seminar magang

SEMINAR MAGANG INDUSTRI

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU IV CILACAP

Disusun oleh : Nadya Anwar (091424018)

Dosen Pembimbing :

Dr. Ir. Ahmad Rifandi, MSc.

Ir. Heriyanto, MT

Sekilas mengenai PT. Pertamina (Persero)

Unit Pengolahan Minyak dan Gas Bumi yang dikelola oleh PT. Pertamina :

1. RU I Pangakalan Brandan (Sumatra Utara), sudah tidak beroperasi sejak

tahun 2006

2. RU II Dumai dan Sungai Pakning (Riau), Kapasitas 170.000 barrel/ hari

3. RU III Plaju dan Sungai Gerong (Sumatera Selatan), kapasitas 135.000

barrel/hari

4. RU IV Cilacap (Jawa Tengah), kapasitas 348.000 barrel/hari

5. RU V Balikpapan (Kalimantan Timur),kapasitas 270.000 barrel/hari

6. RU VI Balongan (Jawa Barat), kapasitas 125.000 barrel/hari

7. RU VII Kasim (Papua Barat), kapasitas 10.000 barrel/hari

Lokasi Pabrik PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap

Tata Letak Kilang

KILANG DI PT. PERTAMINA RU IV CILACAP

1. Kilang I Fuel Oil Complex I Lube Oil Complex I Utilities I

2. Kilang II Fuel Oil Complex II Lube Oil Complex II/III Utilities II

3. KPC (Kilang Paraxylene Cilacap)

4. Kilang LPG dan SRU (Sulphur Recovery Unit)

Diagram Blok Proses Pengolahan Minyak Mentah di PT. PERTAMINA RU IV Cilacap

Sekilas Mengenai Fuel Oil Complex I

Kilang minyak ini merupakan kilang I RU IV yang dibangun tahun 1974 dengan kapasitas 100.000 barrel/hari dan mulai beroperasi sejak tanggal 24 Agustus 1976. Pada tahun 1997 dilaksanakan Debottlenecking Project Cilacap (DPC) kapasitas kilang ini naik menjadi 118.000 barrel/hari. Kilang ini dirancang untuk memproses minyak mentah dari Timur Tengah dengan tujuan selain untuk mendapatkan produk BBM juga penyediaan umpan (feed) untuk proses di LOC.

FUEL OIL COMPLEX I

OFF GASFGSL.

NAPHTA

PROPANE

BUTANE

PLATFORMATE

AVTUR

KEROSENE

LGO

DLGO

HGO

LONG RES.

ALC, BLC, ILC

CDUUNIT11.00

HDTUNIT12.00 PLTF

UNIT14.00

PMFUNIT1500

HDSUNIT 13.00

MEROXUNIT 16.00

Bahan Baku, Produk & Spesifikasi, dan Over View Operasi di FOC I

1. UNIT 11.00 (CDU)Feed : ALC BLC ILCKapasitas : 118.000 BPSD atau 16.094 TPSDTujuan : Mengolah Crude / minyak

mentah menjadi produk BBM dan feed untuk Lube Plants.

Garis Besar Operasi : Pemisahan Crude menjadi fraksi-fraksi (product) berdasar kan perbedaan titik didih.

Spesifikasi Produk :

• Light Hidrotreated Naphta (ex. Naphta Splitter)

Sg 60/60 oF min 0,63 max 0,70 Distillation (ASTM D 86)

IBP, oC min 30 FBP, oC max 80 RVP pada 100 oC, psia max 14 Total Sulfur, wt ppm max 1,0 Total Nitrogen, wt ppm max 1,0 Water content, wt ppm max 0,5

• Heavy Hidrotreated Naphta (ex. Naphta Splitte)


IBP, oC min 67 FBP, oC max 180

Total Sulfur, wt ppm max 0,5 Total Nitrogen, wt ppm max 1,0

Water content, wt ppm max 3,0• Straight Run Kerosene (ex. CDU I)


IBP, oC min 140FBP, oC max 250

Flash point (IP 170 oC) min 38

• Light Gasoil (ex. CDU I)


IBP, oC min 170 FBP, oC target 315

• Heavy Gasoil (ex. CDU I)


IBP, oC min 205 FBP, oC max 425

• Long Residu (ex. CDU I)

TBP 350 oC minus fraction (wt %) max 6,5 TBP 370 oC minus fraction (wt %) max 10,0

2. UNIT 1200 (HDT) Feed : Unstabillized Naphta dari coalescer unit

1100 Kapasitas : Lama : 2275 Ton/stream day

Baru : 2805 Ton/stream day Tujuan : Menyiapkan feed untuk unit 1400 Garis Besar Operasi : Penghilangan racun katalis dengan hidrogen :

Konversi senyawa organik sulfur menjadi H2S Konversi senyawa Nitrogen menjadi NH3

Konversi senyawa Oksigen menjadi H2O Penjenuhan Olefin Penghilangan senyawa organometallicSpesifikasi Produk :

Sweet Naphta dengan kandungan :– Sulfur, wt ppmmax 0,5– Nitrogen, wt ppmmax 0,5– Water, wt ppmmax 5,0

3. UNIT 1300 (HDS)

Feed : LGO, HGO Kapasitas : 2300 Ton/stream day Tujuan : Mereduksi kandungan sulfur dari LGO dan HGO Garis Besar Operasi : Senyawa sulfur dalam aliran

feed dikonversi menjadi H2S. H2S di flash off dalam seri

separator dan produk akhir ditripping steam

dan dikeringkan.Spesifikasi Produk :

Sulfur content 1. feed LGO 0,06-0,10 % wt

2. feed HGO 1,7 % wt

4. UNIT 1400 (PLTF) Feed : Heavy Hydrotreated Naphta. Kapasitas : 1650 Ton/stream day

Tujuan : Menaikkan angka oktan feed Menghasilkan HOMC (High Octane

Mogas Comp.)Garis Besar Operasi :Merubah struktur molekul dari komponen feed

parafinic dan naphene menjadi aromatic.Penambahan Chemical :

Dalam unit ini ditambahkan IPA (Iso Propil Alcohol) dan DPC (Chloride) untuk menjaga konsentrasi air dan

chloride pada recycle gas tetap yang diperlukan untuk

menjaga performance katalis pada kondisi optimum.

Spesifikasi Produk : Oktane Number : - Low severity 92 RON

- High severity 96 RON

5. UNIT 1500 (PMP/Propane Manufacture Plant)

Feed : Platformer Stab. Overhead Liquid Kapasitas : 43,5 Ton/stream day Tujuan : Menghasilkan propane untuk LOC Garis Besar Operasi: Pemisahan feed berdasarkan titik didihnya melalui dua kolom

distilasi, depropanizer dan deethanizer.


Propane : min 95 % wt Ethane : max 2,5 % wt Iso-butane : max 4 % wt

6. UNIT 1600 (MEROX)

Feed : Kerosene ex CDU I Kapsitas : Lama : 1970 Ton/stream day

Baru : 2119 Ton/stream day Tujuan : Memproduksi avtur dengan

mengoksidasi mercaptans menjadi disulfida

Garis Besar Operasi: Kerosene dikontakkan dengan NaOH untuk

mengambil H2S, kemudian dioksidasi dengan udara.

Hal ini bertujuan untuk mengubah mercaptans menjadi Disulfida yang tak berbau dan tidak terlalu korosif.

• Spesifikasi Produk :

Tidak ada kandungan air pada suhu 30oC. Flash point, oC min 38 Sulfur Mercaptan, wt ppm max 10 Sg 60/60 oC min 0,77 max 0,81 IBP, oC min 140 FBP, oC max 250

7. UNIT 1700 (SWS)

Feed : Air buangan proses dari CDU I, HDS, HVU I

Kapasitas : Lama: 688 Ton/stream day Baru : 773 Ton/stream day

Tujuan : Mereduksi kandungan H2S & NH3 dalam

air buangan sebelum ke CPI dan Desalter.

Garis Besar Operasi : Pemisahan air dan minyak yang terikut. Hidrolisis NH4HS di Sour Water menjadi NH3 & H2S

yang selanjutnya distrip dengan LP steam menuju flare.


Kandungan H2S, wt ppm 20Kandungan NH3, wt ppm 200

DESKRIPSI PROSESUNIT 1300

HYDRODESULPHURIZER

Proses hydrodesulphurization merupakan proses pemurnian secara katalitik dengan bantuan katalis metal aktif Cobalt Molibdenun (Co-Mo) on alumina (Al2O3) dan hydrogen rich gas untuk mendekomposisi senyawa impurities khususnya sulphur yang terkandung dalam minyak gasoil.

1. Reactor Section

2. Separator Section

3. Compressor section

4. Stripping & Drying Section

UNIT 1300 HYDRODESULPHURIZER

1. Reactor Section

Reaksi utama yang terjadi di reactor unit HDS adalah :1. Penghilangan sulfur (desulphurization)

Feed HDS (LGO) yang mengandung 0,73 % wt sulphur dihilangkan sulphurnya sesuai dengan spesifikasi yakni 0,07-0,10%wt sulphur. Kandungan sulfur dalam produk dapat menimbulkan pencemaran dan berperan dalam pembentukan carbon dan SO2. SO2 jika bereaksi dengan air dapat menjadi larutan asam kuat yang menimbulkan korosi pada peralatan. Umumnya operasi berlangsung pada suhu 315-340 oC. Tipikal reaksi penghilangan sulfur :

(Mercaptan) R – SH + H2 RH + H2S

(Sulphida) R – S – R’ + 2 H2 RH + H2S + R’H

(Cyclic sulphida)

CH2

/ \

CH2 CH – R

| | + 2 H2 C5H11 - R + H2S

CH2 CH2

\ /

S

2. Penjenuhan Olefin

– Olefin yang bersifat tidak stabil dijenuhkan menjadi rantai jenuh yang bersifat stabil. Pada reaksi ini akan terbentuk panas reaksi eksotermis. Proses penjenuhan perlu dilakukan karena olefin memiliki kecenderungan membentuk gum selama penyimpanan, sehingga dapat menimbulkan kebuntuan pada peralatan. Tipikal reaksi penjenuhan olefin :

– CH3 – CH2 – CH = CH – CH3 + H2 CH3 – CH2 – CH2 – CH2 – CH3

3. Hydrogenasi Aromat

– Senyawa aromat bereaksi dengan hydrogen menjadi rantai karbon yang lebih stabil. Dengan menjadi rantai karbon yang lebih stabil maka kemungkinan timbulnya reaksi yang tidak diharapkan selama dalam masa penyimpanan dapat diminimalkan, Selain itu dalam hydrocarbon dengan kandungan aromat tinggi dapat menimbulkan asap yang banyak.

– R – C6H5 + 3H2 R – C6H11 (Naphtene)

4. Hydrocracking

– Proses hydrocracking yaitu perengkahan hydrocarbon menjadi dua komponen yang lebih kecil .Peristiwa hydrocracking menghasilkan formasi produk baru yang lebih ringan, sehingga meningkatkan yield loss dan juga menurunkan tekanan partial hydrogen dalam system.

2. Separator Section

3. Compressor Section

4. Stripping & Drying Section

PERALATAN PROSES

Unit 1100 (CDU)

Komponen pada Column Distilasi1. ShellAdalah sebuah dinding colom yang berbentuk

menyerupai tabung. ketebalan dari suatu dinding shell tergantung dari berapa kapasitas daya tampung dan berapa tekanan operasinya. Dinding shell ini digunakan untuk meletakkan tray.

2. TrayAdalah sebuah pelat didalam column yang digunakan

untuk membagi bagian dalam colum menjadi beberapa sekmen atau tingkat. Tray ini digunakan untuk menampung minyak saat proses distilasi.

Penampang Tray

3. Bubble CapAdalah alat yang berbentuk seperti mangkok yang digunakan untuk menahan fluida agar tidak langsung jatuh kebawah. 4. Man HoleAdalah nama dari suatu lubang yang digunakan oleh orang untuk memasuki bagian dari shell. Jumlah manhole pada jenis column berbeda-beda, ada yang dibuat disetiap tingkatan dari sebuah column atau tray untuk mempermudah dalam perbaikannya ketika salah satu tray ada yang rusak.5. Top CoverAdalah nama dari penutup bagian atas shell. kenapa cover ini harus ada, karena ukuran dari tray yang lebih besar dari pada manhole sehingga tray yang akan dikeluarkan untuk perbaikan harus melewati lubang top cover.

Spesifikasi Peralatan Column Unit 1100 CDU

SPESIFIKASI PERALATAN UTAMA DI UNIT 1300 HYDRODESULPURIZER

1. Reaktor

Design Operating Conditions Reactor 13R1

Spesifikasi Peralatan Reaktor 13R1

2. Separator

Design Operating Conditions Separator Unit 1300

Spesifikasi Peralatan Separator di Unit 1300 HDS

3. Stripper dan Dryer

Design Operating Conditions Stripper & Dryer Unit 1300 HDS

Spesifikasi Peralatan Stripper & Dryer Columns di Unit 1300 HDS

seminar magang

Documents