Residu
Dari HVU ini kemudian produk - produk tersebut diolah pada unit - unit lain
untuk menghasilkan Lube Base Oil.
4.2. Unit 022 : Propane Deasphalting Unit (PDU)
15
Unit ini bekerja untuk menghilangkan asphalt dari short residu sebelum diolah
lebih lanjut menjadi bahan minyak pelumas. Prosesnya adalah ekstraksi dengan
pelarut propane, sedangkan kapasitasnya 784 ton/hari short residu.Pada proses
selanjutnya maka Deasphalting Oil (DAO) akan digunakan sebagai bahan baku
minyak pelumas berat.
4.3. Unit 023 : Furfural Extraction Unit (FEU)
Unit ini berfungsi untuk menghilangkan senyawa - senyawa aromat dari destilat
hasil HVU, DAO dari PDU.Prosesnya adalah ekstraksi dengan menggunakan
pelarut furfural yang mempunyai daya larut terhadap senyawa parafin, rafinatnya
diolah menjadi bahan minyak pelumas sedangkan keluar sebagai fuel oil.
Kapasitas FEU tergantung jenis umpan yaitu :
LMO distillate : 2.180 ton/hari
MMO distillate : 2.270 ton/hari
DAO distillate : 1.786 ton/hari
Raffinat FEU selanjutnya diolah di MEK Dewaxing Unit (MDU).Setelah
Debottlenecking FEU II hanya memproses LMO, MMO, dan DAO.Sedangkan
rafinatnya diolah di HTU LOC III.
4.4. Unit 024 : Methyl Ethyl Keton Dewaxing Unit (MDU)
Pada awalnya unit ini berfungsi menghilangkan wax (lilin) dari rafinat hasil FEU,
tetapi setelah debottlenecking, unit ini memproses rafinat dari HTU. Prosesnya
adalah mendinginkan rafinat sehingga wax akan mengkristal dan dapat dipisahkan
dengan penyaringan. Tujuan penghilangan wax adalah agar minyak pelumas yang
terbentuk mempunyai titik tuang (pour point) yang memenuhi syarat. Rafinat
yang masuk sebagai umpan didinginkan kemudian disaring, untuk lebih
mudahnya maka ditambahkan pelarut. Pelarut yang digunakan adalah campuran
antara metal etil keton dengan toluene dengan perbandingan 52:48.
4.5. Unit 025 : Hot Oil System Unit
16
Walaupun tidak langsung dengan proses, unit ini sangat penting keberadaannya
karena merupakan sumber panas bagi unit - unit lain, antara lain untuk
menguapkan pelarut pada pelarut recovery. Prinsip operasinya adalah secara
kontinyu dalam sirkulasi tertutup.
5. Kilang Paraxylene Cilacap (KPC)
Kilang Paraxylene Cilacap dibangun tahun 1988 dan beroperasi setelah
diresmikan oleh Presiden RI tanggal 20 Desember 1990. Tujuan dari
pembangunan kilang Paraxylene ini adalah sebagai berikut:
Memenuhi kebutuhan bahan bakupaarxyleneuntuk pabrik Purified
TerepthalicAcid (PTA) di Plaju, Sumatra Selatan.
Menghemat devisa, karena selama ini bahan baku untuk paraxylene masih
diimpor.
Meningkatkan nilai proses yang ada pada kilang paraxylene.
Kilang ini digunakan untuk mengolah 11.916,9 ton per hari Naphta dengan
produk utamanya adalah:
Paraxylene : 270.000 ton per hari
Benzene : 120.000 ton per hari
Produk sampingnya adalah:
LPG : 52 ton per hari
Raffinat : 280 ton per hari
Heavy Aromat : 43 ton per hari
Fuel gas : 249 ton per hari
Unit - unit yang ada di kilang paraxyleneadalah:
5.1. Unit 82: Naptha Hydrotreater
Fungsi utama unit ini adalah mempersiapkan heavy naptha yang terbebas dari
kontaminasi berbagai impurities seperti sulfur, oksigen, nitrogen, logam - logam
17
organik dan sebagainya, oleh karena senyawa tersebut dapat meracuni katalis pada
unit Platforming.Pemurnian ini dilakukan dengan menginjeksikan gas hidrogen
dalam suatu rektor katalis yaitu Ni-Mo Alumina.
5.2. Unit 84: CCR Platforming Unit
Unit ini mengolah senyawa paraffinic dan naphtenic yang terdapat pada treated
naptha menjadi senyawa aromatik untuk dijadikan paraxylene dan benzene pada
unit berikutnya. Untuk CCR platforming catalyst, umpan naptha harus kurang dari
0,5weight ppm, untuk mengoptimalkan selektivitas dan stabilitas karakteristik
katalis. Untuk tipikal kandungan sulfur dalam umpan pada deaktivasi, maka suhu
reaktor perlu dinaikkan untuk mencapai tingkat removal yang sama. H2S yang
dihasilkan kemudian dipisahkan pada stripper column, dan dikeluarkan sebagai
overhead off gas.
Hasil utama dari unit ini kemudian akan dipisahkan antara light platformate dan
heavy platformate. Light platformate banyak mengandung benzene dan toluene
yang kemudian dikirim ke unit Sulfolane, sedangkan heavy platformate banyak
mengandung xylene yang kemudian dikirim ke unit Xylene Fractionation.
Sedangkan hasil berupa gas yaitu LPG dan hidrogen.
5.3. Unit 85: Sulfolane Unit
Umpan untuk unit ini adalah light platformate.Unit ini berfungsi untuk
memisahkan gugus aromat dari gugus non - aromat secara ekstraksi dengan
menggunakan pelarut sulfolane.Rafinat mengandung komponen - komponen non -
aromat (parafin, olefin dan naphta) yang disebut mogas dan ekstrak mengandung
komponen aromat.Selanjutnya senyawa - senyawa tersebut dipisahkan di
Sulfonate Benzene Column (SBC).Hasil atas berupa benzene dan produk
bawahnya adalah toluene dan C8+.Produk bawah ini kemudian dipisahkan pada
Sulfolane Toluene Column (STC).Produk toluene kemudian diumpankan ke unit
Tatory dan produk bawah ke unit Xylene Fractionation.
5.4. Unit 86: Tatoray Process Unit
18
Proses tatoray adalah suatu proses katalitik untuk trans - alkilasi aromat. Dalam
bentuk sederhananya, toluene dikonversi menjadi benzene dan campuran
xylene.Toluene dan campuran C9 aromatik dikonversi menjadi C6, dan C8
aromat.Katalis yang digunakan adalah TA-4 dengan basis silika alumina.Benzene
yang dihasilkan direcycle ke unit sulfolane, sedangkan toluene column untuk
memisahkan toluene dan xylene.
5.5. Unit 87: Xylene Fractionation Unit
Suatu aspek unik dari unit ini adalah pada desain splitter column.Dengan
mengoperasikan splitter column pada tekanan yang tinggi, suhu uap overhead
menjadi begitu tinggi, sehingga dapat dimanfaatkan sebagai pemanas untuk
reboiler di beberapa kolom pada unit Parex dan unit Isomar.Hal ini merupakan
suatu penghematan biaya operasi dan biaya pokok yang tidak kecil.
Unit ini berfungsi untuk memisahkan campuran antara xylene dengan C9 aromat
dan lainnya.Produk atas berupa xylene yang diumpankan ke Parex Unit dan hasil
bawah dipisahkan dalam Heavy Aromatic Column.Produk atasnya berupa C9
aromat diumpankan ke Tatoray Unit dan hasil bawah adalah heavy aromat.
5.6. Unit 88: Paraxylene Extraction (Parex) Process Unit
Proses Parex adalah suatu proses pemisahan yang kontinyu untuk adsorbsi
selektif paraxylene dari campuran isomernya (ortho dan metaxylene), ethyl
benzene dan hydrocarbon non aromatik. Unit ini menggunakan solid adsorbent
(zeolit), desorbent, Para Diethyl Benzene (PDB) dan suatu flow directing device
yang disebut rotary valve.
Produk rafinat menjadi umpan unit Isomer sedangkan ekstrak berupa campuran
paraxylene dan desorbent dipisahkan lagi. Produk paraxylene yang dihasilkan
mempunyai kemurnian yang tinggi yaitu sebesar 99,5%.
5.7. Unit 89: Isomar Process Unit
Isomar yaitu proses isomerisasi katalis yang mengubah C8 aromat menjadi
campuran yang seimbang dengan menggunakan noble metal catalyst dwi fungsi.
Umpan rafinat dari parex dicampur dengan recycle gas yang kaya hidrogen,
19
diuapkan dan dialirkan melalui fixed bed radial flow reactor. Efluentnya
dikondensasikan untuk memisahkan liquid dan gasnya.
Hasil atas berupa komponen hasil cracking yang diumpankan ke Unit 84 untuk
memisahkan LPG sedangkan hasil bawah berupa campuran ortho, meta, para-
xylene sebagai umpan unit Xylene Fractionation.
5.8. Unit Nitrogen Plant
Nitrogen pada kilang ini diperlukan untuk CCR sistem dan tangki
tailing.Kapasitas Nitrogen plant ini adalah:
N2 gas : 800 Nm3/jam
N2 liquid : 130 Nm3/jam
Udara dilewatkan melalui suction filter untuk menghilangkan debu - debu,
selanjutnya ditekan dandimasukkan ke dalam absorber, kemudian didinginkan
sampai kira - kira 5 oC pada ciller unit.
6. Kilang LPG & Sulphur Recovery Unit
6.1. Unit 90 (umum)
Unit 90 terdiri dari system utilitas header yang di design untuk mendukung
fasilitas pada proses unit lainnya. Secara umum semua utilitas diambil dari
refinery untuk menyediakan unit baru.
System distribusi utilitas pada unit 90 terdiri dari :
High pressure steam
Medium pressure steam
Low pressure steam
Low pressure kondensat
Boiler blow down
Medium pressure boiler feed water
Service air
20
Service water
Drinking water
Jaket water
Open sewer
Sour flare hider
Fuel gas
Hydrogen
Cold Flare
Nitrogen dan Intrument air
6.2. Unit 91 : Gas Treating Unit
Gas treating unit dirancang terutama untuk mengurangi kadar Hidrogen Sulfide
(H2S) di dalam gas buang (sebagai umpan) hingga maksimum 10 ppmv sebelum
dikirim ke LPG Recovery unit dan PSA unit yang telah ada. Dalam metode
operasi normal, laju alir gas total diolah dan larutan amine di sirkulasikan untuk
menyerap H2S pada suhu mendekati suhu kamar dan tekanan yang dinaikkan. Gas
asam (acid gas) menghasilkan produk belerang cair.
6.3. Unit 92 : LPG Recovery Unit
Recovery LPG yang diharapkan ialah dalam 99,9 % ditetapkan propane + butane
dalam feed ke LPG Recovery Unit dibagi oleh propane + butane yang terkandung
dalam aliran bawah deethanizer.
6.4. Unit 93 : Sulphur Recovery Unit
Sulphur Recovery Unit (SRU) didirikan untuk memisahkan acid gas dari amine
regeneration di gas treating unit (GTU), dirubah menjadi H2S dalam bentuk gas
menjadi sulfur cair dan dalam bentuk gas sulfur untuk bisa dikirim melalui
eksport.
6.5. Unit 94 : Tail Gas Unit
TGU (Tail Gas Unit) dirancang untuk mengolah acid gas dari sulphur recovery
unit (SRU). Semua komponen sulfur diubah menjadi H2S untuk dihilangkan di
unit PGU absorber, arus recycle kembali ke unit SRU dan sebagian dibakar
menjadi jenis sulfur yang terdiri dari SOx kemudian dibuang ke atmosfer.
21
6.6. Unit 95 : Refrigeration
Unit Refrigeration dilengkapi dengan pendinginan yang diperlukan untuk LPG
recovery unit dan juga dilengkapi dengan Trim Amine Chilling dibagian Tail Gas
Unit untuk memaksimalkan pengambilan sulfur secara umum. System
refrigeration terdiri dari dua tahap Loop Propane Refrigeration.
Tabel 3.4 Komposisi Design Refrigeration
Komponen Mol, %
Ethane 2,07
Propane 94,54
i-Butane 3,79
Total 100