Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan BAB II DESKRIPSI PROSES Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, dapat dibedakan menjadi tiga yaitu: 1. Hydro Skimming Complex (HSC) Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha Processing Unit (NPU). 2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan Hydrotreating Unit (HTU). 3. Residue Catalytic Craker Complex (RCCC) Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End Unit (LEU). CDU merupakan unit distilasi untuk memisahkan minyak mentah menjadi produk-produknya berdasarkan perbedaan titik didih. Produk-produk unit CDU adalah gas C 1 -C 4 , naphta, kerosene, gas oil, dan residu. Residu dari unit CDU sebagian langsung sebagai umpan unit RCC, sebagian diolah terlebih dahulu pada unit ARHDM (Atmospheric Residu Hydrodemetallizer), dan sebagian dikirim ke tangki penyimpanan untuk cadangan apabila terjadi gangguan. Unit ARHDM berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak diiginkan oleh unit RCC khususnya logam Ni dan Va yang merupakan racun bagi katalis pada unit RCC dan juga sulfur yang korosif pada peralatan proses. Umpan RCC adalah treated residu yang merupakan campuran dari DMAR (Demetallizing Atmospheric Residu) produk ARHDM dan AR (Atmospheric Residu) produk CDU. Pada RCC terjadi proses perengkahan dengan bantuan katalis di reaktor. Residu yang berantai panjang akan terengkah menjadi hidrokarbon berantai pendek. Hasil perengkahan dipisahkan berdasarkan titik didih oleh fraksinator untuk menghasilkan produk off gas, LPG, propilen, S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta 31
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
BAB II
DESKRIPSI PROSES
Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT
PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, dapat dibedakan menjadi tiga yaitu:
1. Hydro Skimming Complex (HSC)
Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha
Processing Unit (NPU).
2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)
Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan
Hydrotreating Unit (HTU).
3. Residue Catalytic Craker Complex (RCCC)
Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End
Unit (LEU).
CDU merupakan unit distilasi untuk memisahkan minyak mentah menjadi
produk-produknya berdasarkan perbedaan titik didih. Produk-produk unit CDU
adalah gas C1-C4, naphta, kerosene, gas oil, dan residu. Residu dari unit CDU
sebagian langsung sebagai umpan unit RCC, sebagian diolah terlebih dahulu pada
unit ARHDM (Atmospheric Residu Hydrodemetallizer), dan sebagian dikirim ke
tangki penyimpanan untuk cadangan apabila terjadi gangguan.
Unit ARHDM berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang
tidak diiginkan oleh unit RCC khususnya logam Ni dan Va yang merupakan racun
bagi katalis pada unit RCC dan juga sulfur yang korosif pada peralatan proses.
Umpan RCC adalah treated residu yang merupakan campuran dari DMAR
(Demetallizing Atmospheric Residu) produk ARHDM dan AR (Atmospheric
Residu) produk CDU. Pada RCC terjadi proses perengkahan dengan bantuan
katalis di reaktor. Residu yang berantai panjang akan terengkah menjadi
hidrokarbon berantai pendek. Hasil perengkahan dipisahkan berdasarkan titik
didih oleh fraksinator untuk menghasilkan produk off gas, LPG, propilen,
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
31
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
polygasoline (bahan campuran mogas dengan bilangan oktan 98), naphta, Light
Cycle Oil (bahan dasar minyak diesel dan bahan pencampur solar), serta Decant
Oil (bahan dasar minyak bakar).
Produk-produk dari fraksinator unit RCC kemudian diproses pada unit
pemurnian untuk memurnikan produk kilang dari pengotor agar memenuhi
spesfikasi pasar yang diinginkan.
Pada akhir tahun 2005, PERTAMINA membuka unit baru untuk
memproses dan meningkatkan angka oktan dari naphta tanpa menggunakan TEL
dan MTBE, yaitu Naphta Processing Unit (NPU) atau lebih dikenal dengan
Proyek Langit Biru Balongan (PLBB).
Seluruh proses pada kilang tersebut dibantu oleh sistem utilitas yang
terdiri dari generator (generator utama dan generator cadangan), ketel uap, menara
pendingin, sistem udara tekan, dan pabrik nitrogen.
Tabel 2 -1 Kapasitas Produksi Unit Proses
Unit Proses KapasitasCDU 125000 BPSDAmine Treatment, SWS dan Sulphur
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
32
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Pada unit ini terdiri dari Crude Distilation Unit (CDU) (Unit 11), Amine
Treatment (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit 24), Sulfur Plant (Unit 25), dan
Caustic soda (Unit 64).
2.1.1.1. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU)
Unit ini pada mulanya dibangun untuk mengolah campuran minyak mentah
yang terdiri dari 80% Duri Crude Oil dan 20% Minas Crude Oil. Dengan
kapasitas keseluruhan sebesar 125.000 BPSD (Barrel Per Stream Day) atau 8281
m3/jam. Namun pada perkembanganya dengan pertimbangan optimasi, sekarang
unit ini dioperasikan pada perbandingan 50% Duri Crude Oil dan 50% Minas
Crude Oil. Feed pada CDU masih mengandung kontaminan logam serta
komponen lain yang tidak dikehendaki pada proses. Bahan baku diolah dengan
proses fraksinasi atmosferis (atmospheric fractionation).
Produk dari unit ini adalah:
• Off gas : 170 BPSD
• Naphta : 5.460 BPSD
• Kerosene : 11.270 BPSD
• LGO (Light Gas Oil) dan HGO (Heavy Gas Oil) : 23.300 BPSD
• Atmospheric Residue (AR) : 86.760 BPSD
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
33
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -2 Spesifikasi Produk CDU
Analisis Satuan SpesifikasiKandungan C5
+ % wt 2 maxRVP (Rate Vapor Pressure) Psia 9 max20% vol ASTM % vol 200 maxKandungan air ppm vol 0Gap antara 5% ASTM vol Kerosene dan 95% vol
Naphta
oC 12 min
Flash Point oC 41 minGap antara 5% vol LGO dan 95% vol Kerosene oC 7Flash Point oC 68Overlap antara 5% vol HGO dan 95% vol LGO oC 1040% evaporated oC 300Flash Point oC 9010% vol Evaporated Point oC 350
Tabel 2 -3 Spesifikasi Produk CDU berdasarkan TBP
Produk TBP Cut Point dari Crude, oCNaphta 65 – 145Kerosene 145 – 240LGO 240 – 330HGO 330 – 370Atmospheric Residue >370
Naphta dari CDU diolah lagi untuk menaikkan bilangan oktan di dalam
NPU. Kerosene digunakan untuk campuran pembuatan gasoil. Gasoil dari CDU
masih bersifat tidak stabil sehingga perlu diolah di Gasoil Hydrotreating Unit
(GOHTU), sedangkan residu atmosferis kemudian diolah di unit AHU dan RCC.
Unit ini mempunyai 2 seksi pengolahan, yaitu:
1. Seksi Crude Distilation.
Seksi ini dirancang untuk mengolah minyak mentah menjadi residu, Gas Oil,
dan distilat overhead terkondensasi.
2. Seksi Overhead Fraksinasi dan Stabilizer.
Seksi ini dirancang untuk mengolah kondensat overhead menjadi produk LPG,
Naphta, dan Kerosene.
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
34
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran Wild Naphta dari
Gas Oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beroperasi dengan baik
pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91.
Tahapan Proses:
Duri dan Minas crude dicampur di offsite (area tank farm) dan dipompakan
ke unit, masuk disuction crude oil charge pump 11-P-101 A/B. Kemudian crude
oil dipompakan melalui cold preheat train dan desalter. Crude oil pertama kali
dipanaskan oleh produk L gas oil, cold heavy gas oil product, cold residue, top
pump around dan intermediate residue pada exchanger 11-E-101 sampai 11-E-
105 secara berurutan sebelum masuk desalter yang dipasang dua tingkat 11-V-101
A/B.
Crude oil di up stream mixing valve pada desalter crude oil charge dipompa
oleh 11-P-102 A/B, melalui hot preheated train dimana nanti akan dipanaskan
oleh mid pump around, intermediate residue, hot heavy gas oil product, bottom
pump around dan hot residue pada exchanger 11-E-106 sampai 11-E-111 secara
berturutan.
Crude oil yang keluar dari preheat exchanger yang terakhir tekanannya
masih cukup untuk menekankan terjadinya penguapan sehingga flow
measurement dan control untuk delapan pass dari crude charge heater 11-F-101
masih memenuhi syarat sebagaimana mestinya. Crude oil mengalir melalui bagian
conveksi dan radiant heater dimana sebagian sudah berupa vapor kemudian
masuk ke flash zone dari main fractionator 11-C-101 untuk fraksinasi.
Overheat stream dari 11-C-101 (terdiri dari off gas (C1-C4), nafta dan
kerosene) mengalir ke overhead condensor 11-E-114 dan akan terjadi kondensasi
di sini. Aqueous amonia dan corosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead
untuk mengurangi korosi.
Overheat stream dari 11-E-114 sebagian besar terkondensasi kecuali inert
gas dena sedikit hydrocarbon ringan dan akan terpisah di overhead accumulator
11-V-102. Gas yang terkondensasi dilewatkan offgas KO. Drum 11-V-103 dan
kemudian ke 11-F-101 untuk dibakar di burner. Condensat dari overhead distilat
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
35
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
dipompakan ke stabilizer unit. Sour condensat dari 11-V-102 dipompakan ke
Sour Water Stripper Unit.
Light dan Heavy Gas Oil dikeluarkan dari 11-C-101 dengan level control
sebagai side stream produk masuk ke stripper 11-C-102 dan 11-C-103, dimana
fraksi ringannya akan distrip oleh stream. Stripping menggunakan low pressure
steam yang sudah dipanaskan di bagian konveksi 11-F-101 menjadi superheated
stream sebelum diinjeksi ke stripper. Light Gas Oil produk dipompakan dari 11-
C-102 dan digunakan sebagai pemanas crude di preheat train (11-E-101). Heavy
Gas Oil produk dipompakan dari 11-E-102 dan juga digunakan sebagai pemanas
crude di preheat train (11-E-108 dan 11-E-103) secara berurutan. Produk
dialirkan ke Gas Oil Hydrotreater Unit. Campuran dari gas oil bisa juga dialirkan
ke storage melalui pressure control sesudah didinginkan di gas oil trim cooler 11-
E-112.
Residu di strip dengan di dalam bagian stripping bottom 11-C-101 dengan
menggunakan superheated stripping steam. Residu kemudian dipompakan dari
11-C-101 dan digunakan untuk memanaskan crude di preheat train (11-E-111,
110, 107, 105 dan 103) secara berurutan. Normal operasi residue dialirkan ke
Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (ARHDM) dan ke Residue
Catalytic Cracker Unit (RCC). Selain itu residu didinginkan dalam residue
tempered water exchanger 11-E-115.
Untuk mengambil panas dari 11-C-101 selain dengan overhead condensing
system juga menggunakan tiga pump around stream, yaitu:
a. Top pump around stream diambil dari tray no. 5 dari 11-
C-101 dan dipompakan ke crude preheat train (11-E-104) untuk memanaskan
crude dan kemudian dikembalikan ke top tray.
b. Mid pump around diambil dari tray no. 5 pada lokasi
yang sama diambil lokasi light gas oil stram dan dipompakan ke splitter
reboiler (11-E-104) di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer. Kemudian
dialirkan ke crude preheat train (11-E-106) sebelum dikembalikan ke tray no.
5.
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
36
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
c. Bottom pump around stream diambil dari tray no. 5 pada
lokasi heavy gas oil stream dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120)
yang ada di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer reboiler. Kemudian
dialirkan ke crude preheat train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray no.
22.
Condensat overhead distilate ditampung di 11-V-102 selanjutnya
dipanaskan dengan hot kerosene product dan stabilizer bottom (11-E-118 dan
119) secara berturut-turut sebelum dialirkan ke 11-C-104, setelah itu
dikondensasikan di stabilizer condensor (11-E-121). Produk atas dimasukan ke
stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondensasi di 11-V-104
dipompakan kembali sebagai reflux dan produksi vapor dialirkan ke amine
treating facilities dikontrol dengan pressure control. Stabilizer bottom dipanaskan
kembali oleh bottom pump around (11-E-120). Bottom produk berupa naphta
yang sudah stabil dan kerosene kemudian dialirkan ke splitter (11-C-105) dan
diatur oleh level control sesudah memanaskan feed 11-C-104 di exchanger 11-E-
119.
Overhead dari 11-C-105 dikondensasikan lagi dengan Finfan di splitter
condensor (11-E-123) dan dimasukan ke splitter overhead drum (11-V-105). 11-
V-105 menampung naphta reflux dan naphta product, reflux dikembalikan ke 11-
C-105 dengan dikontrol oleh flow control dan naphta product dialirkan ke storage
setelah didinginkan (11-E-124 dan 11-E-126). Splitter bottom (kerosene product)
dipanaskan lagi dengan mid pump around (reboiler 11-E-122). Kerosene product
didinginkan oleh feed 11-C-104 (exchanger 11-E-118) dan didinginkan lagi di
exchanger 11-E-125 dan 11-E-127 setelah itu masuk ke clay treater untuk dijaga
stabilitas warnanya kemudian produk kerosene masuk ke storage.
2.1.1.2. Unit 23: Amine Treatment Unit
Pada unit ini digunakan untuk mengolah sour gas serta untuk
menghilangkan kandungan H2S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai
adalah SHELL ADIP dengan menggunakan larutan MDEA (methyl diethanol
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
37
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
amine) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 2
kgmol/m3. Pada unit ini diharapkan supaya kandungan H2S produk maksimal
sebesar 50 ppm volume.
Pada unit ini terdapat tiga alat utama, yaitu:
1. Off Gas Absorber
Berfungsi untuk mengolah gas yang berasal dari CDU, AHU, GOHTU dan
LCO HTU. Hasilnya dialirkan ke fuel gas system, dan dipakai sebagai umpan
gas H2 plant. Kapasitasnya 18522 Nm3/jam.
2. RCC Unsaturated Gas Absorber
Berfungsi untuk mengolah sour gas dari unit RCC yang kemudian dikirim ke
fuel gas system sebagai bahan bakar kilang. Kapasitasnya 39252 Nm3/jam.
3. Amine Regenerator
Befungsi untuk meregenerasi larutan amine yang telah digunakan pada kedua
absorber di atas dengan kapasitas 100% gas yang yang keluar dari kedua
menara. Spesifikasi produk keluar masing-masing menara adalah maksimal 50
ppm volume H2S.
Sedangkan aliran prosesnya meliputi tiga seksi, yaitu:
1. Seksi Amine Regenerator.
2. Seksi Absorber, yang terdiri atas seksi offgas absorber dan seksi RCC
Unsaturated Gas Absorber.
3. Seksi Amine Make-Up and Drain, yang terdiri dari alat pengisian/ make-
up larutan amine selama start-up dan untuk menampung larutan amine saat
shutdown.
Tahapan Proses:
Umpan unit ini berasal dari off gas CDU (Unit 11), GOHTU (Unit 14),
LCOHTU (Unit 21), beserta AHU (Unit 12 dan 13). Umpan dicampur menjadi
satu, kemudian dilewatkan Exchanger (14-E-201) dengan menggunakan
pendingin air. Kemudian ditampung dalam Vessel Gas KO Drum (14-V-101).
Hasil bawah berupa HC drain yang dibuang ke flare. Hasil atas masuk ke Off Gas
Absorber (14-C-201) dimana hasil atas berupa treated off gas yang akan dijadikan
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
38
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
fuel gas. Hasil bawahnya dicampur dengan hasil bawah RCC Unsaturated Gas
Absorber (16-C-105) dan RCC Unsaturated Gas KO Drum (16-V-107).
RCC Unsaturated Gas Absorber mengolah off gas dari Lean Gas KO Drum,
hasil atas treated off gas yang ditampung di (16-V-107). Off gas tersebut
digunakan untuk fuel gas system dan sebagai umpan H2 Plant.
Campuran dari sebagian treated off gas dari 16-V-107, hasil bawah Off gas
Absorber (14-C-201) dan hasil bawah dari RCC Unsaturated Gas Absorber (16-
C-105) tersebut sebagian dilewatkan Rich Amine Filter (23-S-103) sebagian
dibypass dan dicampur lagi. Kemudian dilewatkan Exchanger (23-E-102),
disesuaikan dengan kondisi Regenerator (23-C-101). Reboiler pada regenerator
menggunakan LP Steam. Produk cair reboiler dikembalikan ke dasar kolom
regenerator, sedangkan uapnya juga dikembalikan juga dikembalikan ke
regenerator, setingkat di atas cairannya.
Hasil atas Regenerator (23-C-101) dilewatkan Kondensor (23-E-104),
ditampung di Vessel (23-V-101). Cairan keluar vessel ditambah make up water,
dipompa sebagai refluk. Uap dari vessel merupakan sour gas yang merupakan
umpan Sulphur Plant.
Hasil bawah regenerator dicampur dengan amine dari Amine Tank (23-T-101)
yang dialirkan menggunakan Pompa (23-P-103). Campuran digunakan sebagai
pemanas pada (23-E-102), dipompa menggunakan Pompa (23-P-101-A/B),
sebagian dilewatkan Lean Amine Filter (23-S-101) dan Lean Amine Carbon Filter
(23-S-102), hasil keluarannya dicampur kembali. Kemudian sebagian dilewatkan
Exchanger (23-E-101), sebagian dibypass, kemudian masuk RCC Unsaturated
Gas Absorber (16-C-105).
2.1.1.3. Unit 24: Sour Water Stripper Unit
Unit ini berfungsi menghilangkan H2S dan amoniak yang terkandung
dalam air sisa proses, agar air buangan bersifat ramah lingkungan.
Pada unit ini terdiri dari 2 seksi, yaitu:
1. Seksi Sour Water Stripper (SWS)
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
39
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Seksi ini terdiri atas 2 train yang perbedaanya didasarkan atas air buangan
proses yang diolah, yaitu:
•Train 1: dengan kapasitas 67 m3/jam, yang berfungsi untuk mengolah air
buangan proses yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU.
•Train 2: dengan kapasitas 65,8 m3/jam, berfungsi untuk mengolah air
buangan proses yang berasal dari RCC Complex.
Selain itu, kedua train juga berfungsi untuk menghilangkan H2S dan NH3 yang
ada dalam air sisa proses. Kemudian air tersebut disalurkan ke Effluent
Treatment Facility atau diolah kembali di CDU dan AHU. Sedangkan gas
yang mengandung H2S cukup tinggi (Sour Gas) di treatment di sulfur plant
2. Seksi Spent Caustic Treating.
Seksi ini berfungsi untuk mengoksidasi komponen sulfur dalam larutan Spent
Caustic dari beberapa unit operasi, untuk selanjutnya dinetralisir dengan
menggunakan asam sulfat. Kapasitasnya 17,7 m3/hari.
Dilihat dari sumber Spent Caustic yang diproses, seksi ini dapat dibedakan
menjadi 2, yaitu:
a. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non-rutin
(interminent), yang berasal dari:
• LPG Trater Unit (LPGTR)
• Gasoline Treater Unit (GTR)
• Propilene Recovery Unit (PRU)
• Catalytic Condensation Unit (CCU)
b. Spent Caustic yang merupakan regenerasi dari unit-unit:
• Gas Oil Hydrotreater (GOHTU)
• Light Oil Hydrotreater (LCOHTU)
Komponen sulfur yang terdapat dalam Spent Caustic dapat berupa S2- atau HS-
.
Reaksi yang terjadi:
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
40
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
2S2- + 2O2 + H2O S2O32- + 2OH+
2HS- + 2O2- S2O32- + H2O
Selanjutnya Tiosulfat dioksidasi menjadi:
S2O32- + O2 + 2OH- 2SO4
2- + H2O
Tahapan Proses:
Sour water yang berasal dari CDU, AHU, LCO-HTU dan GO-HTU
dicampur kemudian dimasukkan di surge drum (24-V-101), sebagian dimasukkan
ke sour water tank bersama dengan sebagian sour water dari unit RCC. Dari
surge drum dipompa dengan 24-P-101 A/B melalui preheat exchanger 24-E-101
dan 102 berturut-turut dan masuk ke H2S stripper (24-C-101) untuk dipisahkan
antara H2S dan air yang masih mengandung NH3. Hasil atas berupa off gas kaya
H2S dikirm ke sulphur plant untuk diolah lagi sulfurnya. Hasil bawah dikirim ke
NH3 stripper (24-C-102), panas dari produk bawah ini dimanfaatkan untuk
pemanas 24-E-101. Didalam NH3 stripper dipisahkan NH3 untuk menghasilkan
treated water. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke incinerator
untuk dibakar. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent
Treatment Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water
dimanfaatkan untuk memanaskan 24-E-101.
Sour water dari unit RCC dimasukkan ke surge drum (24-V-201) kemudian
dengan pompa 24-P-201 A/B dimasukkan ke prefilter (24-S-201 dan 202) untuk
disaring kotoran dan gel yang terbentuk karena sour water dari RCC ini kaya akan
kandungan olefin. Dari prefilter dilewatkan preheat exchanger (24-E-201)
kemudian dimasukkan ke Sour Water Stripper (24-C-201) untuk dipisahkan
treated water dan NH3. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke
incenerator. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent Treatment
Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water dimanfaatkan
untuk memanaskan 24-E-201.
2.1.1.4. Unit 25: Sulphur Plant
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
41
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Pada unit ini digunakan untuk mengambil sulfur dari Off Gas Amine
Treatment Unit dan dari H2S stripper train 1 di unit SWS. Unit ini terdiri dari
unit Claus yang berfungsi untuk menghasilkan cairan sulfur yang kemudian
diikuti oleh pembentukan serpihan sulfur, unit penyimpanan sulfur padat dan unit
pembakaran untuk mengolah gas sisa dari unit Claus dan untuk membakar gas-gas
yang mengandung NH3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini dirancang untuk
menghasilkan sulfur 29,8 ton/hari.
Pada unit ini terdiri dari lima seksi, yaitu:
1. Seksi Gas Umpan
2. Seksi Dapur Reaksi dan Waste Heat Boiler
3. Seksi Reaktor dan Sulfur Condensor
4. Seksi Incinerator
5. Seksi Sulfur Pit
Tahapan Proses:
Proses Claus terdiri dari 2 tahap, yaitu:
1. Thermal Recovery
Pada tahap ini, gas asam dibakar di dalam furnance dengan pasokan udara
sedemikian rupa hingga membakar sekitar 1/3 H2S serta hidrokarbon dan
amonia yang terdapat dalam gas umpan. Senyawa SO2 yang terbentuk dari
pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H2S yang tidak terbakar
menghasilkan senyawa sulfur. Produk pembakaran didinginkan di waste heat
boiler dan thermal sulphur condenser. Panas yang diterima di waste heat
boiler digunakan untuk membangkitkan kukus. Sekitar 60% lebih sulfur
diperoleh pada tahap ini.
2. Catalytic Recoveries
Setelah tahap thermal recovery dilanjutkan dengan 3 tahap catalytic
recoveries. Tiap tahapnya terdiri dari reheat (reheater), catalytic conversion
(converter), dan cooling with sulphur condensation. Sulfur mengalir keluar
dari tiap kondensor ke sulphur pit dimana dilakukan proses deggased. Pada
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
42
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
unit ini sulfur yang berasal dari unit Claus yang berfasa cair diubah menjadi
fasa padat dan dibentuk serpihan kemudian disimpan.
Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut:
H2S + ½ O2 → SO2 + H2O (thermal)
H2S + ½ SO2 ↔ ½ S + H2O (thermal dan catalyst)
Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar
sulfur yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari
unit SWS dan membakar gas dari sulphur pit.
2.1.2. Naphtha Processing Unit (NPU)
Seksi NPU atau dikenal juga sebagai Kilang Langit Biru Balongan mengolah
bahan baku naphta menjadi gasoline dengan angka oktan tinggi. Seksi ini terdiri
dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit
32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32) dan Penex Unit
(Unit 33).
2.1.2.1. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU)
Unit Naphtha Hydrotreating Process (NHDT) dengan fasilitas kode 31
didesain untuk mengolah nafta dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam)
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
43
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Sulfur ppm berat 10 max 10 maxNitrogen ppm berat 2 max 2 maxFluoride ppm berat 0,5 max 0,5 maxChloride ppm berat 0,5 max 0,5 maxBromine Index 0,1 max 0,1 maxTotal Olefin % vol 0,1 max 0,1 maxTotal Metal ppb berat 40 max 40 max
Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa Kilang PT
PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang sendiri,
yaitu Crude Distillation Unit (unit 11).
Unit NHDT merupakan proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis
dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2,
dan N2 yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk
pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh.
Oleh karena itu, fungsi utama dari NHDT dapat disebut juga sebagai operasi
pembersihan. Dengan demikian, unit ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit
selanjutnya (downstream).
Tahapan Proses:
Unit ini terdiri dari 4 seksi,yaitu:
1. Seksi Oxygen Stripper
2. Seksi Reaktor
3. Seksi Naphta Stripper
4. Seksi Naphta Splitter
Seksi Oxygen Stripper
Feed naphta masuk ke unit NDHT dari tangki intermediet yaitu (42-T-107-
A/B/C) atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas
blanketing untuk mencegah O2 dalam yang terlarut dalam naphta khususnya feed
dari tangki. Kandungan O2 dan olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya
polimerisasi olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
44
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
pula terjadi jika kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan
sebelumnya. Hal ini mengakibatkan terjadinya fouling yang berakibat pada
menurunnya efisiensi perpindahan panas.
Keberadaan O2 juga dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap
campuran O2 yang tidak dihilangkan pada Unit Hydrotreater akan menjadi air
pada Unit Platformer, yang mengakibatkan kesetimbangan air-klorida pada
katalis platforming akan terganggu.
Seksi reaktor mencakup antara lain: reaktor, separator, recycle gas
compressor, sistem pemanas atau pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen yang
dapat meracuni katalis di Platforming Unit akan membentuk H2S dan NH3 di
dalam reaktor yang selanjutnya dibuang ke seksi downstream. Recycle gas yang
mengandung H2 dengan kemurnian tinggi disirkulasian oleh recycle gas
compressor saat reaksi hydrotreating, dengan tekanan H2 pada kondisi atmosferis.
Seksi naphta stripper didesain untuk memproduksi sweet naphta dan
membuang gas H2S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas H2 dari keluaran
reaktor.
Seksi naphta splitter didesain untuk memisahkan sweet naphta yang masuk
menjadi 2 aliran, yaitu: light naphta yang dikirim langsung ke Penex Unit dan
heavy naphta sebagai feed pada Platforming Unit.
Tabel 2 -5 Spesifikasi Produk Light Hydrotreated Naphta
Analisis SatuanSpesifikasi
Lean Feed Case Rich Feed CaseC4 % vol 1,56 3,24C5 % vol 70,55 62,43nC6 % vol 8,06 8,99Sikloheksan % vol 9,60 max 9,36 maxBenzen % vol 5,48 max 7,15 max+C7 % vol 2,82 max 2,83 maxHCl ppm berat 0,5 maxCopper ppm berat 6 maxLead ppm berat 10 maxArsenic ppm berat 1 maxWater ppm berat Jenuh pada temperatur desainTotal Sulfur ppm berat 0,1 max
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
45
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Total Nitrogen ppm berat 0,1 maxFluoride ppm berat 0,1 maxTotal Olefin % vol 0,1 maxBromine Index 0,1 maxTotal Oksigen ppm berat 0,5 max
Tabel 2 -6 Spesifikasi Produk Heavy Hydrotreated Naphta
Analisis SatuanSpesifikasi
Lean Feed Case Rich Feed CaseAPI 54,9 53,1Parafin % vol 51,02 37,51Naften % vol 33,41 48,34Aromatis % vol 15,57 14,15Distillasi oCIBP oC 104 10410% oC 114 11530% oC 119 12150% oC 127 12970% oC 137 13990% oC 154 156EP oC 180 180Sulfur ppm berat 0,5 maxNitrogen ppm berat 0,5 maxFluoride ppm berat 0,5 maxChloride ppm berat 0,5 maxBromine Index 10 maxTotal Oksigen ppm berat 2 maxTotal Metal ppb berat 40 max
2.1.2.2. Unit 32: Platforming (PLT)
Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses
29,000 BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit
proses NHT (Facility Code 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk
menghasilkan aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan
bakar kendaraan bermotor (motor fuel / gasoline) karena memiliki angka oktan
yang tinggi (angka oktan minimum 98).
Unit Platforming terdiri dari beberapa seksi:
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
46
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
1. Seksi Reaktor
2. Seksi Net Gas Compressor
3. Seksi Debutanizer
4. Seksi Recovery Plus
Tahapan Proses:
Sebelum memasuki reaktor, heavy naphta (umpan) dari NHDT dipanasi
melalui beberapa heat exchanger dan furnance. Setelah itu umpan memasuki
reaktor yang dipasang seri bersusun. Katalis platformer dari unit CCR
dimasukkan ke dalam reaktor dari bagian atas. Katalis tersebut memiliki inti metal
berupa platina dan inti asam berupa klorida, oleh karena itulah unit ini dinamakan
platformer (dari kata platina). Reaksi yang berjalan di dalam reaktor adalah reaksi
reforming, yaitu penataan ulang struktur molekul hidrokarbon dengan
menggunakan panas dan katalis sehingga bersifat endoterm. Hasilnya diharapkan
berupa senyawa aromatik atau naphtenik dari reforming parafin. Umpan masuk ke
reaktor 1 (paling atas), kemudian keluarannya dipanaskan oleh furnance karena
terjadi penurunan suhu akibat reaksi. Setelah itu masuk ke reaktor 2 dan terus
berlanjut sampai reakor 3. Katalis yang keluar reaktor 3 di olah lagi di CCR. Gas
buangan dari furnace dimanfaatkan untuk pembangkit steam. Hasil dari reaktor 3
digunakan untuk memanaskan umpan (32-E-101) dan pemanas pada (32-E-102),
lalu dimasukkan ke separator untuk memisahkan fraksi gas (berupa H2, senyawa
klorin dari katalis, off gas, dan fraksi LPG dari reaksi hydrocracking sebagai
reaksi samping reforming dan fraksi naphta hasil reaksi.
Hasil reaksi yang berupa gas dialirkan melalui kompresor, sebagian di
gunakan untuk purge gas katalis (membersihkan hidrokarbon yang menempel
pada permukaan katalis) sebelum dikirim ke unit CCR dan sebagian didinginkan.
Fraksi gas yang terkondensasi dicampur dengan naphta dari reaktor pada vessel
recovery. Fraksi gas yang tidak terkondensasi dicampur dengan gas dari CCR dan
debutanizer kemudian diolah menjadi fuel gas, booster gas untuk CCR, dan
hidrogen, akan tetapi sebelumnya dialirkan ke net gas chloride treatment dahulu
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
47
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
untuk menghilangkan kandungan klorida yang akan berbahaya jika berada dalam
bentuk gas. Net gas (hidrogen, off gas, dan LPG) dari unit proses CCR
Platforming sebagian digunakan untuk fuel gas. Sebagian lagi dipisahkan dengan
sistem kompresor menjadi H2 untuk unit NHT dan Penex dan gas hidrokarbon
(LPG dan offgas) untuk dikembalikan ke separator (32-V-101) atau dicampur
dengan aliran naphta dari vessel recovery.
Aliran campuran naphta dari vessel recovery diproses di debutanizer untuk
memisahkan fraksi naphta dengan fraksi gas yang mengandung LPG. Sumber
panas yang digunakan berasal dari heat exhanger dari sebagian bottom product
yang dipanaskan. Top product didinginkan dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi
airnya. Fraksi gas ringan dikembalikan ke net gas chloride treatment, fraksi LPG
sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian diolah menjadi
unstabillized LPG yang akan dikirim ke Penex dengan menghilangkan kandungan
klorinnya terlebih dahulu, sedangkan fraksi airnya ke SWS. Bottom product
sebagian lagi di gunakan untuk pemanas feed dan kemudian didinginkan untuk
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
54
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -13 Spesifikasi Produk Hydrocracked Naphta
Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 145RVP psi 9 maxCopper Strip Corrosion 3 hr/50 oC 1 maxColour StabilMerchaptan Sulphur % wt 0,0015 maxExistent Gum mg/100 ml 4 maxInduction Periode min 240
Tabel 2 -14 Spesifikasi Produk Hydrocracked Kerosene
Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 145Flash Point TAG oC 40,5 minCopper Strip Corrosion 3 hr/50 oC 1 maxColour StabilWater content FreeSmoke Point 17 min
Tabel 2 -15 Spesifikasi Produk Hydrocracked Gas Oil
Analisis Satuan RangeBoiling Point oC 240 – 370Flash Point PMCC oC 80 minASTM D 90 % vol oC 350 maxCorrosion Carbon % wt 0,1 maxDistilation gap between 95 %
vol kerosene and 5 % vol gas oil
oC 15 min
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
55
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -16 Spesifikasi Produk Hydrodemetalized Atmospheric Residue
Tabel 2 -20 Spesifikasi Bahan Baku GOHTU ( Hydrocracked )
Analisis SatuanSpesifikasi Hydrocracked Gas Oil
from start of run from end of runSpecific Gravity 15/4 0,886 0,884Boiling Point oC 240 – 370 240 – 370Total Sulphur content % wt 45 50Nitrogen content ppm wt 265 310Flash Point oC 108 107Cetane Index 42 43Viscosity (50 oC) cSt 4,2 4,2Pour Point oC 6 6
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
66
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Conradson Carbon
Residue
% wt 0,02 0,02
Acidity mg KOH/gr 0 0Colour unstabil Unstabil
Katalis yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum dan
cobalt/molybdenum di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrude.
Make up hydrogen akan disuplai dari Hydrogen Plant yang telah diolah
sebelumnya oleh steam methane reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA).
Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 5 seksi, yaitu:
1. Seksi Feed Gas Oil
2. Seksi Reaktor
3. Seksi Make Up Compressor
4. Seksi Recycle Gas Compressor
5. Seksi Fraksinasi
Tahapan Proses:
Seksi Feed
Feed GO HTU yang berasal dari ARHDM, CDU dan storage dialirkan
melalui feed filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang lebih
besar dari 25 mikron, kemudian masuk ke feed surge drum (14-V-101). Air yang
terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, sedangkan
yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terikut ke suction
pompa feed kemudian dialirkan ke Sour Water Stripper. Tekanan fuel gas dalam
drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor
charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara.
Gas oil dari surge drum dipompa oleh pompa (14-P-102) bersama dengan
recycle gas hidrogen ke combined feed exchanger (14-E-101), sebagian feed
bypass (14-E-101) langsung masuk ke inlet effluent reaktor yang sebelumnya
masuk ke heat exchanger kedua. Setelah keluar dari heat exchanger kedua, feed
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
67
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (14-P-103). Selama start up,
feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (14-C-101).
Seksi Reaktor
Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di
dalam combined feed exchanger (14-E-101), kemudian sebagian campuran GO
dan H2 bergabung dan langsung ke charge heater (14-F-101) dan dipanaskan
sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk di
bagian atas reaktor (14-R-101) dan didistribusikan dengan merata diatas
permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray.
Di dalam reaktor, sulfur dan nitrogen dihilangkan dari gas oil melalui
reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis. Karena reaksinya bersifat eksotermis,
maka temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed.
Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan
diambil oleh combined feed exchanger untuk memanaskan feed. Dalam reaktor
juga terjadi reaksi penjenuhan sebagian fraksi gas oil yang tidak jenuh.
Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk dengan
menggunakan kondensor (14-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank, kemudian
didistribusikan secara merata. Sebelumnya, air diinjeksikan ke dalam effluent
reaktor sebelum masuk ke heat exchanger ini. Setelah didinginkan, effluent
reaktor lalu masuk ke dalam product separator (14-V-102) melalui distributor
inlet, dimana hidrokarbon dapat terpisah dengan sendirinya.Wire mesh blanket
demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas,
fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon.
Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim
ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed.
Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level
controler dan dikirim ke SWS Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3.
Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi
recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (14-V-105). Fraksi gas yang
terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (14-V-102) masuk
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
68
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
ke interstage cooler (14-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke make-
up gas interstage drum (14-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk
akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak
menuju kolom stripper (14-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari
separator (14-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi
(14-C-102) di heat exchanger (14-E-104) sebelum memasuki stripper (14-C-101).
Seksi Recycle Gas Compressor
Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (14-V-102) masuk ke
recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray
untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi
minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas
compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor.
Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak
dari separator (14-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock
out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor.
Seksi Make-Up Compressor
Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan
tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up
hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure
separator (14-V-102).
Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (14-V-104) bergabung
dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (14-V-102) yang sebelumnya
telah didinginkan oleh interstage cooler (14-E-103), kemudian masuk ke make up
kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu
didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (14-E-
103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat
pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill
back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,
dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari
tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua.
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
69
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju
suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge
recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju
combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed
exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju
combined feed exchanger dan bed kedua reaktor.
Seksi Fraksinasi
Seksi ini betujuan untuk memisahkan wild naphta/heavy naphta yang
masih terbawa oleh gas oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi
minyak yang berasal dari produk separator (14-V-102) dikirim ke high pressure
stripper (14-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari
15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (14-C-101) dipanasi oleh
produk bawah dari fraksionator (14-C-102), di dalam high pressure stripper feed
exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur
tinggi. High pressure stripper (14-C-101) dilengkapi dengan stripping steam
untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (14-C-102).
Vapour yang keluar dari (14-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui
pompa (14-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh
high pressure stripper condenssor (14-E-105) dan dikirim ke high pressure
stripper receiver (14-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang
terbentuk dikembalikan sebagai feed (14-C-101) dan sebelumnya masuk (14-E-
104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (14-P-104).
Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi
disirkulasi ke (14-V-106). Air yang terpisah dalam (14-V-106), dikirim ke
effluent reaktor sebelum ke (14-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (14-E-
102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit
24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga minimum aliran
pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine
Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan
sour water dari (14-V-102).
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
70
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Liquid yang telah bebas dari H2S keluar dari bottom (14-C-101) yang
terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke preheater product
fraksinator (14-F-102).
Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan
dalam produk fraksinator condensor (14-E-106) dengan pendingin fan. Lalu
masuk ke produk fraksinator receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, dimana
air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa
dengan (14-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari
fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (14-E-
108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air
dipompakan dengan menggunakan combined water pump (14-P-102) menuju
suction pump (14-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (14-E-109)
sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold
kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (14-V-109)
dan dipompakan ke suction (14-P-107) dengan menggunakan pompa make-up
(14-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (14-V-107), maka untuk
mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan
memasukkan fuel gas ke dalam (14-V-107).
Produk bottom fraksinator berupa hydrotreating GO dipompakan dengan
(14-P-106) ke heat exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass
dan net GO cooler (14-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki
penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (14-S-102) untuk memisahkan air
yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi
garam (salt dryer) di (14-V-108). Air dan keluaran dari (14-S-101) yang
terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment.
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
71
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -21 Spesifikasi Produk Hydrotreated Gas Oil
Analisis Satuan RangeSpecific Gravity 15/4 0,82 – 0,87Cetane Index 48 minFlash Point oC 80 minColour 3 maxWater content % vol 0,05 maxSediment % wt 0,01 maxAsh content % wt 0,01 maxConradson Carbon Residue % wt 0,1 maxAcid Number mg KOH/gr 0,6Viscosity 100 oF 1,6 – 5,8Pour Point oF 65 maxSulphur content % wt 0,5 max
2.2.2.3. Unit 21: Light Cycle Oil (LCOHTU)
Unit ini mengolah LCO yang berasal dari RCC yang masih mengandung
banyak senyawa organik, seperti sulfur dan nitrogen, agar kandungan senyawa
tersebut dalam umpan berkurang, namun tanpa adanya perubahan boiling point
range gas produk yang dihasilkan sesuai dengan spesifikasi pasar.
Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 2 seksi, yaitu:
1. Seksi Reaktor
Pada seksi ini terjadi reaksi antara Feed LCO ex RCC dengan katalis dan
hidrogen.
2. Seksi Fraksinasi.
Seksi ini berfungsi untuk memisahkan LCO hasil reaksi produk lain, seperti
off gas, wild naphta dan hydrotreated light cycle oil.
Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU ini meliputi:
a. Feed stock LCO diperoleh dari RCC Complex
b. Katalis hydrotreating UOP mengandung oksida nickel/molybdenum
(S-12) dan cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat
berbentuk bulat atau extrude.
c. Make up hydrogen di suplay dari H2 plant
Produk LCO HTU berupa:
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
72
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
• LCO yang telah diproses akan dikirim ke tangki produk dan siap untuk
dipasarkan
• Hydrotreated LCO dapat digunakan langsung sebagai bahan untuk
mencampur solar tanpa harus diolah lebih lanjut.
• Offgas dikirim ke refinery fuel gas system
• Wild naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk diproses lebih lanjut.
Tahapan Proses:
Seksi Feed
Feed LCO HTU berasal dari unit RCC dan storage dimasukkan ke dalam
feed surge drum (21-V-101). Untuk menghilangkan pertikel padat yang lebih
besar dari 25 micron, LCO dimasukkan ke feed filter (21-S-101) kemudian ke
feed surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan terpisah di bottom feed
surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak
terbawa ke suction pump feed. Selanjutnya air dialirkan ke SWS. Tekanan fuel
gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai penyeimbang tekanan suction
dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara.
LCO dari surge drum dipompa oleh pompa (21-P-102) bersama dengan
recycle gas hydrogen ke combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed di-
bypass (21-E-101) langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke heat
exchanger kedua. Keluaran dari heat exchanger kedua diinjeksikan air yang
berasal dari wash water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung
dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101).
Seksi Reaktor
Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di
dalam combined feed exchanger (21-E-101). Kemudian campuran LCO dan
hidrogen bergabung dan langsung ke charge heater (21-F-101) dan dipanaskan
sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk ke
bagian atas reaktor (21-R-101) dan didistribusikan dengan merata di atas
permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray.
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
73
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Di dalam reaktor terjadi reaksi hidrogenasi antara umpan LCO dari RCC,
nitrogen, dan sulfur, serta penjenuhan olefin dengan hidrogen dan bantuan katalis.
Make up hidrogen disuplai dari Hydrogen Plant. Karena reaksi eksotermis,
temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas
hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh
combined feed exchanger untuk memanaskan feed.
Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk kondensor
(21-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank dan didistribusikan secara merata.
Sebelumnya air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor. Injeksi air dilakukan di
effluent reaktor sebelum masuk HE ini. Setelah effluent reaktor didinginkan,
kemudian masuk ke dalam produk separator (21-V-102) melalui distributor inlet
dimana hidrokarbon terpisah dengan sendirinya. Wire mesh blanket demister yang
dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas, fraksi air, dan fraksi
minyak hidrokarbon.
Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim
ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed.
Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level
controler dan dikirim ke Sour Water Stripper Unit. Air tersebut mengandung H2S
dan NH3.
Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi
recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (21-V-105). Fraksi gas yang
terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (21-V-102) masuk
ke interstage cooler (21-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke make-
up gas interstage drum (21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk
akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak
menuju kolom stripper (21-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari
separator (21-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi
(21-C-102) di heat exchanger (21-E-104) sebelum memasuki stripper (21-C-101).
Seksi Recycle Gas Compressor
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
74
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (21-V-102) masuk ke
recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray
untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi
minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas
compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor.
Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak
dari separator (21-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock
out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor.
Seksi Make-Up Compressor
Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan
tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up
hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure
separator (21-V-102).
Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (21-V-104) bergabung
dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (21-V-102) yang sebelumnya
telah didinginkan oleh interstage cooler (21-E-103), kemudian masuk ke make up
kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu
didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (21-E-
103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat
pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill
back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu,
dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari
tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua.
Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju
suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge
recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju
combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed
exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju
combined feed exchanger dan bed kedua reaktor.
Seksi Fraksionasi
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
75
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Seksi ini betujuan untuk memisahkan off gas dan wild naphta yang masih
terbawa oleh Light Cycle Oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi
minyak yang berasal dari produk separator (21-V-102) dikirim ke high pressure
stripper (21-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari
15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (21-C-101) dipanasi oleh
produk bawah dari fraksionator (21-C-102), di dalam high pressure stripper feed
exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur
tinggi. High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi dengan stripping steam
untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (21-C-102).
Vapour yang keluar dari (21-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui
pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh
high pressure stripper condenssor (21-E-105) dan dikirim ke high pressure
stripper receiver (21-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang
terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-C-101) dan sebelumnya masuk (21-E-
104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (21-P-104).
Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi
disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah dalam (21-V-106), dikirim ke
effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (21-E-
102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit
24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (21-V-106) untuk menjaga minimum aliran
pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106) disalurkan ke Amine
Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan
sour water dari (21-V-102).
Liquid yang telah terbebas dari H2S keluar dari bottom (21-C-101) terbagi
menjadi dua aliran yang sama, kemudian masuk ke dalam preheater produk
fraksinator (21-F-102).
Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan
dalam produk fraksinator condenssor (21-E-106) dengan pendingin fan. Lalu
masuk ke produk fraksinator receiver (21-V-107) melalui inlet distributor, dimana
air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
76
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
dengan (21-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari
fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (21-E-
108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air
dipompakan dengan menggunakan combined water pump (21-P-102) menuju
suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (21-E-109)
sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold
kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (21-V-109)
dan dipompakan ke suction (21-P-107) dengan menggunakan pompa make-up
(21-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (21-V-107), maka untuk
mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan
memasukkan fuel gas ke dalam (21-V-107).
Produk bottom fraksinator berupa hydrotreated LCO dipompakan dengan
(21-P-106) ke heat exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass
dan net LCO cooler (21-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki
penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (21-S-102) untuk memisahkan air
yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi
garam/salt dryer di (21-V-108). Air dan keluaran dari (21-S-101) yang
terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment.
2.3. Residu Catalytic Craker Complex (RCCC)
RCCC terdiri dari beberapa unit operasi di kilang RU VI Balongan yang
berfungsi mengolah residu minyak (crude residue) menjadi produk-produk
minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, gasoline, Light Cycle Oil, Decant
Oil, propylene, dan polygasoline. Pengolahannya dimulai dari perlakuan awal,
perengkahan, fraksionasi, dan pemurnian produk-produknya.
Unit ini menghasilkan produk antara lain:
• C2 and lighter : 2.350 Nm3/h
• Propylene : 6.950 BPSD
• Propane : 1.950 BPSD
• Mixed C4 : 5.050 BPSD
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
77
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
• Polygasoline : 6.000 BPSD
• Naphta : 46.450 BPSD
• Light Cycle Oil (LCO) : 15.850 BPSD
• Decant Oil : 400 BPSD
Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End
Unit (LEU).
2.3.1 Unit 15: Residue Catalytic Cracker (RCC)
Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary
processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu yang
merupakan campuran dari DMAR produk ARDHM dan AR produk CDU dengan
cara perengkahan memakai katalis. Reduced crude sebagai umpan RCC adalah
campuran dari paraffin, olefin, naphtene, dan aromatik yang sangat kompleks
merupakan rangkaian fraksi mulai dari gasoline dalam jumlah kecil sampai fraksi
berat dengan jumlah atom C panjang.
Di dalam RCC terdapat reaktor, regenerator, catalyst condenser, main air
blower, cyclone, catalyst system, dan CO boiler. Unit ini berkaitan erat dengan
Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak main column
RCC Unit menjadi stabilized gasoline, LPG dan non condensable lean gas.
Produk-produk yang dihasilkan antara lain:
• Liquified Petroleum Gas (LPG)
• Gasoline dari fraksi naphta
• Light Cycle Oil (LCO)
• Decant Oil (DCO)
Sedangkan stream yang tidak diproduksi antara lain:
• Heavy naphta
• Heavy Cycle Oil (HCO)
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
78
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Produk bawah DCO dijual ke Jepang, dimanfaatkan untuk Independent
Power Plant untuk pembangkit listrik, dan digunakan untuk carbon black. Produk
lainnya dikirim ke LEU untuk diolah lebih lanjut.
RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang
berasal dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,5 % vol) dan Untreated
Atmospheric Residu yang berasal dari unit CDU dengan desain 53.000 BPSD
(64,5 % vol). Kedua jenis residu ini kemudian dicampur. Kapasitas terpasang
adalah 83.000 BPSD.
Reaksi yang terjadi di unit ini adalah reaksi cracking (secara katalis dan
thermal). Thermal cracking terjadi melalui pembentukan radikal bebas, sedangkan
catalytic cracking melalui pembentukan ion carbonium tersier. Reaksi cracking
merupakan reaksi eksotermis. Katalis yang digunakan terdiri atas zeolit, silica,
dan lain-lain. Salah satu fungsi bagian asam dari katalis adalah untuk memecah
molekul yang besar.
Persamaan reaksi cracking antara lain:
• Parafin terengkah menjadi olefin dan paraffin yang lebih kecil
CnH2n+2 → CmH2m + CpH2p+2 dimana n = m + p
paraffin olefin parafin
• Olefin terengkah menjadi olefin yang lebih kecil
CnH2n → CmH2m + CpH2p dimana n = m + p
olefin olefin olefin
• Perengkahan rantai samping aromatik
AromatikCnH2n-1 → AromatikCmH2m-1 + CmH2m+2 dimana n = m + p
• Naphtene (cycloparaffin) terengkah menjadi olefin
Cyclo-CnH2n → Cyclo + CmH2m + CpH2p dimana n = m + p
olefin olefin
• Jika sikloparafin mengandung sikloheksana
Cyclo-CnH2n → C6H12 + CmH2m + CpH2p dimana n = m + p
sikloheksana olefin olefin
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
79
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tahapan Proses:
Reactor-Regenerator System
Umpan untuk RCC unit ini disebut raw oil dan biasanya reduced crude.
Raw oil berasal dari campuran Treated Atmospheric Residue dan Untreated
Atmospheric Residu yang berasal dari unit AHU, CDU, dan storage. Campuran
tersebut dicampur di surge drum (15-V-105) dengan syarat tertentu dan
dipompakan ke riser sambil melewati beberapa heat exchanger untuk dipanaskan
oleh produk bottom main column dan produk bottom stripper sampai. Syarat
campuran tersebut antara lain kandungan logam Ni, V, dan MCRT. Logam-logam
tersebut akan menjadi racun dan perusak katalis RCC. MCRT yang diijinkan
adalah 5,6%-v.
Sebelum mencapai riser, raw oil panas di atomize (dikabutkan) oleh steam
berdasarkan perbedaan tekanan dan masuk ke dalam reaktor dengan metode tip
and plug. Pada reaksi ini diperlukan katalis. Katalis yang digunakan terdiri atas
zeolit, silika, dan zat lain. Pengontakan katalis dengan feed dilakukan dengan cara
mengangkat regenerated catalyst dari regenerator ke riser menggunakan lift
steam dan lift gas dari off-gas hasil Gas Concentration Unit. Lift gas juga
berfungsi sebagai nickel vasivator. Katalis kemudian kontak dengan minyak dan
mempercepat reaksi cracking, selain itu katalis juga memberikan panas pada
hidrokarbon (raw oil) sehingga lebih membantu mempercepat reaksi cracking
yang terjadi. Katalis dan hidrokarbon naik ke bagian atas riser karena kecepatan
lift steam dan lift gas yang sangat tinggi. Aliran katalis ke riser ini diatur untuk
menjaga suhu reaktor.
Setelah reaksi terjadi di bagian atas riser (reaktor) maka katalis harus
dipisahkan dari hidrokarbon untuk mengurangi terjadinya secondary cracking
sehingga rantai hidrokarbonnya menjadi lebih kecil dan akhirnya membentuk
coke. Pada bagian atas, sebagian besar katalis akan terpisah dari atomized
hidrocarbon dan jatuh ke seksi stripping, selain itu katalis juga dipisahkan pada
cyclone dekat reaktor dengan memanfaatkan gaya sentrifugal sehingga katalis
terpisah dari atomized hidrocarbon berdasarkan perbedaan densitasnya dan jatuh
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
80
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
ke seksi stripping. Steam diinjeksikan ke stripping untuk mengambil hidrokarbon
yang masih menempel pada permukaan spent catalyst. Atomized hidrocarbon
yang terkumpul di plenum chamber keluar dari top riser mengalir ke main column
(15-C-101) pada seksi fraksinasi.
Regenerator dibagi menjadi dua bagian, yaitu bagian atas dan bagian
bawah. Dari stripping, spent catalyst turun ke regenerator (15-R-101) pada
bagian upper regenerator. Spent catalyst diregenerasi dengan membakar coke
yang menempel pada permukaan katalis dengan mengalirkan udara pada katalis.
Coke terjadi akibat reaksi cracking dan tidak bisa diambil oleh steam pada
stripping sehingga mengurangi aktivitas katalis. Pada bagian upper regenerator
terjadi partial combustion, dimana coke akan dibakar menjadi CO. Coke yang
dibakar hanya 80%. Sedangkan pada bagian lower regenerator terjadi total
combustion, dimana semua sisa coke dibakar menjadi CO2.
Gas CO dari upper regenerator ini tidak langsung dibuang karena dapat
mencemari lingkungan, tetapi dibakar terlebih dahulu pada CO boiler menjadi
CO2. Hal ini dilakukan dengan melewatkan fuel gas yang mengandung CO
tersebut ke dalam cyclone terlebih dahulu untuk mengambil partikel katalis yang
terikut. Tekanan fuel gas yang keluar dikurangi dengan memanfaatkan panas hasil
pembakaran CO menjadi CO2 dalam. CO boiler untuk memproduksi steam
tekanan tinggi. Biasanya electostatic presipitator digunakan untuk mengambil
debu katalis yang masih ada sebelum keluar dari stack, namun saat ini RCC belum
dilengkapi alat tersebut.
Setelah dibakar di upper regenerator, katalis dialirkan ke lower
regenerator. Aliran katalis ini diatur untuk mengontrol level lower regenerator,
temperatur lower regenerator slide valve, dan catalyst cooler slide valve.
Kelebihan udara dalam lower regenerator digunakan untuk membakar coke yang
tersisa pada katalis dan diarahkan pembakarannya menjadi CO2. Katalis panas
dari lower generator dialirkan ke riser melalui regenerated slide valve untuk
kembali beroperasi, tetapi sebelumnya didinginkan dengan catalyst cooler terlebih
S1 Teknik KimiaUniversitas Sebelas Maret Surakarta
81
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
dahulu. Catalyst cooler (15-V-501) mengambil kelebihan panas dari regenerator
oleh boiler feed water (BFW) dan diubah menjadi steam.
Main Column Section
Atomized hidrokarbon hasil reaksi cracking dialirkan dari reaktor ke
column fraksionator untuk dipisahkan menjadi Decant Oil / Slurry Oil (DCO),