Transcript
Page 1: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

31

BAB II DESKRIPSI

PROSES

Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT

PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, dapat dibedakan menjadi tiga yaitu:

1. Hydro Skimming Complex (HSC)

Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha

Processing Unit (NPU).

2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)

Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan

Hydrotreating Unit (HTU).

3. Residue Catalytic Craker Complex (RCCC)

Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End

Unit (LEU).

CDU merupakan unit distilasi untuk memisahkan minyak mentah menjadi

produk-produknya berdasarkan perbedaan titik didih. Produk-produk unit CDU

adalah gas C1-C4, naphta, kerosene, gas oil, dan residu. Residu dari unit CDU

sebagian langsung sebagai umpan unit RCC, sebagian diolah terlebih dahulu pada

unit ARHDM (Atmospheric Residu Hydrodemetallizer), dan sebagian dikirim ke

tangki penyimpanan untuk cadangan apabila terjadi gangguan.

Unit ARHDM berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang

tidak diiginkan oleh unit RCC khususnya logam Ni dan Va yang merupakan racun

bagi katalis pada unit RCC dan juga sulfur yang korosif pada peralatan proses.

Umpan RCC adalah treated residu yang merupakan campuran dari DMAR

(Demetallizing Atmospheric Residu) produk ARHDM dan AR (Atmospheric

Residu) produk CDU. Pada RCC terjadi proses perengkahan dengan bantuan

katalis di reaktor. Residu yang berantai panjang akan terengkah menjadi

hidrokarbon berantai pendek. Hasil perengkahan dipisahkan berdasarkan titik

didih oleh fraksinator untuk menghasilkan produk off gas, LPG, propilen,

Page 2: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

32

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

polygasoline (bahan campuran mogas dengan bilangan oktan 98), naphta, Light

Cycle Oil (bahan dasar minyak diesel dan bahan pencampur solar), serta Decant

Oil (bahan dasar minyak bakar).

Produk-produk dari fraksinator unit RCC kemudian diproses pada unit

pemurnian untuk memurnikan produk kilang dari pengotor agar memenuhi

spesfikasi pasar yang diinginkan.

Pada akhir tahun 2005, PERTAMINA membuka unit baru untuk

memproses dan meningkatkan angka oktan dari naphta tanpa menggunakan TEL

dan MTBE, yaitu Naphta Processing Unit (NPU) atau lebih dikenal dengan

Proyek Langit Biru Balongan (PLBB).

Seluruh proses pada kilang tersebut dibantu oleh sistem utilitas yang

terdiri dari generator (generator utama dan generator cadangan), ketel uap, menara

pendingin, sistem udara tekan, dan pabrik nitrogen.

Tabel 2-1 K apas itas Produks i U nit Pros es

Unit Proses KapasitasCDU 125000 BPSDAmine Treatment, SWS dan Sulphur

Plant

30 ton/hari

NPU 52000 BPSDARHDM 58000 BPSDHydrogen Plant 76 MMSCFDGO HTU 32000 BPSDLCO HTU 15000 BPSDRCC 83000 BPSDUnsaturated Gas Plant 83000 BPSDLPG Treatment 22500 BPSDGasoline Treatment 47500 BPSDPropylene Recovery 7150 BPSDCatalytic Condensation 13000 BPSD

2.1. Hydro Skimming Complex Unit (HSC)

2.1.1. Distillation & Treating Unit (DTU)

Page 3: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

33

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Pada unit ini terdiri dari Crude Distilation Unit (CDU) (Unit 11), Amine

Treatment (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit 24), Sulfur Plant (Unit 25), dan

Caustic soda (Unit 64).

2.1.1.1. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU)

Unit ini pada mulanya dibangun untuk mengolah campuran minyak mentah

yang terdiri dari 80% Duri Crude Oil dan 20% Minas Crude Oil. Dengan

kapasitas keseluruhan sebesar 125.000 BPSD (Barrel Per Stream Day) atau 8281

m3/jam. Namun pada perkembanganya dengan pertimbangan optimasi, sekarang

unit ini dioperasikan pada perbandingan 50% Duri Crude Oil dan 50% Minas

Crude Oil. Feed pada CDU masih mengandung kontaminan logam serta

komponen lain yang tidak dikehendaki pada proses. Bahan baku diolah dengan

proses fraksinasi atmosferis (atmospheric fractionation).

Produk dari unit ini adalah:

Off gas : 170 BPSD

Naphta : 5.460 BPSD

Kerosene : 11.270 BPSD

LGO (Light Gas Oil) dan HGO (Heavy Gas Oil) : 23.300 BPSD

Atmospheric Residue (AR) : 86.760 BPSD

Page 4: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

34

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-2 Spes ifikas i Produk CD U

Analisis Satuan SpesifikasiKandungan C5

+ % wt 2 maxRVP (Rate Vapor Pressure) Psia 9 max20% vol ASTM % vol 200 maxKandungan air ppm vol 0Gap antara 5% ASTM vol Kerosene dan 95% vol

Naphta

oC 12 min

Flash Point oC 41 minGap antara 5% vol LGO dan 95% vol Kerosene oC 7Flash Point oC 68Overlap antara 5% vol HGO dan 95% vol LGO oC 1040% evaporated oC 300Flash Point oC 9010% vol Evaporated Point oC 350

Tabel 2-3 Spes ifikas i Produk CD U berdas arkan TBP

Produk TBP Cut Point dari Crude, oCNaphta 65 – 145Kerosene 145 – 240LGO 240 – 330HGO 330 – 370Atmospheric Residue >370

Naphta dari CDU diolah lagi untuk menaikkan bilangan oktan di dalam

NPU. Kerosene digunakan untuk campuran pembuatan gasoil. Gasoil dari CDU

masih bersifat tidak stabil sehingga perlu diolah di Gasoil Hydrotreating Unit

(GOHTU), sedangkan residu atmosferis kemudian diolah di unit AHU dan RCC.

Unit ini mempunyai 2 seksi pengolahan, yaitu:

1. Seksi Crude Distilation.

Seksi ini dirancang untuk mengolah minyak mentah menjadi residu, Gas Oil,

dan distilat overhead terkondensasi.

2. Seksi Overhead Fraksinasi dan Stabilizer.

Seksi ini dirancang untuk mengolah kondensat overhead menjadi produk LPG,

Naphta, dan Kerosene.

Page 5: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

35

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran Wild Naphta dari

Gas Oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beroperasi dengan baik

pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91.

Tahapan P ro s e s :

Duri dan Minas crude dicampur di offsite (area tank farm) dan dipompakan

ke unit, masuk disuction crude oil charge pump 11-P-101 A/B. Kemudian crude

oil dipompakan melalui cold preheat train dan desalter. Crude oil pertama kali

dipanaskan oleh produk L gas oil, cold heavy gas oil product, cold residue, top

pump around dan intermediate residue pada exchanger 11-E-101 sampai 11-E-

105 secara berurutan sebelum masuk desalter yang dipasang dua tingkat 11-V-101

A/B.

Crude oil di up stream mixing valve pada desalter crude oil charge dipompa

oleh 11-P-102 A/B, melalui hot preheated train dimana nanti akan dipanaskan

oleh mid pump around, intermediate residue, hot heavy gas oil product, bottom

pump around dan hot residue pada exchanger 11-E-106 sampai 11-E-111 secara

berturutan.

Crude oil yang keluar dari preheat exchanger yang terakhir tekanannya

masih cukup untuk menekankan terjadinya penguapan sehingga flow

measurement dan control untuk delapan pass dari crude charge heater 11-F-101

masih memenuhi syarat sebagaimana mestinya. Crude oil mengalir melalui bagian

conveksi dan radiant heater dimana sebagian sudah berupa vapor kemudian

masuk ke flash zone dari main fractionator 11-C-101 untuk fraksinasi.

Overheat stream dari 11-C-101 (terdiri dari off gas (C1-C4), nafta dan

kerosene) mengalir ke overhead condensor 11-E-114 dan akan terjadi kondensasi

di sini. Aqueous amonia dan corosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead

untuk mengurangi korosi.

Overheat stream dari 11-E-114 sebagian besar terkondensasi kecuali inert

gas dena sedikit hydrocarbon ringan dan akan terpisah di overhead accumulator

11-V-102. Gas yang terkondensasi dilewatkan offgas KO. Drum 11-V-103 dan

kemudian ke 11-F-101 untuk dibakar di burner. Condensat dari overhead distilat

Page 6: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

36

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

dipompakan ke stabilizer unit. Sour condensat dari 11-V-102 dipompakan ke

Sour Water Stripper Unit.

Light dan Heavy Gas Oil dikeluarkan dari 11-C-101 dengan level control

sebagai side stream produk masuk ke stripper 11-C-102 dan 11-C-103, dimana

fraksi ringannya akan distrip oleh stream. Stripping menggunakan low pressure

steam yang sudah dipanaskan di bagian konveksi 11-F-101 menjadi superheated

stream sebelum diinjeksi ke stripper. Light Gas Oil produk dipompakan dari 11-

C-102 dan digunakan sebagai pemanas crude di preheat train (11-E-101). Heavy

Gas Oil produk dipompakan dari 11-E-102 dan juga digunakan sebagai pemanas

crude di preheat train (11-E-108 dan 11-E-103) secara berurutan. Produk

dialirkan ke Gas Oil Hydrotreater Unit. Campuran dari gas oil bisa juga dialirkan

ke storage melalui pressure control sesudah didinginkan di gas oil trim cooler 11-

E-112.

Residu di strip dengan di dalam bagian stripping bottom 11-C-101 dengan

menggunakan superheated stripping steam. Residu kemudian dipompakan dari

11-C-101 dan digunakan untuk memanaskan crude di preheat train (11-E-111,

110, 107, 105 dan 103) secara berurutan. Normal operasi residue dialirkan ke

Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (ARHDM) dan ke Residue

Catalytic Cracker Unit (RCC). Selain itu residu didinginkan dalam residue

tempered water exchanger 11-E-115.

Untuk mengambil panas dari 11-C-101 selain dengan overhead condensing

system juga menggunakan tiga pump around stream, yaitu:

a. Top pump around stream diambil dari tray no. 5 dari 11-

C-101 dan dipompakan ke crude preheat train (11-E-104) untuk memanaskan

crude dan kemudian dikembalikan ke top tray.

b. Mid pump around diambil dari tray no. 5 pada lokasi

yang sama diambil lokasi light gas oil stram dan dipompakan ke splitter

reboiler (11-E-104) di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer. Kemudian

dialirkan ke crude preheat train (11-E-106) sebelum dikembalikan ke tray no.

5.

Page 7: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

37

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

c. Bottom pump around stream diambil dari tray no. 5 pada

lokasi heavy gas oil stream dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120)

yang ada di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer reboiler. Kemudian

dialirkan ke crude preheat train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray no.

22.

Condensat overhead distilate ditampung di 11-V-102 selanjutnya

dipanaskan dengan hot kerosene product dan stabilizer bottom (11-E-118 dan

119) secara berturut-turut sebelum dialirkan ke 11-C-104, setelah itu

dikondensasikan di stabilizer condensor (11-E-121). Produk atas dimasukan ke

stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondensasi di 11-V-104

dipompakan kembali sebagai reflux dan produksi vapor dialirkan ke amine

treating facilities dikontrol dengan pressure control. Stabilizer bottom dipanaskan

kembali oleh bottom pump around (11-E-120). Bottom produk berupa naphta

yang sudah stabil dan kerosene kemudian dialirkan ke splitter (11-C-105) dan

diatur oleh level control sesudah memanaskan feed 11-C-104 di exchanger 11-E-

119.

Overhead dari 11-C-105 dikondensasikan lagi dengan Finfan di splitter

condensor (11-E-123) dan dimasukan ke splitter overhead drum (11-V-105). 11-

V-105 menampung naphta reflux dan naphta product, reflux dikembalikan ke 11-

C-105 dengan dikontrol oleh flow control dan naphta product dialirkan ke storage

setelah didinginkan (11-E-124 dan 11-E-126). Splitter bottom (kerosene product)

dipanaskan lagi dengan mid pump around (reboiler 11-E-122). Kerosene product

didinginkan oleh feed 11-C-104 (exchanger 11-E-118) dan didinginkan lagi di

exchanger 11-E-125 dan 11-E-127 setelah itu masuk ke clay treater untuk dijaga

stabilitas warnanya kemudian produk kerosene masuk ke storage.

2.1.1.2. Unit 23: Amine Treatment Unit

Pada unit ini digunakan untuk mengolah sour gas serta untuk

menghilangkan kandungan H2S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai

adalah SHELL ADIP dengan menggunakan larutan MDEA (methyl diethanol

Page 8: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

38

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

amine) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 2

kgmol/m3. Pada unit ini diharapkan supaya kandungan H2S produk maksimal

sebesar 50 ppm volume.

Pada unit ini terdapat tiga alat utama, yaitu:

1. Off Gas Absorber

Berfungsi untuk mengolah gas yang berasal dari CDU, AHU, GOHTU dan

LCO HTU. Hasilnya dialirkan ke fuel gas system, dan dipakai sebagai umpan

gas H2 plant. Kapasitasnya 18522 Nm3/jam.

2. RCC Unsaturated Gas Absorber

Berfungsi untuk mengolah sour gas dari unit RCC yang kemudian dikirim ke

fuel gas system sebagai bahan bakar kilang. Kapasitasnya 39252 Nm3/jam.

3. Amine Regenerator

Befungsi untuk meregenerasi larutan amine yang telah digunakan pada kedua

absorber di atas dengan kapasitas 100% gas yang yang keluar dari kedua

menara. Spesifikasi produk keluar masing-masing menara adalah maksimal 50

ppm volume H2S.

Sedangkan aliran prosesnya meliputi tiga seksi, yaitu:

1. Seksi Amine Regenerator.

2. Seksi Absorber, yang terdiri atas seksi offgas absorber dan seksi RCC

Unsaturated Gas Absorber.

3. Seksi Amine Make-Up and Drain, yang terdiri dari alat pengisian/ make-

up larutan amine selama start-up dan untuk menampung larutan amine saat

shutdown.

Tahapan P ro s e s :

Umpan unit ini berasal dari off gas CDU (Unit 11), GOHTU (Unit 14),

LCOHTU (Unit 21), beserta AHU (Unit 12 dan 13). Umpan dicampur menjadi

satu, kemudian dilewatkan Exchanger (14-E-201) dengan menggunakan

pendingin air. Kemudian ditampung dalam Vessel Gas KO Drum (14-V-101).

Hasil bawah berupa HC drain yang dibuang ke flare. Hasil atas masuk ke Off Gas

Absorber (14-C-201) dimana hasil atas berupa treated off gas yang akan dijadikan

Page 9: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

39

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

fuel gas. Hasil bawahnya dicampur dengan hasil bawah RCC Unsaturated Gas

Absorber (16-C-105) dan RCC Unsaturated Gas KO Drum (16-V-107).

RCC Unsaturated Gas Absorber mengolah off gas dari Lean Gas KO Drum,

hasil atas treated off gas yang ditampung di (16-V-107). Off gas tersebut

digunakan untuk fuel gas system dan sebagai umpan H2 Plant.

Campuran dari sebagian treated off gas dari 16-V-107, hasil bawah Off gas

Absorber (14-C-201) dan hasil bawah dari RCC Unsaturated Gas Absorber (16-

C-105) tersebut sebagian dilewatkan Rich Amine Filter (23-S-103) sebagian

dibypass dan dicampur lagi. Kemudian dilewatkan Exchanger (23-E-102),

disesuaikan dengan kondisi Regenerator (23-C-101). Reboiler pada regenerator

menggunakan LP Steam. Produk cair reboiler dikembalikan ke dasar kolom

regenerator, sedangkan uapnya juga dikembalikan juga dikembalikan ke

regenerator, setingkat di atas cairannya.

Hasil atas Regenerator (23-C-101) dilewatkan Kondensor (23-E-104),

ditampung di Vessel (23-V-101). Cairan keluar vessel ditambah make up water,

dipompa sebagai refluk. Uap dari vessel merupakan sour gas yang merupakan

umpan Sulphur Plant.

Hasil bawah regenerator dicampur dengan amine dari Amine Tank (23-T-101)

yang dialirkan menggunakan Pompa (23-P-103). Campuran digunakan sebagai

pemanas pada (23-E-102), dipompa menggunakan Pompa (23-P-101-A/B),

sebagian dilewatkan Lean Amine Filter (23-S-101) dan Lean Amine Carbon Filter

(23-S-102), hasil keluarannya dicampur kembali. Kemudian sebagian dilewatkan

Exchanger (23-E-101), sebagian dibypass, kemudian masuk RCC Unsaturated

Gas Absorber (16-C-105).

2.1.1.3. Unit 24: Sour Water Stripper Unit

Unit ini berfungsi menghilangkan H2S dan amoniak yang terkandung

dalam air sisa proses, agar air buangan bersifat ramah lingkungan.

Pada unit ini terdiri dari 2 seksi, yaitu:

1. Seksi Sour Water Stripper (SWS)

Page 10: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

40

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Seksi ini terdiri atas 2 train yang perbedaanya didasarkan atas air buangan

proses yang diolah, yaitu:

Train 1: dengan kapasitas 67 m3/jam, yang berfungsi untuk mengolah air

buangan proses yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU.

Train 2: dengan kapasitas 65,8 m3/jam, berfungsi untuk mengolah air

buangan proses yang berasal dari RCC Complex.

Selain itu, kedua train juga berfungsi untuk menghilangkan H2S dan NH3 yang

ada dalam air sisa proses. Kemudian air tersebut disalurkan ke Effluent

Treatment Facility atau diolah kembali di CDU dan AHU. Sedangkan gas

yang mengandung H2S cukup tinggi (Sour Gas) di treatment di sulfur plant

2. Seksi Spent Caustic Treating.

Seksi ini berfungsi untuk mengoksidasi komponen sulfur dalam larutan Spent

Caustic dari beberapa unit operasi, untuk selanjutnya dinetralisir dengan

menggunakan asam sulfat. Kapasitasnya 17,7 m3/hari.

Dilihat dari sumber Spent Caustic yang diproses, seksi ini dapat dibedakan

menjadi 2, yaitu:

a. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non-rutin

(interminent), yang berasal dari: LPG

Trater Unit (LPGTR) Gasoline

Treater Unit (GTR) Propilene

Recovery Unit (PRU)

Catalytic Condensation Unit (CCU)

b. Spent Caustic yang merupakan regenerasi dari unit-unit:

Gas Oil Hydrotreater (GOHTU)

Light Oil Hydrotreater (LCOHTU)

Komponen sulfur yang terdapat dalam Spent Caustic dapat berupa S2- atau HS-

.

Reaksi yang terjadi:

Page 11: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

41

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

2S2- + 2O2 + H2O S2O32- + 2OH+

2HS- + 2O2- S2O32- + H2O

Selanjutnya Tiosulfat dioksidasi menjadi:

S2O32- + O2 + 2OH- 2SO4

2- + H2O

Tah a pan P ro s e s :

Sour water yang berasal dari CDU, AHU, LCO-HTU dan GO-HTU

dicampur kemudian dimasukkan di surge drum (24-V-101), sebagian dimasukkan

ke sour water tank bersama dengan sebagian sour water dari unit RCC. Dari

surge drum dipompa dengan 24-P-101 A/B melalui preheat exchanger 24-E-101

dan 102 berturut-turut dan masuk ke H2S stripper (24-C-101) untuk dipisahkan

antara H2S dan air yang masih mengandung NH3. Hasil atas berupa off gas kaya

H2S dikirm ke sulphur plant untuk diolah lagi sulfurnya. Hasil bawah dikirim ke

NH3 stripper (24-C-102), panas dari produk bawah ini dimanfaatkan untuk

pemanas 24-E-101. Didalam NH3 stripper dipisahkan NH3 untuk menghasilkan

treated water. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke incinerator

untuk dibakar. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent

Treatment Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water

dimanfaatkan untuk memanaskan 24-E-101.

Sour water dari unit RCC dimasukkan ke surge drum (24-V-201) kemudian

dengan pompa 24-P-201 A/B dimasukkan ke prefilter (24-S-201 dan 202) untuk

disaring kotoran dan gel yang terbentuk karena sour water dari RCC ini kaya akan

kandungan olefin. Dari prefilter dilewatkan preheat exchanger (24-E-201)

kemudian dimasukkan ke Sour Water Stripper (24-C-201) untuk dipisahkan

treated water dan NH3. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke

incenerator. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent Treatment

Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water dimanfaatkan

untuk memanaskan 24-E-201.

2.1.1.4. Unit 25: Sulphur Plant

Page 12: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

42

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Pada unit ini digunakan untuk mengambil sulfur dari Off Gas Amine

Treatment Unit dan dari H2S stripper train 1 di unit SWS. Unit ini terdiri dari

unit Claus yang berfungsi untuk menghasilkan cairan sulfur yang kemudian

diikuti oleh pembentukan serpihan sulfur, unit penyimpanan sulfur padat dan unit

pembakaran untuk mengolah gas sisa dari unit Claus dan untuk membakar gas-gas

yang mengandung NH3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini dirancang untuk

menghasilkan sulfur 29,8 ton/hari.

Pada unit ini terdiri dari lima seksi, yaitu:

1. Seksi Gas Umpan

2. Seksi Dapur Reaksi dan Waste Heat Boiler

3. Seksi Reaktor dan Sulfur Condensor

4. Seksi Incinerator

5. Seksi Sulfur Pit

Tah a pan P ro s e s :

Proses Claus terdiri dari 2 tahap, yaitu:

1. Thermal Recovery

Pada tahap ini, gas asam dibakar di dalam furnance dengan pasokan udara

sedemikian rupa hingga membakar sekitar 1/3 H2S serta hidrokarbon dan

amonia yang terdapat dalam gas umpan. Senyawa SO2 yang terbentuk dari

pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H2S yang tidak terbakar

menghasilkan senyawa sulfur. Produk pembakaran didinginkan di waste heat

boiler dan thermal sulphur condenser. Panas yang diterima di waste heat

boiler digunakan untuk membangkitkan kukus. Sekitar 60% lebih sulfur

diperoleh pada tahap ini.

2. Catalytic Recoveries

Setelah tahap thermal recovery dilanjutkan dengan 3 tahap catalytic

recoveries. Tiap tahapnya terdiri dari reheat (reheater), catalytic conversion

(converter), dan cooling with sulphur condensation. Sulfur mengalir keluar

dari tiap kondensor ke sulphur pit dimana dilakukan proses deggased. Pada

Page 13: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

43

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

unit ini sulfur yang berasal dari unit Claus yang berfasa cair diubah menjadi

fasa padat dan dibentuk serpihan kemudian disimpan.

Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut:

H2S + ½ O2 → SO2 + H2O (thermal)

H2S + ½ SO2 ↔ ½ S + H2O (thermal dan catalyst)

Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar

sulfur yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari

unit SWS dan membakar gas dari sulphur pit.

2.1.2. Naphtha Processing Unit (NPU)

Seksi NPU atau dikenal juga sebagai Kilang Langit Biru Balongan mengolah

bahan baku naphta menjadi gasoline dengan angka oktan tinggi. Seksi ini terdiri

dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit

32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32) dan Penex Unit

(Unit 33).

2.1.2.1. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU)

Unit Naphtha Hydrotreating Process (NHDT) dengan fasilitas kode 31

didesain untuk mengolah nafta dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam)

dari Straight Run Naphtha.

Tabel 2-4 Spesifikasi Bahan Baku Naphta

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

API 63,4 61,8Parafin % vol 62,2 53Naften % vol 28,2 36,2Aromatis % vol 9,6 10,8Distillasi oCIBP oC 54 5410% oC 72 7130% oC 86 8450% oC 102 9970% oC 121 11890% oC 147 147EP oC 180 180

Page 14: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

44

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Sulfur ppm berat 10 max 10 maxNitrogen ppm berat 2 max 2 maxFluoride ppm berat 0,5 max 0,5 maxChloride ppm berat 0,5 max 0,5 maxBromine Index 0,1 max 0,1 maxTotal Olefin % vol 0,1 max 0,1 maxTotal Metal ppb berat 40 max 40 max

Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa Kilang PT

PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang sendiri,

yaitu Crude Distillation Unit (unit 11).

Unit NHDT merupakan proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis

dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2,

dan N2 yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk

pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh.

Oleh karena itu, fungsi utama dari NHDT dapat disebut juga sebagai operasi

pembersihan. Dengan demikian, unit ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit

selanjutnya (downstream).

Tahapan P ro s e s :

Unit ini terdiri dari 4 seksi,yaitu:

1. Seksi Oxygen Stripper

2. Seksi Reaktor

3. Seksi Naphta Stripper

4. Seksi Naphta Splitter

Seksi Oxygen Stripper

Feed naphta masuk ke unit NDHT dari tangki intermediet yaitu (42-T-107-

A/B/C) atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas

blanketing untuk mencegah O2 dalam yang terlarut dalam naphta khususnya feed

dari tangki. Kandungan O2 dan olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya

polimerisasi olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat

Page 15: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

45

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

pula terjadi jika kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan

sebelumnya. Hal ini mengakibatkan terjadinya fouling yang berakibat pada

menurunnya efisiensi perpindahan panas.

Keberadaan O2 juga dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap

campuran O2 yang tidak dihilangkan pada Unit Hydrotreater akan menjadi air

pada Unit Platformer, yang mengakibatkan kesetimbangan air-klorida pada

katalis platforming akan terganggu.

Seksi reaktor mencakup antara lain: reaktor, separator, recycle gas

compressor, sistem pemanas atau pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen yang

dapat meracuni katalis di Platforming Unit akan membentuk H2S dan NH3 di

dalam reaktor yang selanjutnya dibuang ke seksi downstream. Recycle gas yang

mengandung H2 dengan kemurnian tinggi disirkulasian oleh recycle gas

compressor saat reaksi hydrotreating, dengan tekanan H2 pada kondisi atmosferis.

Seksi naphta stripper didesain untuk memproduksi sweet naphta dan

membuang gas H2S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas H2 dari keluaran

reaktor.

Seksi naphta splitter didesain untuk memisahkan sweet naphta yang masuk

menjadi 2 aliran, yaitu: light naphta yang dikirim langsung ke Penex Unit dan

heavy naphta sebagai feed pada Platforming Unit.

Tabel 2-5 Spesifikasi Produk Light Hydrotreated Naphta

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

C4 % vol 1,56 3,24C5 % vol 70,55 62,43nC6 % vol 8,06 8,99Sikloheksan % vol 9,60 max 9,36 maxBenzen % vol 5,48 max 7,15 max+C7 % vol 2,82 max 2,83 maxHCl ppm berat 0,5 maxCopper ppm berat 6 maxLead ppm berat 10 maxArsenic ppm berat 1 maxWater ppm berat Jenuh pada temperatur desainTotal Sulfur ppm berat 0,1 max

Page 16: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

46

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Total Nitrogen ppm berat 0,1 maxFluoride ppm berat 0,1 maxTotal Olefin % vol 0,1 maxBromine Index 0,1 maxTotal Oksigen ppm berat 0,5 max

Tabel 2-6 Spesifikasi Produk Heavy Hydrotreated Naphta

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

API 54,9 53,1Parafin % vol 51,02 37,51Naften % vol 33,41 48,34Aromatis % vol 15,57 14,15Distillasi oCIBP oC 104 10410% oC 114 11530% oC 119 12150% oC 127 12970% oC 137 13990% oC 154 156EP oC 180 180Sulfur ppm berat 0,5 maxNitrogen ppm berat 0,5 maxFluoride ppm berat 0,5 maxChloride ppm berat 0,5 maxBromine Index 10 maxTotal Oksigen ppm berat 2 maxTotal Metal ppb berat 40 max

2.1.2.2. Unit 32: Platforming (PLT)

Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses

29,000 BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit

proses NHT (Facility Code 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk

menghasilkan aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan

bakar kendaraan bermotor (motor fuel / gasoline) karena memiliki angka oktan

yang tinggi (angka oktan minimum 98).

Unit Platforming terdiri dari beberapa seksi:

Page 17: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

47

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

1. Seksi Reaktor

2. Seksi Net Gas Compressor

3. Seksi Debutanizer

4. Seksi Recovery Plus

Tahapan P ro s e s :

Sebelum memasuki reaktor, heavy naphta (umpan) dari NHDT dipanasi

melalui beberapa heat exchanger dan furnance. Setelah itu umpan memasuki

reaktor yang dipasang seri bersusun. Katalis platformer dari unit CCR

dimasukkan ke dalam reaktor dari bagian atas. Katalis tersebut memiliki inti metal

berupa platina dan inti asam berupa klorida, oleh karena itulah unit ini dinamakan

platformer (dari kata platina). Reaksi yang berjalan di dalam reaktor adalah reaksi

reforming, yaitu penataan ulang struktur molekul hidrokarbon dengan

menggunakan panas dan katalis sehingga bersifat endoterm. Hasilnya diharapkan

berupa senyawa aromatik atau naphtenik dari reforming parafin. Umpan masuk ke

reaktor 1 (paling atas), kemudian keluarannya dipanaskan oleh furnance karena

terjadi penurunan suhu akibat reaksi. Setelah itu masuk ke reaktor 2 dan terus

berlanjut sampai reakor 3. Katalis yang keluar reaktor 3 di olah lagi di CCR. Gas

buangan dari furnace dimanfaatkan untuk pembangkit steam. Hasil dari reaktor 3

digunakan untuk memanaskan umpan (32-E-101) dan pemanas pada (32-E-102),

lalu dimasukkan ke separator untuk memisahkan fraksi gas (berupa H2, senyawa

klorin dari katalis, off gas, dan fraksi LPG dari reaksi hydrocracking sebagai

reaksi samping reforming dan fraksi naphta hasil reaksi.

Hasil reaksi yang berupa gas dialirkan melalui kompresor, sebagian di

gunakan untuk purge gas katalis (membersihkan hidrokarbon yang menempel

pada permukaan katalis) sebelum dikirim ke unit CCR dan sebagian didinginkan.

Fraksi gas yang terkondensasi dicampur dengan naphta dari reaktor pada vessel

recovery. Fraksi gas yang tidak terkondensasi dicampur dengan gas dari CCR dan

debutanizer kemudian diolah menjadi fuel gas, booster gas untuk CCR, dan

hidrogen, akan tetapi sebelumnya dialirkan ke net gas chloride treatment dahulu

Page 18: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

48

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

untuk menghilangkan kandungan klorida yang akan berbahaya jika berada dalam

bentuk gas. Net gas (hidrogen, off gas, dan LPG) dari unit proses CCR

Platforming sebagian digunakan untuk fuel gas. Sebagian lagi dipisahkan dengan

sistem kompresor menjadi H2 untuk unit NHT dan Penex dan gas hidrokarbon

(LPG dan offgas) untuk dikembalikan ke separator (32-V-101) atau dicampur

dengan aliran naphta dari vessel recovery.

Aliran campuran naphta dari vessel recovery diproses di debutanizer untuk

memisahkan fraksi naphta dengan fraksi gas yang mengandung LPG. Sumber

panas yang digunakan berasal dari heat exhanger dari sebagian bottom product

yang dipanaskan. Top product didinginkan dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi

airnya. Fraksi gas ringan dikembalikan ke net gas chloride treatment, fraksi LPG

sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian diolah menjadi

unstabillized LPG yang akan dikirim ke Penex dengan menghilangkan kandungan

klorinnya terlebih dahulu, sedangkan fraksi airnya ke SWS. Bottom product

sebagian lagi di gunakan untuk pemanas feed dan kemudian didinginkan untuk

disimpan dalam tangki.

Tabel 2-7 Spesifikasi Produk Unstabilize LPG

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

Liquid Density Kg/m3 554 574C2 % vol 5,1 4,6C3 % vol 30,7 28,9iC4 % vol 23,6 23,9nC4 % vol 39,2 41,7Lain-lain % vol 1,4 0,9

Page 19: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

49

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-8 Spesifikasi Produk Reformate

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

Liquid Density Kg/m3 818 823Berat Molekul 107,1 108,3Vapor Pressure Kg/m3 0,13 0,13Octane 98 98

2.1.2.3. Unit 32: Continuous Catalyst Regeneration (CCR)

Tugas unit CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi

akibat reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut,

katalis reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan

laju yang lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas

katalis dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi

platforming. Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi,

sementara katalis diregenerasi secara kontinyu.

Tahapan P ro s e s :

Dua fungsi utama CCR Cyclemax adalah sirkulasi dan regenerasi katalis

dalam suatu sirkuit kontinyu yang berlangsung melalui 4 langkah seksi regeneasi,

yaitu:

1. Pembakaran coke

2. Oksi-klorinasi

3. Pengeringan

4. Reduksi

Kemudian katalis siap berfungsi pada reaksi platforming pada sirkuit

berikutnya. Urutan logika tersebut dikendalikan oleh The Catalys Regenerator

Control System.

Katalis dari reaktor platformer di semprot dengan purge gas terlebih dahulu

untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel. Katalis yang masih panas dan

banyak mengandung coke di kirim ke regenerator melalui hopper. Katalis tersebut

Page 20: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

50

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi pembakaran yang akan

menghilangkan coke, reaksinya: C(s) + O2 → CO2 (g)

Setelah dibakar, katalis diklorinasi karena inti asamnya telah berkurang akibat

reaksi. Kandungan air dihilangkan dengan dryer menggunakan udara panas agar

tidak mengganggu proses.

Setelah kering katalis didinginkan dengan udara dingin dan kemudian dibawa

ke hopper untuk diangkut ke reaktor platformer secara fluidisasi udara melalui

pipa. Selama proses banyak katalis yang rusak, salah satu sebabnya karena

berbenturan dengan pipa dan dinding, untuk menjaga kestabilan sistem maka

dilakukan make-up katalis di unit CCR ini.

2.1.2.4. Unit 33: Penex

Tujuan unit Penex adalah proses catalytic isomerization dari pentana, hexana

dan campuran dari CCR Regeneration Process Unit. Reaksi yang terjadi

menggunakan hidrogen pada tekanan atmosfer, dan berlangsung di fixed bed

catalyst pada pengoperasian tertentu yang dapat mengarahkan proses isomerisasi

dan meminimisasi proses hydrocracking. Proses ini sangat sederhana dan bebas

hambatan. Pelaksanaannya pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV yang

tinggi, dan tekanan hidrogen parsial rendah.

Tahapan P ro s e s :

Unit Penex terdiri dari 7 bagian utama sebagai berikut:

1. Sulfur Guard Bed

2. Liquid Feed and Make-up Gas Dryer

3. Reactors and Associate Heaters & Exchager

4. Product Stabilizer

5. Caustic Scruber and Spent Caustic Degassing Drum

6. LPG Stripper

7. Deisohexanizer

Sulfur guard bertujuan untuk melindungi katalis dari sulfur yang terikut

dalam liquid feed, walaupun sebagian besar sulfur telah dihilangkan di Unit NHT.

Diharapkan agar kandungan sulfur berada di bawah level aman selama operasi

Page 21: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

51

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Hydrogen One Throught (HOT) Penex, dan sebagai jaminan jika Unit NHT

mengalami gangguan yang mengakibatkan kandungan sulfur dalam feed cukup

tinggi.

Semua normal paraffin sebagai feedstock dan make-up hydrogen harus

dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Kandungan air yang diijinkan

adalah 0,01 ppm. Drier berfungsi sebagai alat untuk membersihkan/

menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan menganggu kapasitas dan

bereaksi dengan inti asam katalis pada saat digunakan. Katalis yang digunakan

pada Penex sama dengan katalis pada Platformer, hanya komposisinya yang

berbeda.

Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk

mengoptimalkan energi utilitas. Proses isomerisasi berlangsung dalam reaktor

yang merubah normal parafin menjadi isoparafin dan sikloparafin dengan efisiensi

sampai 100%. Untuk mengurangi kerugian akibat pemkaian katalis, katalis dapat

diganti sebagian. Untuk tambahan dengan menaikkan LHSV seperti butiran

katalis yang kecil, jumlah biaya kebutuhan katalis bisa dikurangi. Proses

isomersasi dan benzen hidrogenasi bersifat eksotermis sehingga akan menaikkan

temperatur reaktor. Oleh karena itu digunakan sistem 2 reaktor untuk mengontrol

temperatur dan heat exchanger dengan pendingin cold feed.

Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor

pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor kedua, untuk menghindari

reaksi balik. Sebagai promotor ditambahkan perchloride secara kontinyu yang

akan terpecah menjadi HCl dalam jumlah yang sangat kecil.

Produk reaktor dipisahkan dalam stabilizer. Keluaran reaktor disebut product

(yaitu Penexate, yang mengandung iso dan siklo parafin) dicampur dengan

unstabillized LPG dari Platformer dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi naphta

dengan product stabilizer. Produk gas keluar stabilizer sangat kecil karena

pemilihan jenis katalis yang menghasilkan hydrocracking dari C5/C6 feed yang

berubah. Komposisi produk gas stabilizer adalah sebagai berikut:

Gas H2 yang tidak dipakai dalam reaktor.

Page 22: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

52

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Gas-gas ringan (C1 – C4) yang masuk bersama make-up gas dan yang timbul di

dalam reaktor akibat proses hydrocracking.

Gas HCl yang berasal dari perchloride yang kemudian dibersihkan dalam

Caustic Scrubber.

Setelah itu stabilizer gas didinginkan dan dipisahkan, fraksi gas ringan masuk

caustic scrubber untuk diolah sebelum ke refinery fuel gas system, sedangkan

fraksi LPG dimurnikan di LPG stripper. Fraksi naphta menuju kolom

deisohexanizer dan sebagian direfluks.

Caustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida

(HCl) dalam fraksi gas yang akan masuk ke refinery fuel gas system. Material

balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan caustic diturunkan

hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang

dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik khusus dapat dikembangkan

untuk penetralan dari caustic yang dipakai, dengan menginjeksikan sulfuric acid

ke dalam aliran ini.

LPG Stripper

Top product di recycle ke stabilizer receiver untuk mengolah fraksi ringan dan

meminimalkan LPG yang terikut. Bottom product sebagian direfluks dan sebagian

lagi didinginkan menjadi produk LPG.

Deisohexanizer

Produk bawah stabilizer yang mengandung komponen berat di masukkan

dalam kolom untuk di fraksinasi. Metil pentan dan n-heksan yang membuat angka

oktan rendah ditarik dari kolom untuk direcycle bersama feed. Sedangkan hasil

isomerisasi C5 dan C6 yang lainnya karena panas menuju bagian atas kolom

kemudian dikondensasikan. Bagian bawah kolom (fraksi C7) yang bernilai oktan

tinggi dialirkan dan digabung dengan produk atas yang telah dikondensasikan dan

disimpan pada tangki. Angka oktannya bernilai > 82. Keberadaan fraksi C5

dikarenakan pertimbangan RVP dalam produk gasoline untuk penyalaan awal

mesin.

Page 23: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

53

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-9 Spesifikasi Produk Isomerate

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

Liquid Density Kg/m3 661 662Berat Molekul 81,36 81,68Vapor Pressure Kg/m3 0,74 0,72Octane 82,7 87,8

Tabel 2-10 Spes ifikas i Produk LPG

Analisis Satuan SpesifikasiLean Feed Case Rich Feed Case

Liquid Density Kg/m3 547 547Berat Molekul 52,9 52,98

2.2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)

Proses ini terdiri dari beberapa unit, yaitu ARHDM (Unit 12 dan Unit 13),

dan HTU yang terdiri dari Hydrogen Plant (Unit 22), GO HTU (Unit 14) dan

LCO HTU (Unit 21)

2.2.1. Unit 12 & 13: Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit

(ARHDM / AHU)

Unit ini berfungsi untuk mengolah atmosferis residue yang berasal dari CDU

yang masih mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium, serta Carbon (C)

dalam jumlah yang tinggi, menjadi Hydrodemetalized Atmospheric Residue yang

mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium serta Carbon (C) dalam jumlah

yang relatif kecil. Proses yang terjadi menggunakan katalis pada temperatur dan

tekanan yang tinggi. Unit ini mempunyai kapasitas 58.000 BPSD (384 m3/jam).

Produk unit ini kemudian digunakan sebagai feed RCC Unit.

Unit ini terdiri dari dua train yang diberi nomor 12 dan 13. Masing-masing

train memiliki tiga buah reaktor, sedangkan fraksionator yang hanya satu

digunakan bersama-sama.

Tabel 2-11 Sp e s i f i ka s i Bahan Baku A R HD M

Analisis Satuan Spesifikasi Residu Atmosferis

Page 24: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

54

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Duri Minas CampuranSpecific Gravity 0,952 0,896 0,943Boiling Point oC 370 370 370Carbon Residue % wt 9,8 4,9 9,1Sulphur content % wt 0,24 0,12 0,22Hydrogen content % wt 12,06 13,3 12,24Nitrogen content % wt 0,422 0,182 0,387Vanadium 2 2 2Nikel 43 15 39Natrium 1 1 1Viscosity (50 oC) cSt 1380 82,3 819Asphalteness % wt 0,5 0,85 0,55Wax content % wt 18,5 42 22Neutralization number mg KOH/gr 0,68 0,05 0,59

Produk yang dihasilkan unit ini berupa:

Off gas : 170.500 Nm3/jam

Naphta : 900 Nm3/jam

Kerosene : 2.500 Nm3/jam

Gasoil : 5.900 Nm3/jam

Demetallized Atmospheric Residue (DMAR) : 50.300 Nm3/jam

Tabel 2-12 Spesifikasi Produk off gas ARHDM

Analisis Satuan RangeC5+ % wt 2 max

Page 25: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

55

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-13 Spesifikasi Produk Hydrocracked Naphta

Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 145RVP psi 9 maxCopper Strip Corrosion 3 hr/50 oC 1 maxColour StabilMerchaptan Sulphur % wt 0,0015 maxExistent Gum mg/100 ml 4 maxInduction Periode min 240

Tabel 2-14 Spesifikasi Produk Hydrocracked Kerosene

Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 145Flash Point TAG oC 40,5 minCopper Strip Corrosion 3 hr/50 oC 1 maxColour StabilWater content FreeSmoke Point 17 min

Tabel 2-15 Spesifikasi Produk Hydrocracked Gas Oil

Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 240 – 370Flash Point PMCC oC 80 minASTM D 90 % vol oC 350 maxCorrosion Carbon % wt 0,1 maxDistilation gap between 95 %

vol kerosene and 5 % vol gas oil

oC 15 min

Page 26: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

56

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-16 Spesifikasi Produk Hydrodemetalized Atmospheric Residue

Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 240 – 370Metal (Ni + V) ppm wt 20Micro Carbon Residue % wt 3,5

R e a k s i -reak s i y a ng terjad i :

1. Carbon Residue Removal

Micro Carbon Residue (MCR) merupakan bagian dari residue yang berbentuk

padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya hidrogen.

Tahapan pengambilan MCR adalah:

a. Penjenuhan cincin Polyaromatic dengan hydrogen

b. Pemecahan cincin jenuh polyaromatic

c. Konversi molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul

yang lebih kecil.

Dengan menggunakan hidrogen, akan terjadi pemecahan reaksi polimerisasi

yang akan menyebabkan terbentuknya coke. Sebagai hasilnya adalah produk

yang mengandung sedikit molekul-molekul besar dimana hal ini akan

menghasilkan rendahnya konsentrasi MCR dalam produk.

2. Hydrodemetalization

Kandungan nikel adalah yang terbanyak disamping vanadium merupakan

metal utama dalam campuran residu dari Minas dan Duri.

Pada reaksi ini terjadi dua tahapan, yaitu:

a. Initial Reversible Hydrogenation (Reaksi Hydrogenasi)

b. Terminal Hydrogenolisis dari Ikatan Metal Hydrogen

3. Hydrodenitrogenasi

Nitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi

membentuk amonia dan hidrokarbon. Amoniak diambil dari reaktor effluent,

sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal dalam produk.

4. Hydrocracking

Page 27: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

57

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Merupakan proses pemecahan dari molekul hydrocarbon dengan boiling range

yang tinggi menjadi molekul dengan boiling range rendah, terjadi hampir pada

semua proses dengan lingkungan hydrogen yang berlebih.

Contoh reaksi pemecahan:

R(CH2 )3CH3 + H2 CH3CH2CH3 + RH3

5. Hydrodesulfurization

Pada proses ini bahan baku mengalami proses desulfurisasi, yaitu hydrogenasi

dari komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrokarbon dan H2S.

Kemudian H2S diambil dari reaktor effluent sehingga hanya hidrokarbon yang

terdapat dalam produk minyak.

6. Hydrogenasi dari Aromate

7. Olefin Hydrogenation

Unit ARHDM mempunyai 2 reaktor paralel, modul 12 dan modul 13,

masing-masing dilengkapi dengan reaktor secara seri. Modul-modul tersebut

dirancang dimana modul dapat beroperasi sendiri-sendiri.

Tah a pan P ro s e s :

Secara umum, proses pengolahan di unit ARHDM terbagi dalam lima seksi,

yaitu:

1. Seksi feed atau umpan

2. Seksi reaksi

3. Seksi pendinginan dan pemisahan produk reaktor

4. Seksi recycle gas

5. Seksi fraksionasi

Seksi Feed atau Umpan

Seksi ini menangani pemanasan awal dan penyaringan kotoran umpan

dengan filter sebelum dialirkan ke Feed Surge Drum. Umpan atmospheric residue

(AR) dapat langsung dialirkan dari CDU atau tangki 42-T-104 AB (cold AR).

Setelah kedua jenis umpan digabungkan dan dipanaskan, umpan kemudian

dialirkan melalui feed filter untuk menyaring padatan yang menyebabkan deposit

pada top katalis reaktor pertama.

Page 28: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

58

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Setelah disaring, umpan dialirkan ke Filtered Feed Surge Drum 12-V-501

yang dilapisi atau dilindungi dengan nitrogen. Sebelum direaksikan, umpan akan

dipanaskan kembali ke tungku kemudian dialirkan secara paralel ke unit 12 dan

13.

Seksi Reaksi

Unit 12 dan 13 masing-masing terdiri atas tiga reaktor utama yang disusun

secara seri dengan spesifikasi yang sama. Pada reaktor ini terjadi reaksi

hydrotreating yang bersifat eksotermis, sehingga temperatur residue dan gas naik

saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan temperatur dan mengontrol kecepatan

reaksi, maka diinjeksikan Cold Quench Recycle Gas pada reaktor.

Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Reaktor

Pendinginan pertama dilakukan di exchanger (13-E-101-A/B) dimana

effluent reaktor diambil sebagian panasnya dengan Combined Feed Reactor.

Effluent Feed selanjutnya dialirkan ke Hot High Pressure Separator (HHPS).

Fungsinya adalah untuk mengambil Residue Oil dari effluent reaktor sebelum

didinginkan, karena mengandung endapan Ammonium Bisulfide yang dapat

menyumbat exchanger di Effluent Vapor Cooling Train. Pada suhu 370 oC, residu

sudah mempunyai cukup panas untuk dapat memisahkan naphta, kerosene, dan

produk gasoil pada atmospheric fractionator.

Aliran liquid panas dari HHPS dimasukkan ke dalam Hot Low Pressure

Separator (HLPS). Uap yang terpisah dari HHPS ini banyak mengandung H2,

NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon dan liquid hidrokarbon lainnya. Uap tersebut

kemudian didinginkan dengan HE, dimana sebaigan panas ditransfer ke combined

feed reaktor. Kemudian campuran uap tersebut dialirkan ke Effluent Air Cooler.

Dua hal yang harus diperhatikan dalam sistem Effluent Vapor Cooling

adalah kebuntuan dan korosi. Ada empat area yang berpotensi terjadinya

kebuntuan dan korosi selama pendinginan, yaitu:

1. Chlorida dengan konsentrasi yang kecil ditambahkan dengan adanya

ammonia akan membentuk ammonia chlorida solid yang terbentuk pada suhu

di bawah 2000C. Solid ini akan membentuk deposit pada tube-tube exchanger,

Page 29: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

59

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

menyebabkan buntu dan mengurangi perpindahan panas. Untuk mengurangi

kemungkinan terjadinya kebuntuan dan korosi, maka kandungan chlorida

dalam air dibatasi hingga maksimal 12 ppm.

2. Ammonia dengan konsentrasi yang kecil dengan adanya H2S akan

membentuk solid ammonium bisulfida pada temperatur di bawah 1500C. Solid

ini akan membentuk deposit pada tube exchanger.

3. Adanya ion cyanida sedikit sekali berpengaruh terhadap terjadinya

korosi pada tube exchanger.

4. Produksi korosi dari H2S dan ion sulfida akan membentuk scale lunak

pada tube dan pipa exchanger.

Untuk mengatasi problem di atas, maka diinjeksikan kondensat dari larutan

polysulfida masuk dalam aliran uap. Kondensat yang diinjeksikan pada aliran uap

dapat melarutkan ammonium chlorida dan ammonium bisulfida, sehingga deposit-

deposit garam pada tube exchanger dapat dibatasi.

Sulfur bebas dalam larutan polysulfida yang diinjeksikan akan bereaksi

dengan ion cyanate yang bersifat non korosif, sementara senyawa polysulfida

sendiri akan mendorong terbentuknya lapisan keras pada tube yang melekat

melindungi metal dari korosi selanjutnya.

Setelah didinginkan uap dari HHPS 12-V-101 masuk Cold High Pressure

Separator (CHPS) 12-V-102. Recycle gas yang kaya hidrogen terpisah dari

minyak dan air, kemudian keluar dari separator drum dan sebagian masuk ke

Recycle Gas Compressor 13-K-101 sementara sebagian yang lain dialirkan ke

Hydrogen Membrane Separator Unit untuk memisahkan recycle gas, CHPS ini

juga ditujukan untuk memisahkan air dan minyak. Sesudah meninggalkan CHPS

12-V-102 air mengalir ke CLPS 12-V-503.

Cold Low Pressure Separator (CLPS) dirancang untuk memisahkan air dan

minyak, karena sejumlah minyak dan air tidak terpisah secara keseluruhan dalam

CHPS. Air yang terkumpul di bagian bawah separator dialirkan ke unit Sour

Water Stripper (SWS), sementara minyaknya dipanaskan terlebih dahulu dengan

HE sebelum dialirkan ke Atmospheric Fractionator 12-C-531.

Page 30: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

60

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Liquid dari bottom HHPS di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator

(HLPS).Uap yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat

digabung dengan produk HLPS modul 13, kemudian dialirkan ke Fractionator.

Flash gas dari HLPS modul 12 dan 13 didinginkan dengan exchanger dan air

cooler sebelum di-flash di Cold low Pressure Drum (CLPFD). Flash gas dari

CLPFD yang kaya akan H2 dialirkan ke make up gas compressor untuk

dikompresi dan dikembalikan ke unit ARDHM. Liquid ringan di-flash kembali

bersama dengan liquid dari CHPS ke CLPS.

Seksi Recycle Gas

Aliran yang kaya H2 dari CHPS dikembalikan ke reaktor dengan Recycle

Gas Compressor 13-K-101, sehingga sirkulasi gas tekanan tinggi dapat

dipertahankan. Vapor dari CHPS terbagi dua, sebagian dialirkan ke Recycle Gas

Compressor Suction dan sebagian lagi dialirkan ke Membrane Separation Unit

12-V-501.

Aliran ke membran unit diperlukan untuk mempertahankan kemurnian H2

yang tinggi dalam recycle gas. Jika kemurnian H2 turun di bawah 88,8 % vol H2,

aliran ke Membran Separation Unit harus ditambah hingga target kemurnian H2

tercapai. Membran Separation Unit ini mampu meningkatkan kemurnian H2

hingga 90 %.

Recycle Gas dari keluaran kompressor dibagi dalam dua aliran, sebagian

dialirkan sebagai aliran feed menuju reaktor, sementara sebagian lagi sebagai

aliran Charge Gas yang bergabung dengan umpan reaktor sebelum dipanaskan

dalam tungku.

Bila aliran umpan reaktor di atas 1292 m3/jam per unit, maka aliran gas

recycle minimum adalah 850 Nm3/m3 umpan reaktor. Namun bagaimanapun juga,

jumlah aliran recycle gas tidak boleh melebihi 183.700 Nm3/jam karena problem

korosi pada Tube Effluent Air Cooler 12-E-105.

Seksi Fraksinasi

Seksi fraksinator memisahkan produk ARHDM menjadi naphta, kerosene,

diesel dan hydrodemetallized AR. Produk-produk ini diperoleh dengan

Page 31: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

61

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

atmospheric fractinator dengan dua buah stripper. Sebelum ke tangki produk,

naphta dimurnikan di stabillizer 12-C-509 A/B dan kerosene dalam Clay Treater.

Atmospheric Fractinator terdiri dari 2 seksi, yaitu:

Seksi atas, dengan diameter 3,2 m dan 32 tray

Seksi bawah, dengan dimeter 3,66 m dan 51 tray

Jarak antar tray di kedua seksi masing – masing 610 mm. Produk Heavy Oil dari

HPLS masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold feed dari CPLS masuk ke

fraksionator pada tray 28 (tray di atas flash zone). Pada seksi bawah fraksionator

diinjeksikan sripping steam yang telah dipanaskan lebih lanjut (superheated

steam) di seksi konveksi pada furnace.

Produk dari Atmospheric Fractinator adalah:

Sour gas

Unstabillized naphta

Kerosene

Gas Oil

RCC Feed

Overhead vapor dari fractinator, yang berupa campuran steam dan uap

hidrokarbon, sebagian terkondensasi dalam Fractinator Overhead Air Cooler.

Campuran uap dan cairan ini dialirkan ke Overhead Accumulator.

Uap dari air cooler dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor.

Kompressor ini mempunyai dua tahap dimana outlet kompressor tahap pertama

didinginkan pada interstage cooler dan cairan kondensat dipisahkan dalam

interstage KO drum, kemudian vapor dikompresikan ke kompressor tahap kedua.

Unstabillized naphta dari Overhead Accumulator dicampur dengan aliran

vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua fase ini kemudian didinginkan

dalam cooler.

Unstabillized naphta, sour water dan net off gas dipisahkan dalam sour gas

separator, off gas dialirkan ke fuel treating, sedangkan unstabillized naphta

kemudian didinginkan lalu dikirim ke tangki penyimpanan produk.

Page 32: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

62

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Feed untuk Gasoil Stripper diambil dari tray ke-24 fraksinator dan di refluks

ke tray 22. Produk gasoil yang keluar dari stripper dibagi menjadi dua, sebagian

dikirim langsung ke GOHTU dan yang sebagian didingikan terlebih dahulu baru

kemudian dikirimkan ke tangki produk.

Kerosene dialirkan sebagai down comer pada tray ke-10 fraksinator,

kemuadian dipanaskan kembali dengan Bottom Fraksinator Stripper Vapor pada

Kerosene Sidecut Stripper untuk direfluks pada tray ke-9. Selanjutnya produk

kerosene dari stripper diproses dalam Clay Treater untuk memperbaiki kestabilan

warna sebelum dikirim ke tangki produk.

Bottom fractinator yang menghasilkan DMAR dipompa dan dibagi menjadi

dua aliran, yaitu:

1. Aliran terbanyak digunakan untuk memanasi umpan dingin fraktinator

dan selanjutnya memanasi AR yang akan masuk Feed Filter.

2. Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan Kerosene Stripper

Reboiler.

Kedua aliran di atas digabung dan dapat langsung dikirim ke unit RCC atau

didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran bottom

fraksinator pada down stream digunakan sebagai backwash pada Feed Filter

kemudian bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki.

2.2.2. Hydro Treating Unit (HTU).

2.2.2.1. Unit 22: H2 Plant

Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk

memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99% sebesar 76 MMSFSD (Million

Metric Standart Cubic Feet per Day) dengan feed dan kapasitas sesuai desain.

Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan natural gas.

Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan

impurities yang terbawa bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan

proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang

dihasilkan dari hydrogen plant.

Page 33: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

63

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Kandungan impurities yang dimiliki minyak mentah relatif cukup tinggi,

antara lain: nitrogen, senyawa sulfur organik, dan senyawa-senyawa metal.

Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan

di unit AHU, LCO Hydrotreater unit, dan Gas Oil Hydrotreater Unit.

Tabel 2-17 Spesifikasi Bahan Baku Hydrogen Plant

Analisis Satuan SpesifikasiRefinery Off Gas Natural Gas

H2 % mol 45,33 2,98N2 % mol 0,86H2O % mol 0,62CO2 % mol 1,19CH4 % mol 24,74 79,45C2H6 % mol 8,49 6C3H6 % molC3H8 % mol 8,7 6,79C4H8 % moliC4H10 % mol 2,5 1,16nC4H10 % mol 6,15 1,57C5+ % mol 2,61 0,82H2S ppm vol 50 50

Unit ini mempunyai 7 seksi aliran proses, yaitu:

1. Feed Gas Supply

2. Desulphurizer

3. Steam Reforming

4. High Temperature Shift Converter dan Waste Heat Recovery.

5. Proses pemurnian kondensat.

6. Pressure Swing Adsorber.

7. Pendingin Produk.

Tahapan P ro s e s :

Pada dasarnya, proses melalui 3 tahapan, yaitu:

Pemurnian umpan

Pembentukan H2

Pemurnian H2

Page 34: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

64

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Hidrogenasi dan Desulfurisasi

Tujuan dari proses ini untuk menghilangkan kandungan sulfur dalam feed

gas, sehingga kadar sulfur masuk reformer sesuai dengan batas yang diijinkan

(0,2 ppm max). Hal ini dilakukan karena sulfur merupakan racun bagi katalis di

reformer.

Umpan hidrokarbon masuk ke Reaktor Hidrogenasi (22-R-101) untuk

mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S, dengan

reaksi sebagai berikut:

COS + H2 CO + H2S

RSH + H2 RH + H2S

Kemudian H2S diserap dalam Sulfur Adsorber (22-R-102-A/B), dengan

reaksi sebagai berikut:

H2S + ZnO ZnS + H2O

Umpan hidrokarbon bebas sulfur kemudian dicampur dengan High Pressure

Steam melewati Fow Ratio Control dengan rasio tertentu, kemudian dialirkan

menuju reformer.

Steam Reforming

Bertujuan mereaksikan gas hidrokarbon dengan steam menjadi H2, CO, dan

CO2. Produksi bergantung pada kecepatan feed masuk reformer dan konversi yang

dicapai.

Feed masuk tube katalis di dalam reformer, sehingga terjadi reaksi

reforming yang bersifat endotermis. Produk keluar reformer pada suhu 850 oC dan

dialirkan melalui Reformer Waste Heat Boiler (22-WHB-101) sehingga suhu

syngas (gas sintetis) menjadi 375 oC.

Minimasi sisa metan yang tidak bereaksi dilakukan dengan suhu reaksi yang

tinggi. Suhu pembakaran bahan bakar di seksi radiasi di dalam reformer harus

cukup tinggi untuk menjaga ketersediaan panas pada reaksi reforming yang

bersifat endotermis. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut:

CH4 + H2O CO + 3H2

CO + H2O CO2 + H2

Page 35: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

65

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Pemurnian Hidrogen

Pemurnian hidrogen dilakukan dalam 2 tahap:

High Temperature Shift Converter (HTSC)

Bertujuan mengubah CO menjadi CO2 dengan reaksi:

CO + H2O CO2 + H2

Pressure Swing Adsorption (PSA)

Setelah bereaksi di HTSC, feed didinginkan dan kondensat dalam feed gas

dipisahkan di Raw Gas KO Drum sebelum masuk ke Unit PSA. Unit PSA

didesain untuk memurnikan gas hidrogen secara kontinyu. Aliran gas keluar

PSA terdiri dari H2 murni bertekanan tinggi dan tail gas yang mengandung

impurities pada tekanan rendah.

Adsorber beroperasi secara bergantian antara adsorpsi dan regenerasi.

Adsorber

Feed gas mengalir melalui adsorber dari bawah ke atas. Impurities (air,

hidrokarbon, CO2, CO, dan N2) akan diadsorpsi secara selektif. H2 dengan

kemurnian tinggi akan mengalir ke line produk.

Regenerator

Proses ini meliputi 4 tahap, yaitu:

1. Penurunan tekanan

2. Penurunan tekanan lanjut, dengan membuat tekanan ke arah berlawanan

dengan feed

3. Purging H2 murni (melepas impurities)

4. Menaikkan tekanan menuju tekanan adsorpsi

Kemudian produk H2 dari adsorber disaring dalam Product Filter (22-S-

102) sehingga padatan yang terikut dalam gas akan tertahan. Kemudian H2

didinginkan sampai suhu 40 oC oleh Product Cooler (22-E-106) sebelum

disalurkan ke unit lain.

Tabel 2-18 Spesifikasi Produk Hydrogen Plant

Analisis Satuan RangeH2 % mol 99,9 min

Page 36: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

66

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

CO ppm mol 70 maxN2 ppm mol 1000 maxCH4 ppm mol 25 min

2.2.2.2. Unit 14: Gas Oil Hydrotreating Unit (GOHTU)

Unit ini berfungsi untuk mengolah gas oil yang tidak stabil dan bersifat

korosif (yang mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan

hidrogen agar dapat menjadi gas oil yang memenuhi spesifikasi pasar dengan

kapasitas 32.000 BPSD (212 m3/jam). Feed untuk GO HTU diperoleh dari DTU

dan AHU.

Tabel 2-19 Spesifikasi Bahan Baku GOHTU (Straight Run)

Analisis Satuan Spesifikasi Straight RunLGO Duri LGO Minas HGO Duri HGO Minas

Specific Gravity 15/4 0,88 0,822 0,906 0,839Boiling Point oC 240 – 330 240 – 330 330 – 370 330 – 370Total Sulphur content % wt 0,12 0,036 0,24 0,07Nitrogen content ppm wt 100 15 530 175Flash Point oC 90 min 90 min 90 min 90 minCetane Index 39 58 40 61Viscosity (50 oC) cSt 3,3 2,6 9,5 5,2Pour Point oC -39,5 -5 min 2 26Conradson Carbon

Residue

% wt 0,001 0,002 0,003 0,002

Acidity mg KOH/gr 1,6 0,02 1,6 0,02Colour unstabil unstabil unstabil slightly &

unstabil

Tabel 2-20 Spesifikasi Bahan Baku GOHTU (Hydrocracked)

Analisis Satuan Spesifikasi Hydrocracked Gas Oilfrom start of run from end of run

Specific Gravity 15/4 0,886 0,884Boiling Point oC 240 – 370 240 – 370Total Sulphur content % wt 45 50Nitrogen content ppm wt 265 310Flash Point oC 108 107Cetane Index 42 43Viscosity (50 oC) cSt 4,2 4,2Pour Point oC 6 6

Page 37: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

67

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Conradson Carbon

Residue

% wt 0,02 0,02

Acidity mg KOH/gr 0 0Colour unstabil Unstabil

Katalis yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum dan

cobalt/molybdenum di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrude.

Make up hydrogen akan disuplai dari Hydrogen Plant yang telah diolah

sebelumnya oleh steam methane reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA).

Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 5 seksi, yaitu:

1. Seksi Feed Gas Oil

2. Seksi Reaktor

3. Seksi Make Up Compressor

4. Seksi Recycle Gas Compressor

5. Seksi Fraksinasi

Tah a pan P ro s e s :

Seksi Feed

Feed GO HTU yang berasal dari ARHDM, CDU dan storage dialirkan

melalui feed filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang lebih

besar dari 25 mikron, kemudian masuk ke feed surge drum (14-V-101). Air yang

terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, sedangkan

yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terikut ke suction

pompa feed kemudian dialirkan ke Sour Water Stripper. Tekanan fuel gas dalam

drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor

charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara.

Gas oil dari surge drum dipompa oleh pompa (14-P-102) bersama dengan

recycle gas hidrogen ke combined feed exchanger (14-E-101), sebagian feed

bypass (14-E-101) langsung masuk ke inlet effluent reaktor yang sebelumnya

masuk ke heat exchanger kedua. Setelah keluar dari heat exchanger kedua, feed

Page 38: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

68

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (14-P-103). Selama start up,

feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (14-C-101).

Seksi Reaktor

Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di

dalam combined feed exchanger (14-E-101), kemudian sebagian campuran GO

dan H2 bergabung dan langsung ke charge heater (14-F-101) dan dipanaskan

sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk di

bagian atas reaktor (14-R-101) dan didistribusikan dengan merata diatas

permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray.

Di dalam reaktor, sulfur dan nitrogen dihilangkan dari gas oil melalui

reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis. Karena reaksinya bersifat eksotermis,

maka temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed.

Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan

diambil oleh combined feed exchanger untuk memanaskan feed. Dalam reaktor

juga terjadi reaksi penjenuhan sebagian fraksi gas oil yang tidak jenuh.

Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk dengan

menggunakan kondensor (14-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank, kemudian

didistribusikan secara merata. Sebelumnya, air diinjeksikan ke dalam effluent

reaktor sebelum masuk ke heat exchanger ini. Setelah didinginkan, effluent

reaktor lalu masuk ke dalam product separator (14-V-102) melalui distributor

inlet, dimana hidrokarbon dapat terpisah dengan sendirinya.Wire mesh blanket

demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas,

fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon.

Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim

ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed.

Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level

controler dan dikirim ke SWS Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3.

Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi

recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (14-V-105). Fraksi gas yang

terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (14-V-102) masuk

Page 39: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

69

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

ke interstage cooler (14-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke make-

up gas interstage drum (14-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk

akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak

menuju kolom stripper (14-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari

separator (14-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi

(14-C-102) di heat exchanger (14-E-104) sebelum memasuki stripper (14-C-101).

Seksi Recycle Gas Compressor

Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (14-V-102) masuk ke

recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray

untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi

minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas

compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor.

Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak

dari separator (14-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock

out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor.

Seksi Make-Up Compressor

Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan

tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up

hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure

separator (14-V-102).

Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (14-V-104) bergabung

dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (14-V-102) yang sebelumnya

telah didinginkan oleh interstage cooler (14-E-103), kemudian masuk ke make up

kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu

didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (14-E-

103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat

pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill

back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,

dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari

tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua.

Page 40: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

70

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju

suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge

recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju

combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed

exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju

combined feed exchanger dan bed kedua reaktor.

Seksi Fraksinasi

Seksi ini betujuan untuk memisahkan wild naphta/heavy naphta yang

masih terbawa oleh gas oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi

minyak yang berasal dari produk separator (14-V-102) dikirim ke high pressure

stripper (14-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari

15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (14-C-101) dipanasi oleh

produk bawah dari fraksionator (14-C-102), di dalam high pressure stripper feed

exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur

tinggi. High pressure stripper (14-C-101) dilengkapi dengan stripping steam

untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (14-C-102).

Vapour yang keluar dari (14-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui

pompa (14-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh

high pressure stripper condenssor (14-E-105) dan dikirim ke high pressure

stripper receiver (14-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang

terbentuk dikembalikan sebagai feed (14-C-101) dan sebelumnya masuk (14-E-

104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (14-P-104).

Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi

disirkulasi ke (14-V-106). Air yang terpisah dalam (14-V-106), dikirim ke

effluent reaktor sebelum ke (14-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (14-E-

102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit

24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga minimum aliran

pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine

Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan

sour water dari (14-V-102).

Page 41: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

71

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Liquid yang telah bebas dari H2S keluar dari bottom (14-C-101) yang

terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke preheater product

fraksinator (14-F-102).

Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan

dalam produk fraksinator condensor (14-E-106) dengan pendingin fan. Lalu

masuk ke produk fraksinator receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, dimana

air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa

dengan (14-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari

fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (14-E-

108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air

dipompakan dengan menggunakan combined water pump (14-P-102) menuju

suction pump (14-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (14-E-109)

sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold

kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (14-V-109)

dan dipompakan ke suction (14-P-107) dengan menggunakan pompa make-up

(14-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (14-V-107), maka untuk

mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan

memasukkan fuel gas ke dalam (14-V-107).

Produk bottom fraksinator berupa hydrotreating GO dipompakan dengan

(14-P-106) ke heat exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass

dan net GO cooler (14-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki

penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (14-S-102) untuk memisahkan air

yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi

garam (salt dryer) di (14-V-108). Air dan keluaran dari (14-S-101) yang

terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment.

Page 42: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

72

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tabel 2-21 Spesifikasi Produk Hydrotreated Gas Oil

Analisis Satuan RangeSpecific Gravity 15/4 0,82 – 0,87Cetane Index 48 minFlash Point oC 80 minColour 3 maxWater content % vol 0,05 maxSediment % wt 0,01 maxAsh content % wt 0,01 maxConradson Carbon Residue % wt 0,1 maxAcid Number mg KOH/gr 0,6Viscosity 100 oF 1,6 – 5,8Pour Point oF 65 maxSulphur content % wt 0,5 max

2.2.2.3. Unit 21: Light Cycle Oil (LCOHTU)

Unit ini mengolah LCO yang berasal dari RCC yang masih mengandung

banyak senyawa organik, seperti sulfur dan nitrogen, agar kandungan senyawa

tersebut dalam umpan berkurang, namun tanpa adanya perubahan boiling point

range gas produk yang dihasilkan sesuai dengan spesifikasi pasar.

Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 2 seksi, yaitu:

1. Seksi Reaktor

Pada seksi ini terjadi reaksi antara Feed LCO ex RCC dengan katalis dan

hidrogen.

2. Seksi Fraksinasi.

Seksi ini berfungsi untuk memisahkan LCO hasil reaksi produk lain, seperti

off gas, wild naphta dan hydrotreated light cycle oil.

Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU ini meliputi:

a. Feed stock LCO diperoleh dari RCC Complex

b. Katalis hydrotreating UOP mengandung oksida nickel/molybdenum

(S-12) dan cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat

berbentuk bulat atau extrude.

c. Make up hydrogen di suplay dari H2 plant

Produk LCO HTU berupa:

Page 43: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

73

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

LCO yang telah diproses akan dikirim ke tangki produk dan siap untuk

dipasarkan

Hydrotreated LCO dapat digunakan langsung sebagai bahan untuk

mencampur solar tanpa harus diolah lebih lanjut.

Offgas dikirim ke refinery fuel gas system

Wild naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk diproses lebih lanjut.

Tah a pan P ro s e s :

Seksi Feed

Feed LCO HTU berasal dari unit RCC dan storage dimasukkan ke dalam

feed surge drum (21-V-101). Untuk menghilangkan pertikel padat yang lebih

besar dari 25 micron, LCO dimasukkan ke feed filter (21-S-101) kemudian ke

feed surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan terpisah di bottom feed

surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak

terbawa ke suction pump feed. Selanjutnya air dialirkan ke SWS. Tekanan fuel

gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai penyeimbang tekanan suction

dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara.

LCO dari surge drum dipompa oleh pompa (21-P-102) bersama dengan

recycle gas hydrogen ke combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed di-

bypass (21-E-101) langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke heat

exchanger kedua. Keluaran dari heat exchanger kedua diinjeksikan air yang

berasal dari wash water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung

dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101).

Seksi Reaktor

Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di

dalam combined feed exchanger (21-E-101). Kemudian campuran LCO dan

hidrogen bergabung dan langsung ke charge heater (21-F-101) dan dipanaskan

sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk ke

bagian atas reaktor (21-R-101) dan didistribusikan dengan merata di atas

permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray.

Page 44: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

74

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Di dalam reaktor terjadi reaksi hidrogenasi antara umpan LCO dari RCC,

nitrogen, dan sulfur, serta penjenuhan olefin dengan hidrogen dan bantuan katalis.

Make up hidrogen disuplai dari Hydrogen Plant. Karena reaksi eksotermis,

temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas

hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh

combined feed exchanger untuk memanaskan feed.

Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk kondensor

(21-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank dan didistribusikan secara merata.

Sebelumnya air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor. Injeksi air dilakukan di

effluent reaktor sebelum masuk HE ini. Setelah effluent reaktor didinginkan,

kemudian masuk ke dalam produk separator (21-V-102) melalui distributor inlet

dimana hidrokarbon terpisah dengan sendirinya. Wire mesh blanket demister yang

dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas, fraksi air, dan fraksi

minyak hidrokarbon.

Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim

ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed.

Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level

controler dan dikirim ke Sour Water Stripper Unit. Air tersebut mengandung H2S

dan NH3.

Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi

recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (21-V-105). Fraksi gas yang

terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (21-V-102) masuk

ke interstage cooler (21-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke make-

up gas interstage drum (21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk

akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak

menuju kolom stripper (21-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari

separator (21-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi

(21-C-102) di heat exchanger (21-E-104) sebelum memasuki stripper (21-C-101).

Seksi Recycle Gas Compressor

Page 45: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

75

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (21-V-102) masuk ke

recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray

untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi

minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas

compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor.

Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak

dari separator (21-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock

out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor.

Seksi Make-Up Compressor

Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan

tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up

hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure

separator (21-V-102).

Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (21-V-104) bergabung

dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (21-V-102) yang sebelumnya

telah didinginkan oleh interstage cooler (21-E-103), kemudian masuk ke make up

kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu

didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (21-E-

103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat

pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill

back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,

dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari

tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua.

Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju

suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge

recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju

combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed

exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju

combined feed exchanger dan bed kedua reaktor.

Seksi Fraksionasi

Page 46: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

76

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Seksi ini betujuan untuk memisahkan off gas dan wild naphta yang masih

terbawa oleh Light Cycle Oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi

minyak yang berasal dari produk separator (21-V-102) dikirim ke high pressure

stripper (21-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari

15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (21-C-101) dipanasi oleh

produk bawah dari fraksionator (21-C-102), di dalam high pressure stripper feed

exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur

tinggi. High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi dengan stripping steam

untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (21-C-102).

Vapour yang keluar dari (21-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui

pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh

high pressure stripper condenssor (21-E-105) dan dikirim ke high pressure

stripper receiver (21-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang

terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-C-101) dan sebelumnya masuk (21-E-

104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (21-P-104).

Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi

disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah dalam (21-V-106), dikirim ke

effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (21-E-

102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit

24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (21-V-106) untuk menjaga minimum aliran

pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106) disalurkan ke Amine

Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan

sour water dari (21-V-102).

Liquid yang telah terbebas dari H2S keluar dari bottom (21-C-101) terbagi

menjadi dua aliran yang sama, kemudian masuk ke dalam preheater produk

fraksinator (21-F-102).

Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan

dalam produk fraksinator condenssor (21-E-106) dengan pendingin fan. Lalu

masuk ke produk fraksinator receiver (21-V-107) melalui inlet distributor, dimana

air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa

Page 47: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

77

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

dengan (21-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari

fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (21-E-

108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air

dipompakan dengan menggunakan combined water pump (21-P-102) menuju

suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (21-E-109)

sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold

kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (21-V-109)

dan dipompakan ke suction (21-P-107) dengan menggunakan pompa make-up

(21-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (21-V-107), maka untuk

mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan

memasukkan fuel gas ke dalam (21-V-107).

Produk bottom fraksinator berupa hydrotreated LCO dipompakan dengan

(21-P-106) ke heat exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass

dan net LCO cooler (21-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki

penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (21-S-102) untuk memisahkan air

yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi

garam/salt dryer di (21-V-108). Air dan keluaran dari (21-S-101) yang

terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment.

2.3. Residu Catalytic Craker Complex (RCCC)

RCCC terdiri dari beberapa unit operasi di kilang RU VI Balongan yang

berfungsi mengolah residu minyak (crude residue) menjadi produk-produk

minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, gasoline, Light Cycle Oil, Decant

Oil, propylene, dan polygasoline. Pengolahannya dimulai dari perlakuan awal,

perengkahan, fraksionasi, dan pemurnian produk-produknya.

Unit ini menghasilkan produk antara lain:

C2 and lighter : 2.350 Nm3/h

Propylene : 6.950 BPSD

Propane : 1.950 BPSD

Mixed C4 : 5.050 BPSD

Page 48: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

78

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Polygasoline : 6.000 BPSD

Naphta : 46.450 BPSD

Light Cycle Oil (LCO) : 15.850 BPSD

Decant Oil : 400 BPSD

Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End

Unit (LEU).

2.3.1 Unit 15: Residue Catalytic Cracker (RCC)

Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary

processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu yang

merupakan campuran dari DMAR produk ARDHM dan AR produk CDU dengan

cara perengkahan memakai katalis. Reduced crude sebagai umpan RCC adalah

campuran dari paraffin, olefin, naphtene, dan aromatik yang sangat kompleks

merupakan rangkaian fraksi mulai dari gasoline dalam jumlah kecil sampai fraksi

berat dengan jumlah atom C panjang.

Di dalam RCC terdapat reaktor, regenerator, catalyst condenser, main air

blower, cyclone, catalyst system, dan CO boiler. Unit ini berkaitan erat dengan

Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak main column

RCC Unit menjadi stabilized gasoline, LPG dan non condensable lean gas.

Produk-produk yang dihasilkan antara lain:

Liquified Petroleum Gas (LPG)

Gasoline dari fraksi naphta

Light Cycle Oil (LCO)

Decant Oil (DCO)

Sedangkan stream yang tidak diproduksi antara lain:

Heavy naphta

Heavy Cycle Oil (HCO)

Page 49: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

79

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Produk bawah DCO dijual ke Jepang, dimanfaatkan untuk Independent

Power Plant untuk pembangkit listrik, dan digunakan untuk carbon black. Produk

lainnya dikirim ke LEU untuk diolah lebih lanjut.

RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang

berasal dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,5 % vol) dan Untreated

Atmospheric Residu yang berasal dari unit CDU dengan desain 53.000 BPSD

(64,5 % vol). Kedua jenis residu ini kemudian dicampur. Kapasitas terpasang

adalah 83.000 BPSD.

Reaksi yang terjadi di unit ini adalah reaksi cracking (secara katalis dan

thermal). Thermal cracking terjadi melalui pembentukan radikal bebas, sedangkan

catalytic cracking melalui pembentukan ion carbonium tersier. Reaksi cracking

merupakan reaksi eksotermis. Katalis yang digunakan terdiri atas zeolit, silica,

dan lain-lain. Salah satu fungsi bagian asam dari katalis adalah untuk memecah

molekul yang besar.

Persamaan reaksi cracking antara lain:

Parafin terengkah menjadi olefin dan paraffin yang lebih kecil

CnH2n+2 → CmH2m + CpH2p+2 dimana n = m + p

paraffin olefin parafin

Olefin terengkah menjadi olefin yang lebih kecil

CnH2n → CmH2m + CpH2p dimana n = m + p

olefin olefin olefin

Perengkahan rantai samping aromatik

AromatikCnH2n-1 → AromatikCmH2m-1 + CmH2m+2 dimana n = m + p

Naphtene (cycloparaffin) terengkah menjadi olefin

Cyclo-CnH2n → Cyclo + CmH2m + CpH2p dimana n = m + p

olefin olefin

Jika sikloparafin mengandung sikloheksana

Cyclo-CnH2n → C6H12 + CmH2m + CpH2p dimana n = m + p

sikloheksana olefin olefin

Page 50: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

80

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Tah a pan P ro s e s :

Reactor-Regenerator System

Umpan untuk RCC unit ini disebut raw oil dan biasanya reduced crude.

Raw oil berasal dari campuran Treated Atmospheric Residue dan Untreated

Atmospheric Residu yang berasal dari unit AHU, CDU, dan storage. Campuran

tersebut dicampur di surge drum (15-V-105) dengan syarat tertentu dan

dipompakan ke riser sambil melewati beberapa heat exchanger untuk dipanaskan

oleh produk bottom main column dan produk bottom stripper sampai. Syarat

campuran tersebut antara lain kandungan logam Ni, V, dan MCRT. Logam-logam

tersebut akan menjadi racun dan perusak katalis RCC. MCRT yang diijinkan

adalah 5,6%-v.

Sebelum mencapai riser, raw oil panas di atomize (dikabutkan) oleh steam

berdasarkan perbedaan tekanan dan masuk ke dalam reaktor dengan metode tip

and plug. Pada reaksi ini diperlukan katalis. Katalis yang digunakan terdiri atas

zeolit, silika, dan zat lain. Pengontakan katalis dengan feed dilakukan dengan cara

mengangkat regenerated catalyst dari regenerator ke riser menggunakan lift

steam dan lift gas dari off-gas hasil Gas Concentration Unit. Lift gas juga

berfungsi sebagai nickel vasivator. Katalis kemudian kontak dengan minyak dan

mempercepat reaksi cracking, selain itu katalis juga memberikan panas pada

hidrokarbon (raw oil) sehingga lebih membantu mempercepat reaksi cracking

yang terjadi. Katalis dan hidrokarbon naik ke bagian atas riser karena kecepatan

lift steam dan lift gas yang sangat tinggi. Aliran katalis ke riser ini diatur untuk

menjaga suhu reaktor.

Setelah reaksi terjadi di bagian atas riser (reaktor) maka katalis harus

dipisahkan dari hidrokarbon untuk mengurangi terjadinya secondary cracking

sehingga rantai hidrokarbonnya menjadi lebih kecil dan akhirnya membentuk

coke. Pada bagian atas, sebagian besar katalis akan terpisah dari atomized

hidrocarbon dan jatuh ke seksi stripping, selain itu katalis juga dipisahkan pada

cyclone dekat reaktor dengan memanfaatkan gaya sentrifugal sehingga katalis

terpisah dari atomized hidrocarbon berdasarkan perbedaan densitasnya dan jatuh

Page 51: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

81

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

ke seksi stripping. Steam diinjeksikan ke stripping untuk mengambil hidrokarbon

yang masih menempel pada permukaan spent catalyst. Atomized hidrocarbon

yang terkumpul di plenum chamber keluar dari top riser mengalir ke main column

(15-C-101) pada seksi fraksinasi.

Regenerator dibagi menjadi dua bagian, yaitu bagian atas dan bagian

bawah. Dari stripping, spent catalyst turun ke regenerator (15-R-101) pada

bagian upper regenerator. Spent catalyst diregenerasi dengan membakar coke

yang menempel pada permukaan katalis dengan mengalirkan udara pada katalis.

Coke terjadi akibat reaksi cracking dan tidak bisa diambil oleh steam pada

stripping sehingga mengurangi aktivitas katalis. Pada bagian upper regenerator

terjadi partial combustion, dimana coke akan dibakar menjadi CO. Coke yang

dibakar hanya 80%. Sedangkan pada bagian lower regenerator terjadi total

combustion, dimana semua sisa coke dibakar menjadi CO2.

Gas CO dari upper regenerator ini tidak langsung dibuang karena dapat

mencemari lingkungan, tetapi dibakar terlebih dahulu pada CO boiler menjadi

CO2. Hal ini dilakukan dengan melewatkan fuel gas yang mengandung CO

tersebut ke dalam cyclone terlebih dahulu untuk mengambil partikel katalis yang

terikut. Tekanan fuel gas yang keluar dikurangi dengan memanfaatkan panas hasil

pembakaran CO menjadi CO2 dalam. CO boiler untuk memproduksi steam

tekanan tinggi. Biasanya electostatic presipitator digunakan untuk mengambil

debu katalis yang masih ada sebelum keluar dari stack, namun saat ini RCC belum

dilengkapi alat tersebut.

Setelah dibakar di upper regenerator, katalis dialirkan ke lower

regenerator. Aliran katalis ini diatur untuk mengontrol level lower regenerator,

temperatur lower regenerator slide valve, dan catalyst cooler slide valve.

Kelebihan udara dalam lower regenerator digunakan untuk membakar coke yang

tersisa pada katalis dan diarahkan pembakarannya menjadi CO2. Katalis panas

dari lower generator dialirkan ke riser melalui regenerated slide valve untuk

kembali beroperasi, tetapi sebelumnya didinginkan dengan catalyst cooler terlebih

Page 52: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

82

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

dahulu. Catalyst cooler (15-V-501) mengambil kelebihan panas dari regenerator

oleh boiler feed water (BFW) dan diubah menjadi steam.

Main Column Section

Atomized hidrokarbon hasil reaksi cracking dialirkan dari reaktor ke

column fraksionator untuk dipisahkan menjadi Decant Oil / Slurry Oil (DCO),

Heavy Cycle Oil (HCO), Light Cycle Oil (LCO), naphta, unstabilized gasoline,

dan wet gas. Atomized hidrocarbon masuk ke bottom kolom dan didinginkan

sebelum pemisahan terjadi.

Pendinginan ini dilakukan dengan sirkulasi sebagian DCO dari bottom

kolom yang melalui steam generator (15-E-104) dan beberapa heat exchanger.

Sirkulasi DCO dingin dikembalikan ke kolom sebagai refluks. Sebagian DCO

masuk ke stripper untuk dipisahkan dari fasa gas nya, kemudian melalui beberapa

exchanger untuk memanaskan feed dan masuk ke tangki produk.

Dari seksi DCO terjadi penguapan / fraksinasi pertama, yaitu seksi HCO.

HCO tidak diambil dan hanya digunakan sebagai refluks pendingin, pengatur

penguapan dan pemanas untuk raw oil preheater dan debutanizer reboiler di

dalam gas concentration section. HCO digunakan untuk menjaga temperatur

kolom bagian bawah tempat masuknya feed yang panas agar tetap dibawah 350oC

sehingga mencegah terbentuknya coke. Net HCO kadang-kadang diambil untuk

bahan bakar pada torch oil.

Dari seksi HCO, penguapan terus terjadi dan masuk ke seksi LCO.

Sebagian produk LCO dikirim ke sponge absorber dalam Gas Concentration Unit

(Unit 16). LCO akan mengabsorp C3, C4, dan beberapa C5 dan C6 yang terikut dari

material sponge gas dan dikembalikan ke main column. Kandungan CO diambil

melalui LCO stripper column (15-C-103) untuk mengatur flash point. Sebelum

LCO masuk ke storage, panasnya digunakan untuk raw charge preheater, Gas

Concentration Unit, dan stripper reboiler debutanizer.

Produk atas main column lainnya adalah heavy naphta. Heavy naphta

tidak diambil menjadi produk sama hal nya dengan HCO. Sirkulasi naphta

digunakan dalam preheater umpan atau peralatan penukar panas lain sebelum

Page 53: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

83

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

kembali ke kolom sebagai refluks. Sebelum kembali ke kolom, heavy naphta

ditambahkan wild naphta/heavy naphta dari GO HTU dan LCO HTU untuk

menambah naphta yang akan dihasilkan RCC pada seksi teratas kolom.

Light gas dan gasoline/naphta teruapkan melalui top column (seksi teratas)

dan melewati overhead condenser untuk dikondensasikan dan dipisahkan dalam

(15-V-106) menjadi fraksi air, fraksi minyak, dan fraksi gas. Sebagian dari

unstabilized gasoline (fraksi minyak) dikirim kembali ke main column sebagai

refluks. Sebagian fraksi minyak dan fraksi gas dikirim ke Gas Concentration Unit

untuk diproses lebih lanjut, dan fraksi air dikirim ke SWS.

2.3.2. Light End Unit (LEU)

Unit ini terdiri dari :

Unsaturated Gas Plant (Unit 16)

LPG Treatment (Unit 17)

Gasoline Treatment (Unit 18)

Propylene Recovery (Unit 19)

Catalytic Condensation (Unit 20)

2.3.2.1. Unit 16: Unsaturated Gas Plant (USGP / UGC)

Unit ini berfungsi untuk memisahkan produk top, kolom utama RCCU

menjadi Stabilized gasoline, LPG dan Non Condensable Lean Gas yang sebagian

akan dipakai sebagai lift gas sebelum mengalami treating di unit Amine sebagai

off gas.

Unit ini menghasilkan sweetened fuel gas yang dikirim ke Refinery Fuel

Gas System untuk diproses lebih lanjut. Unit ini juga menghasilkan untreated LPG

yang akan diproses lebih lanjut di LPG Treatment Unit (Unit 17) dan gasoline

yang akan diproses lebih lanjut di Gasoline Treatment Unit (Unit 18).

Unsaturated Gas Plant yang dioperasikan bersama-sama dengan RCC unit

dirancang untuk mengolah 83.000 BPSD Atmospheric Residue.

Unit ini terbagi atas tujuh seksi aliran, yaitu :

1. Seksi Wet Gas Compressor

Page 54: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

84

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

2. Seksi High Pressure Absorber

3. Seksi Primary Absorber

4. Seksi Sponge Absorber

5. Seksi Amine

6. Seksi Stripper

7. Seksi Debutanizer

Tah a pan P ro s e s :

Seksi Wet Gas Compressor

Over head product dari RCU yaitu off gas (campuran metana, etana, dan

H2S), LPG (campuran propilen dan propana) serta naphta (campuran butana,

butilena, dan C5+) masuk ke dalam vessel (15 V-106). Off gas akan dialirkan ke

flare, fraksi ringan akan masuk ke vessel (16 V-101), sementara fraksi minyak

berat (lebih berat dari naphta) akan dipompa masuk ke dalam kolom (16 C-101).

Fraksi ringan dari (15-V-106) yang telah berada di (16-V-101) akan masuk ke

dalam WGC (Wet Gas Compressor) dua tingkat kemudian ke cooler sampai

akhirnya masuk ke dalam vessel (16-V-104).

Seksi High Pressure Receiver

Vessel (16-V-104) disebut juga High Pressure Receiver (HPR) yang

berfungsi sebagai surge drum, meredam perubahan yang diakibatkan proses, dan

memisahkan lagi fraksi ringan hasil pemisahan di (15-V-106) menjadi fraksi

ringan dan fraksi berat. Fraksi ringannya (off gas dan sebagian LPG) akan masuk

ke bagian bawah primary absorber (16-C-101) sementara fraksi beratnya (LPG

dan naphta) akan dipompa masuk ke dalam stripper (16-C-103) setelah melalui

pemanasan oleh heat exchanger (16-E-108).

Di dalam HPR sudah terjadi pemisahan fraksi ringan dan fraksi beratnya,

namun sejumlah off gas dan LPG dalam fasa uap masih ada yang terdapat dalam

fasa cair karena kurang sempurnanya pemisahan dan tekanan tinggi, oleh karena

itu perlu pemisahan lebih lanjut melalui stripper dan debutanizer.

Seksi Stripper

Page 55: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

85

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Fungsi dari stripper adalah untuk menghilangkan C2 dan fraksi yang lebih

ringan seperti H2 dan H2S yang terkandung dalam fraksi minyak dari HPR. Dalam

stripper tersebut, fraksi ringan yang masih terikut dalam fraksi berat yang masuk

akan dikembalikan ke dalam vessel (16-V-104), sementara fraksi berat yang telah

di stripped (LPG dan naphta) akan masuk ke dalam debutanizer (16-C-104).

Seksi Debutanizer

Fungsi debutanizer ini adalah untuk memisahkan untreated LPG dengan

untreated naphta/gasoline dengan cara mengstrip butan (komponen berat LPG).

Produk untreated gasoline dari debutanizer dipakai sebagai pemanas kolom

bawah debutanizer untuk mengangkat LPG dan pemanas umpan stripper yang

kemudian didinginkan untuk dialirkan ke Gasoline Treatment (unit 18) dan

sebagian dikembalikan ke primary absorber sebagai stabilized gasoline (gasoline

bebas LPG). LPG ditambahkan pada debutanizer receiver kemudian dipompakan

ke debutanizer sebagai refluks untuk mengurangi fraksi berat yang terikut pada

LPG dan ke LPG Treatment Unit (unit 17). Syarat keluaran LPG dari debutanizer

adalah wet test > 95, sedangkan syarat keluaran untrated gasoline adalah RVP <

9. Wet test menggambarkan jumlah pentan dan fraksi yang lebih berat yang terikut

di LPG, yang akan berwujud cair pada suhu kamar sehingga merugikan

konsumen. RVP menyatakan tekanan uap yang diakibatkan oleh fraksi ringan

yang terikut dalam untreated gasoline.

Seksi Primary Absorber

Fungsi dari primary absorber adalah untuk menyerap unsaturated C3 dan

C4 (LPG) dalam aliran gas HPR. Fraksi berat dari vessel (15-V-106) akan

bergabung dengan fraksi ringan dari vessel (16-V-104) dalam absorber (16-C-

101) untuk diambil fraksi beratnya (LPG). Absorbent yang digunakan adalah

stabillized gasoline/naphta dari debutanizer. Karena mekanisme absorbsi bersifat

eksotermik dan akan terjadi lebih baik pada temperatur rendah, maka absorber

dilengkapi dengan intercooling dimana naphta sebagai absorbent didiginkan

terlebih dahulu oleh chilled water dengan menggunakan freon untuk

meningkatkan perolehan LPG.

Page 56: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

86

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Fraksi ringan dari absorber dialirkan ke dalam sponge absorber (16-C-

102) agar lebih banyak fraksi berat yang terambil. Fraksi berat (LPG dan naphta)

dari primary absorber dikembalikan ke HPR untuk diproses lebih lanjut.

Seksi Sponge Absorber

Fraksi ringan dari primary absorber dialirkan ke bawah secondary

absorber atau sponge absorber. Pada sponge absorber, fraksi berat lainnya seperti

yang >C5 diambil dengan menggunakan kontak langsung dengan larutan

pengabsorb. Absorbent yang digunakan adalah LCO (Light Cycle Oil) yang

diperoleh dari main column RCC. Di dalam absorber ini terdapat foul ring yang

berfungsi untuk meningkatkan luas permukaan kontak antara fraksi yang akan di

absorb dengan absorbent.

Fraksi ringan keluarannya akan masuk ke knock out drum dimana akan

dipisahkan kembali fraksi gas dan fraksi beratnya, fraksi ringannya dibawa ke unit

amine, lift gas untuk RCC, dan offgas. Sedangkan fraksi beratnya (LCO dan

hidrokarbon > C5) dicampur fraksi berat (LCO dan hidrokarbon > C5) dari sponge

absorber dan dibawa ke main column RCC untuk direcycle.

Seksi Amine

Fraksi ringan dari knock out drum (16-V-105) masuk ke amine absorber

untuk dihilangkan kandungan H2Snya. Treated off-gas dialirkan ke unsaturated

treated gas knock out drum dan kemudian dialirkan ke fuel gas system. Amine

yang terbawa dikeluarkan dan masuk ke aliran rich amine.

2.3.2.2. Unit 17: LPG Treatment

Unit ini dirancang untuk mengolah feed dari produk atas debutanizer pada

Unsaturated Gas Plant sebanyak 22.500 BPSD, dan berfungsi untuk memurnikan

LPG produk Unsaturated Gas Plant Unit dengan cara mengambil senyawa

merchaptan dan organic sulfur lain untuk merubahnya menjadi senyawa sulfida.

Reaksinya:

H2S + 2NaOH → Na2S + H2O

2Na2S + 2O2 + H2O → Na2SO3 + 2NaOH

Page 57: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

87

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

RSH + NaOH → NaSR + H2O

2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH

Produk yang dihasilkan yaitu treated mixed LPG untuk selanjutnya dikirim

ke Propylene Recovery Unit (unit 19). Unit LPG Treatment Unit dirancang untuk

mengolah feed dari produk atas debutanizer pada Unsaturated Gas Plant

sebanyak 22.500 BPSD.

Tah a pan P ro s e s :

Unit ini terdiri dari tiga system aliran proses, yaitu:

1. Sistem Ekstraksi Hidrogen Sulfida

2. System Ekstraksi Merchaptan

3. System Aquafinansi

Sistem Ekstraksi Hidrogen Sulfida di Vessel I

Unsaturated LPG melewati strainer untuk menghilangkan partikel-partikel

padatan yang berukuran lebih besar dari 150 mikron. Lalu masuk ke H2S

ekstraktor fiber film contactor, dimana akan terjadi kontak dengan caustic.

Pemisahan antara fase LPG dengan larutan caustic terjadi di separator. LPG

mengalir berlawanan arah dengan caustic, yaitu keluar dari bagian puncak menuju

tahap ekstraksi merkaptan, sedangkan caustic mengalir ke bawah dan keluar

menuju tempat penampungan caustic.

Dalam tahap ekstraksi, H2S yang terkandung dalam LPG akan bereaksi

dengan caustic bebas yang akan menjadi spent caustic.

Sistem Ekstraksi Merkaptan Sulfur di Vessel II dan Vessel III

LPG yang berasal dari sistem ekstraksi H2S selanjutnya masuk ke dalam

sistem ekstraksi merkaptan sulfur. Setelah melalui dua stage ektraksi merkaptan

sulfur, LPG akan terpisah dari caustic dan keluar dari bagian atas separator.

Selanjutnya LPG akan mengalir ke seksi System Aquafining.

Sistem Aquafinasi di Vessel IV

Aliran treated LPG dari separator yang masih mengandung sejumlah kecil

entrainment caustic, selanjutnya masuk ke bagian puncak contactor (Vessel IV)

Page 58: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

88

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

dimana terjadi kontak dengan serat-serat logam yang dibasahi oleh sirkulasi air.

LPG dan larutan air yang disirkulasikan mengalir secara countercurrent dan

melalui shroud contractor, dimana caustic yang terikat akan diambil oleh air.

LPG yang telah tercuci kemudian diproses lebih lanjut di Propylene Recovery

Unit.

2.3.2.3. Unit 18: Gasoline Treatment

Unit ini berfungsi untuk mengolah produk napthta dari Unsaturated Gas

Plant gar produksi yang dihasilkan memenuhi standar kualitas komponen

blending premium. Produk yang dihasilkan berupa Treated gasoline dengan

kapasitas 47.500 BPSD.

Reaksi yang terjadi pada proses ini adalah :

2RSH + 2NaOH → 2NaSR + 2H2O

2NaSR + H2O + ½ O2 → RSSR + 2NaOH

2RSH + ½ O2 → RSSR + H2O

2NaOH + H2S → Na2S + H2O

2Na2S + 2O2 + H2O → Na2SO3 + 2NaOH

Unit Gasoline Treatment ini dirancang untuk memproses sebanyak 47500

BPSD Untreated RCC Gasoline yang dihasilkan oleh unit RCC. Unit ini

dirancang dapat beroperasi pada penurunan kapasitas hingga 50 %.

Tahapan P ro s e s :

Untreated RCC Gasoline (RCCG) mengalir ke dalam sistem caustic treating

sebanyak 47500 BPSD yang terbagi dua secara paralel. Udara untuk oksidasi

diinjeksikan di bagian upstream fiber film contractor (FFC) melewati air sparger.

RCCG selanjutnya mengalir melewati tahapan ekstraksi merkaptan di bagian

puncak FFC, dimana akan terjadi kontak dengan bahan-bahan film yang telah

dibasahi dengan caustic yang berasal dari pompa recycle caustic.

Banyaknya aliran sirkulasi caustic kira-kira 20% volume dari aliran untreated

RCCG. Pemisahan antara fase RCCG dengan caustic terjadi di separator.

Hidrokarbon dan larutan caustic mengalir ke bawah terjadi ekstraksi H2S dan

oksidasi merkaptan.

Page 59: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

89

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

2.3.2.4. Unit 19: Propylene Recovery Unit (PRU)

Unit ini berfungsi untuk menghasilkan High Purity Prophylene selain

propana dan campuran butana, dengan saturated LPG dari treater sebagai umpan.

Fungsi utama dari unit ini adalah memisahkan mixed butane dan memproses LPG

C3 dan C4 dari gas concentration unit untuk mendapatkan produk propilene dengan

kemurnian yang tinggi (99,6%). Produk lain yang dihasilkan dari unit ini adalah

propan dan campuran butane/butilen yang kemudian akan dialirkan ke Catalitic

condensation Unit (Unit 20).

Proses yang digunakan dalam unit ini untuk menjenuhkan senyawa diolefin

menjadi monolefin adalah Selective Hydrogenation Processes (SHP) dengan

Reaktor Huels. Reaksi kimia SHP ini berlangsung dalam kondisi fase cair dalam

fixed bed catalyst dengan jumlah H2 yang digunakan hanya secukupnya.

Reaksi yang terjadi:

CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH2=CH-CH2-CH3 (1-butene)

CH2=CH-CH=CH2 + H2 → CH3-CH=CH-CH3 (2-butene)

Kemungkinan terjadi reaksi samping

1-butena butena

2-butena

Jenis kontaminan yang harus dihilangkan dari aliran produk adalah

Carbonyl sulfide (COS) yang terbentuk dari sisa-sisa sulfur yang masih

terkandung dalam natural gas dalam RCC unit.

H2S + CO2 COS + H2O

Untuk Menghilangkan COS dari LPG, digunakan Mono Ethanol Amine

(MEA) dan NaOH dengan reaksi sebagai berikut:

COS + 2MEA Diethanol Urea + H2S

H2S + 2 NaOH Na2S + 2H2O

COS + 2MEA +2NaOH Diethanol urea + Na2S +2H2O

Page 60: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

90

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Unit ini mampu menghasilkan propylene sebesar 7.150 BPSD atau 82776

Kg/Hr atau 146,9 M3/Hr..

Tah a pan P ro s e s :

Feed Propylene Recovery Unit ini adalah Treated LPG (Liquid Petroleum

Gas) yang berasal dari LPG (Liquid Petroleum Gas) treatment Unit (unit 17).

Feed dipompakan ke C3/C4 splitter (19-C-101) pada suhu 38 oC dan tekanan 12,3

kg/cm2g. Sebelum masuk ke C3/C4 Splitter, feed dipanaskan sampai suhu 69,7 oC

oleh Splitter Feed/Bottom Exchanger (19-E-101). Pada C3/C4 Splitter (19-C-101)

akan dipisahkan antara mixed C3 pada bagian atas dan mixed C4 pada bagian

bawah.

Mixed C4 yang terbentuk di bottom C3/C4 Splitter (19-C-101) sebagian

dipanaskan di C3/C4 Splitter Reboiler dan sebagian lagi dikirim ke Catalytic

Condensation Unit (Unit 20). Namun sebelumnya mixed C4 ini akan mengalami

penurunan suhu secara bertahap di Splitter Feed/Bottom Exchanger (19-E-101)

dari 107,3 oC ke 64 oC kemudian di C3/C4 Splitter Net Bottom Cooler (19-E-104)

sampai suhu 36,7 oC. Jika mixed C4 masih tersisa, maka dikirim ke tangki

penampungan. Sebagai pemanas di C3/C4 Splitter Reboiler selain dari mixed C4

juga naphta yang merupakan produk dari RCC (Residue Catalytic Cracker) Unit

(unit 15) yang dialirkan melalui pompa (15-P-109 AB).

Uap yang terbentuk di bagian overhead masuk ke C3/C4 Splitter Condenser

(19-E-102) pada suhu 48,9 oC, sedangkan kondensat yang terbentuk masuk ke

C3/C4 Splitter Receiver (19-V-101). Sebagian mixed C3 direfluks ke C3/C4 Splitter

(19-C-101) melalui pompa (19-P-102 A/B). Mixed C3 bersih dialirkan ke Solvent

Settler (19-V-103) oleh pompa (19-P-102 A/B).

Pada Solvent Settler (19-V-103), mixed C3 dihilangkan kandungan

sulfurnya yang biasa disebut COS (Carbonyl Sulphide). Solvent yang digunakan

adalah campuran dari 20oBe caustic dan MEA (Mono Ethanol Amin). Spent

caustic ini berasal dari Catalytic Condensation Unit (unit 20) dan ditampung di

Caustic Degassing Drum (19-V-105). Kemudian solvent mengalir dari bawah

solvent settler (19-V-103) untuk disirkulasikan kembali dengan mixed C3.

Page 61: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

91

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Kecepatan alir dari solvent diatur mendekati 15 % dari kecepatan alir LPG

(Liquid Petroleum Gas). Secara periodik kebutuhan solvent diganti. Kemudian

spent caustic / MEA (Mono Ethanol Amine) dipompa keluar ke Water Degassing

Drum (19-V-106) melalui pompa 19-P-113 yang selanjutnya dikirim ke Sour

Water Stripper Unit (unit 24).

Dari Solvent Settler (19-V-103), mixed C3 dikirim ke Wash Water Column

(19-C-103) untuk dikontakkan dengan larutan phospat dari arah berlawanan

(counter current). Produk atas kolom ini dipisahkan airnya pada sand filter (19-S-

101), sedangkan produk bottom sebagian di-recycle dan sebagian lagi ditampung

di water degassing drum (19-V-106) untuk kemudian dikirim ke unit 24 (Sour

Water Stripper Unit).

Mixed C3 dari sand filter dikeringkan airnya di C3 Feed Driers (19-V-104

A/B). Keluaran C3 Feed Driers (19-V-104 A/B) tersebut diperiksa kadar

moisture-nya untuk keperluan regenerasi drier.

Dari C3 Feed Drier (19-V-104 A/B), mixed C3 yang tidak mengandung air

dikirim ke C3 Splitter (19-C-102). Mixed C3 masuk ke C3 Splitter (19-C-102) pada

satu dari tiga Feed Nozzle dengan dikontrol tekanannya untuk mendapatkan

kondisi yang diinginkan. Pada C3 Splitter (19-C-102) dipisahkan antara propane

dan propylene.

Uap propylene terbentuk di bagian atas overhead dan propane di bottom.

Propane yang dihasilkan dikirim ke tangki penampungan menggunakan pompa

(19-P-103 A/B), sedangkan propylene masuk ke C3 Splitter Flash Drum (19-V-

102). Sebagian propylene direfluks dan sebagian lagi dikompresikan oleh C3

Splitter Heat Pump Compressor (19-K-111) untuk memanaskan propana di C3

Splitter Reboiler. Propylene kemudian dialirkan ke COS Removal melalui pompa

19-P-105 A/B untuk dipisahkan kandungan COS-nya (Carbonyl Sulphide).

Selanjutnya propylene dialirkan ke Propylene Metals Treater (19-V-111) untuk

memisahkan logam (arsin, phospin dan logam lainnya) agar memenuhi spesifikasi

produk yang diinginkan.

Page 62: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

92

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

Dari metal treater , propylene dimasukkan ke reaktor SHP (Selective

Hydrogenation Process) Reactor (19-R-101 A/B) untuk mengubah kandungan

diane dan acetylene yang ada menjadi mono olefin guna memenuhi persyaratan

produksi. Propylene keluaran reaktor didinginkan dan dikirim ke tangki

penampungan dengan dilengkapi analisa kandungan propane. Namun sampai saat

ini reaktor SHP (Selective Hydrogenation Process) Reactor (19-R-101 A/B) tidak

digunakan karena tidak terdapat diene dan acetylene pada produk propylene

sehingga produk propylene yang telah dihilangkan metalnya di Metals Treater

(19-V-111) langsung ditampung di tangki penampungan.

2.3.2.5. Unit 20: Catalytic CondensationUnit (CCU)

Catalytic condensation merupakan suatu reaksi alkilasi dan polimerisasi

dari senyawa olefin menjadi produk dengan fraksi tinggi dengan katalis Solid

Phosporus Acid. Unit ini berfungsi untuk mengolah campuran butane/butilene

dari Propylene Recovery Unit (Unit 19) menjadi gasoline dengan angka oktan

yang tinggi. Unit ini berkapasitas 13.000 BPSD dengan tiga reaktor paralel.

Selain butan, produk yang dihasilkan dari unit ini adalah gasoline dengan

berat molekul tinggi yang disebut polygasoline. Produk polygasoline ini dibentuk

dari campuran senyawa-senyawa C4 tak jenuh (butilen) dan butan dari RCC

Complex dengan proses UOP. Produk yang dihasilkan CCU ini yaitu polygasoline

dan butane.

Reaksinya:

CH3 CH3

CH3-C=CH2 + CH3-CH-CH3 → CH3-C-CH2-CH-CH3 + panas

CH3 CH3 CH3

(isobutilen) (isobutan) (isooktan/polygasoline)

Tah a pan P ro s e s :

Seksi Reaktor

Page 63: Pertamina Ru Vi Bab II Deskripsi Proses

S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta

93

Laporan Praktek KerjaPT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

UOP catalytic merupakan salah satu unit yang dirancang UOP untuk

memproses Unsaturated Mixed Butan dari unit-unit RCC complex. Feed

campuran butane/butilene dari Propylene Recovery Unit masuk ke wash water

column untuk dicuci dengan larutan fosfat secara counter current untuk

memudahkan reaksi (katalis) dan menghilangkan kotoran. Wash water sebagian

disirkulasi dan sisanya dibuang. Campuran butana bersama aliran rectifier

dipompakan ke tiga reaktor yang dipasang secara pararel. Pada reaktor terjadi

reaksi isomerisasi (membentuk isobutan dan isobutilen) dan alkilasi.

Seksi Rectification

Hasil reaktor disaring oleh filter untuk mencegah katalis padat terikut

dalam produk. Effluentnya masuk ke flash rectifier. Di dalam rectifier ini, effluent

dipisahkan dengan cara penguapan menghasilkan saturated LPG, polygasoline,

dan unreacted umpan sebagai hasil bawah. Sedangkan hasil atasnya berupa uap

butilen dan butan yang dialirkan ke rectifier receiver untuk dijadikan kondensat

seluruhnya. Kondensat yang terbentuk sebagian dikembalikan ke flash rectifier

sebagai refluks dan sebagian sebagai produk recycle untuk kembali direaksikan

pada reaktor. Hasil bawah flash rectifier masuk ke stabilizer.

Seksi Stabilizer

Umpan masuk ke tray 16 dari 30 tray, dimana pada seksi ini terjadi

pemisahan secara distilasi. Hasil atas berupa LPG butana kemudian masuk ke

stabilizer receiver dan dihilangkan airnya dengan water boot. Kondensat yang ada

sebagian dikembalikan ke stabilizer dan sebagian dialirkan ke caustic wash (untuk

menyerap senyawa sulfur) kemudian dialirkan ke sand filter (untuk menyaring

padatan natrium) dan selanjutnya dimasukkan ke storage. Produk bawahnya

berupa polygasoline didinginkan sebelum masuk ke tangki penyimpanan.


Top Related