loc iii htu

Laporan Kerja Praktek PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap

Laporan Kerja Praktek Juli – Agustus PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap 1 Lube Oil Complex III (LOC III)

BAB I

PENDAHULUAN

I.1. Sejarah Singkat PERTAMINA RU IV Cilacap

Minyak bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang dapat

menghasilkan energi baik untuk bahan bakar maupun untuk pembangkit tenaga

listrik. Bagi Indonesia, minyak bumi merupakan sumber daya alam yang sangat

penting. Hal ini disebabkan karena disamping untuk keperluan dalam negeri, juga

diperuntukkan menambah devisa melalui ekspor Migas. Seiring dengan

perkembangan industri dan pembangunan di Indonesia maka kebutuhan energi

akan meningkat dari tahun ke tahun.

Perkembangan penggunaan minyak bumi dewasa ini terus berkembang

dan semakin meningkat. Minyak bumi merupakan salah satu sumber energi utama

yang masih digunakan, terutama untuk pembangkit tenaga listrik serta sebagai

baham bakar berbagai jenis mesin. Konsumsi minyak bumi ini terus meningkat

terutama untuk keperluan dalam negeri diantaranya mencapai 34 % sebagai bahan

bakar minyak (BBM) untuk kebutuhan pulau Jawa.

Untuk itu, Pemerintah Indonesia mengeluarkan UU No. 19/1960 Tentang

Perusahaan Negara dan UU No. 44/1960 Tentang Pertambangan Minyak dan Gas

Bumi. Atas dasar kedua Undang-Undang tersebut, maka pada tahun 1961

dibentuk perusahaan negara sektor Minyak dan Gas Bumi, yaitu:

PN PERTAMIN

PN PERMINA

Kedua perusahaan tersebut bertindak selaku kuasa pertambangan yang

usahanya meliputi bidang gas dan minyak bumi dengan kegiatan sebagai berikut:

Eksplorasi

Eksploitasi

Pemurnian dan Pengelolaan

Pengangkutan

Kemudian, kedua perusahaan tersebut digabung menjadi PN

PERTAMINA. Untuk kelanjutan dan perkembangannya, maka Pemerintah

mengeluarkan UU No. 8/1971 Tentang PERTAMINA sebagai Pengelolaan



Tunggal di Bidang Minyak Dan Gas Bumi di Indonesia. Kemudian berubah

menjadi PT PERTAMINA (Persero) berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 31

Tahun 2003 sebagai amanat dari pasal 60 UU no. 22 th 2001 tentang Minyak dan

Gas Bumi.

PERTAMINA memiliki unit-unit operasi yang tersebar di seluruh

Indonesia yang meliputi beberapa operasi Eksplorasi dan Produksi, 7 Refinery

Unit, 8 Unit Pemasaran.

Sejalan dengan pembangunan yang meningkat pesat, maka kebutuhan

akan produk minyak bumi akan semakin bertambah. Untuk itu perlu dibangun

Refinery Unit minyak bumi guna memenuhi kebutuhan yang semakin meningkat

tersebut. Dalam usaha tersebut, maka pada tahun 1974 dibangun kilang minyak di

Cilacap yang dirancang untuk mengolah bahan baku minyak mentah dari Timur

Tengah, dengan maksud selain untuk mendapatkan produk BBM, juga untuk

mendapatkan bahan dasar minyak pelumas dan aspal.

Pembangunan kilang di Cilacap merupakan pembangunan salah satu dari

unit-Refinery Unit yang ada di Indonesia. Pertamina Refinery Unit IV Cilacap

berada di bawah tanggung jawab Direktorat Hilir PERTAMINA. Refinery Unit IV

Cilacap ini merupakan Refinery Unit terbesar yang dikelola PERTAMINA secara

keseluruhan yang dilihat dari hasil produksinya.

Kilang Minyak Cilacap didirikan dengan maksud untuk menghasilkan

produk BBM dan non-BBM guna memenuhi kebutuhan dalam negeri yang selalu

meningkat dan mengurangi ketergantungan terhadap suplai BBM dari luar negeri.

Pembangunan kilang minyak di Cilacap dilaksanakan dalam tiga tahap, yaitu

Kilang Minyak I, Kilang Minyak II, dan Kilang Paraxylene.



Tabel I.1. Refinery Unit PERTAMINA dan Kapasitasnya

Refinery Unit (RU) Kapasitas (barel/hari)

RU I Pangkalan Brandan 5.000 *

RU II Dumai dan Sungai Pakning 170.000

RU III Plaju dan Sungai Gerong 135.000

RU IV Cilacap 348.000

RU V Balikpapan 270.000

RU VI Balongan, Indramayu 125.000

RU VII Kasim, Sorong 10.000

* sudah tidak beroperasi sejak tahun 2006

Gambar I.1. Lokasi Refinery Unit Pertamina Seluruh Indonesia

(Sumber: PT. PERTAMINA, 2010)

Sejalan dengan pembangunan yang meningkat dengan pesat, maka

kebutuhan minyak bumi akan terus semakin bertambah. Untuk itu perlu dibangun

unit pengolahan minyak bumi guna memenuhi kebutuhan yang semakin

meningkat tersebut. Dalam usaha tersebut maka pada tahun 1974 dibangunlah

kilang minyak yang dirancang untuk mengolah bahan baku minyak mentah dari

Timur Tengah, dengan maksud selain untuk mendapatkan produk BBM, juga

untuk mendapatkan bahan dasar minyak pelumas dan aspal.

Pembangunan kilang di Cilacap merupakan pembangunan salah satu dari

unit-unit pengolahan yang ada di Indonesia. Refinery Unit IV Cilacap ini

merupakan unit pengolahan terbesar yang dikelola Pertamina secara keseluruhan



yang dilihat dari hasil produksinya. Kilang Cilacap ini memasok 34% kebutuhan

BBM nasional atau 67% kebutuhan BBM di Pulau Jawa. Selain itu, kilang ini

merRUakan satu-satunya kilang di tanah air saat ini yang memproduksi aspal dan

base oil untuk kebutuhan pembangunan infrastruktur di tanah air. Kilang Minyak

Cilacap didirikan dengan maksud untuk menghasilkan produk BBM dan Non

BBM guna memenuhi kebutuhan dalam negeri yang selalu meningkat dan

mengurangi ketergantungan terhadap suplai BBM dari luar negeri.

Pembangunan kilang minyak di Cilacap dilaksanakan dalam lima tahap

yaitu Kilang Minyak I, Kilang Minyak II, Kilang Paraxylene, Debottlenecking

Project, dan Kilang LPG & SRU. Garis besar proses pengolahan minyak bumi

yang dilakukan di Pertamina RU IV Cilacap dapat ditunjukkan pada Gambar 1.

Gambar I.2. Diagram Blok Proses Pertamina RU IV


Mixed Crude(domestic&

import) 230 MBSD

LPG Gasoline Kerosene Avtur ADO/IDO IFO LSWR

Base Oil Parafinic Minarex Aspal Slack Wax IFO

Middle East Crude

118 MBSD

Long residue

LOC I/II/III

LPG Paraxylene Benzene Raffinate Heavy-Aromate Toluene

FOC II

FOC I Paraxylene

Naphta



I.1.1. Kilang Minyak I

Pembangunan Kilang Minyak I dimulai tahun 1974 dan mulai beroperasi

pada 24 Agustus 1976 setelah diresmikan oleh Presiden Soeharto. Kilang ini

dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij (SIPM), sedangkan

kontraktornya adalah Fluor Eastern Inc. yang dibantu oleh beberapa sub

kontraktor dari perusahaan Indonesia dan asing. Selaku pengawas dalam

pelaksanaan proyek ini adalah Pertamina.

Kilang Minyak I didesain untuk menghasilkan produk BBM dan NBM

(minyak dasar pelumas dan aspal). Oleh karena itulah bahan baku kilang ini

adalah minyak mentah dari Timur Tengah , yaitu Arabian Light Crude (ALC)

yang kadar sulfurnya cukup tinggi (sekitar 1,88% / berat). Kandungan sulfur

dalam minyak mentah dibutuhkan untuk menjaga stabilitas oksidasi pada

komponen Lube Base Oil. Kandungan sulfur dalam aspal juga dapat

meningkatkan ketahanan aspal terhadap deformasi dan cuaca yang berubah- ubah.

Namun, kandungan sulfur tidak boleh terlalu tinggi supaya tidak menyebabkan

korosi pada peralatan proses. Sementara untuk saat ini, bahan baku kilang bukan

hanya ALC melainkan juga Iranian Light Crude (ILC) dan Basrah Light Crude

(BLC).

Kilang ini dirancang dengan kapasitas pengolahan 100.000 barel/hari.,

akan tetapi karena meningkatnya kebutuhan konsumen, kapasitas kilang ini

ditingkatkan menjadi 118.000 barrel/hari melalui Debottlenecking Project pada

tahun 1997/1998. Kilang Minyak I Pertamina Unit Pengolahan IV Cilacap

meliputi :

a. Fuel Oil Complex (FOC I), untuk memproduksi BBM.

b. Lube Oil Complex (LOC I), untuk memproduksi lube base oil dan aspal.

c. Utilitas Complex I (UTL I), menyediakan semua kebutuhan utilitas dari unit-

unit proses seperti steam, listrik, angin instrumen, air pendingin serta fuel

system.

d. Offsite Facilities, yaitu sebagai fasilitas penunjang yang terdiri dari tangki-

tangki storage, flare sistem, utilitas, dan environment system.



Tabel I.2. Kapasitas desain tiap unit pada FOC I dan LOC I

Fuel Oil Complex I (FOC I) Lube Oil Complex I (LOC I)

Unit proses Kapasitas

(ton/hari)


(ton/hari)

Crude Distiller 13.650 High Vacuum Unit 3.184

Naphtha Hydrotreater 2.275 Propane Deasphalting

Unit

784

Gas Oil HDS 2.300 Furfural Extraction

Unit

991-1.580

Platformer 1.650 MEK Dewaxing Unit 226-337

Propane Manufacturing 43,5

Kerosine Merox Treater 1.940

Sour Water Stripper 743,469

N2 Plant

N2 gas 100Nm3/jam

N2 cair 65Nm3/jam

CRP Unit 1615,2

I.1.2. Kilang Minyak II

Pembangunan kilang minyak kedua dimulai tahun 1981 dan mulai

beroperasi setelah diresmikan pada 4 Agustus 1983 dan merupakan perluasan dari

kilang minyak pertama. Perluasan ini dilakukan mengingat peningkatan konsumsi

BBM yang menjadi tidak seimbang lagi dengan produksi yang ada. Kompleks

BBM (Fuel Oil Complex II) di kilang ini dirancang oleh Universal Oil Product

(UOP) sedangkan Kompleks Bahan Dasar Minyak Pelumas (Lube Oil Complex II

dan III) dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij (SIPM), dan

offsite facilities oleh Fluor Eastern Inc. Kontraktor utama untuk pembangunan

kilang ini adalah Fluor Eastern Inc. Dan dibantu oleh kontraktor- kontraktor

nasional.

Sebelum diadakan Debottlenecking Project pada tahun 1997/1998,

kapasitas Kilang minyak kedua yang berkapasitas 200.000 barel/hari tetapi setelah

diadakan proyek tersebut, kapasitasnya meningkat menjadi 230.000 barrel/hari.



Kilang ini dirancang untuk mengolah minyak mentah dalam negeri yang memiliki

kadar sulfur lebih rendah dari pada ALC. Minyak mentah ini merupakan

campuran dengan komposisi 80 % Arjuna Crude dan 20 % Attaka Crude yang

pada perkembangan selanjutnya menggunakan crude lain dengan komposisi yang

menyerupai rancangan awal.

Area Kilang Minyak II meliputi:

a. Fuel Oil Complex II (FOC II) yang memproduksi BBM.

b. Lube Oil Complex II (LOC II) yang memproduksi bahan dasar minyak

pelumas dan aspal.

c. Lube Oil Complex III (LOC III) yang juga memproduksi bahan dasar minyak

pelumas dan aspal.

d. Utilitas Complex II (UTL II) yang fungsinya sama dengan UTL I.

Tabel I.3. Kapasitas desain tiap unit pada FOC II dan LOC II/III

Fuel Oil Complex II (FOC II) Lube Oil Complex II (LOC II)


(ton/hari)


(ton/hari)

Crude Distiller II 26.680 High Vacuum Unit 2.238

Naphtha Hydrotreater II 2.441 Propane Deasphalting Unit 538

CCR Platformer II 2.441 Furfural Extraction Unit 478-573

LPG Recovery 730 MEK Dewaxing Unit 226-337

AH Unibon 2.680

Visbreaker 8.387

Thermal Distillate HDT 1.800

Naphta Merox Treater 1.620

Berdasarkan pertimbangan adanya bahan baku naphta dan sarana

pendukung seperti tangki, dermaga dan utilitas maka pada tahun 1988

dibangunlah Kilang Paraxylene Cilacap (KPC) guna memenuhi kebutuhan bahan

baku kilang PTA (Purified Terephtalic Acid) di Plaju, sekaligus sebagai usaha

meningkatkan nilai tambah produk kilang BBM.



I.1.3. Kilang Paraxylene

Kilang paraxylene dibangun pada tahun 1988 dan sebagai kontraktor

pelaksanaannya adalah Japan Gasoline Corporation (JGC). Kilang ini mulai

beroperasi, setelah diresmikan oleh Presiden RI pada 20 Desember 1990.

pembangunan kilang ini didasarkan pada pertimbangan adanya bahan baku

Naphtha dan sarana pendukung yang tersedia, seperti tangki, dermaga, dan

utilitas. Pertamina RU IV semakin penting dengan adanya kilang paraxylene,

karena dengan mengolah 590.000 ton/tahun naphta menjadi produk utama

paraxylene, benzene, dan produk samping lainnya, otomatis RU IV menjadi satu-

satunya unit pengolahan minyak bumi di Indonesia yang terintegrasi dengan

industri petrokimia.

Jenis produk kilang paraxylene yaitu: paraxylene, benzene, LPG, raffinate,

heavy aromate, dan fuel gas/excess. Paraxylene yang dihasilkan menjadi bahan

baku pabrik Purified Terepthalic Acid (PTA) pada pusat aromatik di Plaju,

Sumatera Selatan. Hal ini merupakan suatu bentuk usaha penghematan devisa

sekaligus sebagai usaha peningkatan nilai tambah produksi kilang BBM. Seluruh

produk benzene diekspor, sedangkan produk-produk lainnya untuk memenuhi

kebutuhan dalam negeri dan kilang sendiri.

Tabel I.4. Kapasitas desain tiap unit di Kilang Paraxylene

Unit Proses Kapasitas (ton/hari)

Naphta Hydrotreater 1.791

CCR Platformer 1.791

Sulfolane 1.100

Tatoray 1.730

Xylene Fractionator 4.985

Parex 4.440

Isomar 3.590

I.1.4. Proyek Debottlenecking Cilacap (DPC)

Sebagaimana diketahui bahwa kebutuhan BBM, minyak pelumas, dan

aspal di dalam negeri terus meningkat sejalan dengan pertumbuhan ekonomi dan



lajunya pembangunan nasional, maka upaya untuk mengembangkan kapasitas

kilang salah satunya adalah dengan dirlisasikannya Proyek Debottlenecking

Kilang Minyak Cilacap yang dibangun pada awal tahun 1996 dan mulai

beroperasi pada awal Oktober 1998. Sebenarnya kegiatan perencanaan proyek ini

sudah dimulai sejak tanggal 16 Desember 1995 dan yang bertindak sebagai

pelaksana EPC (Engineering, Procurement, and Construction) Contract adalah

Fluor Daniel. Sementara perancang dan pemilik lisensi untuk Lube Oil Complex

adalah SIPM (Shell International Petroleum Maatschppij).

Pendanaan Proyek Debottlenecking Cilacap (DPC) berasal dari pinjaman

dari 29 bank dunia yang dikoordinir oleh CITICORP dengan penjamin US Exim

Bank. Dana yang dipinjam sebesar US$ 633 juta dengan pola ‘Tyrustee

Borrowing Scheme’. Sedangkan sistem penyediaan dananya adalah “Non

Recourse Financing” artinya pengembalian pinjaman berasal dari hasil penjualan

produk yang dihasilkan oleh proyek sehingga dana pinjaman tersebut tidak

membebani anggaran Pemerintah maupun cash flow Pertamina.

Tenaga kerja tambahan untuk proyek Debottlenecking Cilacap (DPC)

sebagian besar diambil dari tenaga lokal, dimana pada puncak penyelesaian

proyek mencapai sekitar 3000 orang yang terdiri dari tenaga kerja lokal, nasional

dan asing.

Tujuan dari proyek ini adalah:

Meningkatkan kapasitas produksi kilang I dan II daalm rangka memenuhi

kebutuhan BBM dalam negeri.

Meningkatkan kapasitas produksi Lube Oil Plant dalam rangka memenuhi

kebutuhan Lube Base Oil dan aspal.

Menghemat/menambah devisa negara.

Lingkup dalam proyek ini adalah meliputi:

Modifikasi FOC I dan FOC II, LOC I dan II, dan Utilitas/Offsite

Pembangunan LOC III

Pembangunan Utilitas III dan LOC III tankage

Modernisasi instrumen kilang dengan DCS



Tabel I.5. Jenis Pekerjaan Dalam Proyek Debottlenecking Cilacap

Lokasi Unit Jenis Pekerjaan

FOC I CDU - Penambahan Crude Desalter

- Modifikasi / penambahan tray pada Crude

Splitter, Product

Side Stripper, Naphtha Stabilizer dan Gasoline

Splitter

NHT Modifikasi / penambahan peralatan

Kerosene

Merox

Treating

Modifikasi peralatan

SWS Modifikasi / penambahan peralatan

Lain-lain - Modifikasi / penambahan pumping dan piping

system

- Modifikasi / penambahan heat exchange system

FOC II CDU - Penambahan Crude Desalter

- Modifikasi / penambahan tray pada Crude

Splitter, Product

Side Stripper, Naphtha Stabilizer dan Gasoline

Splitter

AH Unibon Modifikasi / penambahan peralatan

LPG

Recovery

Modifikasi / penambahan peralatan

SWS Modifikasi / penambahan peralatan

Lain-lain - Modifikasi / penambahan pumping dan piping

system

- Modifikasi / penambahan heat exchange system

LOC I HVU I Modifikasi / penambahan peralatan

Lain –lain Rekonfigurasi / penambahan heat exchange,

pumping tankfarm dan piping system

LOC II HVU II Modifikasi / penambahan peralatan



PDU II Modifikasi / penambahan peralatan

FEU II Modifikasi / penambahan peralatan

HOS II Modifikasi / penambahan peralatan

Lain-lain Rekonfigurasi / penambahan heat exchange,

pumping tankfarm dan piping system

Lokasi Jenis Pekerjaan

LOC III Pembangunan PDU III

Pembangunan MDU III

Pembangunan HTU / RDU

Pembangunan new tankage, pumping dan piping system

Utilitas/

Offsite

Pembangunan Power Generation 8 MW dan Distribution System

Pembangunan Boiler 60 ton /hari beserta BFW dan

SteamDistribution System

Modifikasi / penambahan peralatan pada Flare System

Pembangunan Instrument Air

Pembangunan tangki penimbun Asphalt dan Lube Oil

Modifikasi / penambahan kolam pengolah limbah

Modifikasi / penambahan Cooling Water System

Dengan selesainya proyek ini, maka kapasitas pengoalahan Kilang Minyak

I naik menjadi 118.000 barel/hari, dan Kilang Minyak II naik menjadi 230.000

barel/hari. Sementara kapasitas produksi Lube Base Oil naik dari 255.000

ton/tahun menjadi 428.000 ton/tahun. Sedangkan aspal naik dari 512.000

ton/tahun menjadi 720.000 ton/tahun.

Tabel I.6. Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek

Debottlenecking pada FOC I (dalam barrel/hari)

Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan

CDU Fraksi minyak 100.000 118.000 18.000 (18%)

NHT Naphtha dan

gasoline

20.000 25.600 5.600 (28%)

Kerosene-Merox Avtur/kerosene 15.708 17.300 1.592 (10,13%)




Debottlenecking pada FOC II (dalam barrel/hari)


CDU Fraksi minyak 200.000 230.000 30.000 (15 %)

AH Unibon Kerosene 20.000 23.000 3.000 (15 %)

LPG Recovery Gas

Propane/Butane

7.321 7.740 419 (5,72%)


Debottlenecking pada LOC I/II/III (dalam ton/tahun)


Lube Base Oil HVI

60/100/160S/650

255.000 428.000 173.000 (69 %)

Asphalt Asphalt 512.000 720.000 208.000 (40.63%)

LPG Recovery Gas

Propane/Butane

7.321 7.740 419 (5,72 %)

Dengan demikian kapasitas desain FOC I, FOC II, LOC I, II, dan III

mengalami perubahan seperti terlihat pada Tabel I.9. dan I.10. seperti di bawah

ini.

Tabel I.9. Kapasitas Desain Baru FOC I dan II Pertamina RU IV Cilacap

FOC I FOC II

Unit Kapasitas

(ton/hari) Unit

Kapasitas

(ton/hari)

CDU I 16.126 CDU II 30.680

NHT I 2.805 NHT II 2.441

Gas Oil HDS 2.300 AH Unibon 3.084

Platformer I 1.650 Platformer II 2.441

Propane

Manufacturing 43,5 LPG Recovery 636

Merox Treater 2.116 Naphtha Merox 1.311



Sour Water Stripper 780 SWS 2.410

THDT 1.802

Visbreaker 8.390

Tabel I.10. Kapasitas Desain Baru LOC I, II, & III Pertamina RU IV Cilacap

Unit

Kapasitas (ton/hari)

LOC I LOC II LOC III

HVU 2.574 3.883 -

PDU I 538 784 784

FEU I 478-573 1786-2270 -

MDU I 226-337 501-841 501-841

Hydrotreating Unit - - 1700

I.1.5. Kilang LPG dan Sulphur Recovery Unit

Pemerintah berencana untuk mengurangi kadar emisi SOx pada buangan.

Untuk mendukung komitmen terhadap lingkungan pada tanggal 27 Februari 2002

RU IV membangun kilang SRU dengan luas area proyek 24.200 m2 yang terdiri

dari unit prose dan unit penunjang. Proyek ini dapat mengurangi emisi gas dari

kilang RU IV, khususnya SO2 sehingga emisi yang dibuang ke udara akan lebih

ramah terhadap lingkungan. Kilang ini mengolah off gas dari berbagai unit di RU

IV menjadi produk berupa sulfur cair, LPG, dan condensate.

Kilang SRU ini memiliki beberapa unit antara lain, Gas Treating Unit,

LPG Recovery Unit, Sulphur Recovery Unit, Tail Gas Unit, dan Refrigeration.

Umpan pada Gas Treating Unit terdiri dari 9 stream sour gas yang sebelumnya

kesembilan stream gas ini hanya dikirim ke fuel gas system sebagai bahan bakar

kilang atau dibakar diflare. Dengan adanya unit LPG Recovery pada kilang SRU

ini akan menambah aspek komersial dengan pengambilan produk LPG yang

memiliki nilai ekonomi tinggi dari stream treated gas.

Dengan melakukan treatment terhadap 9 stream sour gas dengan jumlah

total sebesar 600 metric ton/hari dapat diperoleh produk sulfur cair sebanyak 59-

68 metric ton/hari, produk LPG sebanyak 324-407 metric ton/hari dan produk

condensate (C5+) sebanyak 28-103 metric ton/hari. Sedangkan hasil atas yang



berupa gas dengan kandungan H2S sangat rendah dari Unit LPG Recovery akan

dikirimkan keluar sebagai fuel sistem.

I.2. Lokasi Dan Tata Letak

I.2.1. Lokasi Pabrik

Lokasi perusahaan adalah hal penting yang akan menentukan kelancaran

perusahaan dalam menjalankan operasinya. Demikian halnya dalam menentukan

lokasi kilang. Hal-hal yang menjadi pertimbangan meliputi biaya produksi, biaya

operasi, dampak sosial, kebutuhan bahan bakar minyak, sarana, studi lingkungan

dan letak geografis.

Pertamina RU IV Cilacap terletak di desa Lomanis, Kecamatan Cilacap

Tengah, Kabupaten Cilacap, Jawa tengah. Beberapa pertimbangan dipilihnya

Cilacap sebagai lokasi kilang adalah:

1. Studi kebutuhan BBM menunjukkan bahwa konsumsi terbesar adalah

penduduk pulau Jawa.

2. Tersedianya sarana pelabuhan alami yang sangat ideal karena lautnya

cukup dalam dan tenang karena terlindung pulau Nusakambangan.

3. Terdapatnya jaringan pipa Maos - Yogyakarta dan Cilacap - Padalarang

sehingga penyaluran produksi bahan bakar minyak menjadi lebih mudah.

4. Daerah Cilacap dan sekitarnya telah direncanakan oleh pemerintah sebagai

pusat pengembangan produksi untuk wilayah Jawa bagian selatan.

Dari hasil pertimbangan tersebut, maka dengan adanya areal tanah yang

tersedia dan memenuhi persyaratan untuk pembangunan Kilang minyak, maka

Refinery Unit IV dibangun di Cilacap dengan luas area total yang digunakan

adalah 526,71 ha.



Letak PT. PERTAMINA RU IV Cilacap dapat dilihat pada gambar di bawah ini :

Gambar I.3. Peta Lokasi Pabrik PT. PERTAMINA RU IV Cilacap

(Sumber: PT. PERTAMINA RU IV, 2010)

I.2.2. Tata Letak Kilang

Tata letak Kilang minyak Cilacap beserta sarana pendukung yang

ada adalah sebagai berikut:

Tabel I.11. Luas Area Pabrik Kilang Minyak

No. Nama Area Luas

1

2

3

4

5

6

7

8

Area Kilang Minyak dan perluasan

Area Terminal dan Pelabuhan

Area Pipa Track dan Jalur Jalan

Area Perumahan dan Sarananya

Area Rumah Sakit dan Lingkungannya

Area Lapangan Terbang

Area Kilang Paraxylene

Sarana Olah Raga dan Rekreasi

203,19 Ha

50,97 Ha

120,77 Ha

100,80 Ha

10,27 Ha

70,00 Ha

90,00 Ha

69,71 Ha

Total 526,71 Ha



Dalam kegiatan pengoperasiannya, Kilang Minyak Cilacap terdiri atas

unit-unit proses dan sarana penunjang yang terbagi atas beberapa area, yaitu:

a. Area 10

Tabel I.12. Fuel Oil Complex I (FOC I)

No. Unit Nama Unit

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Crude Distillation Unit (CDU) I

Naphtha Hydrotreater Unit (NHT) I

Hydro Desulfurizer Unit (HDS)

Platformer Unit

Propane Manufacturer Unit (PMF)

Meroxtreater Unit

Sour Water Stripper Unit (SWS)

Nitrogen Plant

CRP Unit / Hg Removal

b. Area 01

Tabel I.13. Fuel Oil Complex II (FOC II)

No Unit Nama Unit

008

009

011

012

013

014

015

016

017

018

019

Caustic and Storage Unit

Nitrogen Plant

Crude Distillation Unit (CDU) II

Naphtha Hydrotreater Unit (NHT) II

Aromatic Hydrogenation (AH) Unibon Unit

Continuous Catalytic Regeneration (CCR)

Platformer Unit

Liquified Petroleum Gas (LPG) Recovery Unit

Minimize Alkalinity Merchaptan Oxidation (Minalk

Merox) Treater Unit

Sour Water Stripper Unit (SWS) II

Thermal Distillate Hydrotreater Unit

Visbreaker Thermal Cracking Unit



c. Area 20

Tabel I.14. Lube Oil Complex I (LOC I)

No. Unit Nama Unit

21

22

23

24

25

Hight Vacuum Unit (HVU) I

Propane Deasphalting Unit (PDU) I

Fulfural Extraction Unit (FEU) I

Methyl Ethyl Keton (MEK) Dewaxing Unit (MDU) I

Hot Oil System I

d. Area 02

Tabel I.15. Lube Oil Complex II (LOC II)

No. Unit Nama Unit

021

022

023

024

025

Hight Vacuum Unit (HVU) II

Propane Deasphalting Unit (PDU) II

Fulfural Extraction Unit (FEU) II

Methyl Ethyl Keton (MEK) Dewaxing Unit (MDU) II

Hot Oil System II

e. Area 30

Tabel I.16. Tangki-tangki BBM

No. Unit Nama Unit

31

32

33

34

35

36

37

38

39

Tangki–tangki gasoline dan vessel penambahan TEL

FOC I dan Platformer Feed Tank

Tangki-tangki kerosene dan AH Unibon Feed Tank

Tangki-tangki Automative Diesel Oil (ADO)

Tangki-tangki Industrial Fuel Oil (IFO)

Tangki-tangki komponen IFO dan HVU Feed

Tangki-tangki Mogas, Heavy Naphtha dan penambahan

TEL FOC II

Tangki-tangki LSWR dan IFO

Tangki-tangki ALC, BLC dan ILC sebagai Feed FOC I

Tangki-tangki paraxylene dan benzene



f. Area 40 Tabel I.17. Tangki-tangki non-BBM

No. Unit Nama Unit

41

42

43

44

45

46

47

48

Tangki–tangki Lube Oil

Tangki–tangki Bitumen

Tangki–tangki Long Residue

Gasoline station, Bengkel, Gudang dan Pool Alat Berat

Tangki–tangki Feed FOC II

Tangki–tangki Feed Mixed LPG

Flare system

Drum Plant, untuk Pengisisan aspal

g. Area 50 Tabel I.18. Utilitas Complex I

No. Unit Nama Unit

51

52

53

54

55

56

57

Pembangkit tenaga listrik

Steam Generator Unit

Cooling Water System

Refinery Unit Air

Fire Water System Unit

Unit Sistem Udara Instrumen

Unit Sistem Pengadaan Bahan Bakar Gas dan Minyak

h. Area 05 Tabel I.19. Utilitas Complex II

No. Unit Nama Unit

051

052

053

054

055

056

057

Pembangkit tenaga listrik


Cooling Water System

Refinery Unit Air

Fire Water System Unit

Unit Sistem Udara Instrumen

Unit sistem Pengadaan Bahan Bakar Gas dan Minyak



i. Area 60

Tabel I.20. Jaringan Oil Movement dan Perpipaan

No. Unit Nama Unit

61

62

63

64

66

67

68

Jaringan pipa dari dan ke Unit Terminal Minyak Area 70

Cross Country PipeLine

Stasiun Pompa Air Sungai

Dermaga Pengapalan Bitumen, Lube Oil, LPG dan

Paraxylene

Tangki-tangki Balas dan Bunker

Dermaga Pengapalan Bitumen, Lube Oil, LPG, dan

Paraxylene

Dermaga Pengapalan LPG

j. Area 70

Tabel I.21. Terminal Minyak Mentah dan Produk

No. Unit Nama Unit

71

72

Tangki – tangki minyak mentah feed FOC II dan Bunker

Crude Island Berth

Dermaga pengapalan minyak dan penerimaan Crude Oil

k. Area 80

Tabel I.22. Kilang Paraxylene

No. Unit Nama Unit

81

82

84

85

86

87

88

89

Nitrogen Plant Unit

Naphtha Hydrotreater Unit

CCR Platformer Unit

Sulfolane Unit

Tatoray Unit

Xylene Fractionation Unit

Parex Unit

Isomar unit



l. Area 90

Tabel I.23. LPG Recovery & Sulphur Recovery Unit

No. Unit Nama Unit

90

91

92

93

94

95

Utility

Gas Treating Unit

LPG Recovery

Sulfur Recovery

Tail Gas Unit

Refrigerant

m. Area 200

Tabel I.24. Lube Oil Complex III

No. Unit Nama Unit

220

240

260

041

Propane Deasphalting Unit III

Metyhl Etyhl Ketone Dewaxing Unit III

Hydrotreating Unit/Redistilling Unit III

Pump Station and Storage Tank

n. Area 500

Tabel I.25. Utilitas IIA

No. Unit Nama Unit

510

520

530

560

Pembangkit Tenaga Listrik


Cooling Water system

Unit Sistem Udara Tekan

I.3. Bahan Baku dan Produk

Produk yang dihasilkan Pertamina RU IV bermacam-macam. Selain BBM,

dihasilkan juga lube base oil (bahan dasar minyak pelumas) dan asphalt. Bahan

baku dan produk yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA RU IV adalah:



I.3.1. Kilang Lama

I.3.1.1. Fuel Oil Complex I (FOC I)

Bahan baku : Arabian Light Crude (ALC), Basrah Light Crude (BLC),

Iranian Light Crude (IRC).

Produk : ● Refinery Fuel Gas ● Solar/Automatic Diesel Oil

● Kerosene/Avtur ● Industrial Diesel Oil

● Gasoline/Premium ● Industrial Fuel Oil

I.3.1.2. Lube Oil Complex I (LOC I)

Bahan baku : Residu FOC I

Produk : ● HVI 60 ● HVI 95

● Slack wax ● Propane Asphalt

● Minarex A dan B

I.3.2. Kilang Baru

I.3.2.1. Fuel Oil Complex II (FOC II)

Bahan baku : Arjuna Crude (80% volume)

Attaka Crude (20% volume)

Produk : ● LPG ● Gasoline/Premium

● Naphtha ● Kerosene

● HDO/LDO ● IFO

● Propane ● Refinery Fuel Gas

I.3.2.2. Lube Oil Complex II (LOC II)

Bahan baku : Residu FOC I

Produk : ● HVI 95 ● Minarex H

● HVI 160S ● Slack wax

● HVI 650 ● Propane Asphalt

I.3.3. Kilang Paraxylene

Bahan baku : Naphtha

Produk : ● Paraxylene ● Raffinate

● Benzene ● Heavy Aromate

● LPG ● Toluene



I.3.4. Lube Oil Complex III (LOC III)

Bahan baku : Distilat LOC I dan II

Produk : ● HVI 650 ● Propane Asphalt

● Slack wax

1.3.5. LPG dan SRU

Bahan Baku : Off Gas dari Unit FOC I, FOC II, dan LOC III

Produk : LPG (C3 dan C4), Kondensat (C5), Sulfur

I.4. Spesifikasi Produk

I.4.1. Bahan Bakar Minyak

a.) PREMIUM

Tabel I.26. Spesifikasi Premium

Properties Limits Test Methods

Min Max ASTM Others

Knock Rating Research

Oktan Number RON

88 - D-2699

T.E.L conten, gr/lt - 0.3 D-3341

D-5059

Distillation

10% vol. evap. To °C



-

-

88

74

125*)

180

R.V.P. at 37.8 OC psi - 9.0*) D-232

Exsistent Gum mg/100 ml - 4 D-381

Induction period min 240 - D-525

Sulphur content % wt - 0.0 D-1266

Copper Strip Corrosion 3

hrs/122°C

- No.1 D-130

Doctor test or Negative IP 30

Color Yellow

Dye Content : gr/100 lt 0.113

Odour Marketable



b.) KEROSENE

Tabel I.27. Spesifikasi Kerosene

Properties Unit Limits Test Methods

Min Max ASTM Others

Specific Gravity at

60/60°C

0.835 D-1298

Color Livibond 18”

cell. Or

2.5 IP 17

Color Saybolt 9 D-156

Smoke point mm 16*) D-1322

Char Value mm/kg 40 IP 10

Destination :

Recovery at 2000°C

End Point

% vol

°C

18

310

D-86

Flash point abel, or °F 100

Alternative Flash Point

TAG

°F 105

Sulphur Content % wt 0.2 D-2166

Copper Strip Corrosion

(3hrs/50°C)

No.1 D-130

Odour Marketable

c.) MINYAK DIESEL

Tabel I.28. Spesifikasi Minyak Diesel


Min Max ASTM Others

Specific Gravity at

60/60°F

0.84 0.92 D-1298

Viscosity Redwood

1/100°F

35 45 D-445*) IP 70

Pour Point 65 D-97



Sulphur Content Mm 1.5 D-1551/

1552

Conradson Carbon

Residue

mm/kg 10 D-198

Water Content % vol 0.25 D-95

Sediment % wt 0.02 D-473

Ash :

Netralization Value :

Strong Acid Number

% wt

mg

KOH/gr

0.02

Nil

D-482

Flash Point P.M.c.c 150 - D-93

Colour ASTM 6 - D-1500 IP 30

d.) MINYAK BAKAR

Tabel I.29. Spesifikasi Minyak Bakar


Min Max ASTM Others

Specific Gravity at

60/60°F

- 0.99 D-1298

Viscosity Redwood

1/100°F

Secs 400 1250 D-445*) IP 70

Pour Point °F - 80 D-97

Calorific Value Gross BTU/lb 18.000 - D-240

Sulphur Content % vol - 3.5 D-1551/

1552

Water Content % vol - 0.75 D-95

Sediment % wt - 0.15 D-473

Netralization Value :

Strong Acid Number

mg

KOH/gr

-

Nil

Flash Point P.M.c.c °F 150 - D-93



Conradson Carbon

Residue

% wt - 14 D-189

e.) MINYAK SOLAR

Tabel I.30. Spesifikasi Minyak Solar


Min Max ASTM Others

Angka Setana 45 - D-613

Indeks Stana 48 - D-4737

Berat jenis pada 150 C kg/m3 815 870 D-1298

/D-4737

Viskositas pada 400 C mm2/sec 2.0 5.0 D-445

Kandungan Sulfur %m/m - 0.35 D-1552

Distilasi : T95 °C - 370 D-86

Titik Nyala °C 60 - D-93

Titik Tuang °C - 18 D-97

Karbon Residu Merit - Kelas I D-4530

Kandungan Air mg/kg - 500 D-1744

Biological Growth - Nihil Nihil

Kandungan FAME % v/v - 10

Kandungan

Metanol&Etanol

% v/v Tak terdeteksi

Korosi Bilah Tembaga Merit - Kelas I D-4815

Kandungan Abu % m/m - 0.01 D-130

Kandungan Sedimen % m/m - 0.01 D-482

Bilangan Asam Kuat mg

KOH/gr

- 0 D-473

Bilangan Asam Total mg

KOH/gr

- 0.6 D-664

Partikulat mg/l - - D-664

Penampilan Visual - Jernih dan terang

Warna No.ASTM - 3.0 D-1500



I.4.2. Bahan Bakar Khusus

1. Aviation Gasoline (avgas)

Aviation Gasoline (avgas) adalah bahan bakar dari pecahan minyak bumi,

dan dibuat untuk bahan bakar transportasi udara (aviasi), pada pesawat

yang menggunakan mesin pembakaran internal (internal combustion

engine), mesin piston atau mesin reciprocating dengan pengapian bunga

api (spark ignition).

Spesifikasi : Aviation Gasoline (Def Stand 91-90/1 (DERD) 2845).

2. Aviation Turbin Fuel (avtur)

Aviation Turbin Fuel (avtur) adalah bahan bakar yang berasal dari pecahan

minyak bumi, dibuat untuk bahan bakar transportasi udara (aviasi) pada

pesawat yang memiliki mesin turbin atau mesin pembakaran eksternal.

Spesifikasi : Aviation Turbin Fuel adalah DEF Stand 91-91 Lattest Issue

(DERD 2494).

3. Pertamax

Pertamax adalah motor gasoline tanpa timbal dengan kandungan aditif

lengkap generasi mutakhir yang akan membersihkan Intake Valve Port

Fuel Injector dan Ruang Bakar dari karbon deposit dan mempunyai RON

92 (Research Octane Number) dan dianjurkan juga untuk kendaraan

berbahan bakar bensin dengan perbandingan kompresi tinggi.

4. Pertamax Plus

Pertamax Plus merupakan bahan bakar superior Pertamina dengan

kandungan energi tinggi dan ramah lingkungan , diproduksi menggunakan

bahan baku pilihan berkualitas tinggi sebagai hasil penyempurnaan

formula terhadap produk Pertamina sebelumnya.

5. Pertamina Dex

Pertamina Dex merupakan bahan bakar mesin diesel modern yang telah

memenuhi dan mencapai standar emisi gas buang EURO 2, memiliki

angka performa tinggi dengan cetane number 53 keatas (HSD mempunyai

cetane number 45), memiliki kualitas tinggi dengan kandungan sulfur di

bawah 300 ppm.



6. Biosolar

Biosolar merupakan blending antara minyak solar dan minyak nabati hasil

bumi dalam negeri yang sudah diproses transesterifikasi menjadi Fatty

Acid Methyl Ester (FAME).

I.4.3. Produk–Produk Gas

1. Vigas

Vigas adalah merek dagang Pertamina untuk bahan bakar LGV (Liquified

Gas for Vehicle) yang diformulasikan untuk kendaraan bermotor terdiri

dari campuran propane(C3) dan butane(C4) yang spesifikasinya

disesuaikan untuk keperluan mesin kendaraan bermotor sesuai dengan SK

Dirjen Migas No.2527.K/24/DJM/2007.

2. Bahan Bakar Gas

Bahan Bakar Gas adalah gas bumi yang telah dimurnikan, ramah

lingkungan, bersih, handal, murah, dan digunakan sebagai bahan bakar

alternatif kendaraan bermotor. Komposisi BBG sebagian besar terdiri dari

gas metana dan etana lebih kurang 90% dan selebihnya adalah gas

propana, butana, nitrogen, dan karbondioksida.

3. Liquified Petroleum Gas (LPG)

Liquified Petroleum Gas adalah produk gas ringan yang dihasilkan dari

penyulingan minyak bumi atau juga dihasilkan dari pengembunan gas

alam di Kilang Refinery Unit LPG.

Tabel I.31. LP Mix Spesification


Min Max ASTM

Specific Gravity at 60/60°F To be reported D-1657

Vapour Pressure 100°F, psig - 120 D-1267

Weothering Test 36 °E,%v 95 - D-1837

Copper Corrosion. Thr 100°F - ASTM No.1 D-1838

Total sulfur.gr/100 cuft - 15 D-784

Water Content No free water Visual



Composition :

C1 %vol

C3&C4 %vol

C5&heavier %vol

97.5

0.2

2.0

D-2163

Ethyl or buthyl.ml/1000 AG

Mercaptan Added

Tabel I.32. LP Propane Spesification


Min Max ASTM







Composition :

C1 %vol

C3&C4 %vol

C5&heavier %vol

95

2.5

D-2163

Ethyl or buthyl.ml/1000 AG 50

Mercaptan Added

Tabel I.33. LP Butane Spesification


Min Max ASTM









Composition :

C1 %vol

C4 %vol

C5 %vol

C6&heavier %vol

97.5

Nil

2.5

D-2163

Ethyl or buthyl.ml/1000 AG 50

Mercaptan Added

I.4.4. Non BBM

1. Aspal

Aspal Pertamina memiliki kapasitas produksi 650.000 ton/tahun ,

diproduksi dalam 2 grade yaitu Penetrasi 60/70 dan Penetrasi 80/100.

2. Solvent dan Minarex

Di antara jenis solvent adalah Minasol, Pertasol, Solvent Cemara, Heavy

Aromatic, dll.

I.5. Sarana Penunjang

Dalam kegiatan operasinya, baik kilang BBM, non BBM (NBBM),

maupun Kilang Paraxylene didukung oleh sarana penunjang antara lain:

a. Unit Utilitas berfungsi menyediakan tenaga listrik dan uap, udara instrument,

distribusi fuel gas dan fuel oil serta kebutuhan air bersih, baik untuk keperluan

operasi kilang, perkantoran, perumahan, rumah sakit, dan fasilitas lainnya.

b. Tangki Penimbunan, yang digunakan sebagai penunjang bahan baku minyak

mentah, produk antara, produk akhir, dan air bersih untuk keperluan kilang,

termasuk juga untuk pusat penelitian dan pengembangan.

c. Laboratorium yang berfungsi mengontrol spesifikasi dan kualitas, baik minyak

mentah, produk antara, dan produk akhir. Termasuk juga untuk pusat

penelitian dan pengembangan agar produk dapat bersaing di pasaran.

Laboratorium ini sejak tanggal 25 Oktober 2001 telah mendapat sertifikasi

SNI 19-17025-2000 dari Komite Akreditasi Nasional.



d. Bengkel Pemeliharaan berfungsi untuk memperbaiki kerusakan peralatan

kilang dan lainnya bahkan membuat peralatan pengganti. Saat ini bengkel

pemeliharaan juga menjual jasa kepada pihak di luar PERTAMINA RU IV.

e. Health Safety Environment (HSE) yang berfungsi memantau dan menangani

masalah limbah agar tidak mencemari lingkungan, serta menangani aturan

keselamatan bagi pekerja. PERTAMINA RU IV beberapa kali memperoleh

penghargaan zero accident dari berbagai pihak. Selain itu, karena penerapan

sistem manajemen lingkungan yang baik, PERTAMINA RU IV berhasil

memperoleh sertifikat ISO 14001 pada tanggal 10 Desember 2001 yang

dikeluarkan oleh PT. TUV International. HSE RU IV memiliki sarana sebagai

berikut :

Sour Water Stipper, sarana untuk memisahkan gas-gas beracun dan berbau

dari air bekas proses.

Corrugated Plate Interceptor (CPI), yaitu sarana untuk meniadakan dan

memisahkan minyak yang terbawa air buangan.

Holding Basin, sarana untuk mengembalikan atau memperbaiki kualitas

air buangan, terutama mengembalikan kandungan oksigen dan

menghilangkan kandungan minyak.

Flare, adalah cerobong asap/api untuk meniadakan pencemaran udara

sekeliling.

Silencer, sarana untuk mengurangi kebisingan.

Fin Fan Cooler, untuk mengurangi penggunaan air sebagai media

pendingin dan mengurangi kemungkinan pencemaran pada air buangan.

Groyne, yaitu sarana pelindung pantai dari kikisan gelombang laut.

f. Pelabuhan Khusus, sebagai sarana penerimaan bahan baku berupa minyak

mentah yang semuanya didatangkan dengan kapal tanker, dan juga sebagai

sarana pendistribusian produk selain melalui fasilitas perpipaan, mobil tangki,

dan tangki kereta api. Pada saat ini, RU IV memiliki fasilitas pelabuhan

dengan kapasitas maksimum 250.000 DWT, yang terdiri dari pelabuhan untuk

bongkar muat minyak mentah, dan memuat produk-produk kilang untuk

tujuan domestik maupun mancanegara.



Tabel I.34. Jenis-jenis Dermaga

Jenis Dermaga Jumlah Kapasitas

Crude Island Berth 2 135.000/unit

Area 70 Nusakambangan Strait 3 35.000/unit

Area 60 Sungai Donan

- Jetty I (64) 1 3000-6000

- Jetty II (67) 1 3000-6000

- Jetty III (68) 1 3000-6000

Single Buoy Moring 1 250.000

g. Sistem Informasi dan Komunikasi. Fungsi ini dilengkapi dengan fasilitas

komputer main frame, maupun fasilitas PC untuk mendukung tugas

perkantoran. Selain itu, di instalasi kilang telah dilakukan otomatisasi dengan

melengkapi sistem komputerisasi seperti: DCS, SAP dan lain-lain. Di samping

itu, sesuai dengan perkembangan dunia komunikasi, maka telah

dikembangkan pula sarana komunikasi melalui email, intranet, dan internet.

Untuk mempermudah komunikasi, dipasang radio, public automatic branch

exchange (PABX) dan peralatan elektronik lainnya.

h. Kesejahteraan dan rekreasi, berupa sarana kesejahteraan dan rekreasi untuk

karyawan dan keluarga, meliputi berbagai fasilitas, antara lain :

Fasilitas Rumah sakit Pertamina Cilacap.

Sarana olahraga/kolam renang

Sarana peribadatan

Balai Pertemuan

Wisma Griya Patra

Akan tetapi sejalan dengan perkembangan perusahaan yang menerapkan

restrukturisasi dan efisiensi, maka beberapa sarana seperti sarana olahraga dan

rekreasi, perwismaan, dan balai pertemuan dialihkelolakan bagi pekerja

beserta keluarga dan dibuka bagi masyarakat luas. Demikian pula sarana

rumah sakit yang selama ini hanya untuk pekerja dan keluarga, telah

dinyatakan swadana dan dibuka untuk umum, sehingga masyarakat luas dapat

memanfaatkannya.



1.6. Program Pengembangan Engineering

Program pengembangan engineering di Pertamina RU IV Cilacap adalah

sebagai berikut :

1. Proyek LPG Unit 92 dan Sulfur Recovery Unit 93

2. Revamping Kilang Paraxylene

3. Peningkatan kapasitas produksi Paraxylene dan Benzene +/- 30 %

4. Peningkatan Kehandalan Utilitas

5. Feasibility Study Residue Upgrading

6. Diversifikasi Produk : Minarex, Heavy Aromate, Asphalt, Slack Wax, dan

lain-lain.



BAB II

SISTEM ORGANISASI DAN MANAJEMEN

Melalui Surat Ketetapan Direktur Utama No. 53/C00000/2008-SO,

Pertamina Unit Pengolahan IV Cilacap (UP IV) berubah namanya menjadi

Pertamina Refinery Unit IV Cilacap. Perubahan ini diharapkan dapat

mempercepat transformasi Pertamina menjadi kilang minyak yang unggul dan

menuju perusahaan minyak bertaraf internasional.

II.1. Visi, Misi, Motto, Logo, dan Slogan PT Pertamina (Persero)

1. Visi PT Pertamina (Persero)

“ Menjadi perusahaan minyak nasional kelas dunia”

2. Misi PT Pertamina (Persero)

Melakukan usaha dalam bidang energi dan petrokimia

Merupakan entitas bisnis yang dikelola secara professional,

kompetitif dan berdasarkan tata nilai unggulan

Memberikan nilai lebih bagi pemegang saham, pelanggan, pekerja

dan masyarakat serta mendukung pertumbuhan ekonomi nasional

3. Motto PT Pertamina (Persero)

“Sikap jujur, tegakkan disiplin, sadar biaya dan puaskan pelanggan”

4. Logo dan Slogan PT Pertamina (Persero)

Rencana perubahan logo sudah dipikirkan sejak 1967 saat setelah

terjadinya krisis pada PERTAMINA. Namun, program tersebut tidak

dapat dilaksanakan karena terjadinya adanya perubahan kebijakan

(pergantian dewan direksi). Pertimbangan mendasar diperlukannya

pergantian logo ini adalah agar dapat menumbuhkan semangat baru bagi

seluruh karyawan, adanya perubahan corporate culture pada seluruh

pekerja, menimbulkan image yang lebih baik di antara global oil dan

gas companies, serta mendorong daya saing perusahaan dalam

menghadapi perubahan- perubahan yang terjadi, antara lain:



1. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi Perseroan

2. Perubahan strategi perusahan dalam menghadapi persaingan pasca

PSO serta semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru.

PERTAMINA memiliki slogan yaitu SEMANGAT

TERBARUKAN, yang berarti semangat kerja yang benar-benar baru,

ide-ide baru, kemampuan berimajinasi, dan kecepatan berinovasi.

Dengan slogan ini diharapkan prilaku dari jajaran pekerja PERTAMINA

akan berubah menjadi enterpreneur dan customer oriented, terkait

dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi.

Gambar II.1. Logo Baru PERTAMINA


Elemen logo merupakan representasi huruf PERTAMINA yang

membentuk anak panah dengan arah ke kanan. Hal ini berarti PT

PERTAMINA (Persero) bergerak melesat maju dan progresif. Secara

keseluruhan, logo PERTAMINA menggunakan warna – warna yang

berani. Hal ini menunjukkan langkah besar kedepan yang diambil

PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih

positif dan dinamis. Warna-warna tersebut yaitu :

BIRU : Mencerminkan Handal, Dapat Dipercaya, Dan Bertanggung

Jawab.

HIJAU : Mencerminkan Sumber Daya Energi Yang Berwawasan

Lingkungan.

MERAH : Keuletan, Ketegasan Dan Keberanian Menghadapi Berbagai

Macam Keadaan.



Nilai–Nilai PERTAMINA

Dalam mencapai visi dan misinya, Pertamina berkomitmen untuk

menerapkan tata nilai sebagai berikut :

Clean (Bersih)

Dikelola secara professional, menghindari benturan

kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan

dan integritas. Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang

baik.

Competitive (Kompetitif)

Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun

internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi,

membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja.

Confident (Percaya Diri)

Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi

pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan

bangsa.

Customer Focused (Fokus pada Pelanggan)

Berorientasi pada pelanggan dan berkomitmen untuk

memerikan pelayanan terbaik kepada pelanggan.

Commercial (Komersial)

Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial,

mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis sehat.

Capable (Berkemampuan)

Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang professional dan

memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam

membangun kemampuan riset dan pengembangan.

II.2. Visi, Misi, Motto, Logo, dan Slogan Pertamina RU IV Cilacap

1. Visi Pertamina RU IV Cilacap

”Menjadi kilang minyak yang unggul di Asia Tenggara dan kompetitif di

Asia pada tahun 2015”



2. Misi Pertamina RU IV Cilacap

“Mengolah minyak bumi menjadi produk BBM, non BBM, dan

Petrokimia untuk memberikan nilai tambah bagi perusahaan”, dengan

tujuan: memuaskan stakeholder melalui peningkatan kinerja perusahaan

secara profesional, berstandar internasional, dan berwawasan lingkungan

3. Motto Pertamina RU IV Cilacap

“Bekerja dalam kebersamaan untuk keunggulan bersama”

II.3. Sistem Manajemen dan Pengawasan

Pertamina dikelola oleh suatu Dewan Direksi Perusahaan dan diawasi oleh

suatu Dewan Komisaris/Pemerintah Republik Indonesia. Pelaksanaan kegiatan

Pertamina diawasi oleh seperangkat pengawas yaitu Lembaga Negara, Pemerintah

maupun dari unsur intern Pertamina sendiri.

Dewan Direksi PERTAMINA terdiri dari Direktur Utama dan tujuh orang

Direktur, yaitu :

1. Direktur Hulu

2. Direktur Pengolahan

3. Direktur Pemasaran dan Niaga

4. Direktur Keuangan

5. Direktur Umum

6. Direktur SDM

7. Direktur Perencanaan Investasi dan Manajemen Resiko.

II.4. Sistem Organisasi dan Kepegawaian

Direktur Pengolahan PERTAMINA membawahi unit-unit pengolahan

yang ada di Indonesia. Kegiatan utama operasi kilang di RU IV Cilacap adalah :

1. Kilang Minyak ( BBM dan Non BBM )

2. Kilang Petrokimia.

II.4.1. Sistem Organisasi

Refinery Unit IV Cilacap dipimpin oleh seorang General Manager

yang membawahi:



1. Manager Engineering and Development

2. Manager Legal & General Affairs

3. Manager Health, Safety Environment

4. Manager Procurement

5. Manager Reliability

6. OPI Coordinator

7. Director of Pertamina Hospital (Hirarki ke Pusat)

8. Manager Human Resource Area (Hirarki ke Pusat)

9. IT RU IV Cilacap Area Manager (Hirarki ke Pusat)

10. Manager, Refinery Finace Offsite Support Region III

11. Manager, Marine Region IV

12. Manager, Refinery Internal Audit Cilacap.

Sedangkan Senior Manager Operation and Manufacturing

membawahi 5 manager, 1 marine section head, yaitu:

a. Manager Production I

b. Manager Production II

c. Manager Ref. Planning & Optimization

d. Manager Maint. Planning & Support

e. Manager Maintenance Execution

f. Manager Turn Arround

Dalam melakukan tugas dan kegiatannya kepala bidang dibantu

oleh kepala sub bidang, kepala seksi dan seluruh perangkat operasi di

bawahnya.



Gambar II.2. Struktur Organisasi Pertamina RU IV Cilacap

(Sumber: PT. Pertamina, 2011)



Menurut susunan organisasi di atas, masing-masing bidang Manager

membawahi beberapa subbidangyang berhubungan dengan pengoperasian kilang.

Struktur dan tugas beberapa bidang dan sub bidang tersebut meliputi:

II.4.1.1. Proses Engineering (PE)

Proses Engineering merupakan salah satu dari Bidang Engineering. Sub

bidang ini mempunyai tugas antara lain:

1. Memberikan saran ke kilang yang berkaitan dengan trouble shooting, baik

diminta maupun tidak (daily monitoring kilang).

2. Menganalisa dan mengadakan perhitungan performance peralatan operasi

secara periodik.

3. Studi Analisa Dampak Lingkungan (AMDAL).

4. Pelayanan sampel untuk pihak luar PERTAMINA.

5. Percobaan bahan kimia yang baru.

6. Studi perencanaan dan pengembangan kilang.

Dalam melaksanakan tugasnya sub bidang Proses Enjiniring dibagi

menjadi enam seksi dan empat staf ahli yaitu:

Enam seksi terdiri atas :

1. Seksi Bahan Bakar Minyak (BBM)

2. Seksi Non Bahan Bakar Minyak (NBBM)

3. Seksi Petrokimia (Petkim)

4. Seksi Sistem dan Kontrol

5. Seksi Energy

6. Seksi Loss

Empat staf ahli terdiri atas :

1. Ahli Bahan Bakar Minyak

2. Ahli Non Bahan Bakar Minyak

3. Ahli Petrokimia

4. Ahli HSE

Di bawah Kepala Seksi adalah para engineer yang dibagi berdasarkan

profesi, jenis unit, dan beban kerja. Kepala seksi bertanggung jawab untuk

membimbing para engineer tersebut.



II.4.1.2. Health Safety Environment

Di Pertamina RU IV Cilacap terdapat bagian yang menangani keselamatan

kerja, yaitu bagian Health Safety Enviromental (HSE) yang mempunyai tugas

antara lain:

1. Sebagai advisor body dalam usaha pencegahan kecelakaan kerja,

kebakaran / peledakan, dan pencemaran lingkungan.

2. Melaksanakan penanggulangan kecelakaan kerja, kebakaran /

peledakan, dan pencemaran lingkungan.

3. Melakukan pembinaan aspek HSE kepada pekerja maupun mitra kerja

(pihak III) untuk meningkatkan safety awareness, melalui pelatihan,

safety talk, operation talk, dsb.

4. Kesiapsiagaan sarana dan prasarana serta personil untuk menunjang

pelaksanaan, pencegahan, dan penanggulangan kecelakaan kerja,

kebakaran/peledakan, dan pencemaran lingkungan.

Dalam melaksanakan tugasnya, HSE dibagi menjadi 3 bagian dengan

fungsi masing-masing termasuk juga dalam usaha penanganan limbah.

A. Fire and Insurance

Bagian ini mempunyai tugas antara lain:

1. Meningkatkan kesiapsiagaan petugas dan peralatan pemadam

kebakaran dalam menghadapi setiap potensi terjadinya kebakaran.

2. Meningkatkan kehandalan sarana untuk penanggulangan

kebakaran.

3. Mencegah dan menanggulangi kebakaran/ledakan, serta bekerja

sama dengan bagian yang bersangkutan.

4. Mengadakan penyelidikan (fire investigation) terhadap setiap kasus

terjadinya kebakaran.

5. Pelaksanaan risk survey dan kegiatan pemantauan terhadap

rekomendasi asuransi.

6. Melakukan fire inspection secara rutin dan berkala terhadap

sumber bahaya yang berpotensi terhadap resiko kebakaran.

B. Enviromental

Bagian ini mempunyai tugas antara lain:



1. Mencegah dan menanggulangi pencemaran di dalam dan di sekitar

daerah operasi PT Pertamina RU IV Cilacap.

2. Pengelolaan dan pemantauan kualitas lingkungan sesuai dengan

standar dan ketentuan perundangan yang berlaku.

3. Pengelolaan bahan berbahaya dan beracun, mencakup:

pengangkutan, penyimpanan, pengoperasian, dan pemusnahan.

4. Pengelolaan house keeping dan penghijauan di dalam dan sekitar

area kilang.

C. Safety

Fungsi Safety atau Keselamatan Kerja (KK) adalah Merencanakan,

mengatur, menganalisa dan mengkoordinasikan pelaksanaan kegiatan

pencegahan kecelakaan dan penyakit akibat kerja guna tercapai kondisi kerja

yang aman, sesuai norma-norma kesehatan untuk menghindarkan kerugian

Perusahaan.

Tanggung jawab bidang tugasnya adalah :

1. Penyelenggaraan kegiatan pencegahan kecelakaan kerja dan

penyakit akibat kerja guna mencapai kondisi operasi yang aman

sesuai norma-norma keselamatan.

2. Penyelenggaraan kegiatan penanggulangan kecelakaan dan yang

mengakibatkan kerusakan peralatan guna meminimalkan kerugian

Perusahaan.

3. Penyelenggaraan usaha pembinaan/pelatihan, administrasi untuk

meningkatkan sistem dan prosedur keselamatan kerja.

D. Occupational Health

Fungsi dari Occupational Health adalah menangani hal-hal yang

berkaitan dengan kesehatan kerja dan penyakit akibat kerja. Adapun

kegiatan-kegiatan yang dilakukan oleh unit ini meliputi :

1. Mengukur, memantau, merekomendasi pengendalian bahaya

lingkungan kerja industri mulai dari faktor kimia (gas,debu), fisika

(bising, getaran, radiasi, iluminasi), biologi (serangga,tikus, binatang

buas), dan ergonomi.

2. Melakukan penyuluhan dan bimbingan tentang health talk.



3. Pengelolaan kotak P3K

4. Inspeksi dan rekomendasi sanitasi lingkungan kerja bermasalah.

5. Pemantauan ,perawatan alat HSE serta maintenance alat ukur Hazard

II.4.2. Sistem Kepegawaian

Dalam Kegiatan sehari-hari, PERTAMINA mempunyai pekerja-

pekerja di lingkungannya. Secara garis besar pekerja PERTAMINA dibagi

menjadi:

1. Pegawai Pembina : golongan 2 ke atas

2. Pegawai Utama : golongan 5 - 3

3. Pegawai Madya : golongan 9 - 6

4. Pegawai Biasa : golongan 16 – 10

Dengan Pembagian jam kerja sebagai berikut :

Pekerja Harian :

Untuk pekerja harian bekerja selama 40 jam kerja setiap minggu

dengan perincian sebagai berikut :

Hari Senin – Jumat : 07.00 – 15.30

Istirahat ; Senin – kamis : 11.30 – 12.00

Jumat : 11.30 – 13.00

Pekerja Shift :

Untuk pekerja Shift bekerja dengan sistem 3:1, artinya 3 hari kerja dan

1 hari libur. Periode tersebut berjalan secara bergantian dari Shift pagi,

sore dan malam dengan jam kerja sebagai berikut:

Untuk pekerja operasi:

Shift pagi : 08.00 - 16.00

Shift sore : 16.00 - 24.00

Shift malam : 00.00 - 08.00

Untuk pekerja security :

Shift pagi : 06.00 – 14.00

Shift sore : 14.00 – 22.00

Shift malam : 22.00 – 06.00



II.4.3. Kesejahteraan dan Fasilitas

Fasilitas untuk kesejahteraan pegawai yang tersedia di PERTAMINA

Refinery Unit IV Cilacap adalah:

1. Perumahan

PERTAMINA RU IV Cilacap memiliki tiga lokasi kompleks.

Lokasi perumahan tersebut adalah:

Perumahan Gunung Simping,

Perumahan Lomanis, Donan,

Perumahan Tegal Katilayu,

Untuk tamu disediakan Griya Patra dan Mess No.39 dan No.40 di

Perumahan Gunung Simping

2. Sarana Kesehatan, meliputi:

Klinik darurat, terletak di kilang sebagai sarana pertologan pertama

pada kecelakaan kerja.

Rumah Sakit Pertamina Cilacap Swadana (RSPCS), terletak di

komplek Tegal Katilayu yang juga melayani kesehatan bagi

masyarakat umum.

3. Sarana Pendidikan

Untuk meningkatkan kemampuan dan karir, Pertamina juga

memberikan kesempatan bagi pekerjanya untuk merngikuti pendidikan

ataupun pelatihan. Selain itu bagi anak-anak pekerjanya, disediakan TK

dan SD, dan terbuka juga untuk umum.

4. Sarana Rekreasi dan Olah Raga

Terdapat 2 gedung pertemuan dan rekreasi yang dimiliki oleh

Pertamina RU IV Cilacap, yaitu:

Patra Graha

Patra Ria

Selain itu, tersedia juga sarana olah raga, diantaranya :

Lapangan sepak bola

Lapangan bola volley dan basket

Lapangan bulu tangkis dan tenis

Kolam renang



Arena Bowling dan Bilyard

5. Sarana Perhubungan dan Telekomonikasi

Komplek perumahan, kantor dan lokasi kilang Pertamina RU IV

Cilacap dilengkapi dengan pesawat telepon sebagai alat komunikasi.

Mobil dinas disediakan sebagai alat transportasi bagi staf senior yang

dapat digunakan bagi kegiatan operasional. Serta disediakan beberapa

bus sebagai sarana bagi para pekerja, tamu maupun alat transportasi

bagi para anak pekerja ke sekolah.

6. Perlengkapan kerja

Untuk perangkat kerja dan keselamatan kerja bagi setiap pekerja,

pihak Pertamina menyediakan pakaian seragam, sedangkan para pekerja

yang terkait langsung dengan operasi diberikan safety shoes, ear plug,

gloves, masker dan jas hujan. Bagi para tamu juga disediakan pinjaman

topi keselamatan.

7. Keuangan dan cuti

Finansial yang diberikan pada setiap pekerja terdiri dari :

Gaji setiap bulan sesuai dengan pangkat dan golongan.

Tunjangan Hari Raya (THR) dan uang cuti tahunan.

Premi shift bagi pekerja shift.

Untuk pekerja yang sudah pensiun, menerima uang pensiun setiap

bulannya. Untuk keperluan cuti, bagi setiap pekerja mendapat

kesempatan cuti selama 12 hari kerja setiap tahunnya dan setiap 3

tahun mendapat cuti besar selama 26 hari kerja.



BAB III

ORIENTASI UMUM

III.1. Lube Oil Complex (LOC)

PT. Pertamina RU IV Cilacap merupakan salah satu unit pengolahan yang

didirikan dengan maksud untuk menghasilkan produk BBM dan Non-BBM guna

memenuhi kebutuhan dalam negeri. Seiring dengan kebutuhan pelumas yang terus

meningkat di dalam negeri maka dibangunlah Lube Oil Complex. Umpan LOC

berasal dari fraksi berat produk distialsi pada Fuel Oil Complex (FOC) khususnya

FOC 1, yang dinamakan Long Residue. LOC menghasilkan beberapa produk

minyak pelumas yakni HVI -60, HVI -95, HVI-160S, HVI-650. Selain

menghasilkan minyak pelumas, LOC juga menghasilkan beberapa produk lainnya

yaitu Vacuum gas oil (VGO), ADO, Slack wax, Minarex, dan Asphalt Blending.

Blok diagram alir sederhana LOC dapat dilihat pada gambar III.1

Gambar III.1. Blok Diagram Alir Sederhana Lube Oil Complex

Long residue yang berasal dari Crude Distilation Unit (CDU) yang

terdapat pada Fuel Oil Complex I, diumpankan pada High Vacuum Unit (HVU)

yang hanya terdapat pada LOC I dan LOC II. Pada HVU terjadi proses distilasi

dalam keadaan vakum untuk mengindari terjadinya cracking. Produk atas HVU

langsung diambil sebagai produk yakni VGO. Pada HVU terjadi fraksinasi

sehingga menghasilkan beberapa produk seperti Spindle Oil (SPO), Light



Machine Oil (LMO), Medium Machine Oil (MMO). SPO diumpankan ke Furfural

Extraction Unit (FEU) yang terdapat pada LOC I, sementara itu LMO dan MMO

diumpankan ke FEU yang ada pada LOC II. Produk bawah dari HVU dinamakan

Short residue. Short residue diumpankan ke dalam Propane De-asphalting Unit

(PDU) yang terdapat pada LOC I, II, dan III. Pada PDU terjadi proses stripping

dengan low pressure steam. Produk bawah PDU dinamakan Asphalt mix yang

kemudian dicampur dengan short residue menjadi Asphalt blending. Produk atas

PDU menghasilkan De-asphalted Oil (DAO) yang kemudian diumpankan ke FEU

yang hanya terdapat pada LOC II. Pada FEU terjadi proses ekstraksi dengan

furfural. Produk bawah dari FEU adalah Minarex. LMO, MMO, dan DAO yang

berasal dari FEU II diumpankan pada Hydrotreating Unit (HTU) yang terdapat

pada LOC II dan LOC III. Pada HTU terjadi proses konversi senyawa aromat

yang terdapat pada LMO, MMO, dan DAO sehingga dihasilkan HVI-95, HVI-

160S dan HVI-650. Secara garis besar, tujuan proses pada FEU dan HTU adalah

untuk mengurangi senyawa aromat. Produk atas dari HTU adalah ADO yang

langsung diambil sebagai produk. Pada FEU I, SPO diolah sehingga

menghasilkan HVI-60 yang kemudian diumpankan pada MEK Dewaxing Unit

(MDU) yang terdapat pada LOC I. Sementara itu , produk yang berasal dari HTU

diumpankan pada MDU yang terdapat pada LOC II dan LOC III. Tujuan proses

MDU adalah untuk menurunkan angka Pour Point agar sesuai dengan spesifikasi

produk yakni pada -9 0C. Secara garis besar proses yang terjadi pada MDU adalah

proses filtrasi, dimana umpan terlebih dahulu dicampur dengan solvent MEK-

Toluene untuk memudahkan proses ekstraksi tersebut. Produk samping dari MDU

adalah Slack Wax.

III.2. Lube Oil Complex III

LOC III dibangun ketika dilakukan proyek Debottlenecking pada tahun 1995.

Pembangunan kilang LOC III dilakukan oleh Shell International Petroleum

Maatschappij BV dengan metode shell Hybrid yaitu penggabungan proses

ekstraksi dengan proses hydrocatalitic. Tujuan utama pembangunan kilang LOC

III ini adalah untuk meningkatkan pengolahan umpan short residu hingga

menghasilkan bahan pelumas dasar dan menyiapkan propane aspalt untuk



blending. Pembuatan sarana pengolahan pelumas baru (LOC III) dimulai tahun

1995 dan dan selesai Maret 1999. Area untuk pembangunan Lube Oil Complex III

seluas 6,8 hektare dengan perincian 4,3 hektar untuk pembangunan kilang LOC

III dan 2,5 hektar untuk pembangunan tangki produk. Area ini diambil dari sisa

area rencana perluasan pabrik. Fasilitas untuk melindungi lingkungan dari

pencemaran pun ditambah dengan modifikasi peralatan yang ada, serta

penambahan peralatan baru.

Kilang Lube Oil Complex III ini mempunyai fungsi yang sama pada

kilang LOC I dan LOC II yaitu untuk membuat bahan baku pelumas dari short

residu dari High Vacuum Unit II. Kapasitas produksi dari LOC III ini adalah

175.400 ton/tahun produk Lube Base Oil dan 550.000 ton/tahun produk asphalt.

Tabel III .1. Produksi sesudah proyek Debottlenecking pada LOC III

Unit Kapasitas LOC III (ton/hari) Produk

PDU 784 Asphalt, DAO

MDU 501 – 841 Slack Wax, Dewaxed Oil HVI

100/160S/650

HTU 1700 VGO, HDT LMO/MMO/DAO

Proses pengolahan di LOC III ini meliputi pengolahan secara fisis dan

kimiawi. Proses pengolahan secara fisis berupa proses ekstraksi dan filtrasi terjadi

pada Propane Deaspalting Unit dan MEK (Methyl Ethyl Ketone-Toluene)

Dewaxing Unit, sedangkan proses pengolahan secara kimiawi terjadi pada

Hydrotreating Unit. Complex yaitu dengan mereaksikan LMO/MMO/DAO

dengan Hidrogen dalam suatu reaktor dengan bantuan katalis.

Tabel III.2. Unit di Lube Oil Complex III

No Unit Nama Unit

220 Propane Deaspalting Unit (PDU)

240 Methyl Ethyl Ketone (MEK) Dewaxing Unit (MDU)

260 Hydro Treating Unit (HTU)



III.2.1. Propane Deasphalting Unit (PDU)

III.2.1.1. Gambaran Umum PDU

Pemisahan Asphalt dengan minyak fraksi berat tidak dapat dilakukan

dengan proses distilasi vacuum, karena membutuhkan suhu dan tekanan yang

sangat tinggi. Selain itu, karena pada suhu yang tinggi maka sebagian minyak

akan terengkah (cracking) hal ini sangat tidak dikehendaki terlebih pada proses

pembuatan minyak pelumas.

Propane Deasphalting Unit adalah suatu unit ekstraksi yang menggunakan

propane sebagai pelarut (solvent). Oil yang terdapat pada short residu dapat

terlarut dalam propane sedang asphalt tidak terlarut. Kemudian antara short residu

di kontakan dengan propane di dalam ekstraktor Rotating Disc Contractor (RDC)

yang akan menghasilkan dua produk yaitu hasil atas (ekstrak) berupa Deasphalted

Oil (DAO) dan dan hasil bawah (rafinate) berupa Propane Asphalt. Setelah

dipisahkan extract dan rafinate dialirkan ke dalam seksi recovery masing-masing

untuk diambil kembali propane yang terdapat didalamnya sampai produk tidak

mengandung propane.

III.2.1.2. Spesifikasi Umpan dan Produk pada PDU

Spesifikasi umpan dan produk pada unit PDU secara sederhana dapat

dilihat pada tabel III.3. dan tabel III.4.

Tabel III .3. Spesifikasi umpan PDU III

Sifat –sifat umpan Short residu

SG 70/4 0,97 – 0,98

Viscosity 100 oC,cst 830 – 890

Viscosity 125 oC, cst 225

Sulphur (%wt) 4,3



Tabel III.4. Spesifikasi Produk PDU III

III.2.2. Hydrotreating Unit (HTU)

III.2.2.1. Gambaran Umum HTU

Pada HTU, disamping menggunakan proses kimia (Chemical conversion),

juga dengan menggunakan proses distilasi pada Redistillating Unit (RDU). Proses

kimia / konversi ini adalah proses mengubah atau mengkonversi komponen yang

tidak diinginkan / tidak dapat lagi diproses melalui proses secara fisis berupa

senyawa-senyawa aromat untuk dapat di ubah menjadi komponen lube base oil

dengan menggunakan katalis dan bantuan gas hidrogen, sehingga dengan proses

hydrotreating ini dapat menghasilkan lube base yang jauh lebih banyak. Dalam

hybrid proses ini katalis merupakan hal yang sangat vital dan penting untuk

diperhatikan, karena dengan gagalnya kinerja katalis dapat mengakibatkan

kehilangan produksi minimal sepertiga dari total produksi. Untuk itu perlu selalu

dilakukan monitoring, optimasi, dan evaluasi kinerja katalis sehingga proses

produksi dan target produksi dapat tercapai. Lube Oil Hydrotreater mengkonversi

komponen aromat yang tidak diinginkan menjadi komponen yang bisa di toleransi

atau bisa dipisahkan lagi dengan cara mencampur feed dengan gas hydrogen

kedalam reactor (260 R – 101) yang berisi katalis Nikel – Molybdenum.

Selama proses berlangsung tekanan dan temperature harus dikontrol,

reaksi yang terjadi yaitu:

Sifat Produk DAO Propane Asphalt

SG 70/4 0,90 1,03

Viscosity 100 oC, cst 43 – 45 12500

Viscosity 125 oC, cst 290 6 – 11

Flash Point PPMC (oC) 290 -

Pour Point (oC) 1,4990 – 1,5010 -

Conradson Carbon, %wt 3,0 -

Sulphur, %wt 2,4 5,3

Softening Point - 63

Penetrasi pada 25 oC, mm - 0,1



Pemurnian (hydrogenation), pemisahan komponen sulfur, oksigen, dan

nitrogen.

Reaksi Penjenuhan Hydrogen (saturated reaction) merupakan reaksi

hidrogenasi dari senyawa-senyawa aromatis untuk dapat diubah

menjadi senyawa olefin.

Reaksi perekahan (hydrocracking reaction, isomerization)

III.2.2.2. Deskipsi Umum Process Flow Unit Hydrotreating

Umpan dipanaskan dalam preheater dan furnace untuk mencapai

temperature optimal. Reaksi merupakan pencampuran Oil Raffinate dengan

hidrogen masuk ke dalam reaktor dan mengalir secara downflow (dari atas ke

bawah). Reaktor terdiri dari bed-bed (segmen) katalis yang terpasang secara seri

dan memiliki volume berbeda sesuai kebutuhannya di dalam reaktor. Hydrogen

quench dialirkan diantara bed katalis untuk menurunkan temperatur karena sifat

reaksi yang reaksi eksotermis sehingga dapat mengontrol dan menjaga temperatur

reaksi, disamping itu juga bertujuan untuk menjaga usia pakai katalis agar lebih

awet. Produk dari reaktor kemudian dialirkan ke beberapa separator yang

dipasang seri atau paralel untuk memisahkan hidrogen dan light hydrocarbon.

Produk liquid separator difraksinasi pada kolom distilasi vakum (Redistillating

Unit) untuk memperoleh hydroterated oil dan hasil samping (Gas Oil). Produk gas

dari separator (hidrogen) masuk ke kompresor untuk dialirkan balik ke feed

system. Produk hydroterated oil selanjutnya diolah di MEK Dewaxing Unit

(MDU) untuk dipisahkan wax-nya sehingga diperoleh produk akhir lube base oil.

III.2.2.3. Spesifikasi Umpan dan Produk pada Unit HTU

Spesifikasi umpan dan produk pada unit HTU secara sederhana dapat

dilihat pada table berikut:



Tabel III.5. Spesifikasi Umpan pada Unit HTU

LMO Raffinate MMO Raffinate DAO Raffinate

Refractive Index

at 700C 1,4780 – 1,4810 1,4880 – 1,4890 1,4850 – 1,4910

Specific Grafity

at 700C 0,889 – 0,890 0,877 – 0,90 0,89 – 0,898

Viscosity at 700C 7,7 – 8,2 14,5 – 15 34 – 40

Tabel III.6. Spesifikasi Produk Hydrotreated Oil pada Unit HTU

LMO Raffinate

Hydrotreated

MMO Raffinate

Hydrotreated

DAO Raffinate

Hydrotreated

Flash Point, °C Min. 210 Min. 228 Min. 265

Refractive Index,

at 70 °C

1,4610 – 1,4620 1,4615 – 1,4635 1,4715 – 1,4735

Aromatic,

mmol/100 gr

38 – 46 39 – 48 48 – 55

Sulfur, %wt Maks. 0,1 Maks. 0,1 Maks. 0,1

Viscosity, at 100

°C, cSt

6,3 – 6,8 10,0 – 11,0 28 – 30

III.2.3. MEK Dewaxing Unit (MDU)

III.2.3.1. Gambaran Umum

Methyl Ethyl Keton (MEK) Dewaxing Unit dirancang untuk memisahkan

kandungan paraffin atau wax dalam lube base oil. Sehingga dapat menghasilkan

produk MDU yang mempunyai pour point yang rendah. Untuk melakukan proses

dalam unit ini diperlukan pelarut berupa campuran Methyl Ethyl Keton dan

Toluene dengan perbandingan tergantung umpan. Dengan proses MDU, produk

yang dihasilkan mempunyai mutu yang lebih tinggi dibanding dengan proses

pemisahan waxy oil dengan pendinginan biasa dan tidak memakai bahan pelarut.

Prosedur penambahan pelarut dilakukan dua kali yaitu pada saat umpan

belum masuk chiling (primary dillution) dengan jumlah pelarut tergantung jenis

umpan. Penambahan pelarut kedua dilakukan pada saat proses terjadi di chiling



(secondary dillution). Pada akhir proses (setelah terbentuk wax cake), wax cake

yang melekat pada filter didorong dengan inert gas blow back yang berfungsi

untuk melepaskan cake yang melekat pada kain filter. Wax cake akan jatuh

dengan pertolongan scroll dan ditampung dalam wax boot.

Methyl Ethyl Keton berfungsi sebagai pengencer wax, sedang Toluene

sebagai pelarut minyak untuk mencegah terjadinya dua lapisan, antara pelarut dan

minyak. Selain itu untuk mencegah slack wax dengan masih mengandung kadar

minyak tinggi. Fungsi lain dari MEK adalah menjaga waxy oil tetap dalam

larutan selama proses pendinginan agar tidak terjadi pembekuan dan penyumbatan

pada chiller.

MDU III mengolah waxy raffinate yang terdiri dari LMO, MMO, dan

DAO raffinate dari HTU. Tujuan dari Dewaxing adalah memisahkan fraksi

parafin agar mempunyai pour point yang dikehendaki. Dewaxing dilakukan

dengan bantuan solvent Methyl Ethyl Keton (MEK) dan Toluene melalui proses

pendinginan dan penyaringan atau filtrasi.

III.2.3.2. Spesifikasi Umpan dan Produk

Bahan baku yang diolah di MDU III adalah waxy raffinate atau

hydrotreated raffinate, disebut demikian karena telah melewati tahapan

hydrotreating dan masih banyak mengandung wax. Adapun spesifikasi bahan

bakunya dapat dilihat pada tabel III.7.

Tabel III.7. Spesifikasi Umpan MDU III

Sifat- sifat Umpan LMO MMO DAO

SG 70/4 0,855 0,865 0,85

Viscosity 60 oC,cst 21,0 34,5 -

Viscosity 100 oC, cst 7,1 10,4 28,0

Wax content, %wt 11,2 11,3 14,3

Sulfur, %wt <0,1 <0,1 <0,1



Produk yang dihasilkan MDU III adalah Dewaxed Oil (lube base oil) dan

slack wax hasil recovery dengan memisahkannya dari pelarut MEK. Spesifikasi

produk yang dihasilkan dan kapasitas produknya dapat dilihat pada tabel III.8. dan

tabel III.9.

Tabel III.8. Spesifikasi Produk Dewaxed Oil MDU III

Sifat- sifat umpan LMO MMO DAO

SG 70/4 0,865 0,875 0,89

Viscosity 40oC, cst 55,5 99,9 499

Viscosity 100oC, cst 7,6 11,2 32

Viscosity index 99 98 95

Flash Point, oC (min) 210 228 267

Pour Point, oC (max) 9 9 9

Sulfur, %wt <0,1 <0,1 <0,1

Tabel III.9. Kapasitas Produksi MDU III

Parameter LMO MMO DAO

Jumlah Umpan ,ton/tahun 841 777 501

Dewaxed oil output, ton/tahun 725 841 415

Slackwax output, ton/tahun 116 136 125

s/f ratio, v/v 3,5 4,0 5,6

Primary, v/v 0,4 0,5 4,1

2nd dilution, v/v 0,4 0,5 -

3nd dilution, v/v 0,4 0,5 -

4th dilution, v/v 0,9 1,0 -

Suhu filter umpan, oC -21 -21 -21



Pelarut yang digunakan dalam MDU III adalah Methyl Ethly Keton dan

Toluene. Adapun spesifikasi pelarutnya dapat dilihat pada table III.10.

Tabel III.10. Spesifikasi Pelarut

Sifat – sifat Pelarut MEK Toluene

Rumus molekul CH3COC2H5 C7H8

Berat molekul 72,1 92,1

SG 20/4 0,805 0,8866

Titih didih, oC 80,1 111

Flash point, oC -5,5 15

Panas spesifik, kcal/kg oC 0,55 0,221

Panas penguapan, kcal/kg oC 106 86,4



BAB IV

ORIENTASI KHUSUS

Hydrotreating Unit (HTU)

IV.1. Pendahuluan

Di dalam proses pembuatan lube base pengambilan komponen yang tidak

diinginkan seperti aromatic atau komponen yang tidak diinginkan seperti aromatik

atau komponen lain yang mempunyai viskositas index rendah, selain dapat

dipisahkan dengan cara solvent ekstraksi di Furfural Extraction Unit (FEU) juga

dapat pula dikonversi menjadi lube base yang mempunyai viskositas index tinggi

dan hasil samping BBM yang mempunyai nilai tambah tinggi.

Pada awalnya proses konversi menggunakan hidrogen pada proses Lube

Oil atau biasa disebut Lube Oil Hydrocracking atau Hydrotreating pertama kali

digunakan pada tahun 1930-an, namun dengan ditemukannya proses solvent

ekstraksi yang lebih kompetitif secara ekonomi dan saat itu proses pembuatan

hidrogen yang relatif mahal maka perkembangannya tidak begitu pesat. Kemudian

dengan ditemukannya sumber hidrogen yang murah berasal dari Catalytic

Reforming Unit (Platforming) proses hydrotreating di lube oil kembali banyak

digunakan pada awal tahun 1970-an hingga saat ini.

IV.2. Deskripsi Proses

Proses hydrocraking ditandai dengan penurunan viskositas, penghilangan

senyawa nitrogen, oksigen, dan sulfur yang terdapat pada lube base,

pengkonversian senyawa yang tidak diinginkan yang mempunyai Viscosity Index

rendah seperti poly-aromatic, poly-napthene menjadi senyawa yang mempunyai

Viscosity Index tinggi seperti mono-napthene, mono-aromatic dan isoparaffin.

Tipikal viscosity index beberapa senyawa hidrogen lube base ditampilkan dalam

tabel dibawah ini:



Tabel IV.1. Viscosity Index Senyawa Hidrokarbon

Type Hydrocarbon Viscosity Index

Normal paraffine 175

Iso paraffine 155

Mononapthene 142

Dinapthene 70

Aromatic 50

Tipe reaksi kimia yang terjadi pada proses hydrotreating adalah :

Reaksi Pemurnian (Purification reactions)

Reaksi Penjenuhan Hydrogen (Saturation reactions)

Reaksi Perengkahan (Craking reactions)

IV.2.1. Reaksi Pemurnian

Reaksi ini terjadi pada tingkat ketajaman reaksi catalytic

hydrogenasi yang rendah hingga moderate menghilangkan senyawa sulfur,

nitrogen, dan oksigen. Kondisi operasi pada 200 – 2000 psi dan 500 – 700 oF dan space velocity 1 – 5. Jumlah konsumsi hidrogen berkisar 100 –

1000 standard ft3/barrel minyak.

RCH2SH + H2CATALYST

RCH3 + H2S

CATALYST CH3CH2CH2CH3 + H2S+ 6H2

S

(CH3)2CH2

CATALYST 2 + 2NH32 + 9H2

N

CATALYST + CH4 + 2H2O+ 4H2

R

C OH

OR

Gambar IV.1. Reaksi Pemurnian



IV.2.2. Reaksi Penjenuhan

Pada reaksi ini terjadi konversi senyawa-senyawa olefin ke paraffin

dan konversi senyawa-senyawa aromatik ke senyawa cycloparaffin.

Kondisi operasi pada 500 – 3000 psi dan 450 – 750 oF dan space velocity

0,5 – 3,0. Jumlah konsumsi hidrogen berkisar 100 – 1000 standard

ft3/barrel minyak.

CATALYST+ 8H2

R1

R2

R1

R2

Gambar IV.2. Reaksi Penjenuhan

IV.2.3. Reaksi Perengkahan

Pada reaksi ini terjadi pemutusan rantai karbon, pemotongan rantai

lingkar hydrocarbon dan perubahan struktur molekul melalui isomerisasi.

Kondisi operasi pada 500 – 4500 psi dan 625 – 850 oF dan space velocity

0,5 – 3,0. Jumlah konsumsi hidrogen berkisar 500 – 2000 standard

ft3/barrel minyak.

CATALYST+ H2

R1

R2

R1 R2

R3R4

Gambar IV.3. Reaksi Perengkahan

IV.2.4. Pengaruh Hydrotreating terhadap Kualitas Lube Base

Terjadi reaksi purification, saturation dan cracking pada proses

hydrotreating mengakibatkan beberapa perubahan kualitas produk HTU

terhadap kualitas feednya, antara lain:

a. Terjadi penurunan :

Viscositas

Color

Sulfur Content

Carbon Residue

Aromatic Content

Nitrogen Content

Specific Grafity



b. Terjadi peningkatan :

Respon terhadap Aditive

Napthene Content

Viscosity Index

Iso-paraffin Content

Stabilitas Oksidasi

IV.3. Desain Proses

Proses hydrotreating didalam proses Lube Oil biasanya digunakan untuk

pengolahan crude yang mempunyai kualitas rendah, menurunkan viskositas,

mengganti atau memodifikasi proses FEU, menngkatkan kualitas lube base dan

meningkatkan yield (perolehan) lube base.

IV.3.1. Block Proses Hydrotreating di Lube Oil Complex

Block HTU/RDU di Lube Oil Complex ditampilkan pada gambar di

bawah ini:

HVU

FEU

60%

80%

80%

85%

HTU

85%

75%

85%

MDU

82%

86,2%

82,5%

82,9%

PDU

37%

Long Residue

SPO

141

LMO

185

MMO

211

DAO

252

SPO RAFF

85

LMO RAFF

148

MMO RAFF

169

DAO RAFF

206

LMO HDT RAFF

126

MMO HDT RAFF

127

DAO HDT RAFF

176

HVI - 60

69,4

HVI - 100

108,5

HVI - 160s

104,6

HVI - 650

145,5

Propane Asphalt

Short Residue

BITUMEN

BLENDING

HYDROTREATER TOPS

SLACK WAXES

VGO

Short

Residue 681

EXTRACTS

Gambar IV.4. Block Proses Hydrotreating pada LOC

IV.3.2. Basis Design HTU

HTU didesain untuk memproses tiga jenis feedstock raffinate (berdasarkan

Arabian Light Crude) melalui yang disebut “Hybride Process” dengan pengolahan



feed secara bergantian (Blocked Out Operation) menghasilkan Waxy

Hydroraffinate. Waxy Hydroraffinate dari HTU selanjutnya diolah di MDU

(MEK Dewaxing Unit) menjadi Lube Base:

Tabel IV.2. Blocked Out Operation HTU

FEU HTU MDU

Case A LMO Raffinate LMO

Hydrotreated Raffinate HVI – 100

Case B MMO Raffinate MMO

Hydrotreated Raffinate HVI – 160s

Case C DAO Raffinate DAO

Hydrotreated Raffinate HVI – 650

Berdasarkan total produksi lube base pasca debottlenecking sebesar 428

kTon/tahun, kapasitas feed HTU dipilih 1700 Ton/hari. Untuk mendapatkan

maksimum fleksibilitas pengolahan di HTU, HTU didesain dengan kapasitas

terendah yang masih dapat dioperasikan (turndown ratio) 67% dari kapasitas

desain.

Tabel IV.3. Kondisi Operasi Utama

KONDISI UNIT

Intake (semua grade) 1700 ton/hari

Space velocity (ton feed / m3 catalyst . jam) 0,8

Reactor WABT (SOR – EOR)

HVI – 100

HVI – 160s

HVI – 650

350 – 365 oC

370 – 385 oC

370 – 385 oC

Reactor Inlet Hydrogen Partial Pressure 140 (min) bar

Recycle Gas Rate 1000 Nm3/ton feed

Wash Oil Recycle Flow 1700 ton/hari

Fresh Wash Water Flow 130 ton/hari

Wash Water Injection ke HP Circuit (Recycle) 170 ton/hari



IV.4. Spesifikasi Umpan pada Unit HTU

IV.4.1. Waxy Raffinate Feed

Spesifikasi untuk tiga macam feed HTU dapat dilihat pada tabel IV.4.

Tabel IV.4. Spesifikasi Feed HTU

Feed Properties Unit Lube Oil Grade

HVI-95/100 HVI -160s HVI -650

Specific Gravity 0,87 0,89 0,89

Viscositas @ 60 °C cSt 31,5 58,4 -

Viscositas @ 100 °C cSt 9,3 14,5 38

Sulfur Wt% 1,5 1,9 1,7

Nitrogen Ppmw 150 370 500

Oksigen PPmw 150 370 500

Ni+V PPmw < 1,0 < 1,0 < 2,0

Sodium PPmw < 1,0 < 1,0 < 1,5

Iron PPmw < 1,0 < 1,0 < 1,0

Metal lainnya PPmw < 1,0 < 1,0 < 1,0

Klorin PPmw < 0,1 < 0,1 < 0,1

Kandungan Air Wt% < 0,05 < 0,05 < 0,05

C5 Asphaltenes Wt% < 0,05 < 0,05 < 0,05

Wt% TBP

5

10

30

50

70

90

°C

-

438

461

476

492

514

-

463

498

520

540

566

519

535

569

-

-

-

Partikel < 30 mikron PPmw < 10,0 < 10,0 < 10,0

Partikel > 30 mikron PPmw < 10,0 < 10,0 < 10,0

Battery Limit

Temperature

°C 75 75 75

Battery Limit Pressure Kg/cm2G 8,3 8,3 8,3



IV.4.2. Fresh gas

Fresh gas (Gas hydrogen dengan kemurnian tinggi) disuplai dari unit PSA.

Konsumsi kimia hydrogen (Konstan semala unit berjalan) untuk tiga lube oil

dapat dilihat pada tabel IV.5.

Tabel IV.5. Kebutuhan Konsumsi Kimia Hydrogen

Lube Oil Chemical Hydrogen Consumption (Wt%)

HVI -95/100 0,7

HVI -160s 1,2

HVI -650 0,5

Komposisi desain fresh gas ditunjukan pada tabel IV.6.

Tabel IV.6. Komposisi Fresh Gas

Feed Properties Unit Value

Hidrogen Vol % 99,5

Metana Vol % 0,5

Etana Vol % -

CO + CO2 Ppm Vol < 30

H2S Ppm Vol < 1

HCl + Klorin organik Ppm Vol < 1

H2O Ppm Vol < 1

HTU Battery Limit Temperature °C 52

HTU Battery Limit Pressure Kg/cm2G 33

IV.5. Spesifikasi Produk dan Yield

Spesifikasi dan yield produk Waxy Hydroraffinate, VGO, dan produk

samping untuk masing-masing 3 grade lube oil dari seksi RDU Vacuum Column,

ditunjukan pada tabel IV.7. sampai IV.9.



Tabel IV.7. Spesifikasi dan Yield Produk Waxy Hydroraffinate

Spesifikasi dan Yield Unit Lube Oil Grade

HVI -95/100 HVI -160s HVI -650

Yield t/d 1512 1344 1512

Yield Wt%

on feed 89,4 79,4 88,9

Flash Point °C 232 257 301

Viscosity @ 100 °C cSt 7,3 10,6 28,8

D86 ASTM 5% Vol °C 491 422 462

D86 ASTM 95% Vol °C 486 529 630

Mono Aromatic mmol/gr 38 – 46 39 – 48 48 – 55

Poly Aromatic mmol/gr - - -

RI 70 °C 1.4645-

1.4620

1.4655-

1.4660

1.4740-

1.4745

Flash Point °C > 210 > 240 > 260

Tabel IV.8. Spesifikasi dan Yield VGO


HVI-95/100 HVI -160s HVI -650

Yield t/d 93 259 50

Yield Wt%

on feed

5,5 15,2 2,9

Flash Point °C 122 129 128

D86 ASTM 5% Vol °C 266 288 275

D86 ASTM 95% Vol °C 344 408 355



Tabel IV.9. Spesifikasi dan Yield Produk Samping


HVI-95/100 HVI -160s HVI -650

Yield t/d - - 65

Yield Wt%

on feed

- - 3,8

Flash Point °C - - 178

Viscosity @ 100 °C cSt 0,72

D86 ASTM 5% Vol °C - - 357

D86 ASTM 95% Vol °C - - 438

IV.6. Garis Besar Proses

Garis besar proses di 260 HTU dapat dibagi 9 (sembilan) seksi, yaitu:

1. Sistem Umpan

Umpan terdiri dari raffinate oil produk dari FEU II unit 023 dipompakan

dengan 041 P-302 A/B (charge oil booster pump) yang terletak di daerah tangki

LOC-2 ke 260 V-101 (charge oil surge drum) setelah melalui 260 E-101 A/B/C

(preheater) dan S-101 A/B (filter).

2. Sistem Reaktor

Dari 260V-101 umpan dipompakan dengan pompa tekanan tinggi 260

P-102 A/B ke reaktor 260 R-101 setelah sebelumnya dipanasi di serangkaian

heat exchanger 260 E-103, 260 E-102 ABCD dan furnace 260 F101, sampai

temperatur reaksi. Setelah dipanaskan di furnace 260 F-101 umpan kemudian

masuk ke reaktor 260 R-101 pada temperatur jenis umpan yang diolah

berkisar antara 340 - 382 oC serta keaktifan katalis. Gas Hydrogen diinjeksikan

ke umpan upstrem dan down strem Heat Exchanger 260 E-102 ABCD.

Temperatur reaktor harus dikontrol untuk mencegah Over Heating Catalys

Bed dikarenakan reaksi Hydrotreating yang Exothermis. Ada 4 Katalis Bed

terpasang dalam reaktor dimana tiap-tiap inlet katalis bed dikontrol oleh Quench

Gas dengan temperatur kontrol.



Gambar IV.5. Sistem Umpan dan Reaktor

3. Sistem Separasi

Aliran keluar reaktor didinginkan 260 E-102 ABCD (reactor feed/effluent

exchanger). Aliran keluar reaktor terbentuk dalam dua fase (cair-uap) kemudian

masuk ke 260 V-102 (Hot HP Separator), dimana uap dan cairan dipisahkan. Fase

cair dialirkan ke 260 C-101 (Hot LP Separator) sedangkan uap didinginkan

menggunakan 260 E-103 (charge oil).

Pada 260 C-101 cairan hydrocarbon distripping menggunakan MPS

(Medium Pressure Steam). Aliran bottom 260 C-101 stripper dialirkan ke seksi

Redistilling Unit (RDU) sedangkan uap dari top 260 C-101 didinginkan di

260 E-121 (Low Pressure Gas Air Cooler) selanjutnya mengalir ke 260 V-105

(Cold Low Separator). Air diinjeksikan pada upstream 260 E-121 dari Utilitis

(Fresh Water) untuk menyerap garam-garam amonium dari fase uap. Temperatur

keluar 260 E-121 diatur menggunakan temperature controller yang beraksi

melalui pengaturan kecepatan fan. Sebagian Wash Water dari 260 V-105 di

pompakan ke Hot HP Vapour Effluent keluar dari 260 E-103 oleh 260 P-104

A/B (Wash Water Recycle Pump). Make Up Wash Water dikirim dari 52 P-301

A/B di Utilitas.

Effluent dingin selanjutnya masuk 260 V-104 (Cold HP Separator)

dimana gas dipisahkan dari Wash Oil dan Wash Water. Produk top dari Cold HP

Separator adalah Recycle Gas sedangkan produk bottom nya dipisahkan melalui



settling dan masing-masing fase dikirim ke 260 V-105 (Cold LP Separator). Sour

Gas teruapkan dari 260 V-105 kemudian dikirim ke Sour Gas Flare untuk

dibakar. Hydrocarbon cairan dari 260 V-105 dikembalikan melalui 260 E125

sebagai Wash Oil dengan 260 P-103 (Wash Oil Pump). Excess Wash Oil dikirim

ke FOC-1 sedangkan untuk make up dikirim dari FOC-2 jika diperlukan.

Gambar IV.6. Separator System



4. Pressure Swing Adsorber (PSA)

Sumber gas Hydrogen untuk 260 HTU berasal dari 2 (dua) tempat yaitu

dari Kilang Paraxylene Complex di unit CCR sebagai sumber utama dan dari Fuel

Oil Complex II di unit Platforming sebagai sumber tambahan (alternatif).

Gas Hydrogen dari kedua sumber tersebut masuk ke PSA Unit melalui 260

V-112 (Umpan Gas KO Drum) dimana cairan yang terikut dipisahkan.

PSA Unit terdiri dari 5 Bed Adsorber untuk memproduksi gas hydrogen

dengan kemurnian tinggi (+ 99% Vol). Masing-masing Bed dikontrol oleh

Program Logic Control (PLC) disamping juga mengatur siklus sesuai dengan

perubahan jumlah umpan gas dari PSA Unit mengalir ke 260 K-101 A/B (Fresh

Gas Compressor).

Tail Gas (Waste Gas) ditampung pada 260 V-113 (PSA Tali Gas

Drum) yang selanjutnya dikirim ke 025 F-101 (Hot Oil Heater) di LOC-2,

menyumbang 30-70% kebutuhan bahan bakar Hot Oil Heater tersebut.

5. Sistem Hydrogen Rich Gas

Gas Hydrogen dari PSA Unit masuk ke 260 V-107 (Fresh Gas KO Drum)

dimana cairan yang terikut dipisahkan.

Kompresor fresh gas berfungsi untuk menaikkan tekanan gas yang

kemudian dialirkan ke High Pressure System sebagai hydrogen make up yang

diperlukan dalam reaksi Hydrotreating. Recycle dan Fresh Gas kompresor

mempunyai frame yang sama, motor penggerak sama dan sitem penunjang yang

sama. Recycle Gas dari 260 V-104 (Cold HP Separator) masuk ke 260 V-106

(Recycle Gas KO Drum) untuk dipisahkan cairannya, selanjutnya masuk ke

suction recycle gas kompresor 260 K-102 A/B selanjutnya dipakai di High

Pressure System. Sebagian recycle gas dari discharge 260 K-102 A/B digunakan

sebagai quench gas untuk temperatur kontrol katalis bed reaktor.



Gambar IV.7. PSA dan Sistem Hydrogen Rich Gas

6. Seksi Redistiling Unit (RDU)

Umpan dari Bottom Stripper 260 C-101 dipompakan dengan 260 P-151

A/B (RDU Umpan Pump) melalui 260 E-151 ABC (Vacuum Column

umpan/Bottom Exhcanger), ke 260 F-151 (RDU Umpan Heater) dan kemudian

masuk ke 260 C-101 (Vacuum Column) pada temperatur 320 – 340 oC.

Gambar IV.8. Seksi Redistillating Unit (RDU)



7. Vacuum Column Section

Pada Vacum kolom terdapat 3 (tiga) buah total draw off tray :

1). Bottom Draw Off Tray No.9, terletak pada Wash Oil Bed Cairan:

meninggalkan Wash Oil Bed melalui total dray off tray menuju bottom

kolom, dengan tujuan utamanya untuk mendapatkan distribusi uap yang baik.

2). Wash Oil Draw Off Tray No.10, terletak dibawah packed bed tengah:

Oil dialirkan dari bawah bed tengah tray No.10 dan mengalir ke 260

V-152 (Wash Oil Draw Off Vessel) selanjutnya dipompa menggunakan 260

P-153 A/B (Wash Oil Pump) menuju bagian atas bottom packed bed sebagai

total reffux untuk mode operasi HVI-100 dan HVI-160s. Untuk mode operasi

HVI -650, sebagian wash oil dialirkan sebagai produk samping yang

didinginkan dengan 260 E-153 AB (Side Product Cooler).

3). Top Circulating Reflux (TCR) Draw Off Tray No.11, dibawah TRC:

Cairan diambil dari bottom top packed bed melalui total draw off tray

No.11 dan dialirkan melalui 260 V-151 (TCR Vessel). Cairan dari vesel

dipompa menggunakan 260 P-152 A/B (TCR Pump) dan sebagian

dikembalikan ke kolom di atas packed bed tengah. Sebagian besar aliran

VGO dan aliran TCR return didinginkan oleh 260 E-171 AB (TCR Air

Cooler). Aliran TCR return dialirkan ke top kolom didistribusikan

menggunakan cairan distributor “Sulzer Splash Plate Type VEP Gravity”.

Saringan tipe keranjang dipasang pada upstream distributor pada kedua reflux

untuk mencegah terjadinya penyumbatan spray nozzel partikel padatan seperti

scale dan coke.

Saringan yang digunakan adalah 260 S-151 A/B (Wash Oil Under

Reflux Filter) dan 260 S-152 A/B (TCR Under Reflux Filter). Strainer dan

pipa downstream reflux dibuat dari stainless steel untuk mengurangi

pembentukan padatan dan scale.

Jumlah aliran produk cairan bottom kolom dipompa oleh 260 P-

154 A/B (RDU Bottom Pump) didinginkan di 260 E-151 ABC (Vacuum

Column Umpan / Redistilled Product Exchanger) dan didinginkan lagi

menggunakan tempered water di 260 E-152 ABC (Redistillation Bottom

Cooler) selanjutnya dialirkan ke 041 Hydrotreated Tank.



Gambar IV.9. Vacuum Column Section

8. Sistem Overhead

Overhead Vapour dari 260 C-151 dialirkan melalui 260 E-154

(Precondensor). Uap yang tidak terkonden ditarik oleh Ejektor tiga tahap 260

J151 / J152 / J153 A/B (Vacuum Sytem Ejector) yang dilengkapi dengan 260 E-

155, 260 E-156 (Intercondensor) dan 260 E-157 (After Condensor). Waste gas

dikirim ke 260 V-154 (Waste Gas Seal) selanjutnya dikirim ke 260 V-155 (Waste

Gas KO Drum) untuk dipisahkan antara cairan dari waste gas. Waste gas dari 260

V-155 dikirim ke 260 F-101 (Reactor Feed Heater) sebagai bahan bakar setelah

melalui 260 S-153 (Flame Arrestor) untuk melindungi Overhead system bila

terjadi Flash Back.

Cairan dari setiap tahapan ejektor ditampung ke 260 E-153 (Ejektor

Effluent Separator) untuk dipisahkan antara minyak (Slop Oil) dengan air.

Air yang terkumpul dari separator dialirkan menggunakan 260 P-156 A/B

(Sour Water Pump) ke Sour Water Treater FOC-2 sebagian disirkulasikan

melewati 260 V-156, V-155 dan V-154 sebagai seal untuk menahan Waste Gas ke

atmosfer.



9. Sistem Tempered Water

Vesel 260 V-160 (Tempered Water Expansion Vessel) adalah vesel yang

bekerja pada tekanan atmosphir terletak dibagian teratas jaringan heat exchanger.

Vesel tersebut untuk menampung make up air dari Utilitis bila terjadi kekurangan

selama operasi. Tempered Water dialirkan dengan menggunakan 260 P-157 A/B

(Tempered Water Expansion Vessel), discharge pompa dialirkan secara paralel ke

260 E-152 ABC (Redistilling Bottom Cooler) dan ke 260 E-153 AB (Side Product

Cooler). Tempered Water secara kontinue dialirkan pada 260 E-152 ABC dan

260 E-153 AB. Tempered Water yang telah digunakan sebagai pendingin

kemudian didinginkan di 260 E-172 AB (Tempered Water Cooler) dan kemudian

dialirkan ke suction pompa sirkulasi.

Gambar IV.10. Sistem Tempered Water



BAB V

UTILITAS DAN SARANA PENUNJANG

V.1. Utilitas

Unit Utilitas pada PERTAMINA RU IV Cilacap adalah semua bahan /

media / sarana yang dibutuhkan untuk menunjang operasi pengolahan kilang

seperti tenaga listrik, tenaga uap, air pendingin, air bersih, udara bertekanan,

bahan bakar dan air baku sehingga kilang dapat memproduksi BBM dan NBM.

Pengadaan utilitas dalam industri, khususnya untuk operasional kilang bahan

bakar minyak dan petrokimia Pertamina RU IV selama ini selalu diusahakan

sendiri, mengingat kebutuhan pasokan yang berkesinambungan belum dapat

diperoleh dari sumber lain.

Di PERTAMINA RU IV Cilacap, kompleks utilitas terbagi atas:

a. Utilitas I (Area 50) yang dibangun pada tahun 1973 dan mulai dioperasikan

tahun 1976 menunjang pengoperasian utilitas I, FOC I, LOC I, dan Off Site

area 30, 40, 60, dan 70 dengan kapasitas pengolahan 100.000 barrel/hari.

b. Utilitas II (Area 05) yang dibagun pada tahun 1980 dan mulai dioperasikan

tahun 1983 menunjang pengoperasian utilitas II, FOC II, LOC II, dan Off Site

area 30, 40, 60, dan 70 dengan kapasitas pengolahan 200.000 barrel/hari.

c. Utilitas Paraxylene yang sebagian besar unitnya terletak di utilitas I / area 50

yang mulai dioperasikan tahun 1990 dan bertugas dalam menunjang area

kilang paraxylene dengan kapasitas produksi petrokimia sebanyak 270.000

ton/tahun.

d. Utilitas IIA (Area 500) yang mulai dioperasikan tahun 1998 dengan

penambahan sarana terbatas, khusus dibangun untuk menunjang operasi

Debottlenecking kilang Cilacap, sehingga total kapasitas pengolahan kilang

Cilacap dapat dinaikkan dari 300.000 barrel/hari menjadi 348.000 barrel/hari.

Pada saat pengembangan kilang dari tahun 1976 hingga tahun 1998 agar

kehandalan dan fleksibilitas operasi utilitas terjamin maka sebagian besar

sistemnya terintegrasi yaitu antara sistem utilitas I, II, IIA, dan utilitas paraxylene.

Sebagai bagan dari bidang produksi I di refinery unit IV Cilacap, utilties

mempunyai fungsi untuk mendukung dan menjamin berjalannya operasi kilang



secara terus-menerus dengan terjaminnya pasokan bahan bakar, listrik, air baku

dan air bersih yang cukup untuk operasi kilang. Dalam memenuhi kebutuhan

kilang Cilacap maka utilitas PERTAMINA RU IV Cilacap secara operasional

memiliki unit-unit kerja yaitu:

a. Unit 51/051/510 Unit Pembangkit Tenaga Listrik

b. Unit 52/052/520 Unit Pembangkit Tenaga Uap

c. Unit 53/053/530 Unit Distribusi Air Pendingin

d. Unit 54/054 Unit Pengadaan Air Bersih

e. Unit 56/056/560 Unit Pengadaan Udara Bertekanan

f. Unit 57/057 Unit Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas

g. Unit 63/063 Unit Pengadaan Air Baku

1. Unit 51/051/510 (Unit Pembangkit Tenaga Listrik)

Unit ini memiliki 8 buah unit generator pembangkit listrik yang

digerakkan oleh tenaga uap yang beroperasi dengan sistem extractive condensing

turbine dengan high pressure steam (HP steam) yang bertekanan 60 kg/cm2

dengan temperatur 4600C dan menghasilkan medium pressure steam (MP steam)

bertekanan 18 kg/cm2 dengan temperatur 3300C serta menghasilkan pula

condensat recovery sebagai air penambah pada tangki desuperheater dan tangki

BFW.

Masing-masing unit memiliki kapasitas sebagai berikut:

a. Utilitas I kapasitas @ 8 MW (3 generator)

b. Utilitas Paraxylene kapasitas 20 MW

c. Utilitas II kapasitas @20 MW(3 generator)

d. Utilitas IIA kapasitas 8 MW

2. Unit 52/052/520 (Unit Pembangkit Tenaga Uap)

a. Sistem Pembangkit

Uap bertekanan yang ada pada unit ini sebagian besar adalah untuk

menggerakkan unit turbin generator sebagai unit pembangkit listrik yang

menggunakan tenaga uap sebagai tenaga penggeraknya. Unit ini memiliki

9 buah boiler yang memiliki tekanan kerja 60 kg/cm2 dan temperatur 460



°C yang biasa disebut high pressure steam (HP steam) dengan total

kapasitas terpasang saat ini 790 ton/jam.

Keseluruhan boiler dan steam yang dihasilkan adalah sebagai berikut:

1) Boiler Utilitas I @ 60 ton/jam (4 boiler)

2) Boiler Utilitas Paraxylene 110 ton / jam

3) Boiler Utilitas II @110 ton / jam (4 boiler)

4) Boiler Utilitas IIA 60 ton /jam

b. Sistem Distribusi Tenaga Uap

Sistem distribusi tenaga uap di PERTAMINA RU IV Cilacap terbagi atas:

1) High Pressure Steam (HP steam) dengan tekanan 60 kg/cm2 dan

temperatur 460 °C. HP steam dihasilkan dari semua boiler di utilitas

dan Waste Heat Boiler unit 014/FOC II. HP steam digunakan sebagai

penggerak turbin generator.

2) Medium Pressure Steam (MP steam) dengan tekanan 18 kg/cm2 dan

temperatur 330 °C. MP steam dihasilkan dari ekstraksi turbin generator

dan Waste Heat Boiler unit 014/FOC II, selain itu seteam juga

dihasilkan dari letdown station HP/MP. MP steam digunakan sebagai

penggerak turbin pompa dan kompresor, pemanas heat exchanger, dan

penarik sistem vakum pada ejektor di semua proses area.

3) Low Pressure Steam (LP steam) dengan tekanan 3,5 kg/cm2 dan

temperatur 220 °C. LP steam dihasilkan dari back pressure turbin dan

let down station MP/LP. LP steam digunakan sebagai pemanas,

stripping steam, dan steam tracing

c. Sistem Condensat

Unit ini bertugas dalam menampung seluruh condensate recovery

dari seluruh area kilang ke tangki observation yang untuk selanjutnya

dimanfaatkan kembali sebagai boiler feed water untuk mengurangi water

losses. Ada tiga jenis kondensat yaitu:

1) High Pressure (HP condensate) yang berasal dari HP dan MP

steam line. Kondensat ini ditampung ke dalam satu flash drum

untuk dipisah menjadi LP steam dan LP kondensat.

2) Low Pressure (LP condensate) yang berasal dari LP steam line.



3) Clean condensate yang berasal dari surface condensor dan brine

heater SWD.

3. Unit 53/053/530 (Unit Distribusi Air Pendingin)

Distribusi air pendingin dilakukan dengan dua cara yaitu sistem

bertekanan (presurized) dan sistem gravity. Untuk sistem bertekanan, air

pendingin didistribusikan dengan pompa dan kapasitasnya sebagai berikut:

a. Utilitas I :53P1A/B/C @2000m3/jam

b. Utilitas II :053P101A/B/C @5900m3/jam

c. Utilitas Paraxylene :053P201A/B/C @2300m3/jam

d. Utilitas IIA :530P301A/B @4000m3/jam

Untuk mencegah timbulnya mikroorganisme, pada sistem air pendingin

diinjeksikan Sodium Hypochlorid yang dihasilkan dari unit Sodium Hypochlorid

Generator.

4. Unit 54/054 (Unit Pengadaan Air Bersih)

Unit Pengadaan air bersih dilakukan di unit Sea Water Desalination

(SWD), di mana prinsip operasi unit ini adalah mengolah air laut menjadi air tawar

dengan spesifikasi tertentu dengan cara distilasi pada tekanan rendah (vacuum).

Ada dua sistem pembuatan air bersih di SWD yaitu dengan Multi Stage Flash

(MSF) through dan Multi Stage Flash Brine Recirculation.

5. Unit 57/057 (Unit Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas)

a. Sistem Bahan Bakar Cair

Sistem bahan bakar cair terdiri dari sistem HFO dan HGO. Sistem

HFO digunakan sebagai bahan bakar pada boiler dan furnace saat normal

operasi, sedangkan HGO digunakan pada saat start up dan shut down unit.

b. Sistem Bahan Bakar Gas

Bahan bakar gas (refinery gas) dipakai dan dimaksimalkan untuk

pembakaran di boiler dan furnace. Bahan baku diperoleh dari unit proses

dan ditampung di mix drum (vessel pencampur bahan bakar gas) 57V-2

dan 057V-102 yang selanjutnya didistribusikan ke seluruh proses area



dengan tekanan 3,5 kg/cm2. Apabila tekanan lebih dari 4 kg/cm2 akan

dibuang ke flare dan apabila kurang dari 2,5 kg/cm2 akan disuplai dari

LPG vaporizer system dengan media pemanas LP steam. LPG Vaporizer

Vessel berfungsi untuk menampung dan memproses propane/butane

yang offspec. Pada sistem bahan bakar gas ini juga terdapat waste gas

compressor yang berfungsi untuk memperkecil losses gas ke flare.

6. Unit 63/063 (Unit Pengadaan Air Baku)

Air baku yang diambil adalah air payau yang berasal dari sungai Donan.

Sebelum air bakau ini dihisap oleh pompa jenis submersible, air tersebut terlebih

dulu disaring dengan menggunakan Fixed Bar Screen, Retractable Srainer, dan

Floating Gate yang berupa pagar di sekeliling rumah pompa yang memiliki lebar

tertentu. Hal ini dimaksudkan untuk menyaring partikel – partikel padat yang

cukup besar seperti sampah, ranting kayu, dan lain – lain agar tidak terhisap ke

dalam suction pompa dan terbawa aliran air baku ke kilang.

Pada unit ini juga diinjeksikan Sodium Hypochlorid (NaOCl) pada sisi

hisap pompa. Injeksi Sodium Hypochlorid ini dimaksudkan untuk membunuh

mikroorganisme yang terikut pada aliran, sehingga tidak mengganggu proses

operasi selanjutnya.

V.2. Sarana Penunjang

1. Terminal

Pada awalnya bernama Oil Movements kemudian berubah menjadi ITP

dan merupakan bagian dari proses pengilangan minyak yang ada di RU IV

Cilacap. Bagian ini bertanggung jawab dalam menangani pergerakan minyak baik

kedalam maupun keluar kilang terlebih dengan kondisi kilang yang memiliki

kapasitas pengolahan 348.000 barrel/hari crude oil.

Tugas dan tanggung jawab bagian ini antara lain:

Menerima crude oil dan menyalurkannya ke unit FOC I dan FOC I.I

Menerima stream dari unit FOC I dan FOC II.

Menyiapkan feed untuk secondary processing

Menerima stream dari secondary/tertiery processing



Menyalurkan produksi dari kilang ke tangki penampungan

Melaksanakan blending produk menjadi finish product

Loading/transfer minyak ke kapal, Perbekalan Dalam Negeri (PDN), dan

Own Use

Untuk menunjang pelaksanaan tugas dan tanggung jawab tersebut, tersedia

fasilitas dan peralatan operasi antara lain :

Pipa-pipa, untuk penyaluran pergerakan minyak

Tangki-tangki, untuk penampungan crude, produk dan slops

Dermaga, untuk bongkar/muat crude oil, BBM dan NBM

Pompa-pompa, untuk pemompaan feed ke kilang, blending, dan lain-lain

Oil Catcher (CPI), untuk menampung minyak yang tercecer dari bocoran

pipa-pipa, drain tangki, dari parit dan holding basin

Holding basin yang berhubungan dengan CPI berfungsi untuk

mengembalikan atau memperbaiki kualitas air buangan, terutama

mengembalikan kandungan oksigen.

Silencer untuk mengurangi kebisingan

Groyne sebagai sarana pelindung pantai dari kikisan gelombang laut.

2. Laboratorium

Bagian laboratorium memegang peranan penting di kilang, karena dari

laboratorium ini data-data tentang raw material dan produk akan diperoleh.

Dengan data-data yang diberikan maka proses produksi akan selalu dapat

dikontrol dan dijaga standar mutu sesuai dengan spesifikasi yang diharapkan.

Bagian laboratorium berada di bawah Manajer Kilang yang mempunyai tugas

pokok:

Sebagai pengontrol kualitas bahan baku, apakah sudah memenuhi

persyaratan yang diperkenankan atau tidak.

Sebagai pengontrol kualitas produk, apakah sudah memenuhi standar yang

berlaku atau belum.

Bahan-bahan yang diperiksa di laboratorium ini adalah:

• Crude Oil

• Stream product FOCI/II, LOCI/II/III, dan paraxylene



• Utilitas : water, steam, fuel oil, fuel gas, chemical agent, dan katalis

• Intermediate product dan finishing product.

Dalam pelaksanaan tugas, bagian laboratorium dibagi menjadi

Laboratorium Pengamatan, Laboratorium Analitik dan Gas, Laboratorium

Litbang, dan Ren. ADM / Gudang / Statistik.

3. Program Kerja Laboratorium

a. Laboratorium Pengamatan

Bagian ini mengadakan pemeriksaan terhadap sifat-sifat fisis bahan

baku, intermediate product, dan finishing product.

Sifat-sifat yang diamati antara lain :

1). Distilasi ASTM

2). Spesificgravity

3). Reid vapour pressure

4). Flash point dan smoke point

5). Convadson carbon residu

6). Warna

7). Cooper strip dan silver strip

8). Viscositas kinematic

9). Kandungan air

b. Analitik dan Gas

Bagian ini mengadakan pemeriksaan terhadap raw material

mengenai sifat-sifat kimianya, termasuk didalamnya tentang kerak dan

finishing product. Alat-alat yang digunakan untuk analisa antara lain:

1). N2 analyzer, untuk menganalisa sulfur, Cl2, H2S

2). Atomic Absorption Spectrophotometer (AAS), untuk menganalisa

semua metal yang ada dalam sampel air maupun zat organik.

3). Polychromator, untuk menganalisa semua metal yang ada dalam

sampel air maupun zat organik.

4). Nuclear Magnitute Resonance (NMR), untuk menganalisa kandungan

H2 dalam sampel avtur.



5). Portable Oxygen Tester (POT), untuk menganalisa kandungan oksigen

dalam gas pada cerobong asap.

6). Infra red Spectrophotometer (IRS), untuk menganalisa kandungan oil

dalam sampel air, juga menganalisa aromat dan minyak berat. Spectro

Fluorophotometer, untuk menganalisa kandungan oil dalam water slop

7). Menganalisa bahan baku, stream product, dan finishing product untuk

pabrik paraxylne.

c. Laboratorium Penelitian dan Pengembangan

Bagian ini bertujuan untuk mengadakan penelitian, misalnya :

1). Blending fuel oil

2). Lindungan lingkungan (pembersihan air buangan)

3). Evaluasi crude

4). Di samping mengadakan penelitian rutin, laboratorium ini juga

mengadakan penelitian yang sifatnya non-rutin, misalnya penelitian

terhadap produk kilang di unit tertentu yang tidak biasanya dilakukan

penelitian, guna mendapatkan alternatif lain tentang penggunaan bahan

baku.

d. Ren. ADM/Gudang/Statistik

Bagian ini bertugas untuk mengatur administrasi laboratorium,

pergudangan, dan statistik.

e. Laboratorium Paraxylene

Laboratorium ini khusus menangani unit paraxylene yang

mempunyai kerja dan tugas menganalisa terhadap bahan baku, produk

yang dihasilkan dan bahan penunjang lainnya.

4. Peralatan Utama

a. Laboratorium Pengamatan

1). Auto flash

Alat yang digunakan untuk mengecek titik nyala api (flash point)

dimana ada dua jenis pengukur titik nyala, yaitu termometer flash

point Abel untuk fraksi ringan (bensin, kerosene) dan Flash Point Bens

Shin Marfin untuk fraksi berat.



2). Smoke Point Tester

Alat yang digunakan untuk mengukur smoke point (titik asap) dari

suatu minyak yang mempunyai fraksi ringan.

3). Cooper Strip Tester

Alat untuk mengetahui pengaruh minyak terhadap tembaga, dimana tes

ini dapat digunakan untuk mengetahui kualitas minyak.

4). Hydrometer

Alat untuk mengukur specific gravity (60/60oF) dari minyak yang

berfraksi ringan dan fraksi berat.

5). Viscometer Bath

Alat untuk mengukur viskositas minyak fraksi ringan dan fraksi berat.

6). Water Content Tester

Alat yang digunakan untuk menganalisa kadar air dalam minyak,

metode operasinya adalah distilasi, dimana rumus yang digunakan

adalah :

%100%sampelvolume

penampungdalamairvolumeair

7). Pour Point Tester

Alat yang digunakan untuk mengukur pour point (titik tuang) dari

minyak dimana yang diamati adalah temperatur minyak tertinggi pada

saat minyak masih dapat di tuang.

b. Laboratorium Analitika dan Gas

1). NMR (Nuclear Magnetic Resolution)

Digunakan untuk menganalisa adanya CHCL3dalam bahan baku atau

produk yang dihasilkan.

2). MCST (Micro Calorimetric Titrating System)

Digunakan untuk menganalisa kandungan H2S, Cl, S dalam minyak

dengan metode titrasi sebagai carrier digunakan helium dan oksigen.

3). AAS (Automatic Absorption Spectophotometric)

Digunakan untuk menganalisa semua metal baik dalam air maupun

dalam minyak, juga untuk menganalisa TEL (Tetra Etil Lead )



content dalam premium. Tipe dari AAS adalah single element,

sebagai pembakarnya adalah acetylene dan N2O.

4). ICPS (Inductive Coupled Plasma Spectrophotometric)

Digunakan untuk analisa metal yang ada dalam air maupun minyak,

dengan pembakarnya gas plasma (argon) dan memiliki tipe

monomultifire.

5). (UV-VIS-NR Record Spectrophotometric)

Digunakan untuk menganalisa Si, NH3, furfural, methyl ethyl keton,

dan metal-metal lainnya. Lampu UV digunakan untuk menganalisa

avtur dan naftalene.

6). Infra Red Spectrophotometer

Digunakan untuk menganalisa gugus senyawa fungsional secara

kualitatif dan menganalisa oil content dalam air buangan secara

kualitatif.

7). Spectrophotometer Fluorophotometer (RF-520)

Digunakan untuk menganalisa zat-zat yang bisa berfluorisasi.

8). NMR Low Resolution

Digunakan untuk menganalisa kandungan hidrogen dalam minyak

avtur, JP - 4 dan JP - 5.

9). Aparat Carbon Determinator (WR-12)

Digunakan untuk menganalisa kandungan karbon dalam minyak dan

katalis.

10). Sulphur Lamp Apparatur

Digunakan untuk analisa sulfur dalam bahan bakar minyak (premium,

Kerosene, solar, avtur)

11). Calorimetric Adiabatic

Digunakan untuk mengetahui nilai bahan bakar dalam minyak.

12). POC (Portable Oil Content)

Digunakan untuk menganalisa oil content dalam air buangan.

13). Karl Fiscer – Automatic Titrator

Digunakan untuk menganalisa kandungan air dalam minyak dengan

solvent methanol



14). Salt In Crude Analizer

Digunakan untuk menganalisa salt content dalam minyak.

c. Laboratorium Penelitian, Pengembangan, dan Lindungan Lingkungan

Pada dasarnya laboratorium ini tidak memiliki alat – alat yang spesifik

dalam melaksanakan tugasnya. Laboratorium ini dapat menggunakan fasilitas

laboratorium lain. Laboratorium ini melakukan pengamatan dan penelitian,

yang meliputi :

1). Menganalisa sampel-sampel non rutin untuk penelitian

2). Menganalisa peralatan untuk maintenance terhadap alat-alat yang ada

3). Mengevaluasi dan mengadakan orientasi terhadap crude

4). Menganalisa oil content yang tercecer di dermaga

5). Menyalurkan air buangan / lindungan lingkungan.

d. Laboratorium Administrasi, Material, Gudang, dan Statistik

Laboratorium ini tidak mempunyai peralatan untuk mengadakan suatu

analisa mengingat kerja dari laboratorium tersebut.

e. Laboratorium Paraxylene

Alat yang digunakan pada laboratorium ini adalah :

1). Moisture meter

Digunakan untuk menganalisa kandungan air dan bromine indeks dari

olefin.

2). Dissolved Oksigen

Digunakan untuk mengecek feed naphtha terhadap kandungan

oksigen.

3). UV Visible Spectrophotometer

Digunakan untuk menganalisa konduktivitas feed maupun produk

4). Conductivity meter

Digunakan untuk menganalisa konduktivitas feed maupun produk

5). Disamping itu laboratorium ini juga menggunakan peralatan yang ada

pada laboratorium lain.



5. Prosedur Analisis

Prosedur analisis yang digunakan pada laboratorium adalah:

a. Titrasi

b. Volumetri

c. Iodometri

d. Microkolorimetri

e. Refraksimetri

f. Viscosimetri

g. Flash point testers

h. IP Standart

i. Gravimetri

j. Potensiometri

k. Spectrofotometri

l. Distilasi

m. Chromatografi

n. ASTM Standart

o. UOP Standart

6. Analisa Laboratorium di CCR Platforming Unit

Setiap unit proses dikilang mempunyai sample test yang terjadwal pada

tiap peralatan untuk menjamin kelancaran dan tercapainya target operasi.

Beberapa analisa diperlukan untuk menegetahui kandungan dalam suatu

parameter tertentu.

Berikut adalah berbagai analisa laboratorium yang digunakan pada unit

CCR Platforming:

a. Metode UOP 777

Tujuan

Menganalisa kandungan jenis hidrokarbon paraffin, olefin dan aromatic

berdasarkan jumlah carbon number-nya.

Analisa

Sampel dianalisa berdasarkan sistem fraksi dari minyak bumi dengan

menggunakan gas chromatography. sampel dianalisa dengan Fluorescent



Indicator Adsorption (FIA) untuk mendapatkan perkiraan kandungan olefin

total. Pemecahan kejenuhan untuk memperkirakan presentase paraffin dan

naphthene dari carbon number dengan memproses sampel pada silica gel

untuk memperoleh saturate fraction dan menganalisanya pada gas

chromatography.

b. Metode ASTM D 4045 (Hydrogenolysis Rateometric Colorimetry)

Tujuan

Untuk mengetahui kandungan sulfur mencapai 50 ppb pada feedstock dan

petroleum product.

Analisa

Sampel diinjeksikan dengan laju kecepatan konstan ke dalam aliran

hidrogen di hydrogenolisis apparatus. Sampel dan hidrogen akan terpirolisis

pada temperetaur 1300oC atau diatasnya, untuk mengubah senyawa sulfur

menjadi H2S. Hasil pengamatannya diditeksi dengan rateometric detection

dengan sistem reaksi secara kolorimetric antara H2S dengan lead asetat.

c. Metode ASTM D 4629

Tujuan

Untuk mengetahui kandungan nitrogen mencapai kandungan 0.1 ppm pada

feedstock cairan hidrokarbon dengan boiling range 50oC sampai 400oC.

Analisa

Sampel cairan hidrokarbon diinjeksikan pada aliran gas (helium atau

argon). Sampel akan menguap dan terbawa kedaerah temperatur tinggi

dimana O2 akan dimasukkan sehingga nitrogen akan membentuk nitric oxide

(NO). NO kemudian akan dikontakkan dengan ozone dan membentuk

nitrogen oxida (NO2), sinar akan dipancarkan untuk mendeteksi kandungan

NO2 yaitu dengan photomultiplier tube dan menghasilkan sinyal yang dapat

mengukur N dalam sampel.

d. Metode UOP 395

Tujuan

Mengetahui kandungan chloride sampai 1 ppm dengan kandungan umpan

mempunyai kadar sulfur yang rendah.

Analisa



Sampel akan didistilasi dengan reduksi sodium biphenyl menggunakan

sistem colorimetric.

e. Metode UOP 709

Tujuan

Menetapkan kandungan C6- hidrokarbon dengan jangkauan pendeteksian

mencapai 0.1 mol %.

Analisa

Sampel nantinya akan dideteksi dengan detector konduktivitas thermal

yang mempunyai 2 kolom yang dihubungkan secara seri.

f. Metode ASTM D-86 (Distillation of Petroleum Product)

Tujuan

Untuk mendistilasi produk petroleum sehingga dapat diketahui nilai

boiling point nya.

Analisa

Sejumlah 100 ml sampel , didistilasi dengan menggunakan rangkaian alat

ASTM D-86 pada kondisi yang telah ditentukan. Pengamatan dilakukan oleh

pembacaan di termometer dan jumlah kondensat yang dihasilkan.

g. Metode ASTM D-156 (Saybolt Chromometer Method)

Tujuan

Untuk mengetahui warna dari minyak sulingan seperti gasoline, bahan

bakar, naphtha dan kerosene.

Analisa

Sejumlah sampel ditambahkan pada tubular column sampai sumber

cahaya dapat terlihat lalu warnanya dibandingkan dengan spesifikasi pada

glass standart.

h. Metode ASTM D-283 (Hydrometer Method)

Tujuan

Untuk menentukan API Gravity pada minyak mentah dan petroleum

product.



Analisa

Sampel dimasukkan pada glass hydrometer API Gravity, yang mana

tekanan uap dibawah 26 lbs. Gravity yang kemudian dibaca dengan melihat

standar table pada suhu 60oC.

i. Metode ASTM D-323 (Reid Method)

Tujuan

Menentukan tekanan uap absolut pada petroleum seperti crude oil dan

petroleum product selain LPG.

Analisa

Gasoline chamber untuk menguji appartus yang mengisi bersamaan

dengan chilled sampel dihubungkan dengan seksi udara chamber yang

bersuhu 100oF, kemudian dengan penjagaan suhu yang konstan. Saat terjadi

equilibrium kemudian sebuah manometer akan membaca skala saat akhir.

j. Metode ASTM D-2699 (Reseacrh Octane Number Method)

Tujuan

Menentukan karakteristik sifat knocking pada gasoline motor. RONC

dengan angka 100 akan menunjukkan % volume iso oktan dalam blending

dengan n-heptane. Untuk RONC diatas, akan menunjukkan perbandingan

antara iso oktan dan milliliter tetra ethyl lead.

Analisa

RONC pada gasoline dapat ditentukan dengan membandingkan

kecenderungan knocking dengan bahan bakar referensi yang telah diketahui

octan number-nya. Intensitas knocking diukur dengan electronic detonation

meter yang terdiri dari sebuah unit single cylinder engine biphenyl

menggunakan sistem colorimetric.



BAB VI

PENUTUP

VI.1. Kesimpulan

Penarikan kesimpulan oleh praktikan didasarkan pada orientasi umum dan

khusus yang diikuti praktikan selama mengikuti proses Kerja Praktek di PT.

Pertamina RU IV Cilacap, kesimpulan dari orientasi umum dan khusus adalah

sebagai berikut:

PT. Pertamina RU IV Cilacap ini terdiri dari 3 kilang utama, yaitu Kilang

Minyak I (FOC I, LOC I, dan Utilitas I), Kilang Minyak II (FOC II, LOC

II -III), Utilitas II), dan Kilang Paraxylene.

Bahan baku berupa crude oil jenis Arabian Crude Oil, Iran Crude Oil, dan

Basrah Crude Oil, kemudian diolah menghasilkan produk-produk di

bawah ini:

FOC : LPG, gasoline, kerosene, avtur, ADO/IDO, IFO, dan LSWR.

LOC : base oil paraffinic, minarex, aspal, slack wax, dan IFO.

Paraxylene : LPG, paraxylene, benzene, raffinate heavy-aromate, dan

toluene.

Sistem manajemen keselamatan dan kesehatan kerja yang profesional

dimana terdistribusi dalam 4 seksi yang tak hanya mempunyai fungsi

penanggulangan pencemaran dan keselamatan kerja tapi juga bertanggung

jawab pada peningkatan kualitas dari pelaksanaan perlindungan

lingkungan dan keselamatan kerja tersebut.

Feed untuk LOC III dipasok dari HVU I-II berupa short residue dan feed

rafinat LMO, MMO, dan DAO dari FEU. Kemudian produk akhir keluar

dari LOC III berupa HVI-95/100. HVI-160s, dan HVI-650.

LOC III terdiri dari 3 unit utama, yaitu Propane Deasphalting Unit (PDU),

Hydrotreating Unit (HTU), dan MEK Dewaxing Unit (MDU).

Di PDU terjadi proses ekstraksi dengan pelarut propane. Untuk HTU

proses yang berjalan adalah hidrogenasi dan distilasi untuk menghilangkan



senyawa aromat dalam feed. Sedangkan di MDU proses yang berjalan

adalah filtrasi dengan menggunakan pelarut MEK-Toluene.

Di unit Hydrotreating menggunakan hidrogen dalam reaksi, terjadi 3

tahapan reaksi yaitu pemurnian, penjenuhan hidrogen, dan cracking.

Proses utama selanjutnya adalah distilasi vakum untuk mendapatkan

produk sesuai spesifikasi.

VI.2. Saran

Peningkatan kinerja perlu dilakukan pada direktorat yang dimiliki PT.

Pertamina baik hulu maupun hilir dalam rangka professionalisme dan

profit perusahaan.

Etos kerja yang ditunjukkan karyawan pada umunya baik, walaupun

demikian realitas ini perlu dipertahankan dan ditingkatkan.

Pererat jalinan kerjasama antara dunia pendidikan tak hanya melalui

kunjungan industri dan kerja praktek tapi dapat dicoba melalui proyek

penelitian.

Proses belajar yang dilakukan oleh mahasiswa selama menjalani kerja

praktek, harapannya tidak hanya dilakukan dengan belajar konsep proses

pengolahan Crude Oil yang telah dituangkan dalam buku ‘Operating

Manual’, namun dapat berinteraksi langsung dalam pengamatan

pengolahan minyak mentah di kilang.

loc iii htu

Documents