LAPORAN KERJA PRAKTEK
PT. PERTAMINA (PERSERO)
REFINERY UNIT VI BALONGAN-INDRAMAYU
JAWA BARAT
(Periode 1 31 Januari 2013)
Disusun oleh:
Nama : Vian Kusmardiana NPM : 0915041051
JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG
BANDAR LAMPUNG 2013
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung iii
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Allah, SWT. atas karunia dan rahmat-Nya, sehingga
penyusun dapat melaksanakan kerja praktek di PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dan
dapat menyusun laporan Kerja Praktek ini.
Kerja praktek ini berlangsung selama satu bulan, dari tanggal 1 - 31 Januari 2013. Pelaksanaan
Kerja Praktek ini terdiri dari orientasi umum keseluruhan pabrik dan studi literatur guna
mendalami materi dalam pengerjaan tugas khusus yang diberikan oleh pembimbing lapangan.
Kerja praktek ini merupakan mata kuliah wajib yang harus dilaksanakan oleh setiap mahasiswa
Teknik Kimia Universitas Lampung sebagai salah satu syarat selesainya tugas belajar tingkat
Strata I.
Penulisan laporan kerja praktek ini dapat diselesaikan tidak lepas dari dukungan, bimbingan dan
bantuan dari banyak pihak yang sangat berarti bagi penulis. Oleh karena itu, dalam kesempatan
ini penulis menyampaikan ucapan terima kasih kepada:
1. Kedua orang tua dan keluarga yang telah memberikan semangat, doa dan bantuan
materiil kepada penulis
2. Ibu Panca Nugrahini F., S.T., M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik Kimia Universitas
Lampung
3. Ibu Simparmin Br. Ginting, S.T., M.T. selaku Dosen pembimbing Kerja Praktek Jurusan
Teknik Kimia Universitas Lampung
4. Bapak Muhammad Hanif, S.T, M.T selaku Koordinator Seksi Kerja Praktek Jurusan
Teknik Kimia Universitas Lampung
5. Bapak Fatimah Aradani selaku Human Resourcess Development Section Head RU VI
Balongan
6. Bapak Joko Pranoto selaku Process Engineering section Head RU-VI Balongan
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung iv
7. Ibu Marina Agustina, selaku pembimbing Kerja Praktek lapangan di PT. PERTAMINA
(Persero) RU VI Balongan atas bimbingan dan masukannya dalam menyelesaikan kerja
praktek
8. Bapak Suyanto, Bapak Hasan, Bapak Sulasno, dan Bapak Nazar yang telah membantu
penulis selama melaksanakan kerja praktek ini
9. Teman-teman angkatan 2009 FT-Unila yang memberikan dukungan dan semangat
kepada penulis
10. Teman-teman dari Teknik Kimia Univ. Parahiyangan, Institut Teknologi Nasional
Bandung dan Politeknik Negeri Bandung yang melakukan Kerja Praktek bersama di PT.
PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
11. Serta semua pihak lainnya yang tidak bisa disebutkan penulis satu persatu yang telah
membantu selama pelaksanaan Kerja Praktek di PT.PERTAMINA (Persero) RU VI
Balongan.
Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna dan masih banyak kekurangan.
Oleh karena itu kritik dan saran yang bersifat konstruktif sangat diharapkan penulis.
Balongan, 25 Januari 2013
Penulis
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung v
DAFTAR ISI
Halaman
LEMBAR PENDAHULUAN .......................................................................................... i
LEMBAR PENGESAHAN .............................................................................................. ii
KATA PENGANTAR ...................................................................................................... iii
DAFTAR ISI ..................................................................................................................... v
DAFTAR TABEL ............................................................................................................. vii
DAFTAR GAMBAR ........................................................................................................ viii
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) ............................................ 1
1.2. Visi, Misi, Slogan, dan Logo PT. PERTAMINA (Persero) ....................... 3
1.3. PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan .......................................... 4
1.4. Tata Letak PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........................ 7
1.5. Proyek Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........... 9
1.6. Sistem Kontrol ............................................................................................ 10
1.7. Struktur Organisasi Perusahaan .................................................................. 10
1.8. Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LKKK) .......................... 12
1.9. Proyek Langit Biru Kilang Balongan ......................................................... 14
BAB II BAHAN BAKU DAN PRODUK
2.1. Bahan Baku PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ..................... 15
2.2. Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan .............................. 19
2.3. Spesifikasi Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ........... 21
BAB III DESKRIPSI PROSES
3.1. Hydro Skimming Complex (HSC) .............................................................. 25
3.2. Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) ....................................... 42
3.3. Residue Catalytic Cracker Complex (RCC) ............................................... 60
3.4. Unit RCC Offgas to Propylene Project (ROPP) ......................................... 68
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung vi
BAB IV UTILITAS, PENGOLAHAN LIMBAH, DAN LABORATORIUM
4.1. Sistem Utilitas ............................................................................................. 69
4.2. Sistem Penyokong (Ancillaries Common) .................................................. 75
4.3. Fasilitas OFF SITE / Instalasi Tangki dan Pengapalan .............................. 77
4.4. Pengolahan Limbah .................................................................................... 77
4.5. Laboratorium .............................................................................................. 83
BAB V PENUTUP
5.1. Kesimpulan ................................................................................................. 87
5.2. Saran ........................................................................................................... 87
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung viii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 1.1. Refenery Unit PT. PERTAMINA (Persero) di Indonesia ............................. 2
Tabel 1.2. Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan ............................. 9
Tabel 1.3. Unit Proses dan Licensor Kilang RU-VI Balongan ...................................... 9
Tabel 2.1. Spesifikasi Bahan Baku CDU ....................................................................... 16
Tabel 2.2. Katalis dan Resin yang digunakan PT. PERTAMINA (Persero) ................. 18
Tabel 2.3. Produk-produk Kilang RU-VI Balongan ...................................................... 19
Tabel 3.1. Cutting Point Produk dari Crude Oil ............................................................ 25
Tabel 3.2. Spesifik DMAR ............................................................................................ 42
Tabel 3.3. Produk AHU ................................................................................................. 44
Tabel 3.4. Produk LPG Treating Unit ............................................................................ 64
Tabel 3.5. Produk GTU .................................................................................................. 65
Tabel 3.6. Produk PRU .................................................................................................. 66
Tabel 4.1. Sumber, Jenis, dan Pengolahan Limbah Kilang RU-VI Balongan ............... 81
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung viii
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1.1. Lokasi PT. PERTAMINA (Persero) Refenery Unit VI .............................. 2
Gambar 1.2. Logo PT. PERTAMINA (Persero) ............................................................. 4
Gambar 1.3. Logo PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan ................................. 5
Gambar 1.4. Tata Letak Pabrik ........................................................................................ 7
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Sejarah Singkat PT. PERTAMINA (Persero) Usaha pengeboran minyak bumi di dunia pertama kali dilakuakan pada tahun 1859 oleh
Kolonel Edwin L Drake dan William Smith de Titusville di negara bagian Pensilvania,
Amerika Serikat. Sedangkan, pencarian sumber minyak bumi di Indonesia pertama kali
dilakukan pada tahun 1871 oleh J Reerink di Cibodas. Namun, usaha ini tidak memperoleh
keberhasilan. Selanjutnya, pencaran dilakukan di Telaga Tiga (Sumatera Utara) pada 15
Juni 1885 oleh Aeilo Jan Zykler. Pencarian ini berhasil dilakukan. Setelah itu, banyak
ditemukan sumber minyak bumi baru di Indonesia, antara lain : Kruka - Jawa Timur (1887),
Ledok Cepu - Jawa Tengah (1901), Pamusian Tarakan (1905) dan Talar Akar Pendopo -
Sumatera Selatan (1921).
Setelah kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa perubahan pengelolaan perusahaan minyak
di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, atas perintah Mayjen Dr. Ibnu Soetowo, PT.
EMTSU diubah menjadi PT. Perusahaan Minyak Nasional (PT PERMINA). Kemudian
dengan PP No. 198/1961 PT. PERMINA dilebur menjadi PN. PERMINA. Pada tanggal 20
Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, PN. PERMINA dan PN. PERTAMINA
dijadikan satu perusahaan yang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi
Negara (PN. PERTAMINA). Sebagai landasan kerja baru, keluarlah UU No. 8/1971 pada 15
September 1971 dan sejak saat itu PN. PERTAMINA berubah menjadi PT. PERTAMINA.
Berdasarkan PP No.31/2003 PT. PERTAMINA diubah menjadi Persero, yang merupakan
satu satunya perusahaan yang mengelola semua bentuk kegiatan di bidang industri
perminyakan di Indonesia. Sebagai satu satunya perusahan yang mengelola perminyakan
di Indonesia, PT. PERTAMINA (Persero) mengalami tantangan yang cukup berat, karena
kebutuhan BBM yang semakin melonjak menuntut PT. PERTAMINA (Persero) untuk
meningkatkan pengolahan agar suplai kebutuhan BBM tetap stabil.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 2
Usia Industri Perminyakan di Indonesia yang masih relatif muda, tepatnya pada tanggal 15
Juni 2000 yang berusia 115 tahun. Sedangkan usia PT. PERTAMINA sendiri pada tanggal
10 Desember 2007 tepat berusia 50 tahun, sehingga PT. PERTAMINA (Persero) memegang
peranan penting dalam pembangunan nasional antara lain:
1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM
2. Sebagai sumber devisa negara
3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan
Untuk menjawab tantangan tersebut, PT. PERTAMINA (Persero) membangun unit unit
pengolahan di berbagai wilayah di Indonesia. Saat ini terdapat tujuh buah kilang dengan
kapasitas pengolahan yang berbeda. Hal ini dapat dilihat pada Tabel 1.1 berikut.
Tabel 1.1 Refinery Unit PT. PERTAMINA (Persero) di Indonesia
KILANG PROPINSI KAPASITAS (BPSD) RU I Pangkalan Brandan Sumatera Utara 5.000 RU II Dumai dan Sungai Pakning Riau 170.000 RU III Plaju dan Sungai Gerong Sumatera Selatan 133.700 RU IV Cilacap Jawa Tengah 330.000 RU V Balikpapan Kalimantan Timur 253.600 RU VI Balongan Jawa Barat 125.000 RU VII Kasim, Sorong Papua Barat 10.000
KAPASITAS TOTAL 1.022.300 * RU I Pangkalan Brandan saat ini sudah tidak berproduksi lagi sejak Januari 2007 Sumber : PERTAMINA,2007 Ket : BPSD adalah Barrel Per Stream Day
Saat ini kilang RU I Pangkalan Brandan, Sumatera Utara dengan kapasitas pengolahan 5.000
BPSD sudah tidak beroperasi lagi dikarenakan beberapa sumur yang dijadikan sumber feed
sudah tidak berproduksi lagi. Lokasi kilang PERTAMINA RU VI di Indonesia dapat dilihat pada
Gambar 1.1 berikut.
Gambar 1.1 Lokasi PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit VI
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 3
1.2 Visi, Misi, Slogan dan Logo PT. PERTAMINA (Persero)
a. VISI PT. PERTAMINA (Persero) Menjadi perusahaan yang unggul, maju dan terpandang
b. MISI PT. PERTAMINA (Persero) 1. Melakukan usaha dalam bidang energi dan petrokimia
2. Merupakan entitas bisnis yang dikelola secara profesional kompetitif dan berdasarkan
tata nilai unggulan
3. Memberikan nilai lebih bagi pemegang saham, pelanggan, pekerja dan masyarakat
sambil mendukung pertumbuhan ekonomi nasional
c. SLOGAN PT. PERTAMINA (Persero) Pertamina (Persero) memiliki slogan Selalu Hadir Melayani. Dengan slogan ini
diharapkan dapat mendorong seluruh jajaran pekerja untuk memiliki sikap
enterpreneurship dan costumer oriented yang terkait dengan persaingan yang sedang dan
akan dihadapi perusahaan.
d. LOGO PT. PERTAMINA (Persero) Selama 37 tahun (20 Agustus 1968 - 10 Desember 2005) orang mengenal logo kuda laut
sebagai identitas Pertamina (Persero). Permohonan pendaftaran ciptaan logo baru telah
disetujui dan dikeluarkan oleh Direktur hak Cipta, Disain Industri, Disain Tata Letak
Sirkuit Terpadu dan Rahasia dagang, Departeman Hukum dan HAM dengan Surat
Pendaftaran Ciptaan No. 0.8344 tanggal 10 Oktober 2005. Logo baru Pertamina (Persero)
sebagai identitas perusahaan dikukuhkan dan diberlakukan terhitung mulai tanggal 10
Desember 2005. Selama masa transisi, lambang atau tanda pengenal Pertamina (Persero)
masih dapat dipergunakan.
Adapun pergantian logo tersebut bertujuan agar dapat membangun semangat baru,
mendukung Coorporate culture bagi semua pekerja, mendapatkan image yang baik
diantara global oil dan gas companies serta mendorong daya saing dalam menghadapi
perubahan perubahan yang terjadi, antara lain :
1. Perubahan peranan dan status hukum perusahaan menjadi perseroan.
2. Perubahan strategi perusahaan untuk menghadapi pasca-PSO dan semakin banyak
terbentuknya enitas bisnis baru di bidang hulu dan hilir
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 4
Gambar 1.2 Logo PT. PERTAMINA (Persero)
Arti dan makna logo PT. Pertamina :
1. Elemen logo membentuk huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi
bentuk panah, dimaksudkan sebagai PERTAMINA yang bergerak maju dan progresif.
2. Warna-warna berani yang menunjukan langkah besar yang diambil PERTAMINA dan
aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis, dimana :
Biru mencerminkan: Andal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab. Hijau mencerminkan: Sumber daya energi yang berwawasan lingkungan. Merah mencerminkan: Keuletan dan ketegasan serat keberanian dalam menghadapi
berbagai macam kesulitan.
1.3 PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
Tahun 1991, Balongan dipilih sebagai lokasi kilang yang dinamakan proyek kilang EXOR-I
(Export Oriented Refinery-I). Keberadaan kilang Balongan mempunyai makna yang besar
bagi PT. PERTAMINA (Persero) serta bagi bangsa dan negara. Hal ini dapat meningkatkan
kapasitas pengolahan Minyak Bumi di dalam negeri dan dapat mengatasi kendala sulitnya
mengekspor beberapa jenis minyak mentah dari dalam negeri, dengan cara mengolahnya di
kilang minyak di dalam negeri.
Keberadaan kilang Balongan merupakan langkah proaktif PT. PERTAMINA (Persero)
untuk dapat memenuhi kebutuhan BBM dalam negeri yang semakin hari semakin
bertambah, khususnya untuk DKI Jakarta dan sekitarnya. Dari studi kelayakan yang telah
dilakukan, pembangunan kilang Balongan diadakan dengan sasaran, antara lain:
1. Pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri, terutama Jakarta dan sekitarnya.
2. Peningkatan nilai tambah dengan memanfaatkan peluang ekspor.
3. Memecahkan kesulitan pemasaran minyak mentah jenis Duri.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 5
Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan Proyek
EXOR (Export Oriented Refinery) I. Pemilihan Balongan sebagai lokasi Proyek EXOR I
didasari atas berbagai hal, yaitu :
1. Relatif dekat dengan konsumen BBM terbesar, yaitu Jakarta dan Jawa Barat.
2. Telah tersedianya sarana penunjang yaitu: Depot UPMS III, Terminal DOH-JBB (Jawa
Bagian Barat), Conventional Buoy Mooring (CBM) dan Single Buoy Mooring (SBM).
3. Dekat dengan sumber gas alam yaitu DOH-JBB (Jawa Bagian Barat).
4. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa.
5. Tersedianya lahan yang dibutuhkan yaitu bekas sawah yang kurang produktif.
6. Tersedianya sarana infrastruktur.
Kilang Balongan merupakan kilang yang dirancang untuk mengolah minyak mentah Duri
(sebesar 80 %). Pada tahun 1990-an, crude Duri mempunyai harga jual yang relatif rendah
karena kualitasnya yang kurang baik sebagai bahan baku. Kualitas yang rendah dari crude
ini dapat dilihat dari kandungan residu yang sangat tinggi mencapai 78 %, kandungan logam
berat dan karbon serta nitrogen yang juga tinggi.
Start Up kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan dilaksanakan pada bulan
Oktober 1994, dan diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 24 Mei 1995. Peresmian
ini sempat tertunda dari perencanaan sebelumnya (30 Januari 1995) dikarenakan unit
Residue Catalytic Cracking (RCC) di kilang mengalami kerusakan. Unit Residue Catalytic
Cracking (RCC) ini merupakan unit terpenting di kilang PT. PERTAMINA (Persero) UP-VI
Balongan, karena merupakan unit yang mengubah residu (sekitar 62% dari total feed)
menjadi minyak ringan yang lebih berharga. Unit ini dengan kapasitas sekitar 83.000 BPSD
merupakan unit yang terbesar di dunia untuk saat ini. Dengan adanya kilang Balongan, maka
kapasitas produksi kilang minyak domestik menjadi 1.074.300 BPSD.
Gambar 1.3 Logo PT.PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 6
Logo PT. PERTAMINA RU VI Balongan merupakan hasil lomba dan desain original dari
H.M. Thamrin. S.A Nomor Pekerja 284742, seorang pekerja bagian fasilitas Enginering RU
-VI Balongan.
Penjelasan arti logo PT. PERTAMINA RU-VI Balongan pada gambar 3 adalah sebagai
berikut:
1. Lingkaran : fokus ke bisnis inti dan sinergis
2. Gambar : kontruksi Regenerator dan Reaktor di unit RCC yang menjadi ciri khas
dalam proses pengolahan minyak bumi di RU-VI
3. Warna :
a. Hijau menunjukkan warna asli regenerator yang berarti selalu menjaga lingkungan
hidup.
b. Putih menunjukkan warna asli reaktor yang berarti bersih, profesional, proaktif,
inovatif dan dinamis dalam setiap tindakan yang selalu berdasarkan kebenaran.
c. Biru, warna logo PERTAMNA yang berarti royal pada PERTAMINA.
d. Kuning, diambil dari warna logo pertamina yang berarti keagungan UP-VI Balongan.
Adapun visi dan misi dari PT. Pertamina RU-VI Balongan sendiri ialah :
Visi : Menjadi Kilang Terunggul di Asia Pasifik Tahun 2015
Dengan penekanan pada kata kilang dan unggulan yang bermakna sebagai berikut:
1. Kilang, bermakna : mengolah bahan baku minyak bumi menjadi produk BBM dan non
BBM.
2. Terunggul, bermakna : masuk dalam nominasi kelompok kilang terbaik di dunia, unggul
dalam segala aspek bisnis yaitu lebih aman, andal, efisien, profesional, maju, berdaya
saing tinggi, bermutu internasional, berwawasan lingkungan dan mampu menghasilkan
laba sebesar-besarnya.
Misi :
1. Meningkatkan reliability
2. Meningkatkan operasional excellence
3. Ekspansi dan diversifikasi produk dan perkembangan (growth)
4. Mengembangkan kepemimpinan
5. Meningkatkan kapabilitas dan minset pekerja
6. Mencapai safety dan pencegahan loss
7. Meningkatkan infrastruktur manajemen
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 7
1.4 Tata Letak PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan Pabrik PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI didirikan di Balongan, yang merupakan salah
satu daerah kecamatan di Kabupaten Indramayu, Jawa Barat. Untuk persiapan lahan kilang,
yang semula sawah tadah hujan, diperlukan penggurukan dengan pasir laut yang diambil
dari pulau Gosong Tengah. Pulau ini berjarak 70 km arah bujur timur dari pantai Balongan.
Kegiatan penimbunan ini dikerjakan dalam waktu 4 bulan. Transportasi pasir dari tempat
penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke
arah kilang. Lokasi PERTAMINA RU-VI Balongan dapat dilihat pada Gambar 1.4 berikut.
Gambar 1.4 Tata Letak Pabrik Sejak tahun 1970, minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 buah
sumur berhasil digali. Di antara sumur sumur tersebut, sumur yang berhasil berproduksi
adalah sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Tugu Barat dan lepas pantai dengan
produksi keseluruhan sumur tersebut sebesar 239,65 Million Metric Standard Cubic Feet
per Day (MMSCFD) dan hasil produksi didistribusikan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk
Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong dan Palimanan. Untuk membantu distribusi
suplai bahan bakar di daerah Cirebon dan sekitarnya, maka dibangun UPPDN III pada 1980.
Area kilang terdiri dari :
1. Sarana kilang : 250 Ha daerah konstruksi kilang
: 200 Ha daerah penyangga
2. Sarana perumahan : 200 Ha
Tata letak pabrik disusun untuk memudahkan jalannya proses serta mepertimbangkan aspek
keamanan dan lingkungan. Unit unit yang saling berhubungan jaraknya berdekatan,
sehingga dapat meminimalisir pipa yang digunakan dan menghemat penggunaan energi
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 8
untuk distribusi aliran. Untuk keamanan, area perkantoran terletak jauh dari unit unit yang
memiliki resiko bocor atau meledak. Unit unit yang mempunyai resiko tinggi, ditempatkan
di tengah kilang. Sedangkan unit utilitas dan tangki tangki yang berisi air ditempatkan di
dekat perkantoran.
Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis dengan adanya faktor
pendukung, antara lain :
a. Bahan Baku
Sumber bahan baku yang diolah di Pertamina RU-VI Balongan adalah :
1. Minyak mentah Duri, Riau
2. Minyak mentah Minas, Dumai
3. Gas alam dari Jawa Barat bagian timur sebesar 18 Million Metric Standard Cubic Feet
per Day (MMSCFD)
b. Air
Sumber air yang terdekat terletak di Waduk Salam Darma, Rejasari, kurang lebih 65 km
dari Balongan ke arah Subang. Pengangkutan dilakukan secara pipanisasi dengan pipa
berukuran 24 inch dan kecepatan operasi normal 1.100 m3 serta kecepatan maksimum
1.200 m3. Air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchangers (sebagai
pendingin), air minum, dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang
Pertamina (Persero) RU-VI ini mengolah kembali air buangan dengan sistem wasted
water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke sistem ini. Secara spesifik tugas unit
ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3
c. Transportasi
, phenol, dan COD sesuai dengan
persyaratan lingkungan.
Lokasi kilang PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan berdekatan dengan jalan raya
dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar
distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities
adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan
produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur
pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun
pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.
d. Tenaga Kerja
Tenaga kerja yang dipakai di PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan terdiri dari
dua golongan, yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian kilang
Balongan yang berupa tenaga kerja lokal non-skill sehingga me9ningkatkan taraf hidup
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 9
masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, dipekerjakan untuk proses
pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. PERTAMINA (Persero) yang telah
berpengalaman dari berbagai kilang minyak Indonesia.
1.5 Proyek Konstruksi PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Proyek kilang Balongan semula dinamakan EXOR-I. Setelah beroperasi, menjadi kilang
BBM PERTAMINA Balongan dan merupakan unit pengolahan VI yang dimiliki PT.
PERTAMINA (Persero). Teknologi proses yang dipilih ditujukan untuk memproduksi
premium, kerosin, dan solar sebanyak 72% sedangkan lainnya berupa propylene, LPG, fuel
oil, dan decant oil. Produk ini merupakan pruduk paling mahal dibandingkan premium,
kerosin, dan solar. Kegiatan Engineering Procurement and Construction (EPC) dilakukan
oleh konsorsium yang terdiri dari JGC dan Foster Wheeler. Kegiatan EPC diatur dalam EPC
Agreement. Sebagai product offtaker (pembeli) adalah British Petroleum (BP). Jangka
waktu pelaksanaan adalah 51 bulan, yaitu sejak EPC Agreement ditandatangani pada tanggal
1 September 1990 dan berakhir pada bulan November 1994. Pada Tabel 1.2 dapat dilihat
kronologis konstruksi proyek PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan.
Tabel 1.2 Kronologis Konstruksi Proyek Kilang RU-VI Balongan
WAKTU KEGIATAN 1 September 1990 EPC Agreement 51 bulan Kegiatan proyek dan konstruksi 25 Agustus 1994 Mechanical Completion 5 Mei 1994 Start Up CDU 25 Oktober 1994 Perfomance Test 1 3 Desember 1994 Demo Test 30 November 1994 Operation Acceptance As Whole 16 Januari 1995 Turn Over EXOR I kepada PT. PERTAMINA 24 Mei 1995 Peresmian kilang 2005 Pembangunan Naphtha Processing Unit 2008 Persiapan peningkatan produksi Propylene
Sumber: PERTAMINA, 2007
Kilang PERTAMINA RU VI Balongan mempunyai kapasitas 125.000 BPSD. Lisensi proses
pengolahan dari unit unit kilang dapat dilihat pada Tabel 1.3 berikut ini.
Tabel 1.3 Unit Proses dan Licensor Kilang RU-VI Balongan
Unit Proses Kode Kapasitas Licensor Kontraktor
Crude Distilation Unit (CDU) 11
125.000 BPSD
Foster Wheeler
(FW) FW
Atmospheric Residue 12 & 13 58.000 Chevron JGC
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 10
Hydro Demetallization (ARHDM)
BPSD
Gas Oil Hydro Treater (GO HTU) 14
32.000 BPSD UOB JGC
Residue Catalityc Cracking (RCC) 15
83.000 BPSD UOB FW
Unsaturated Gas Concentration 16 - UOB FW
LPG Treatment Unit 17 22.500 BPSD MeriChem FW
Gasoline Treater Unit 18
47.500 BPSD MeriChem FW
Propylene Recovery 19 7.000 BPSD UOB FW
Catalityc Condensation 20
13.000 BPSD UOB FW
Light Cycle Oil 21 15.000 BPSD UOB JGC
Hydrogen Plant 22 76 MMSCFD FW FW
Amine Treater Plant 23 - JGC JGC Sour Water Stripper 24 - JGC JGC Sulphur Plant 25 27 MTD JGC JGC
Sumber: PERTAMINA, 2007. 1.6 Sistem Kontrol
PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan menggunakan kontrol automatik dan manual
sebagai sistem kontrolnya. Sebagian besar kontrol terpusat di DCS (Distributed Control
System) antaralain RCC complex, HTU complex, ARHDM complex, CDU complex, H2
1.7 Struktur Organisasi Perusahaan
plant, NPU complex dan ROPP complex. Kontrol yang digunakan adalah kontrol pneumatik,
hal ini karena didasarkan pada bahan yang diproses bersifat mudah terbakar dan kemudian
diubah menjadi signal elektrik agar dapat terbaca di DCS.
PERTAMINA (Persero) Unit Pengolahan VI Balongan mempunyai struktur organisasi,
yamg menerangkan hubungan kerja antara bagian yang satu dengan yang lainnya dan juga
mengatur hak dan kewajiban masing-masing bagian. Organisasi PT.Pertamina RU-VI
Balongan mengacu pada Surat Keputusan General Manajer RU-VI No. Kpts-
0104/E6000/2000-S0 tanggal 21 Desember 2000. Tujuan dibuatnya struktur organisasi
adalah untuk memperjelas dan mempertegas kedudukan suatu bagian dalam menjalankan
tugas sehingga akan mempermudah untuk mencapai tujuan dari organisasi yang telah
ditetapkan.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 11
Struktur organisasi terbagi atas beberapa bidang yang masing-masing mempunyai tugas /
fungsi dan tanggung jawab sebagai berikut :
a. Bidang Perencanaan dan Perekonomian
Berfungsi memonitor, mengkoordinir terlaksananya ketersediaan minyak mentah menjadi
produk BBM dan Non BBM. Bertanggung jawab dalam memenuhi kebutuhan minyak
secara aman untuk stock nasional.
b. Bidang Engineering dan Pengembangan
Berfungsi mengevaluasi, menganalisa serta melakukan penelitian dan pengembangan
untuk kehandalan operasi kilang dan bertanggung jawab atas kehandalan operasi Kilang
UP VI dalam jangka panjang.
c. Bidang Keuangan
Berfungsi dalam pengelolaan pelaksanaan tata usaha keuangan dalam rangka menunjang
kegiatan operasional Unit Pengolahan VI. Bertanggung jawab atas terjaminnya arus dana,
kegiatan keuangan secara keseluruhan untuk menunjang operasional Kilang.
d. Bidang Sumber Daya Manusia
Berfungsi menunjang kelancaran operasi dalam perencanaan dan pengembangan,
pembinaan, mutasi, remunerasi dan rekrutasi, hubungan industrial dan kesejahteraan
pekerja, mengatur organisasi serta mengatur pola hidup sehat.
e. Bidang Umum
Berfungsi menunjang kegiatan operasi meliputi pelayanan hukum, keamanan, fasilitas
kesehatan kepada karyawan dan keluarganya serta menjadi perantara hubungan antara
perusahaan dan masyarakat sekitarnya.
f. Bidang Jasa dan Sarana Umum
Berfungsi dalam pengelolaan, pengawasan dan pengendalian atas penerimaan, pengadaan
dan distribusi material yang dibutuhkan bagi keperluan kegiatan operasional kilang.
Bertanggung jawab atas terjaminnya persediaan material, jasa angkutan alat ringan dan
berat serta kelancaran pelayanan jasa perkantoran dan jasa perumahan RU VI.
g. Bidang Sistem Informasi dan Komunikasi
Berfungsi menyelenggarakan komunikasi intern dan extern kilang sehingga informasi
yang dibutuhkan segera didapat. Bertanggung jawab atas kelancaran komunikasi untuk
memperoleh informasi bagi para pekerja di lingkungan PT Pertamina (Persero).
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 12
h. Bidang LKKK
Berfungsi dalam penyelenggaraan kegiatan keselamatan kerja, pengendalian kebakaran
dan pencemaran lingkungan. Bertanggung jawab atas terciptanya keadaan yang aman dan
selamat bagi tenaga kerja, sarana, lingkungan dan kehandalan operasi.
i. Bidang Kilang
Berfungsi melaksanakan kegiatan pengolahan minyak mentah menjadi produk BBM dan
Non BBM secara efektif dan efisien sesuai rencana kerja. Bertanggung jawab atas
operasional kilang.
j. Bidang Jasa Pemeliharaan Kilang
Berfungsi melaksanakan kegiatan pemeliharaan kilang baik preventif maupun curative
untuk kehandalan kilang secara efektif dan efisien sesuai rencana kerja. Bertanggung
jawab menjaga kehandalan kilang secara keseluruhan.
1.8 Lingkungan Keselamatan dan Kesehatan Kerja (LKKK) PERTAMINA telah mengambil suatu kebijakan untuk selalu memproiritaskan aspek LKKK
dalam semua kegiatan untuk mendukung pembangunan nasional. Manajemen PERTAMINA
RU-VI Balongan sangat mendukung dan ikut berpartisipasi dalam program pencegahan
kerugian aik terhadap karyawan, harta benda perusahaan, terganggunya operasional serta
keamanan masyarakat sekitarnya yang diakibatkan oleh kegiatan perusahaan. Pelaksanaan
tugas bidang LKKK berdasarkan :
1. UU No. 1/1970
Mengenai keselamatan kerja karyawan di bawah koordinasi Depnaker.
2. UU No. 2/1951
Mengenai ganti rugi akibat kecelakaan kerja di bawah koordinasi Depnaker.
3. PP No. 11/1979
Mengenai persyaratan teknis pada kilang pengolahan untuk keselamatan kerja di bawah
koordinasi Dirjen Migas.
4. UU No. 4/1982
Mengenai ketentuan pokok pengolahan dan lingkungan hidup di bawah koordiansi
Depnaker.
5. KLH PP No. 29/1986
Mengenai ketentuan AMDAL di bawah koordinasi KLH.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 13
Kegiatan kegiatan yang dilakukan oleh KK dan LL RU-VI untuk mendukung program di
atas terdiri atas 5 kegiatan :
a. Keselamatan Kerja
b. Pelatihan
c. Penanggulangan kebakaran
d. Lindungan lingkungan
e. Rekayasa
Sebagai pelaksana kegiatan kegiatan tersebut, maka dibentuklah seksi seksi, antara lain :
1. Seksi Keselamatan Kerja, mempunyai tugas antara lain :
a. Mengawasi keselamatan jalannya operasi kilang
b. Bertanggung jawab terhadap alat alat keselamatan kerja
c. Bertindak sebagai instruktur safety
d. Membuat rencana pencegahan
2. Seksi Lindungan Lingkungan, mempunyai tugas antara lain :
a. Memprogram Rencana Kelola Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan.
b. Mengusulkan tempat tempat pemubuangan limbah dan house keeping.
3. Seksi Penanggulangan Kebakaran, Administrasi dan Latihan mempunyai tugas antara
lain :
a. Membuat prosedur emergency agar penanggulangan berjalan dengan baik.
b. Mengelola regu kebakaran agar selalu siap bila suatu waktu diperlukan.
c. Mengadakan pemeriksaan alat alat firring.
d. Membuat rencana kerja pencegahan kecelakaan.
e. Menyiapkan dan mengadakan pelatihan bagi karyawan dan kontraktor agar lebih
menyadari tentang keselamatan kerja.
f. Membuat dan menyebarkan buletin KK dan LL.
g. Meninjau ulang gambar gambar dan dokumen proyek.
h. Melakukan evaluasi evaluasi yang berhubungan langsung dengan LKKK.
Lingkungan Kesehatan dan Keselamatan Kerja (LKKK) membuat pedoman dengan A-
850/E-6900/99-30 :
1. Bendera Kecelakaan a. Warna kuning (1 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan ringan, yaitu tidak
menimbulkan hari hilang (first aid accident).
b. Abu abu muda (2 minggu dikibarkan), untuk kecelakaan kerja yaitu kehilangan hari
kerja (lost time).
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 14
c. Hitam dengan strip putih (1 bulan dikibarkan), untuk kecelakaan fatal, yaitu
menyebabkan kematian.
2. Bendera kebakaran a. Merah (1 minggu dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian di bawah US$ 10,000.
b. Merah strip hitam (1 bulan dikibarkan), untuk kebakaran yaitu kerugian > US$
10,000.
3. Bendera pencemaran a. Biru (1 minggu dikibarkan), untuk pencemaran dimana tidak terjadi klaim dari
penduduk.
b. Hitam (1 bulan dikibarkan), untuk pencemaran dimana terjadi klaim dari penduduk.
4. Papan informasi kejadian Papan ini berisi lokasi, tanggal, tingkat keparahan kejadian yang mengakibatkan
kecelakaan kerja, kebakaran dan pencemaran. Tempat pemasangannya di fire station,
lokasi kejadian dan lemari on call.
1.9 Proyek Langit Biru Kilang Balongan
Proyek langit biru didesain untuk menunjukan partisipasi dan peran aktif Kilang Balongan
dalam mengurangi kadar polusi udara yang ditimbulkan oleh pembakaran bahan bakar
(terutama bahan bakar bertimbal) dan dalam rangka mengantisipasi Program Indonesia
MOGAS Unleaded (MUL) yang merupakan program Effective 2003, maka dilaksanakan
program MUL yang telah dicanangkan pada tanggal 1 Juli 2001 untuk wilayah Jabotabek
dan Kilang Balongan merupakan satu-satunya penghasil MOGAS Unleaded.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung
BAB II BAHAN BAKU DAN PRODUK
2.1. Bahan Baku PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
Terdapat tiga kategori dari bahan baku yang digunakan, yaitu bahan baku utama berupa
crude oil yang diolah di CDU (Crude Distillation Unit), bahan baku penunjang dan aditif
yang berupa bahan kimia, katalis, gas alam, dan resin, serta bahan baku sistem utilitas
berupa air dan udara.
2.1.1. Bahan Baku Utama
Bahan baku utama di CDU dengan mengolah minyak mentah dengan komposisi 80%
Crude Oil Duri dan 20% Crude Oil Minas, dengan kapasitas sebesar 125.000 BPSD
(828,1 m3/jam). Namun, dalam perkembangannya dengan pertimbangan optimasi,
sekarang unit ini lebih sering dioperasikan dengan komposisi 50% Crude Oil Duri dan
50% Crude Oil Minas. Selain itu juga ditambahkan beberapa minyak lainnya dalam
jumlah kecil, seperti: Crude Oil LSWR, Crude Oil SLC, Crude Oil Jati Barang, Crude
Oil BU, Crude Oil Nile Blend, Crude Oil Azeri, dan Crude Oil Mudi.
Pada kenyataannya, minyak yang berasal dari Duri lebih banyak mengandung residu,
hal ini disebabkan karena komponen yang terkandung dalam minyak duri sebagian
adalah senyawa hidrokarbon yang memiliki rantai panjang. Spesifikasi dari bahan
baku pada DCU dapat dilihat pada tabel 2.1.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 16
Tabel 2.1 Spesifikasi Bahan Baku CDU
Analisis Satuan Spesifikasi
Minas Duri o - API 35,2 21,1
Densitas G/ml 0,8485 0,924 Viskositas
pada, 400C 500C
cSt
23,6 11,6
591 272,4
Kadar S % wt 0,08 0,21 Conradson
Carbon % wt 2,8 7,4
Pour point C 36 34 Aspal % wt 0,5 0,4
Vanadium ppm wt < 1 1 Nikel ppm wt 8 32
Jumlah asam mg KOH / g < 0,05 1,19
Garam lb / 1000 bbl 11 5
Air % vol 0,6 0,3
Wild naphtha GO HTU Wild naphtha LCO
HTU Densitas, 15o Kg / mC 0,719 3 0,866
Kadar S ppm 2 N/A RVP psia N/A 1,5
Sumber: PERTAMINA, 2001
2.1.2. Bahan Baku Penunjang dan Aditif 1. Bahan Kimia
a. Soda Kaustik (NaOH), berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw
water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan menyerap senyawa
sulfur seperti H2S, merkaptan COS, dan CS
b. Anti Oksidan (C2.
14H24N2
c. Corrosion Inhibitor, adalah asam karboksilat yang merupakan produk reaksi
dalam hidrokarbon alifatik dan aromatik atau garam amina dari asam fosfat
dengan penambahan solvent. Bahan kimia ini berfungsi mencegah terjadinya
korosi pada overhead line 11-C-101, mencegah korosi sepanjang cooling water,
), berfungsi untuk mencegah pembentukan gum
(endapan yang menggumpal) dalam produk naphta dan polygasoline.
Pembentukan gum dapat mengakibatkan terjadinya penyumbatan pada filter atau
karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium
atau polygasoline.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 17
dan mengurangi laju korosi di over head system flash rectifier dengan
pembentukan filming.
d. Monoethanol Amine (C2H4OH)NH2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS
dan CS2 serta senyawa sulfur lainnya yang terdapat dalam fraksi C3.
e. Demulsifier, merupakan senyawa campuran dengan berat molekul tinggi seperti
oxyalkilated resin dan amina dalam pelarut alkohol dan aromatik. Berfungsi
menghindari emulsi dan memecah emulsi minyak sehingga dapat mempercepat
pemisahan di desalter. Bahan kimia ini diinjeksikan ke crude charge secara
kontinyu pada sisi suction pump, untuk membantu pencampuran atau difusi
bahan kimia ke dalam minyak.
f. Anti Foulant, berfungsi untuk menghindari fouling di preheating system.
g. Wetting Agent, merupakan senyawa campuran oxylakilated alkanoamines dan
alkylaryl sulfonates dalam air, metanol, isopropanol. Wetting agent berfungsi
memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut
dari fasa minyak ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan.
h. Sodium Nitrat (NaCO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang
dapat menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.
i. Soda Ash (Na2CO3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat
menyebabkan korosi austentic stainles steel di permukaan tube heater.
j. Trisodium Phosphate (Na3PO4), berfungsi untuk menghindari fouling dan
mengatur pH.
k. Clorine (Cl2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah
terbentuknya lumut atau kerak.
l. Sodium Phospat Monohydrat (NaH2PO4H2O), berfungsi untuk membantu
penyerapan senyawa dasar nitrogen (amoniak) dan entrainment solvent.
m. LPG odorant, untuk memberi bau sebagai detektor kebocoran LPG.
2. Katalis, Resin, dan Adsorent
Beberapa jenis katalis dan resin yang digunakan di PT Pertamina (Persero) RU -VI
Balongan dapat dilihat pada Tabel 2.2 berikut ini :
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 18
Tabel 2.2 Katalis dan Resin yang digunakan PT. PERTAMINA (Persero)
Jenis Katalis/Resin Aplikasi Fungsi
ICR131KAQ 12/13-R-101/102/103 Menguragi kandungan logam
Sulphur Adsorber 22-R-102 A/B Absorpsi H2Katalis UOP
S 15-R-101/102/103/104
Mencegah rantai hidrokarbon panjang
Molsieve Pru ODG-442 19-V-104- A/B
Adsorpsi moisture dari LPG campuran C
E-315 Katalis Propylene Metal Treater
3
19-V-111 Menghilangkan kandungan metal
Alcoa Selecsorb COS 1/8 11-V-112 A/B
Menghilangkan COS dari propylene
Katalis SHP H-14171 19-R-101 A/B
Menjenuhkan seyawa diolefin menjadi monaolefin
Rock salt 14/21-V-101 Adsorpsi moisture dari LPG
Hydrogenator 22-R101 Hidrogenasi untuk melenas kandungan sulfur High temperature Shift Converter type C12-4
22-R-103 Mengubah CO menjadi CO
Hydrogen Reformer Catalyst
2
22-F-101 Mengubah gas alam menjadi H
Karon aktif 2
23-S-102 Menyerap komponen yang mengakiabtkat foaming
Amine filter 23-S-101/102 Menyaring komponen >10 micron di Lean Claus Catalyst 25-R-101/102/103 Mereaksikan gas alam Anion Resin ASB-Ip & Kation Resin C-249
22-V-105 A/B Mereaksikan kation dan anoin
Lynde Adsorbent type LA22LAC-612,C-200F
22-V-109 A-M Menyarap pengotor H2 (CO, CO2, N2
Karbon aktif
, HC )
55-A-101 A/B-S1 Menyaring bahan-bahan organic
Strong Acid Kation Resin
Kation pada 55-A-101 A/B-V1, anion pada 55-A-101 A/B-V2
Menghilangkan kation/anion
Activated Alumina 1/8, 1/4, ceramic ball Molsieve siliporite
58-D-101 A/B-R1-R2 59-A-101 A/B-A1
Adsorpsi moisture dari LPG Adsorpsi moisture CO2
Sumber: Pertamina, 2001
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 19
2.1.3. Bahan Baku Sistem Utilitis
Bahan baku yang dibutuhkan di unit utilitas terdiri dari air dan udara. Sumber air yang
digunakan berasal dari Bendungan Salam Darma di Kabupaten Subang. Air ini
sebelum digunakan diolah terlebih dahulu sehingga bebas dari pengotor dan mineral.
Air tersebut digunakan sebagai pendingin, pemasok listrik umpan, pembangkit kukus,
pemadam kebakaran, serta keperluan kantor dan perumahan karyawan. Penggunaan
air di RU-VI Balongan disertai proses treatment air sisa proses. Hal ini bertujuan
untuk mengolah air sisa proses seperti sour water menjadi air proses kembali. Udara
digunakan sebagai udara tekan serta untuk pembakaran dan penyedia nitrogen. Udara
tekan juga dapat digunakan untuk sistem kontrol paprika dan sebagai bahan pada unit
penyedia nitrogen.
2.2. Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
2.2.1 Produk Utama
Produk yang dihasilkan PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan diagi menjadi
tiga bagian yaitu : produk dalam bentuk BBM, Non BBM dan jenis BBK (Bahan
Bakar Khusus). Jenis produk, kapasitas dan satuannya adalah sebagai berikut:
Tabel 2.3 Produk-produk Kilang RU-VI Balongan
No Jenis Produk Jumlah Satuan A Produk BBM 1 Decant Oil 9.300 BPSD 2 Industrial Diesel Oil 16.000 BPSD 3 Kerosene 11.950 BPSD 4 Solar (ADO) 27.000 BPSD 5 Premium, Pertamax, Pertamax Plus
(Motor Gasoline)
58.950 BPSD
B Produk Non BBM 1 Sulfur 27 Ton/hari 2 Propylene 125 Ton/hari 3 LPG 565 Ton/hari
Sumber: Pertamina, 2007
2.2.2 Produk Unit Proses PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan
a. Crude Distilation Unit (CDU) Produk yang dihasilkan dari proses CDU antara lain :
Produk utama
1. C4- sebanyak 170 BPSD
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 20
2. Naphta sebanyak 5.460 BPSD
3. Kerosene sebanyak 11.270 BPSD
4. Gas Oil sebanyak 23.300 BPSD
Produk samping yaitu Atmospheric Residue sebanyak 87.760 BPSD
b. Naphtha Processing Unit (NPU) Unit NPU terdiri dari tiga unit yaitu: Naphtha Hydrotreatinh Unit (NHDT),
Platforming Unit dan Countinous Catalyst Regeneration (CCR), dan Penthane
Extration (Phenex).
Naphtha Hydrotreatinh Unit (Unit 31)
Produk utana yang dihasilkan dari unit 31 adalah heavy naphtha dan light
naphtha (gasoline)
Platforming dan CCR (Unit 32)
Produk utama unit Platformer dan CCR adalah gasoline dengan oktane number
98.
Phenex Unit (Unit 33)
Produk utama unit Phenex berupa gasoline dengan oktan number > 82 dari light
naphtha.
c. Atmospheric Residue Hydrometallization Unit (AHU) Produk yang dihasilkan dari AHU yaitu :
Produk utama
1. C4- sebanyak 170.500 Nm3
2. Naphta sebanyak 900 Nm
/h 3
3. Kerosene sebanyak 2.550 Nm
/h 3
4. Gas oli sebanyak 5.900 Nm
/h 3
Produk samping berupa Demetalized Residue (DMAR) sebanyak 50.300 Nm
/h 3
d. Residue Catalytic Craker (RCC)
/h.
Dalam RCC terdapat pengolahan residue dari unit CDU dan ARHDM menjadi
berbagai macam produk, seperti:
Produk utama
1. C2 dan lighter sebanyak 2.350 Nm3
2. Propylene sebanyak 6.950 BPSD
/h
3. Propane sebanyak 1.950 BPSD
4. Mixed C45. Polygasoline sebanyak 6.000 BPSD
sebanyak 5.050 BPSD
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 21
6. Naphta sebanyak 46.450 BPSD
7. Light Cycle Oil (LCO) sebanyak 15.850 BPSD
Produk sampig berupa Decant Oil (DCO) seanyak 400 BPSD
e. Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU) Produk utama yang dihasilkan yaitu :
1. C2 dan lighter sebanyak 2.350 Nm3
2. Wild Naphta sebanyak 750 BPSD
/h
3. Gas Oil sebanyak 31.600 BPSD
f. Kerosene Hydrotreating Unit (Kero-HTU) 1. C2 dan lighter sebanyak 700 Nm3
2. Wild Naphta sebanyak 1250 BPSD
/h
3. Treated Kerosene sebanyak 16.400 BPSD
g. Unsaturated Gas Plant Unsaturated Gas Plant berfungsi untuk memisahkan produk overhead main column
RCC unit (15-C-101) menjadi stabilized gasoline, LPG dan non condensable lean
gas (off gas). Sebagian dari off gas yang dihasilkan akan dipakai sebagai lift gas,
sedangkan sebagian lagi dipakai seagai fuel gas setelah di-treating di amine
absorber untuk menghilangkan gas H2S dan CO
2.3. Spesifikasi Produk PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
2.
1. Pertamax plus
Bilangan oktan : 95 min
Kandungan belerang, %wt : 0,1 max
Kandungan timbal, gr/ml : 0,013 max
Kandungan aromatic : 50 max
Density, kg/m3
2. Pertamax
: 780 max
Kandungan merkaptan, % wt : 0,002 max
Warna : merah
Getah purwa, mg/100ml : 4
Bilangan oktan : 92 min
Kandungan belerang, % wt : 0,1 max
Kandungan timbal, gr/ml : 0,013 max
Kandungan aromatic : 50 max
Density, kg/m3 : 780 max
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 22
Kandungan merkaptan, % wt : 0,002 max
Warna : biru
Getah purwa, mg/100ml : 4
3. Premium Bilangan oktan : 87 min
Kandungan TEL, ml/USG : 0,54 max
RVP pada 100oF, psi : 9 max
Kandungan GUM, mg/100ml : 4 max
Kandungan sulfur, %wt : 0,2 max
Copper strip corrotion, 3hr/1220
4. Solar
F : number 1 max
Kandungan merkaptan, %wt : 0,015 max
Warna : kuning
Kandungan zat warna, gr/100USG : 0,5 max
Specific gravity : 0,835 max
Smoke point, ml : 17 min
Flash point, ABEL 0F : 100 min
Kandungan sulfur, %wt : 0,2 max
Copper strip corrotion, 3hr/1220
5. Kerosene
F : number 1 max
Specific gravity : 0,835 max
Smoke point, ml : 17 min
Flash point, ABEL 0F : 100 min
Kandungan sulfur, % wt : 0,2 max
Copper strip corrotion, 3hr/1220
6. LPG
F : number 1 max
RVP pada 100 0F, psig : 120 max
Copper strip corrotion, 3hr/1220
F : number 1 max
Kandungan metana, %wt : 0
Kandungan etana, %wt : 0,2 max
Kandungan propane&butana, %wt : 97,5 min
Kandungan pentana, % wt : 2,5
Kandungan heksana : 0
Merkaptan ditambahkan : 50ml/1000 USG
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 23
7. Decant oil Viskositas, Csts pada 1220F : 180 max
Kandungan sulfur, %wt : 4 max
Kandungan abu, % wt : 0,1 max
Flash point, 0
8. Propylene
C : 62 max
Kandungan katalis, ppm : 30 max
Sedimen, %wt : 0,15 max
MCR, % wt : 18 max
Propylene, % mol : 99,6 min
Total parafin, %mol : 0,4
Kandungan metana, ppm : 20 max
Kandungan etilen, ppm : 25 max
Kandungan etana, ppm : 300 max
Kandungan propane, ppm : 5 max
Kandungan pentana, ppm : 10 max
Asetilene, ppm : 5 max
Metilasetilen, propadien, 1-3 butadien, ppm : 2 max
Total butane, ppm : 100 max
Pentane, ppm : 100 max
Hidrogen, ppm : 20 max
Nitrogen, ppm : 100 max
CO, ppm : 0,5 max
CO2, ppm : 1 max
O2, ppm : 1 max
Kandungan air, ppm : 2,5 max
Total sulfur, ppm : 1 max
Amoniak, ppm : 5 max
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik
Universitas Lampung
BAB III DESKRIPSI PROSES
Proses pengolahan crude oil di kilang RU-VI Balongan, digolongkan menjadi tiga bagian, yaitu:
Hydro Skimming Complex (HSC) Proses yang terjadi pada HSC Unit adalah proses distilasi dan treating dari limbahyang
dihasilkan dari crude oil dan proses treating produk naphta. Unit HSC terdiri dari Distillation
and Treating Unit (DTU) dan Naphta Treating Unit (NPU). Unit DTU terbagi menjadi empat
unit, yaitu: Crude Distillation Unit (CDU), Amine Treatment Unit, Sour Water Stripper, dan
Sulphur Plant. Dan unit NPU terbagi menjadi tiga unit, yaitu: Naphta Hydrotreating Unit
(NHT), Platforming and CCR Unit, dan Penex Unit.
Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) Pada unit DHC, produk intermediate minyak bumi akan mengalami proses treating lebih
lanjut. Tujuan proses treating adalah mengurangi atau menghilangkan kandungan impurities
dari minyak bumi seperti nitrogen, senyawa sulfur, kandungan logam (vanadium dan nikel),
dan kandungan MCR (Micro Carbon Residue). Unit DHC terdiri dari Atmospheric Residue
Unit (AHU) dan Hydro Treating Unit (HTU). Unit HTU dibagi menjadi tiga unit, yaitu:
Hydrogen Plant, Gas Oil Hydrotreating Unit (GO-HTU), dan Light Cycle Oil Hydrotreating
Unit (LCO-HTU).
Residue Catalytic Cracker Complex (RCCC) Unit Residue Catalytic Cracker Complex merupakan secondary process dari pengolahan
minyak bumi, dimana residu dari minyak direkahkan kembali menjadi produk-produk yang
memiliki nilai ekonomis. Crude Duri, Minas, dan Nile bland yang diolah di kilang RU-VI
memiliki residu kurang lebih 60-65 %. Unit RCC terdiri dari 2 unit, yaitu Residue Catalytic
Cracker Unit (RCU) dan Light End Unit (LEU), yang menghasilkan produk berupa LPG,
Gasoline, Light Cycle oil, Propylene dan Polygasoline.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 25
3.1. Hydro Skimming Complex (HSC)
3.1.1. Distillation Treating Unit (DTU) Unit ini terdiri dari Crude Distillation Unit (Unit 11), Amine Treatment (Unit 23),
Sour Water Stripper (Unit 24), dan Sulphur Plant (Unit 25).
a. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU) Crude Distillation Unit (CDU) dibangun untuk mengolah campuran minyak
Indonesia sebesar 125.000 BPSD (828,1 m3/jam). Campuran minyak mentah ini
terdiri dari 80 % Crude Oil Duri dan 20 % Crude Oil Minas. Crude Oil Duri tidak
murni, tetapi ada beberapa campuran Crude Oil lainnya yang mempunyai
spesifikasi mirip dengan Crude Oil Duri, seperti: Crude Oil LSWR. Sama seperti
Crude Oil Duri, Crude Oil Minas pun tidak murni. Ada beberapa Crude Oil yang
dicampurkan, seperti: Crude Oil SLC, Crude Oil Jati Barang, Crude Oil BU, Crude
Oil Nile Blend, Crude Oil Azeri, dan Crude Oil Mudi. Data aktual yang digunakan
50 % crude oil Duri dan 50 % crude oil Minas yang sesuai dengan ketersediaan
bahan baku yang ada.
CDU merupakan Atmospheric Distillation Unit yang mengolah minyak mentah
menjadi produk produknya berdasarkan perbedaan titik didih dan titik embun.
Produk-produk yang dihasilkan dari CDU adalah Naphta, Kerosene, Light Gas Oil
(LCO), Heavy Gas Oil (HGO) dan Atmospheric Residue. Tujuan CDU adalah
memaksimalkan produk akhir dengan cara mengolah kembali sebagian residunya
ke unit AHU dan sebagian lagi langsung ke unit RCC.
Produk-produk yang dihasilkan dari CDU ini mempunyai cutting point sebagai
berikut:
Tabel 3.1. Cutting Point Produk dari Crude Oil
Rentang Pendidihan (oC) Rentang Kasar Atom C n-
parafin Nama Fraksi/Produk ASTM TBP
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 26
215 340 270 - 320 C12 C19 Minyak Gas Ringan
(Light Gas Oil)
290 440 320 - 430 C16 C28 Minyak Gas Atmosferik
(Heavy Gas Oil) >400 >430 >C25 Residue
Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia
Unit CDU terdiri dari dua seksi yaitu :
1. Seksi Crude Distillation
Seksi Crude Distillation dirancang untuk mendistilasi campuran crude oil dan
menghasilkan destilat overhead terkondensasi, gas oil dan residu.
2. Seksi Overhead fraksinasi dan Stabilizer
Seksi Overhead fraksinasi dan Stabilizer dirancang untuk distilasi lanjutan
kondensat overhead menjadi produk LPG, naphta dan kerosene.
Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran wild naphta dari campuran
crude oil dan light Cycle Oil Hydrotreater. Unit ini mampu beroperasi dengan
kapasitas antara 50 100 % kapasitas disain dengan faktor on stream 0,91.
On Stream Factor didefinisikan sebagai berikut:
Langkah Proses
Desalter berfungsi untuk meminimalkan kandungan garam dalam crude sampai
250 ppm dimana garam yang terkandung berupa garam klorida yang menimbulkan
terbentuknya HCl yang berasal dari reaksi antara garam klorida dengan air.
Keberadaan HCl dalam kolom distilasi dapat menyebabkan korosi. Dalam desalter
ini juga ditambahkan Wetting Agent dan Demulsifier. Wash water dipanaskan oleh
:
Minyak mentah Duri dan Minas dicampur di off site (area tank farm) dan dialirkan
oleh crude oil charge pump (11-P-101 A/B) melalui cold preheater train dengan
suhu masuk heater sebesar 47,79 oC dan suhu keluaran sebesar 155,1 oC dan
dimasukkan kedalam desalter. Laju alir dan tekanan pada cold pre heater train ini
adalah 748330 kg/jam dan 3,3 atm. Minyak mentah mula-mula dipanaskan oleh
produk light gas oil (LGO), kemudian oleh HGO (Heavy Gas Oil), residu, top
pump around dan intermediate residu pada exchanger (11-E-101) sampai (11-E-
105) secara seri sebelum masuk ke desalter yang dipasang berurutan (11-V-101
A/B).
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 27
desalter effluent water pada exchanger (11-E-116). Kemudian diinjeksikan ke
dalam minyak mentah di upstream mixing valve pada desalter crude oil charge
pump (11-P-102 A/B) melalui hot preheated train. Setelah keluar dari desalter
minyak masuk kedalam hot preheater train dengan suhu 152 oC dan keluar dengan
suhu 276,7 oC. Dipanaskan oleh mid pump around, intermediate residue, HGO
produk, bottom pump around dan hot residue pada exchanger (11-E-106) sampai
(11-E-111) secara berurutan.
Minyak mentah yang keluar terakhir dari preheater exchanger tekanannya masih
cukup untuk menekan terjadinya penguapan sehingga flow measurement dan
kontrol delapan pass dari furnace (11-F-101) untuk dipanaskan secara radiasi
hingga suhu 359.6 oC. Minyak mentah yang sudah berupa vapor mengalir melalui
bagian konveksi dan radian heater, kemudian masuk ke flash zone dari main
fraksionator (11-C-101) untuk fraksinasi. Overhead stream dari (11-C-101) terdiri
dari kerosene dan fraksi ringan yang selanjutnya mengalir ke overhead kondenser
(11-E-114) dan akan terkondensasi.
Aqueous ammonia dan corrosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead untuk
mengurangi korosi. Overhead stream dari (11-E-114) sebagian besar terkondensasi,
kecuali gas inert dan sedikit hidrokarbon ringan yang akan terpisah di overhead
accumulator (11-V-102). Gas yang terkondensasi dilewatkan ke off gas KO-drum
(11-V-103) kemudian ke furnace (11-F-101) sebagai bahan bakar furnace.
Kondensat dari overhead distilat dipompakan ke stabilizer unit. Sour kondensat
dari (11-V-102) dipompakan ke sour water stripper unit. Pada stabilizer unit terjadi
pemisahan fraksi minyak berat (naphta dan kerosen) dengan fraksi gas. Overhead
distillate dari 11-V-102 dipanaskan dengan Hot kerosene product dan stabilizer
bottom (11-E-118) dan (11-E-119) secara berurutan sebelum dialirkan ke stabilizer
(11-C-104). Setelah itu dikondensasikan ke stabilizer kondenser (11-E-121) dan
dimasukkan ke stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondesasi
dikembalikan kembali ke stabilizer sebagai refluks dan vapour yang dihasilkan
dialirkan ke amine treating facilities yang dikontrol oleh pressure control.
Stabilizer bottom dipanaskan kembali oleh bottom pump arround (11-E-120).
Bottom product (naptha dan kerosen) yang sudah stabil dialirkan ke splitter (11-C-
105) dan diatur oleh level control sesudah dipakai memanaskan umpan (11-C-104)
di heat exchanger (11-C-118). Overhead dari (11-C-105) dikondensasikan lagi
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 28
dengan fin fan di splitter condenser (11-V-123) dan dimasukkan ke splitter
overhead drum (11-V-105). Drum ini berguna untuk menampung naptha refluks
dan naphta produk. Refluks dikembalikan ke 11-C-105 diatur oleh flow control,
sedangkan naptha produk dialirkan ke storage setelah didinginkan fin fan (11-E-
124) dan cooling water (11-E-126). Splitter bottom (kerosen) dipanaskan lagi
dengan mid pump around di reboiler (11-E-122). Kerosen yang sudah didinginkan
oleh umpan (11-C-104) di heat exchanger kemudian dipompakan ke storage dan
didinginkan lagi di fin fan dan cooling water.
LGO dan HGO dikeluarkan dari (11-C-101) dengan level kontrol sebagai site
stream product yang kemudian masuk ke stripper (11-C-102) dan (11-C-103),
dimana fraksi ringannya akan di-stripping oleh stream. Stripping menggunakan low
pressure steam, yang sudah dipanaskan di bagian konveksi (11-F-101) menjadi
superheated steam, sebelum diinjeksi ke stripper. Produk LGO dipompakan dari
(11-C-102) dan digunakan sebagai pemanas crude di preheated train (11-E-101).
Produk HGO dipompakan dari (11-P-106) dan digunakan sebagai pemanas crude di
preheated train (11-E-108) dan (11-E-102) secara berurutan. Campuran dari gas oil
bisa juga dialirkan ke storage melalui pressure control setelah didinginkan di gas
oil train cooler (11-E-102). Residu di-stripping dengan steam di dalam stripping
water (11-C-101) dengan menggunakan superheated stream. Kemudian residu
dipompakan dari (11-C-101) untuk digunakan sebagai pemanas crude di preheated
train (11-E-111, 110, 107, 105, dan 103 secara berurutan). Normal operasi residu
dialirkan ke AHU dan RCC Unit.
Untuk mengambil panas dari (11-C-101) selain dengan overhead condensing
system juga digunakan tiga pump around stream:
1. Top pump around stream diambil dari tray nomor 5 dari kolom fraksinator dan
dipompakan ke crude preheated train (11-E-104) untuk memanaskan crude
kemudian dikembalikan ke top tray.
2. Middle pump around stream diambil dari tray nomor 15 pada kolom fraksinator
dan dipompakan ke spliter reboiler (11-E-122). Kemudian dialirkan ke crude
preheat train (11-E-106) sebelum dikembalikan ke tray no 12.
3. Bottom pump around stream diambil dari tray nomor 25 dari kolom fraksinator
dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120). Kemudian dialirkan ke crude
preheated train (11-E-109) sebelum dikendalikan ke tray nomor 22. Condensate
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 29
Overhead Distillate ditampung di vessel (11-V-102) dan dipompakan ke seksi
overhead fractionator dan stabilizer unit untuk diproses lebih lanjut.
Selain itu, akibat pengambilan panas menyebabkan suhu side stream tersebut turun
kemudian digunakan sebagai refluks untuk mengatur temperatur pada tray di
atasnya dan mencegah adanya fraksi berat yang terbawa ke atas.
b. Unit 23: Amine Treatment Unit
Unit Amine Treatment mengolah sour off gas yang berasal dari unit CDU, GO-
HTU, LCO-HTU, dan AHU. Pada proses pengolahan, H2S yang masih terkandung
pada sour off gas akan dihilangkan, karena bersifat asam dan korosif. Proses yang
digunakan adalah SHELL ADIP, yaitu menyerap H2S dengan menggunakan larutan
diisopropanol amine (DIPA). Namun saat ini larutan penyerap yang digunakan
adalah larutan MDEA (methyl diethanol amine) dengan kadar 2 kgmol/m3 sebagai
larutan penyerap. Pada unit ini diharapkan kandungan H2S produk tidak melebihi
50 ppm.
Reaksi antara H2S dan CO2 dengan MDEA adalah:
1. Reaksi dengan H2S menjadi senyawa sulfida
(C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2S (C2H5SH)2-N-CH3 + 2H2O
2. Hidrasi CO2 menghasilkan asam karbonat (berjalan lambat)
CO2 + H2O H2CO3
3. Reaksi MDEA dengan asam karbonat
(C2H5OH)2-N-CH3 + 2H2CO3 (C2H5CO3)2-N-CH3 + 2H2O
Unit Amine Treater terdiri dari tiga alat utama yaitu :
1. Off gas absorber (Unit 14)
Off gas absorber dengan kapasitas sebesar 18.522 Nm3/jam berfungsi untuk
mengolah off gas yang berasal dari CDU, AHU, GO-HTU, dan LCO-HTU.
Produk yang dihasilkan digunakan untuk fuel gas system sebagai bahan bakar
kilang dan sebagai umpan gas Hydrogen Plant.
2. RCC Unsaturated Gas Absorber (Unit 16)
RCC Unsaturated Gas dengan kapasitasnya sebesar 39.252 Nm3/jam berfungsi
untuk mengolah sour gas dari unit RCC. Produk yang dihasilkan dialirkan ke
fuel gas system dan dialirkan menjadi umpan untuk Hydrogen Plant.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 30
3. Amine regenerator (Unit 23)
Amine regenerator berfungsi untuk meregenerasi kembali larutan amine yang
telah digunakan oleh kedua absorber di atas dengan kapasitas gas yang keluar
sebesar 100 %. Produk yang dihasilkan berupa larutan amine dengan kandungan
sedikit sulfur yang siap dipakai kembali. Selain itu juga dihasilkan sour gas yang
kaya sulfur dan dikirim ke Sulphur Plant untuk diolah menjadi sulfur flakes
(padat). Spesifikasi produknya yang keluar dari masing-masing menara
mengandung H2S maksimal 50 ppm volume.
Produk bawah dari off gas absorber dicampur dengan produk bawah RCC
unsaturated gas absorber (16-C-105) dan fraksi cair dari RCC unsaturate treated
gas KO drum (16-V-107). Sebagian dari campuran tersebut dialirkan melalui rich
amine filter (23-S-103) dan sebagian lagi di-bypass untuk dicampur kembali dan
dilewatkan di exchanger (23-E-102). Kondisi aliran disesuaikan dengan
regenerator (23-C-101) untuk mengoperasikan Reboiler dengan menggunakan
pemanas LP Steam. Produk keluaran reboiler yang berupa cairan dimasukkan
kembali ke regenerator pada bagian dasar kolom, sedangkan produk uapnya
dimasukkan ke regenerator dengan posisi setingkat di atas cairan. Produk atas
regenerator (23-C-101) dilewatkan ke kondensor (23-E-104), kemudian ditampung
di vessel (23-V-101). Cairan yang keluar vessel ditambahkan make-up water dan
dipompa untuk dijadikan refluk. Uap dari vessel merupakan sour gas Sulphur
Plant. Produk bawah regenerator (amine teregenerasi) di make up dengan amine
Langkah Proses :
Umpan off gas absorber berasal dari off gas CDU (Unit 11), GO-HTU (Unit 14),
LCO-HTU (Unit 21), dan AHU (Unit 12/13) dicampur menjadi satu pada
temperatur 62 oC, tekanan 4,5 atm dan laju alir 7,88 ton/jam yang dilewatkan ke
exchanger (14-E-201) dengan menggunakan air pendingin, kemudian ditampung di
vessel gas KO drum (14-V-101). Setelah ditampung di vessel gas KO drum, off gas
dimasukan kedalam Amine Absorber (14-C-201) di Unit 14. Umpan yang masuk ke
dalam kolom amine absorber (16-C-105) berasal dari off gas yang merupakan
produk dari RCC. Produk atas dari kolom amine absorber yang berupa treated off
gas ditampung di off gas absorber (14-C-201) dan distabilkan di KO drum (16-V-
107) untuk digunakan sebagai fuel gas system dan sebagai umpan H2 Plant. Produk
bawahnya berupa hidrokarbon drain yang dibuang ke flare.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 31
dari amine tank (23-T-101) yang dialirkan dengan menggunakan pompa (23-P-
103). Campuran produk bawah tersebut digunakan sebagai pemanas pada (23-E-
102), kemudian dipompa dengan (23-P-101-A/B), lalu sebagian dilewatkan ke lean
amine filter (23-S-101) dan lean amine carbon filter (23-S-102). Produk
keluarannya dicampur kembali, sebagian dilewatkan di exchanger (23-E-101) dan
sebagian di-bypass. Dari exchanger (23-E-101), aliran dikembalikan ke RCC unst
gas absorber dan off gas absorber untuk mengolah kembali off gas.
c. Unit 24: Sour Water Stripper (SWS) Sour water stripper adalah unit pengolahan air buangan dari unit-unit lain yang
masih mengandung H2S dan NH3. Produk yang dihasilkan dari unit ini adalah
treated water yang ramah lingkungan dan dapat digunakan kembali untuk proses
unit-unit pengolahan lainnya. Selain itu juga dihasilkan off-gas yang kaya H2S
untuk dikirim sebagai umpan pada Sulphur Plant dan off-gas kaya NH3 yang
dibakar di incinerator. Proses pada Sour Water Stripper diawali dengan pemisahan
air dan minyak secara fisika berdasarkan specific gravity nya. Setelah itu dilakukan
pemisahan air dan gas menggunakan 3 buah stripper dengan pemanas LMP steam
yang terdiri dari NH3 stripper dan H2S stripper pada train 1, serta sour water
stripper pada train 2.
Langkah Proses
1. Seksi Sour Water Stripper / SWS (Train 1 dan 2)
:
Unit ini secara garis besar dibagi menjadi dua seksi yaitu seksi Sour Water Stripper
(SWS) dan seksi Spent Caustic Treating.
Seksi Sour Water Stripper (SWS) terdiri dari dua train yang perbedaannya
didasarkan atas asal feed berupa air buangan proses yang diolah. Train nomor 1
terdiri dari H2S dan NH3 stripper dirangkai seri yang digunakan untuk
memproses air buangan yang berasal dari CDU, AHU, GO-HTU dan LCO-
HTU. Train nomor 2 terdiri dari sour water stripper digunakan untuk
memproses air buangan yang berasal dari RCC Complex. Kemampuan
pengolahan untuk train no.1 sebesar 67 m3/jam sedangkan untuk train nomor 2
sebesar 65,8 m3/jam. Air buangan RCC masih mengandung sedikit H2S, namun
kandungan NH3 nya masih banyak karena kecepatan reaksi denitrogenasi pada
AHU berjalan lambat. Fungsi kedua train adalah menghilangkan H2S dan NH3
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 32
yang ada di air sisa proses. Selanjutnya air yang telah diolah dari kedua train
tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau diolah kembali ke CDU
dan AHU. Gas dari H2S stripper yang mempunyai kandungan H2S yang cukup
tinggi (sour gas) digunakan sebagai feed di Sulphur Plant, sedangkan gas dari
NH3 stripper yang mengandung NH3 cukup tinggi dibakar di incinerator.
2. Seksi Spent Caustic Treating (Train 3) Spent Caustic Treating yang mempunyai kapasitas 17,7 m3/hari ini bertujuan
untuk mengoksidasi komponen sulfur dalam larutan spent caustic yang berasal
dari beberapa unit operasi membentuk H2SO4 di oxidation tower. pH dari treated
spent caustic diatur dengan caustic soda atau asam sulfat dari tangki, kemudian
disalurkan ke effluent facility. Ditinjau dari sumber spent caustic yang diproses
seksi ini dibedakan menjadi dua jenis, yaitu:
Spent caustic yang rutin (routinous) dan non rutin (intermittent) yang berasal
dari unit-unit :
- LPG Treater Unit (LPGTR)
- Gasoline Treater Unit (GTR)
- Propylene Recovery Unit (PRU)
- Catalytic Condensation Unit (Cat. Cond.)
Spent caustic merupakan regenerasi dari unit-unit:
- Gas Oil Hydrotreater (GO-HTU)
- Light Cycle Oil Hydrotreater (LCO-HTU)
Komponen sulfur dalam spent caustic dapat berupa S= atau HS-.
Reaksi-reaksi yang terjadi :
2S= + 2O2 + H2O S2O3= + 2OH-
2HS- + 2O2 S2O3= + H2O
Selanjutnya thiosulfat dioksidasi menjadi:
S2O3= + O2 + 2OH- 2SO4= + H2O
Kemudian pH treated spent caustic diatur dengan NaOH atau H2SO4.
d. Unit 25 : Sulphur Plant Sulphur Plant adalah unit yang digunakan untuk mengambil unsur sulfur dari off
gas amine treatment unit dan H2S stripper train No.1 unit SWS. Unit ini terdiri dari
unit Claus yang menghasilkan cairan sulfur yang kemudian diikuti oleh
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 33
pembentukan serpihan sulfur, dan berfungsi sebagai fasilitas penampungan atau
gudang sulfur padat.
Pada unit ini terdapat fasilitas pembakaran untuk mengolah gas sisa dari unit Claus,
yang juga membakar gas-gas yang banyak mengandung NH3 dari unit SWS.
Kapasitas unit ini dirancang untuk menghasilkan sulfur sebesar 29,8 ton per hari.
Saat ini sulphur plant sudah tidak beroperasi lagi. Hal ini dikarenakan sering terjadi
masalah pada operasi unit ini sehingga mengganggu proses pada unit lain. Salah
satu masalah yang terjadi ialah terjadinya korosi pada hampir seluruh alat
dikarenakan pemilihan material peralatan yang kurang baik dalam mengatasi
korosifitas.
Langkah Proses
1. Thermal Recovery
:
Proses Claus terdiri dari 2 tahap yaitu :
Pada tahap ini, gas asam sekitar 1/3 H2S, hidrokarbon dan amonia yang terdapat
dalam gas umpan.dibakar di dalam furnance. Senyawa SO2 yang terbentuk dari
pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H2S yang tidak terbakar
menghasilkan senyawa sulfur. Sulfur yang dihasilkan pada tahap ini sekitar
lebih 60%. Produk hasil pembakaran didinginkan di waste heat boiler dan
thermal sulphur condenser. Panas yang diterima di waste heat boiler digunakan
untuk membangkitkan steam.
2. Catalytic Recoveries
Setelah tahap thermal recovery dilanjutkan dengan 3 tahap catalytic recoveries
yang terdiri dari reheat (reheater), catalytic conversion (converter), dan cooling
with sulphur condensation. Sulfur yang keluar dari tiap kondensor dialirkan ke
sulphur pit untuk dilakukan proses deggased. Pada unit ini sulfur yang berasal
dari unit Claus diubah dari fasa cair menjadi fasa padat berbentuk serpihan yang
kemudian akan disimpan.
Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut :
H2S + O2 SO2 + H2O (thermal)
H2S + SO2 S + H2O (thermal dan catalyst)
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 34
Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar sulfur
yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari unit
SWS dan membakar gas dari sulphur pit.
3.1.2. Naphta Processing Unit (NPU) NPU merupakan proyek PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan yang dikenal
dengan Kilang Langit Biru Balongan (KLBB). Unit ini dibangun untuk mengolah dan
meningkatkan nilai oktan dari naptha. Peningkatan bilangan oktan dilakukan dengan
cara menghilangkan impurities yang dapat menurunkan nilai oktan seperti propan,
butan, dan pentan. Sebelumnya dilakukan penambahan TEL (Tetra Etil Lead) dan
MTBE (Methyl Tertier Butyl Eter) untuk meningkatkan bilangan oktan dari Naphta.
Saat ini pemakaian TEL dan MTBE telah dilarang karena dana menyebabkan
pencemaran udara dan sangat berbahaya bagi kesehatan karena timbal dapat masuk
dan mengendap di dalam tubuh sehingga menghambat pembentukan sel darah merah.
NPU terdiri dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit
dan Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32), serta Penex Unit (Unit
33).
a. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU) Unit Naphtha Hydrotreating Process (NTU) dengan fasilitas kode 31 didisain
untuk mengolah naphtha dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam) dari
Straight Run Naphtha. Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa
Kilang PT. PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang
sendiri, yaitu Crude Distillation Unit (unit 11). Unit NTU merupakan proses
pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan menggunakan aliran gas H2
murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2 yang terdapat dalam
fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan
campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama
dari NTU dapat disebut juga sebagai operasi pembersihan. Dengan demikian, unit
ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit selanjutnya (down stream). Produk dari
unit ini adalah: Light Naphtha yang akan menjadi umpan untuk unit Penex (Unit
32) dan Heavy Naphtha yang akan menjadi umpan untuk unit Platforming (Unit 33)
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 35
Langkah Proses
Seksi Oxygen Stripper
:
Unit NTU didisain oleh UOP, unit ini terdiri dari 4 seksi yaitu :
Feed naphtha masuk ke unit NTU dari tangki intermediate yaitu 42-T-107
A/B/C atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas
blanketing untuk mencegah O2 yang terlarut dalam nafta, khususnya feed dari
tangki. Kandungan O2 atau olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya
polimerisasi dari olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi
dapat juga terjadi apabila kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak
dibersihkan sebelumnya. Hal ini akan menyebabkan terjadinya fouling yang
berakibat pada hilangnya efisiensi transfer panas. Keberadaan campuran O2 juga
dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap campuran O2 yang tidak
dihilangkan pada unit hydrotreater akan menjadi air dalam unit Platforming,
yang menyebabkan kesetimbangan air-klorida pada katalis Platforming akan
terganggu.
Kandungan O2 yang telah terpisahkan dari naphta dibuang keudara dan naphta
dimasukan kedalam heater (31-F-101) untuk proses selanjutnya.
Seksi Reaktor
Seksi reaktor mencakup : reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem
pemanas atau sistem pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen akan meracuni
katalis di Platforming serta akan membentuk H2S, NH3 yang akan masuk ke
reaktor dan selanjutnya dibuang ke seksi down stream. Recycle gas mengandung
H2 yang mempunyai kemurnian tinggi, disirkulasikan oleh recycle gas
compressor saat reaksi hydrotreating dengan tekanan H2 pada kondisi atmosfer.
Seksi Naphtha Stripper
Seksi Naphtha Stripper didesain untuk memproduksi Sweet Naphtha yang akan
membuang H2S, air, hidrokarbon ringan serta melepas H2 dari keluaran reaktor.
Sebelum masuk unit stripping, umpan dipanaskan terlebih dahulu dalam heat
exchanger (31-E-107) dengan memanfaatkan bottom product dari naphta
stripper. Sedangkan top product didinginkan menggunakan fin fan (31-E-108)
dan kemudian masuk ke dalam vessel (31-V-102). Fraksi di dalam vessel
sebagian akan direfluks. Sedangkan gas yang ada akan dialirkan ke unit amine
treatment dan flare. Air yang masih terkandung kemudian dibuang ke unit SWS.
Bottom product sebagian dipanaskan dan sebagian lagi dikirim ke naphta
splitter.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 36
Seksi Naphtha Splitter
Seksi Naphtha Splitter didesain untuk memisahkan Sweet Naphtha yang masuk
menjadi 2 aliran, yaitu Light Naphtha (dikirim langsung ke unit Penex) dan
Heavy Naphtha sebagai feed pada unit Platforming. Pemisahan berdasarkan
specific grafity dan boiling point. Heavy naphta sebagian akan dimasukkan ke
dalam reboiler (31-F-103) untuk memanaskan kolom naphta splitter dan
sebagian lagi akan dijadikan sebagai feed untuk unit platforming. Sedangkan
light naphta akan keluar dari atas kolom dan mejadi feed untuk unit Penex.
b. Unit 32: Platforming (PLT)
Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses 29,000
BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit proses
NTU (Unit 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk menghasilkan
aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan
bermotor (motor fuel) karena memiliki angka oktan yang tinggi. Unit Platforming
terdiri dari beberapa seksi yaitu seksi reactor , seksi Net Gas Compressor, seksi
Debutanizer, dan seksi Recovery Plus. Net gas (hidrogen) dari unit proses CCR
Platforming ditransfer untuk digunakan pada unit proses NTU (Naphtha
Hydrotreating) dan unit Penex.
Langkah Proses :
Unit platfoming terdiri-dari 4 bagian yaitu : reaktor, Net Gas Compresor,
Debutanizer, dan Recovery Plus. Umpan unit platfoming merupakan heavy naphta
yang berasal dari unit NTU. Sebelum memasuki reaktor yang dipasang secara seri,
umpan terlebih dahulu dipanaskan. Katalis platformer dari unit CCR kemudian
dimasukkan ke dalam reaktor dari bagian atas. Katalis yang digunakan memiliki
inti metal berupa platina dan inti asam berupa klorida. Di dalam reaktor terjadi
reaksi reforming, dimana terjadi penataan ulang struktur molekul hidrokarbon
dengan menggunakan panas dan katalis sehingga bersifat endoterm. Umpan
dimasukkan dari reaktor paling atas, kemudian keluarannya akan dipanaskan
dengan menggunakan charge heater (32-F-101) lalu dimasukkan kembali ke dalam
reaktor berikutnya. Pemanasan umpan terus dilakukan hingga umpan memasuki
reaktor yang terakhir.
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 37
Setelah keluar dari reaktor 3, katalis akan diolah kembali di CCR. Gas buangan
kemudian dimamfaatkan sebagai pembangkit steam. Keluaran umpan sebelum
dimasukkan ke dalam separator terlebih dahulu dimamfaatkan panasnya untuk
memanaskan umpan pada heat exchanger (32-E-101 dan 32-E-102). Pada separator
fraksi-fraksi gas yang berupa H2, senyawa klorin yang berasal dari katalis, off gas,
dan fraksi LPG dipisahkan fraksi naphta.
Gas yang dihasilkan dari hasil reaksi kemudian dialrkan dengan menggunakan
kompresor, sebagian digunakan untuk purge gas katalis. Purge gas katalis
berfungsi untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan
katalis sebelum dikirim ke unit CCR. Sebagian dari fraksi gas yang tidak
terkondensasi akan dicampurkan dengan gas dari CCR dan debutanizer, lalu akan
dialrikan ke net gas chloride treatment untuk menghilangkan kandungan klorida
yang sangat berbahaya bila terdapat dalam bentuk gas. Net gas yang berupa
hidrogen, off gas, dan LPG kemudian akan digunakan dalam unit CCR dan
Platfoming, sebagian akan digunakan sebagai fuel gas. Sebagian gas ada yang
dipisahkan menjadi H2 untuk digunakan pada unit NTU dan Penex. Gas-gas
hidrokarbon yang berupa LPG dan off gas dikembalikan ke separator (32-V-101).
Aliran campuran naphta dari vessel recovery akan diproses di debutanizer untuk
memisahkan fraksi naptha dengan fraksi gas yang masih mengandung LPG.
Sumber panas yang digunakan berasal dari heat exchanger dengan memamfaatkan
bottom product. Top product kemudian didinginkan dan dipisahkan antara fraksi
gas dan fraksi air. Fraksi gas ringan akan dikembalikan ke net gas chloride
treatment. Fraksi LPG sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan
sebagian lagi diolah menjadi unstabillized LPG yang kemudian akan dikirim ke
unit Penex. Air yang terpisah akan ditreatment pada unit SWS. Bottom produk
sebagian digunakan untuk memanaskan umpan dan sebagian lagi didinginkan lalu
disimpan di dalam tangki.
c. Continuous Catalyst Regeneration (CCR)
Tugas CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi akibat
reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut, katalis
Laporan Kerja Praktek PT. PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan-Indramayu
Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Lampung 38
reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan laju yang
lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis
dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi platforming.
Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi, sementara
katalis diregenerasi secara kontinu. Dua fungsi utama CCR CycleMax adalah
sirkulasi katalis dan regenerasi katalis dalam suatu sirkuit kontinyu. Hal ini
berlangsung melalui 4 langkah seksi regenerasi, yaitu pembakaran coke, oksi-
klorinasi, pengeringan dan akhirnya reduksi. Kemudian katalis siap berfungsi pada
reaksi platforming pada sirkuit berikutnya. Urutan dan logika sirkuit tersebut
dikendalikan oleh The Catalyst Regenerator Control System (CRCS).
Langkah Proses