08. BAB III

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.


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



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).



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



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



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.



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.



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



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



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)



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)



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.



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.



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



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

Katalis kemudian diklorinasi untuk meningkatkan inti asamnya yang telah

berkurang akibat reaksi platfoming. Kandungan air yang terkandung dalam katalis

kemudian dikeringkan dengan menggunakan dryer. Kandungan air yang

terkandung dalam katalis dilewatkan udara panas, sehingga air yang terkandung

dalam katalis tidak mengganggu proses. Katalis kemudian didinginkan dengan

udara dingin dan kemudian dibawa ke hopper untuk diangkut ke reaktor platformer.

:

CCR Cyle Max mempunyai dua fungsi utama yaitu untuk mensirkulasikan katalis

dan meregenerasi katalis dalam suatu rangkaian kontinu. Secara garis besar, unit ini

dapat ibagi menjadi 4 tahapan yaitu pembakaran coke, oksi-klorinasi, pengeringan,

dan reduksi. Setelah melalui 4 tahapan tersebut, kemudian katalis dapat

berfungsi/digunakan kembali pada unit platfoming. Urutan dan rangkaian proses

regenerasi katalis tersebut dikendalikan dengan menggunakan The Catalyst

Regenerator Control System (CRCS).

Katalis yang telah direaksikan dalam unit platformer disemprotkan purge gas untuk

membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan katalis. Katalis yang

masih panas dan mengandung coke dikirim ke regenerator melalui hopper lalu

dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi reaksi pembakaran. Reaksi yang

terjadi adalah C(s) + O2 CO2 (g). Coke yang menempel pada katalis akan berubah menjadi gas CO2.



Katalis dialirkan secara fluidisasi dengan menggunakan udara melalui pipa. Saat

proses fluidisasi, banyak katalis yang rusak akibat benturan dengan dinding pipa,

oleh karena itu untuk menjaga kestabilan sistem maka dilakukan make up katalis di

unit CCR.

d. Unit 33: Penex

Unit Penex berfungsi mengolah light hydrotreated naphtha dari Naphtha

Hydrotreating Unit (unit 31, NTU) menjadi produk isomerate yang mempunyai

angka oktan tinggi melalui proses katalitik isomerisasi. Katalis yang digunakan di

reaktor Penex adalah UOP I-8+ (33-R-101) dan UOP I-80 (33-R-102), katalis ini

terdiri dari Alumunium oxide, logam Pt dan Ni. Reaksi yang terjadi adalah

isomerisasi normal paraffin (pentane dan heksane) menjadi isoparaffin yang

mempunyai angka oktan lebih tinggi. Reaksi isomerisasi didalam reaktor antara

lain :

1. Reaksi kesetimbangan antara n-Hexane dan 2-Methyl Pentane

n-C6H14(24.8 RON-O) CH3-CH(CH3)-(CH2)2-CH3(73.4 RON-O)

2. Reaksi kesetimbangan antara n-Hexane dan 3-Methyl Pentane

n-C6H14(24.8 RON-O) CH3-CH2-CH(CH3)-CH2-CH3(74.5 RON-O)

3. Reaksi kesetimbangan antara n-Hexane dan 2,2-Dimethyl Butane

n-C6H14(24.8 RON-O) CH3- C(CH3)2-CH2-CH3(91.8 RON-O)

4. Reaksi kesetimbangan antara n-Hexane dan 2,3-Dimethyl Butane

n-C6H14(24.8 RON-O) CH3- CH(CH3)-CH(CH3)-CH3(104.3 RON-O)

5. Reaksi kesetimbangan antara n-Pentane dan Iso-Pentane

n-C5H12(61.8 RON-O) CH3- CH(CH3)-CH2-CH3(93 RON-O)

Selain reaksi isomerisasi di dalam reaktor juga terdapat reaksi samping :

1. Pembukaan cincin napthene

2. Isomerisasi napthene

3. Penjenuhan benzene

4. Pemutusan ikatan rangkap

Reaksi isomerisasi terjadi pada suhu dibawah 199 0C dan tekanan design 39 kg/cm2

untuk meminimalkan reaksi samping sehingga yield yang didapatkan tinggi. Di

reaktor perlu ditambahkan promotor catalyst untuk menjaga tingkat keasaman

katalis. Promotor yang diinjeksikan yaitu perchloroethylene (C2Cl4).



Perchloroethylene pada suhu lebih dari 105 0C akan terurai menjadi HCl dengan

bantuan gas H2.

Unit Penex ini dirancang untuk mengolah light hydrotreated naphtha dari NTU

dengan kapasitas terpasang 23.000 BPSD. Selain mengolah light hydrotreated

naphtha Penex juga mengolah unstabilize LPG dari Platformer Unit untuk menjadi

stabilizer LPG.

Langkah Proses

1. Sulpur Guard Bed

:

Penex unit 33 terdiri dari 7 bagian utama antara lain sebagai berikut :

Tujuan utama sulphur guard adalah untuk melindungi katalis dari sulfur yang

terbawa di dalam liquid feed, meskipun sebagian besar sulfur telah mengalami

pengurangan di dalam unit NTU. Kandungan sulfur diharapkan berada di bawah

level aman selama operasi HOT (Hydrogen One Throught) Penex sebagai

jaminan apabila kandungan sulfur di dalam feed cukup tinggi akibat adanya

gangguan pada unit NTU.

2. Liquid Feed dan make-up Drier

Semua normal paraffin sebagai feedstock dan make-up hydrogen harus

dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Drier berfungsi sebagai alat

untuk membersihkan/ menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan

meracuni katalis pada saat digunakan.

3. Reactors, associated heaters, dan exchangers

Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk mengoptimalkan

energi utilitas. Proses isomerisasi berlangsung di dalam reaktor dan mengubah

normal parafin menjadi isoparafin hingga mencapai efisiensi 100%. Untuk

mengurangi kerugian akibat pemakaian katalis, katalis dapat diganti sebagian

saja. Selain itu juga dapat dilakukan dengan menaikan LHSV, seperti butiran

katalis yang kecil. Proses isomerisasi dan benzene hydrogenasi adalah proses

eksotermik, yang menyebabkan kenaikan temperatur reaktor. Disyaratkan

menggunakan sistem dua reaktor untuk mengatur temperatur tinggi dengan

reaktor yang dilengkapi heat exchanger dengan media pendingin cold feed.

Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor

C2Cl4 5 H2 4 HCl+katalis

panas+ C2H6



pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor yang kedua, untuk

menghindari reaksi balik.

4. Product stabilizer

Sebagai promotor ditambahkan perchloride secara kontinyu yang akan terpecah

menjadi hydrogen chloride (HCl) dalam jumlah yang sangat kecil. Keluaran

reaktor disebut product (yaitu Penexate, yang mengandung isoparafin) yang

dipisah dari stabilizer gas dengan product stabilizer. Jumlah gas yang keluar

dari stabilizer sangat kecil, hal ini disebabkan oleh pemilihan jenis katalis yang

menghasilkan hydrocracking dari C5/C6 feed yang berubah. Kandungan

stabilizer gas adalah sebagai berikut :

Gas hidrogen yang tidak dipakai di dalam reaktor. Gas-gas ringan (C1 sampai C4) yang dimasukkan dengan make up gas dan

yang timbul di dalam reaktor akibat proses hydrocracking.

Gas HCl (berasal dari perchloride) yang dapat dibersihkan di Caustic Scrubber.

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

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

fraksi LPG dimurnikan di LPG stripper. Fraksi naphta menuju kolom

deisohexanizer dan sebagian direfluks.

5. Caustic scrubber dan Spent Caustic Degassing Drum

Caustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida

(HCl). Material balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan

caustic diturunkan hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian,

selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik

khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai, dengan

menginjeksikan Sulfuric acid ke dalam aliran ini.

6. LPG Stripper

Top product di recycle ke stabilizer receveir untuk ,engolah fraksi ringan dan

meminimalkan LPG yang terikut. Bottom product sebagian derefluks dan

sebagian lagi didinginkan menjadi produk LPG.

7. Deisohexanizer

Produk bawah stabilizer yang mengandung komponen berat dimasukan dalam

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

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

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



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

tinggi dialirkan dan digabung denganproduk atas yang telah dikondensasikan

dan disimpan pada tangki. Angka oktan bernilai > 82. Keberadaan fraksi C5

dikarenakan pertimbangan RVP dalam produk gasoline untuk penyalaan awal

mesin.

3.2. Distillation and Hydrotreating Complex (DHC)

3.2.1. Unit 12 & 13: Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (AHU)

Unit AHU merupakan unit yang mengolah Atmospheric Residue dari Crude

Distillation Unit (CDU) menjadi produk yang disiapkan sebagai umpan (feed) untuk

Residue Catalytic Cracker (RCC) berupa DMAR serta produk-produk minyak bumi

lainnya. Pada Tabel 3.2 dapat dilihat spesifikasi DMAR.

Unit AHU beroperasi dengan kapasitas 58.000 BPSD (384 m3/jam). Selain mengolah

residu, unit ini juga berfungsi mengurangi kandungan logam Nikel (Ni), Vanadium

(V), dan Carbon (C) yang dibawa oleh residu dari unit CDU. Kedua logam berat

tersebut dapat mematikan katalis secara hermanen. Selain menyingkirkan pengotor, di

AHU pun terjadi reaksi-reaksi perengkahan sehingga minyak yang dihasilkan

memiliki titik didih dan viskositas yang lebih rendah.

Tabel 3.2 Spesifikasi DMAR

Parameter Jumlah Keuntungan

Sulfur Max 0,5%-b Tidak perlu ditambahkan unit flue gas

desulfurization di RCC

Carbon residue Max 7-10%-b Mengurangi kebutuhan pendinginan katalis

Nickel+Vanadium 5-25 ppm Mengurangi konsumsi katalis Sumber: Pertamina, 2005

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

memiliki tiga buah reaktor, sedangkan fraksionator yang hanya satu digunakan

bersama-sama. Bahan baku yang digunakan yaitu Atmospheric Residue (AR).

Pembagian train ini dimulai dari pompa (12/13-P-101) sampai pada seksi fraksinasi.

Hal ini dikarenakan pada bagian tersebut prosesnya dilakukan dalam tekanan tinggi



sehingga perlu dibagi 2 kapasitasnya untuk menghemat biaya konstruksi tangki dan

reaktor.

Pada reaktor AHU terjadi reaksi-reaksi hidrogenisasi dan perengkahan. Reaksi

tersebut terjadi dengan bantuan katalis. Katalis yang digunakan berbentuk pellet kecil,

terbuat dari alumina base yang mengandung logam aktif seperti cobalt, nikel , dan

molybdenum. Tipe katalis yang digunakan di AHU adalah katalis

hydrodemetallization, yaitu katalis yang dapat mentoleransi kandungan logam dalam

jumlah besar. Katalis tersebut tidak diregenerasi dan diganti setiap 15 bulan sekali.

Reaksi-reaksi yang terjadi pada unit AHU :

Carbon residue removal

Micro Carbon Residue (MCR) merupakan bagian dari residu yang berbentuk padat

apabila dipanaskan dengan hydrogen tinggi tanpa adanya H2. Tahapan pengambilan MCR adalah :

- Penjenuhan cincin poliaromatik dengan hidrogen.

- Pemecahan cincin jenuh poliaromatik.

- Konversi (perubahan) molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul yang

lebih kecil.

Dengan menggunakan hydrogen akan terjadi pemecahan reaksi polimerisasi yang

menyebabkan terbentuknya coke. Sebagai hasilnya adalah produk yang

mengandung sedikit molekul-molekul besar, yang menyebabkan rendahnya

konsentrasi MCR dalam poduk.

Hidrodemetalisasi

Nikel merupakan logam yang utama dan memiliki kandungan terbanyak dalam

campuran residu dari Minas dan Duri.

Pada reaksi ini terjadi dua tahapan :

- Initial reversible hydrogenation (reaksi hidrogenasi).

- Terminal hydrogenolysis dari ikatan metal hidrogen.

Hidrodenitrogenasi

Nitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi membentuk

ammonia (NH3) dan hidrokarbon. Amonia diambil dari hidrogen effluent, sehingga

hanya hidrokarbon yang tertinggal dalam produk.



Hydrocracking

Hydrocracking merupakan proses pemecahan molekul hidrokarbon dengan boiling

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

hydrog pada semua proses dengan lingkungan hydrogen yang berlebih.

Hidrodesulfurisasi

Pada proses ini bahan baku mengalami proses desulfurisasi, yaitu hidrogenasi dari

komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrokarbon dan H2S. Kemudian

H2S diambil dari effluent hydrogen sehingga hanya hidrokarbon yang terdapat

dalam produk minyak. Pada Tabel 3.3 dapat dilihat kuantitas dari produk unit

AHU.

Tabel 3.3 Produk AHU

C4- 170500 Nm3/H

Naphtha 900

Kerosene 2550

Gas Oil 5900

Residue 50300 Sumber : Pertamina, 2005

Langkah Proses

1. Seksi Feed

:

Seksi feed adalah pemanasan awal dan penyaringan kotoran feed sebelum dialirkan

ke feed surge drum. Feed Atmospheric Residue (AR) didapat langsung dari CDU

(Hot AR) atau dari tangki 42-T-104 A/B (Cold AR).Setelah kedua feed bergabung

dan dipanaskan, feed kemudian masuk ke feed filter, dimana padatan atau solid

yang dapat menyebabkan deposit pada top katalis hydrogen pertama akan disaring

dan terakumulasi di elemen filter. Feed yang sudah difiltrasi dialirkan ke Filtered

Feed Surge Drum 12-V-501 yang di blanket dengan nitrogen. Kemudian feed

dipanaskan kembali ke furnace sebelum dialirkan secara hydrogen ke modul 12 dan

13.

2. Seksi Reaksi

Masing-masing modul terdiri atas tiga reaktor (12/13-R-101/102/103) yang disusun

secara seri dengan spesifikasi yang sama. Karena reaksi Hydrotreating adalah

eksotermis, maka hydrogen campuran oil/gas akan naik pada saat bereaksi. Untuk

mengatur kenaikan hydrogen dan mengontrol kecepatan reaksi diinjeksikan Cold



Quench Recycle Gas. Effluent reactor kemudian dialirkan ke seksi pendinginan dan

pemisahan.

3. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Reaktor

Pendinginan pertama dilakukan di exchanger, dimana sebagian panasnya diambil

oleh combine feed reactor selanjutnya effluent feed reactor mengalir ke Hot High

Pressure Separator (HHPS).

Fungsi HHPS adalah untuk mengambil residu oil dari effluent reactor sebelum

didinginkan, karena residu yang mengandung endapan akan menyumbat exchanger

di effluents vapor cooling train. Dengan temperatur 370oC residu sudah mempunyai

cukup sumber panas untuk memisahkan naphta, kerosene dan produk gas oil pada

atmospheric fractionator. Aliran liquid panas dari HHPS mengalir ke Hot Low

Pressure Separator, dimana uap yang terpisah dari liquid panas dalam HHPS ini

banyak mengandung H2, NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon, dan liquid hidrokarbon

lainnya. Uap tersebut selanjutnya didinginkan di Heat Reactor, dimana panas dari

HE ini akan ditransfer ke Combine Feed Reactor. Setelah itu aliran campuran uap

dialirkan ke Effluent Air Cooler masuk ke Cold High Pressure Separator (CHPS).

Recycle gas yang kaya hydrogen serta terpisah dari minyak dan air, sebagian masuk

ke Recycle Gas Compressor dan sebagian lagi ke unit Hydrogen Membrane

Separator untuk dimurnikan. Air yang terkumpul di bottom drum CLPS dialirkan

ke Sour Water Stripper (SWS). Sedangkan minyaknya dipanaskan terlebih dahulu

dengan Heat Exchanger sebelum dialirkan ke Atmospheric Fractionator. Liquid

dari bottom HHPS di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS). Uap

yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan

produk HLPS modul 13, kemudian dialirkan ke Fractionator. Flash gas dari HLPS

modul 12 dan 13 didinginkan dengan exchanger dan air cooler sebelum di-flash di

Cold low Pressure Drum (CLPFD). Flash gas dari CLPFD yang kaya akan H2 dialirkan ke make up gas compressor untuk dikompresi dan dikembalikan ke unit

AHU. Liquid ringan di-flash kembali bersama dengan liquid dari CHPS ke CLPS.

4. Seksi Recycle Gas

Aliran gas yang kaya hydrogen dari CHPS terbagi dua, sebagian dikembalikan ke

hydrogen dengan Recycle Gas Compressor dan sebagian aliran (Bleed Stream) ke

Membrane Separation Unit.



5. Seksi Fraksinasi

Seksi fraksinasi memisahkan produk AHU menjadi Naphta, Kerosene, Diesel dan

Hydrodemetallized Atmospheric Residue (DMAR) yang diperoleh melalui

Atmospheric Fractionator dibantu dua buah stripper. Sebelum dikirim ke luar,

nafta dimurnikan di Naphta Stabilizer sedangkan Kerosene di dalam Clay Treater.

Atmospheric Fractionator terdiri dari dua seksi, yaitu seksi atas (top) yang

mempunyai 32 tray dengan diameter 3,2 meter dan seksi bawah (bottom) yang

mempunyai 15 tray dengan diameter 3,66 meter. Jarak antar tray pada kedua seksi

dalam kolom sebesar 610 mm. Produk Heavy Oil dari HLPS masuk ke fraksionator

pada tray 33. Cold Feed dari CLPS masuk ke fraksionator pada tray 28 (tray di atas

flash zone).

Pada seksi Bottom Fraksionator diinjeksikan stripping steam yang telah dipanaskan

lebih lanjut (Superheated Steam) di seksi konveksi pada furnace. Produk yang

dihasilkan Atmospheric Fraksionator yaitu Sour Gas,Unstabilized Naphta,

Kerosene,Gas Oil, dan DMAR sebagai RCC Feed. Overhead vapor dari

fraksionator sebagian terkondensasi dalam fraksionator Overhead Air Cooler.

Vapor dan Liquid ini dialirkan ke Overhead Accumulator. Vapor dari air Cooler

dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor. Kompresor ini mempunyai dua

stage dimana outlet compressor stage pertama didinginkan pada interstage cooler

dan kondensat liquid dipisahkan dalam interstage KO Drum. Kemudian vapor

dikompresi pada stage kompresor kedua. Unstabilized Naphta dari overhead

accumulator dicampur dengan aliran vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua

fase ini selanjutnya didinginkan dalam cooler. Unstabilized Naphta, sour water dan

net off gas dipisahkan dalam Sour Gas Separator. Off gas dialirkan ke fuel gas

treating, sedangkan unstabilized naphta dipanaskan sebelum di-treating di Naphta

Stabilizer, didinginkan lalu dikirim ke tangki.

Feed untuk Gas Oil Stripper diambil dari tray 24 dan direfluks ke tray 22. Produk

Gas Oil dapat dikirim langsung ke Gas Oil Hydrotreating Uni kemudian ke tangki

produk. Kerosene dialirkan dari down comer pada tray ke-10 fraksionator.

Kemudian dipanaskan kembali dengan bottom fraksionator stripper vapor pada

kerosene side cut stripper untuk dikembalikan ke fraksionator melalui tray ke-9.

Selanjutnya kerosene diproses dalam clay treater untuk memperbaiki kestabilan



warna sebelum dikirim ke tangki penimbunan. Bottom fraksionator yang

menghasilkan DMAR, dipompa dan dibagi menjadi dua aliran :

a. Aliran terbanyak digunakan untuk memanaskan feed dingin di fraksionator, dan

selanjutnya memanaskan AR yang akan masuk ke Feed Filter.

b. Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan kerosene stripper reboiler.

Kemudian kedua aliran di atas bergabung dan dapat langsung dikirim ke RCC unit,

atau didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran bottom

hydrogen pada downstream digunakan sebagai backwash pada feed filter, lalu

bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki.

3.2.2. Hydro Treating Unit (HTU)

HTU terdiri dari Hydrogen Plant (unit 22), Gas Oil Hydroterating Unit / GO HTU

(Unit 14), dan Light Cycle Hydrotreating Unit / LCO HTU (Unit 21). Fungsi utama

dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities yang terikat

bersama minyak bumi dan fraksi-fraksinya serta memperbaiki colour stability dengan

proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hydrogen yang

dihasilkan dari Hydrogen Plant dan bantuankatalis. Kandungan impurities yang ingin

dihilangkan antara lain nitrogen, senyawa sulfur hydrogen dan senyawa-senyawa

logam.

a. Unit 22: Hydrogen Plant Hydrogen plant (Unit 22) merupakan unit yang berfungsi untuk memproduksi

hidrogen dengan tingkat kemurnian hingga 99%. Kapasitas unit ini adalah sebesar

76 MMSFSD. Feed yang digunakan berasal dari refinery off gas dan natural gas.

Produk gas yang dihasilkan oleh hydrogen plant digunakan untuk memenuhi

kebutuhan unit Light Cycle Oil Hydrotreating (LCO HTU), Gas Oil Hydrotreating

Unit (GO HTU) dan Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU).

Hidrogen yang dihasilkan dari unit ini digunakan untuk mengurangi atau

menghilangkan impurities yang terikut bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya

dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hydrogen

yang dihasilkan dari hydrogen plant. Kandungan impurities yang dimiliki minyak

mentah relatif cukup tinggi, antara lain: nitrogen, senyawa sulphur organik, dan



senyawa-senyawa metal. Produk gas hidrogen dari hydrogen plant digunakan untuk

memenuhi kebutuhan hidrogen di unit LCO Hydrotreater dan unit Gas Oil

Hydrotreater.

Langkah Proses

1. Feed dan Gas Supply

:

Proses yang terjadi dalam hydrogen plant dapat dibagi menjadi tiga tahap, yaitu

tahap permurnian umpan, tahap pembentukan H2 di reformer dan tahap permurnian

H2 di pressure swing unit. Proses dasar Hydrogen Plant mencakup :

Seksi ini berfungsi untuk menampung dan menyiapkan umpan sebelum masuk

ke proses selanjutnya. Pertama-tama umpan ditampung kemudian dikompresi

dan kemudian dilakukan pemanasan awal dengan menggunakan teknik

economizer.

2. Hydrogenasi dan Desulfurisasi

Pada proses ini kadar sulfur yang terdapat dalam feed gas dihilangkan sehingga

memenuhi kadar yang sesuai untuk masuk reformer. Pada bagian ini terjadi

reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis cobalt/ molybdenum. Umpan yang

berasal dari gas supply akan masuk ke hidrogenasi (22-R-101) untuk

mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S.

Reaksi yang terjadi pada reaktor (22-R-101) yaitu :

COS + H2 H2S + CO RHS + H2 RH + H2S Gas H2S yang dihasilkan pada reaktor kemudian akan diserap di sulfur adsorber

(22-R-102 A/B). Pada reaktor terjadi reaksi desulfurisasi antara gas H2S dengan

zat ZnO. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut :

H2S + ZnO ZnS + H2O Umpan hidrokarbon yang telah dikurangi kandungan sulfurnya (maksimum 0.2

ppm) kemudian dicampur dengan HP steam melewati flow ratio control dengan

ratio steam/ karbon tertentu.

3. Steam Reforming

Bagian ini berfungsi untuk memproses atau mengkonversi gas hidrokarbon yang

direaksikan dengan steam menjadi gas 48ydrogen, CO, dan CO2. Kecepatan feed

ke reformer dan derajat konversi yang dicapai sangat mempengaruhi hasil

produksi. Gas panas harus dilewatkan melalui tube katalis pada reformer,

sehingga terjadi reaksi reforming, karena reaksi yang terjadi merupakan reaksi



endotermis. Tube katalis berjumlah 288 buah dan tiap tube dibagi menjadi 2

bagian. Tube bagian atas digunakan katalis C11-10-01 sedangkan tube bagian

bawah digunakan katalis C11-9-02. Produk keluar reformer pada suhu 850 C

dan kemudian akan mengalir melalui reformer waste heat boiler (22-WHB-101).

Pada reformer waste heat boiler akan terjadi sintesis gas (syngas) dn kemudian

didinginkan hingga 375C. Di dalam reformer, hidrokarbon yang ada di dalam

umpan akan bereaksi dengan steam menghasilkan hidrogen, karbon dioksida,

dan karbon monoksida. Untuk meminimisasi sisa metana yang tidak bereaksi

maka dilakukan pada suhu reaksi yang tinggi. Pembakaran bahan bakar di dalam

reformer bagian radiasi harus dalam temperatur yang tinggi karena reaksi

reforming bersifat endotermis.

Reaksi reforming yang terjadi pada reformer (22-F-101) adalah sebagai berikut :

CnHm + (n)H2O (n)CO + (n+m/2)H2 CH4 + H2O CO + 3H2 C2H6 + 2H2O 2CO + 5H2 CO + H2O CO2 + H2

Reaksi berlangsung dalam temperatur yang sangat tinggi sehingga menyebabkan

terjadinya perengkahan hidrokarbon kompleks. Antara karbon dengan kukus

akan terjadi reaksi sehingga menambah hasil perolehan hydrogen. Reaksi yang

terjadi adalah sebagai berikut :

CnHm (m/2)H2 + (n)C C + H2O H2 + CO

4. Pemurnian Hydrogen

Pemurnian gas hidrogen ini dilakukan dengan tujuan mendapatkan hidrogen

murni 99,9%. Agar didapatkan hidrogen dengan tingkat kemurnian tinggi, maka

dilaksanakan dalam dua tahap, yaitu :

-

High Temperatur Shift Converter bertujuan untuk merubah CO menjadi CO2,

sekaligus menambah perolehan hydrogen. Reaksinya pada (22-R-103) adalah :

CO + H2O CO2 + H2 Reaksi terjadi dibantu dengan katalis C12-4. Waste Heat Recovery bertujuan

mengambil panas produk reformer maupun produk HTSC. Panas yang diambil

dapat digunakan untuk membangkitkan steam.

High Temp Shift Converter (HTSC) & Waste Heat Recovery (WHR)

Setelah melalui seksi HTSC dan WHR, gas hidrogen kemudian didinginkan

kembali dengan menggunakan fan coller, kemudian kondensatnya dipisahkan



pada KO drum. Setelah itu kondensat dari KO drum masuk ke seksi proses

pemurnian kondensat yang bertujuan memurnikan kondensat agar dapat

digunakan sebagai umpan pembangkit steam (boiler feed water).

-

PSA plant didisain untuk memurnikan gas hydrogen dengan menyerap

impurities yang terikut dalam gas hydrogen. Proses tersebut berlangsung secara

kontinyu. Aliran keluaran PSA unit ini terdiri dari hydrogen murni pada

tekanan tinggi dan gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah.

Kedua aliran tersebut kemudian dapat digabung langsung dan kemudian

dikirim ke unit RCC, sebagian lagi didinginkan dan kemudian disimpan ke

dalam tangki.

Dalam adsorber terjadi dua proses yang saling bergantian yaitu proses adsorpsi

dan regenerasi :

Pressure Swing Adsorption (PSA)

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

hidrokarbon berat/ringan, CO2, CO, dan N2) akan teradsorb secara selektif

akibat adanya molesieve dan bahan aktif lain. H2 dengan kemurnian tinggi

akan mengalir ke line produk.

Regenerasi Proses regenerasi dibagi menjadi 4 tahap yaitu penurunan tekanan,

penurunan tekanan lanjutan dengan membuat tekanan ke arah berlawanan

dengan arah feed, purge H2 murni untuk melepas imputies, dan menaikkan

tekanan menuju tekanan adsorpsi.

5. Pendinginan produk

H2 kemudian akan disaring dengan menggunakan filter (22-S-102). Padatan-

padatan akan tertahan sehingga didapatkan H2 dengan tingkat kemurnian tinggi.

Lalu gas H2 yang telah jadi didinginkan hingga temperatur 40C dengan

menggunakan produk cooler (22-E-106) sebelum disalurkan ke unit lain.

b. Unit 21: Light Cycle Hydrotreating Unit (LCO-HTU) LCO-HTU merupakan suatu kilang yang mengolah Light Cycle Oil (LCO) yang

berasal dari unit RCC, dimana pada aliran ini masih banyak terdapat kandungan

senyawa sulfur dan nitrogen. Unit ini bertujuan untuk menghilangkan sulfur dan

nitrogen dari feed tanpa perubahan boiling range yang berarti agar produk yang

dihasilkan memenuhi persyaratan dan spesifikasi pemasaran.



Kapasitas unit LCO-HTU adalah 15.000 BPSD (99.4 M/jam) dengan

menggunakan katalis UOP S-19 M. LCO-HTU terdiri dari dua seksi yaitu :

1. Seksi hydrogen, tempat terjadinya reaksi antara feed LCO dengan katalis dan

hydrogen.

2. Seksi fraksionasi, tempat untuk memisahkan LCO hasil reaksi dari produk lain

seperti off gas, wild naphta, dan hydrotreated light cycle oil.

Sedangkan mengenai distribusi antara feed dan produk yang diolah oleh unit LCO

HTU diantaranya meliputi :

1. Feedstcok LCO diperoleh dari RCC kompleks.

2. Katalis Hydrotreating UOP mengandung oksida nikel/ molybdenum (S-12) dan

Cobalt/ molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat berbentuk

bulat atau extrude.

3. Make-up hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant unit.

Produk yang dihasilkan oleh unit LCO-HTU :

1. LCO yang telah diolah langsung ditampung di tangki dan siap dipasarkan.

2. Hydrotreated Light Cycle Oil dipakai untuk blending produk tanpa harus diolah

lagi.

3. Off gas dikirim ke Refinery Fuel Gas System.

4. Wild Naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk proses lebih lanjut.

Langkah Proses

Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range yang berfungsi sebagai

penyeimbang tekanan pada suction dari reactor charge pump serta untuk mencegah

feed tercampur dengan LCO dari surge drum di pompa oleh pompa (21-P-102) ke

Combined Feed Exchanger (21-E-101). Sebagian feed di by pass (21-E-101)

:

Feed pada unit LCO HTU berasal dari AHU, CDU, dan storage. Feed yang

diperoleh dari unit ini kemudian dimasukkan ke dalam feed surge drum (21-V-101).

Untuk menghilangkan zat pengotor berupa partikel padat yang berukuran lebih

besar dari 25 mikron, LCO dimasukkan ke feed filter (21-F-101) terlebih dahulu

sebelum dimasukkan ke feed surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan

terpisah di bottom feed surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh

agar tidak terbawa ke suction pump feed. Selanjutnya iar dialirkan ke sour water

header.



langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke HE kedua. Keluaran dari HE

diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (210P-103). Selama proses

start-up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101).

1. Seksi Feed

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

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

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

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

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

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

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

dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara. LCO dari surge

drum dipompa oleh pompa (21-P-102) bersama dengan recycle gas hydrogen ke

combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed di-bypass (21-E-101)

langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke heat exchanger kedua.

Keluaran dari heat exchanger kedua diinjeksikan air yang berasal dari wash

water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung dialirkan ke high

pressure stripper (21-C-101).

2. Seksi Reaktor

Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di dalam

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

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

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

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

bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray. Di dalam reaktor terjadi reaksi

hidrogenasi antara umpan LCO dari RCC, nitrogen, dan sulfur, serta penjenuhan

olefin dengan hidrogen dan bantuan katalis. Make up hidrogen disuplai dari

Hydrogen Plant. Karena reaksi eksotermis, temperatur yang keluar dari reaktor

akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas hasil reaksi bersama panas yang

terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh combined feed exchanger

untuk memanaskan feed. Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent

produk kondensor (21-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank dan didistribusikan

secara merata. Sebelumnya air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor. Injeksi air

dilakukan di effluent reaktor sebelum masuk HE ini. Setelah effluent reaktor

didinginkan, kemudian masuk ke dalam produk separator (21-V-102) melalui



distributor inlet dimana hidrokarbon terpisah dengan sendirinya. Wire mesh

blanket demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi

gas, fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon. Fraksi gas yang kaya hidrogen

keluar dari separator dan kemudian dikirim ke recycle gas compressor. Recycle

gas kembali ke reaktor bersama feed. Fraksi air terkumpul dalam water boot

separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke Sour Water Stripper

Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3. Fraksi minyak hidrokarbon

bergabung dengan hasil kondensasi di seksi recycle gas (21-V-109), make-up

gas suction drum (21-V-105). Fraksi gas yang terikut dalam aliran minyak

akibat tekanan tinggi di separator (21-V-102) masuk ke interstage cooler (21-E-

103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke make-up gas interstage drum

(21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk akibat pendinginan

untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak menuju kolom

stripper (21-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari separator (21-V-

106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi (21-C-102) di

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

3. Make-Up Compresor

Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan

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

hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high

pressure separator (21-V-102). Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu

(21-V-104) bergabung dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (21-

V-102) yang sebelumnya telah didinginkan oleh interstage cooler (21-E-103),

kemudian masuk ke make up kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari

make-up kompressor tingkat satu didinginkan dengan melewatkannya ke dalam

make-up interstage cooler (21-E-103) sebelum masuk ke suction drum tingkat

dua. Pada suction drum terdapat pengembalian kondensat yang terbentuk ke

aliran fraksi minyak yang disebut spill back. Spill back digunakan untuk

mengontrol pressure suction drum tingkat satu, dimana diperlukan pendingin

sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari tingkat satu akan tergabung

dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua. Gas keluar melalui top make up

kompresor tingkat dua langsung menuju suction dari compressor recycle gas.

Kemudian H2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor. Make-up

hidrogen bersama recycle gas menuju combined feed exchanger (14-E-101).

Recycle gas dikirim ke combined feed exchanger bersama umpan cair.



Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju combined feed exchanger dan bed

kedua reaktor.

4. Seksi Fraksionasi

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

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

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

pressure stripper (21-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray

nomor satu dari 15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (21-C-

101) dipanasi oleh produk bawah dari fraksionator (21-C-102), di dalam high

pressure stripper feed exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan sistem

bypass pada temperatur tinggi. High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi

dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk menuju

fraksionator (21-C-102). Vapour yang keluar dari (21-C-101) diinjeksi dengan

inhibitor melalui pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut

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

high pressure stripper receiver (21-V-106) melalui distributor. Cairan

hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-C-101) dan

sebelumnya masuk (21-E-104) dengan menggunakan high pressure stripper

overhead pump (21-P-104). Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai

pengencer unicor dan sebagian lagi disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah

dalam (21-V-106), dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan ke

masing-masing tube bundle (21-E-102) sebagai wash water atau ke (21-V-109).

Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (21-V-

106) untuk menjaga minimum aliran pompa. Gas yang tidak terkondensasi

keluar dari (21-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk

menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (21-V-102).

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

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

fraksinator (21-F-102). Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa

vapour didinginkan dalam produk fraksinator condenssor (21-E-106) dengan

pendingin fan. Lalu masuk ke produk fraksinator receiver (21-V-107) melalui

inlet distributor, dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon.

Fraksi hidrokarbon dipompa dengan (21-P-107), sebagian menjadi refluks untuk

mengontrol end point dari fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan

dalam net naptha cooler (21-E-108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke



stabilizer CDU (Unit 11). Air dipompakan dengan menggunakan combined

water pump (21-P-102) menuju suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di

wash water cooler (21-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air

make-up berasal dari cold kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk

kondensat berat (21-V-109) dan dipompakan ke suction (21-P-107) dengan

menggunakan pompa make-up (21-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk

di (21-V-107), maka untuk mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan

pengontrolan dengan memasukkan fuel gas ke dalam (21-V-107). Produk bottom

fraksinator berupa hydrotreated LCO dipompakan dengan (21-P-106) ke heat

exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass dan net LCO

cooler (21-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki penyimpan,

produk dimasukkan ke coalecer (21-S-102) untuk memisahkan air yang terikut

dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi garam/salt

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

bersama, dikirimkan ke waste water treatment.

5. Seksi Recycle Gas Compressor

Recycle gas yang terpisah dari cairan dalam separator akan dikirim ke recycle

gas knock out drum (21-V-103). Vessel ini dilengkapi 2 buah tray. Feed yang ke

high pressure stripper ditambah liquid dari high pressure stripper (21-V-106),

dipanasi oleh produk bottom dari produk fraksionator (21-C-102) di dalam high

pressure stripper feed exchanger (21-E-104) yang dilengkapi sistem by pass

pada temperatur tinggi. High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi dengan

stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk, menuju ke produk

fraksionator (21-C-102). Vapor yang keluar dari (21-C-101) diinjeksikan dengan

inhibitor melalui pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapor tersebut

didinginkan oleh high pressure stripper condenser (21-E-105) dengan

menggunakan fan dari produk fraksionator overhead kondensor (21-E-106) dan

dikirim masuk ke high pressure stripper receiver (21-V-106) melalui distributor.

Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-E-101)

sebelum masuk (21-E-104) dengan menggunakan pompa high pressure stripper

overhead (21-P-104). Sebagian cairan dipakai sebagai pengencer unicor dan

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

ke effluent reaktor sebelum ke (21-E-103). Sisanya kemudian dialirkan ke SWS

(Unit 24) dan sebagian dialirkan kembali ke (21-V-106) untuk menjaga aliran

minimum pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106)



kemudian disalurkan ke Amine Treament Unit (Unit 23) untuk menghilangkan

kandungan H2S bersama-sama dengan sour water dari (21-V-102). Liquid yang

bebas H2S keluar dari bottom (21-C-102) terbagi menjadi dua aliran yang sama,

masuk ke dalam preheater produk fraksionator (21-F-102). Vapor yang

meninggalkan top produk fraksionator, didinginkan dalam produk fraksionator

kondensor (21-E-106) dengan pendingin fan dan masuk ke produk fraksionator

kondensor (21-E-106) dengan pendingin fan dan masuk ke produk fraksionator

receiver (21-V-107) melalui inlet distributor dimana air yang terbawa dipisahkan

dari liquid hidrokarbon. Sebagian hidrokarbon dipompakan dengan (21-P-108),

sebagian lagi digunakan sebagai refluks untuk mengontrol end point dari fraksi

overhead dan sisanya didinginkan dalam net naphtha dan diteruskan ke

stabilizer CDU (unit 11). Air dipompa dengan menggunakan combined water

pump (21-P-107) ke suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di wash water

cooler (21-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up

berasal dari kondensat dingin yang masuk ke dalam tangki kondensat berat (21-

V-109) dan dipompa ke suction (21-P-107) dengan pompa make-up (21-P-109).

Karena tidak ada gas yang diproduksi di (21-C-102), maka untuk

mempertahankan tekanan dari frasionator dikontrol dengan memasukkan fuel

gas ke dalam (21-V-107). Produk hydrotreating LCO dipompa dengan (21-P-

106) ke HE (21-E-104) yang dilengkapi saluran by pass dan Net LCO Cooler

(21-E-108) yang didinginkan. Produk kemudian masuk Coalescer (21-S-102)

untuk memisahkan air yang terbawa dan dikeringkan dengan dilewatkan ke

dalam bejana yang berisi garam salt dryer di 21-V-108, sebelum dikirim ke

tangki penyimpanan. Air yang terpisahkan bersama dengan air dari (21-S-101)

dikirimkan ke waste water treatment.

c. Unit 14: Gas Oil HydrotreatingUnit (GO-HTU) Unit GO HTU didisain dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m3/jam) untuk

mengolah gas oil yang tidak stabil dan masih bersifat korosif (mengandung sulfur

dan nitrogen). Feed unit GO HTU adalah gas oil yang merupakan produk dari unit

crude distillation Unit (CDU) dan Atmospheric Distillation Unit (AHU). Proses

treating gas oil memerlukan make-up gas hidrogen dan bantuan katalis

hydrotreating. Katalis hydrotreating berbentuk bulat (extrude) dan mengandung

oksida nikel/molybdenum dalam alumina base. Produk yang dihasilkan oleh unit

GO HTU adalah gas oil, off gas, wild naphta, dan hydrotreated gas oil. Make up



hydrogen akan disuplai dari hydrogen plant yang telah diolah sebelumnya oleh

Steam Methane Reformer dan unit Pressure Swing Adsorption (PSA). Katalis

hydrotreating yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum di dalam

alumina base yang berbentuk bulat atau extrudate.

Langkah Proses

1. Seksi Feed

:

GO HTU terdiri dari lima seksi yaitu seksi feed, seksi reaktor, seksi make-up

compressor, seksi fraksionasi, dan seksi recycle gas compressor. Pada seksi reaktor

dilangsungkan reaksi yang dibantu oleh katalis dan hidrogen, sedangkan pada seksi

fraksinasi terjadi proses pemiahan gas oil menjadi produk-produknya.

Feed unit GO HTU adalah untreated gas oil yang berasal dari produk unit CDU,

AHU, dan storage. Feed dialirkan ke dalam feed surge drum (14-V-101) melalui

feed filter yang berfungsi sebagai penyaring partikel padat yang memiliki ukuran

lebih besar dari 25 mikron. Di dalam feed surge drum, terjadi pemisahan antara

feed dan air dengan menggunakan wire mesh blanket. Air yang tertampung di

dalam bottom feed surge drum dialirkan menuju unit Sour Water Stripper

(SWS). Di dalam feed surge drum, tekanan fuel gas diatur oleh split range yang

difungsikan sebagai balance tekanan untuk reactor charge pump. Feed yang

berasal dari feed surge drum diinjeksikan dengan air, kemudian dipompa oleh

reactor charge pump (14-P-102) menuju combined feed exchanger (14-E-101)

untuk dipanaskan terlebih dahulu sebelum masuk ke dalam reactor charge

heater (14-F-101). Sebelum memasuki combined feed exchanger, aliran feed di

by-pass.Aliran by-pass masuk ke exchanger (14-E-101 A) untuk dipanaskan

kemudian langsung masuk ke dalam reactor charge heater. Aliran tanpa by-

pass dicampur dengan recycle gas hidrogen sebelum memasuki exchanger (14-

E-101 B) kemudian bersama-sama masuk ke dalam reactor charge heater.

2. Seksi Reaktor

Feed dan recycle gas yang masuk ke dalam reactor charge heater untuk

dipanaskan bersama-sama hingga mencapai temperatur reaksi. Feed yang keluar

dari dapur dialirkan masuk ke dalam reaktor (14-R-101). Reaktor (14-R-101)

merupakan reaktor yang diisi dengan katalis hydrotreating secara fixed bed.

Feed yang masuk ke dalam reaktor didistribusikan merata pada permukaan bed

katalis oleh inlet vapor/ liquid tray. Di dalam reaktor terjadi reaksi hidrogenasi

yang bersifat eksotermis untuk menghilangkan kandungan sulfur dan nitrogen



dengan bantuan katalis. Di dalam reaktor juga terjadi reaksi penjenuhan sebagian

dari fraksi gas oil yang tidak jenuh. Selanjutnya effluent yang keluar dari reaktor

dialirkan menuju ke produk separator. Effluent yang keluar dari reaktor

memiliki temperatur tinggi kemudian alirannya dibagi menjadi dua, dimana

panas effluent digunakan untuk memanaskan feed yang akan masuk ke dalam

feed charge heater. Aliran effluent yang telah diambil panasnya, bergabung

kembali dan diinjeksikan air. Kemudian effluent didinginkan oleh air cooler

(14-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank, kemudian masuk ke dalam product

separator (14-V-102). Di dalam product separator terdapat wire mesh blanket

demister yang berfungsi untuk memisahkan fraksi air, fraksi gas, dan fraksi

minyak (hidrokarbon). Fraksi air yang dihasilkan di dalam water boot separator

mengandung senyawa H2S dan NH3. Air ini kemudian dialirkan menuju ke unit

SWS. Fraksi gas yang keluar dari product separator kaya akan hidrogen dan

masih mengandung minyak akibat proses pemisahan di dalam separator

dilangsungkan pada tekanan tinggi. Fraksi gas dialirkan ke interstage cooler (14-

E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke dalam knock out drum (KO

drum) (14-V-103). Fraksi minyak hidrokarbon yang berasal dari product

separator dialirkan menuju seksi fraksionasi bersama-sama dengan fraksi

minyak dari KO Drum dan kondensat yang berasal dari seksi recycle gas (21-V-

109) dan make-u gas suction drum (14-V-105).

3. Seksi Recycle Gas Compressor

Fraksi gas yang berasal dari separator dialirkan masuk ke dalam knock out drum

(KO drum) (14-V-103) yang dilengkapi dengan dua buah tray dan wire mesh

blanket. Wire mesh blanket berfungsi untuk mencegah kondensat terbawa ke

dalam kompresor. Di dalam KO Drum terjadi pemisahan antara fraksi gas

dengan fraksi minyak yang masih ikut terbawa. KO drum. Fraksi gas akan

keluar pada tray pertama kemudian dikirim ke recycle gas compressor. Fraksi

gas akan dikompresi dan bergabung dengan gas hidrogen yang berasal dari

make-up gas compressor, kemudian dikembalikan ke dalam reaktor bersama-

sama dengan feed GO HTU. Fraksi minyak dari KO Drum akan bergabung

bersama dengan fraksi minyak dari product separator menuju ke seksi

fraksionasi.

4. Seksi Make-up Compressor

Seksi make-up compressor mnyediakan make-up gas hidrogen dan bersama

dengan gas hidrogen dari recycle gas compressor berfungsi sebagai pengatur



tekanan di reaktor. Make up hidrogen yang berasal dari H2 Plant masuk ke

dalam interstage drum tingkat satu (14-V-104) untuk dipisahkan dari

kondensatnya. Kemudian gas hidrogen didinginkan oleh intestage cooler (14-E-

103) dan masuk ke dalam suction drum (14-V-105). Pada suction drum akan

dipisahkan antara gas hidrogen dengan kondensatnya. Kondensat yang berasal

dari interstage drum dan suction drum dimanfaatkan sebagai spill back. Spill

back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu, dimana

diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Gas hidrogen yang

keluar melalui make-up kompresor tingkat dua bergabung bersama recycle gas

dari recycle gas compressor menuju combined feed exchanger (14-E-101).

Recycle gas diinjeksikan ke feed yang tidak mengalami by-pass dan bersama-

sama masuk ke combined feed exchanger.

5. Seksi Fraksinasi

Feed pada seksi fraksionasi adalah campuran fraksi minyak yang berasal dari

product separator dipanaskan terlebih dahulu produk bawah fraksinator (14-C-

102) di dalam heat exchanger (14-E-104) sebelum masuk ke dalam High

Pressure Stripper (HPS) (14-C-101) yang terdiri dari 15 tray. Feed masuk ke

dalam tray-1, kemudian di dalam HPS dilakukan proses pemisahan menjadi wild

naphta dan heavy naphta berdasarkan perbedaan titik didih. Di dalam kolom

HPS diinjeksikan stripping steam jenis middle pressrure steam (MPS) yang

berfungsi untuk menghilangkan H2S dari produk yang akan dialirkan menuju

kolom fraksionator (14-C-102). Vapor yang terbentuk dipompa dengan

menggunakan pompa (14-P-105) dan diinjeksikan inhibitor yang berfungsi

untuk mencegah korosi. Vapor didinginkan oleh air cooler (14-E-105) kemudian

masuk ke dalam HPS receiver (14-V-106).

Di dalam HPS receiver, akan terbentuk gas yang tidak terkondensasi, air, dan

cairan hidrokarbon. Gas yang tidak terkondensasi (off gas) dikirim menuju

Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S. Air yang

terbentuk dikirim ke tube bundle pada (14-E-102) sebagai wash water dan

sisanya dikirim ke unit SWS. Air yang masih tertinggal di dalam (14-V-106)

digunakan untuk menjaga minimum aliran pompa. Cairan hidrokarbon yang

terbentuk dipompa oleh HPS overhead pump (14-P-104

08. BAB III

Documents