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. 2. 3. Hydro Skimming Complex (HSC) Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha Processing Unit (NPU). Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan Hydrotreating Unit (HTU). 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.
2.
3.
Hydro Skimming Complex (HSC)
Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha
Processing Unit (NPU).
Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)
Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan
Hydrotreating Unit (HTU).
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
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
CDU
Kapasitas
125000 BPSD
Amine Treatment, SWS dan Sulphur 30 ton/hari
Plant
NPU
ARHDM
Hydrogen Plant
GO HTU
LCO HTU
RCC
Unsaturated Gas Plant
LPG Treatment
Gasoline Treatment
Propylene Recovery
Catalytic Condensation
2.1.Hydro Skimming Complex Unit (HSC)
2.1.1.Distillation & Treating Unit (DTU)
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
52000 BPSD
58000 BPSD
76 MMSCFD
32000 BPSD
15000 BPSD
83000 BPSD
83000 BPSD
22500 BPSD
47500 BPSD
7150 BPSD
13000 BPSD
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
m 3 /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
Naphta
Kerosene
LGO (Light Gas Oil) dan HGO (Heavy Gas Oil)
Atmospheric Residue (AR)
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
: 170 BPSD
: 5.460 BPSD
: 11.270 BPSD
: 23.300 BPSD
: 86.760 BPSD
33
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -2
Analisis +
Kandungan C 5
RVP (Rate Vapor Pressure)
20% vol ASTM
Kandungan air
Spesifikasi Produk CDU
Satuan Spesifikasi
% wt 2 max
Psia 9 max
% vol 200 max
ppm vol 0 o
Gap antara 5% ASTM vol Kerosene dan 95% vol
Naphta
Flash Point
Gap antara 5% vol LGO dan 95% vol Kerosene
Flash Point
Overlap antara 5% vol HGO dan 95% vol LGO
40% evaporated
Flash Point
10% vol Evaporated Point
C
o C
o C
o C
o C
o C
o C
o C
12 min
41 min
7
68
10
300
90
350
Tabel 2 -3
Produk
Naphta
Kerosene
LGO
HGO
Atmospheric Residue
Spesifikasi Produk CDU berdasarkan TBP
TBP Cut Point dari Crude, o C
65 – 145
145 – 240
240 – 330
330 – 370
>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 Kimia Universitas 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 (C 1 -C 4 ), 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 Kimia Universitas 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 Kimia Universitas 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 H 2 S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai
adalah SHELL ADIP dengan menggunakan larutan MDEA (methyl diethanol
S1 Teknik Kimia Universitas 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/m 3 . Pada unit ini diharapkan supaya kandungan H 2 S 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 H 2 plant. Kapasitasnya 18522 Nm 3 /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 Nm 3 /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 H 2 S.
Sedangkan aliran prosesnya meliputi tiga seksi, yaitu:
1.
2.
Seksi Amine Regenerator.
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 Kimia Universitas 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 H 2 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 H 2 S 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 Kimia Universitas 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 m 3 /jam, yang berfungsi untuk mengolah air
buangan proses yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU.
Train 2: dengan kapasitas 65,8 m 3 /jam, berfungsi untuk mengolah air
buangan proses yang berasal dari RCC Complex.
Selain itu, kedua train juga berfungsi untuk menghilangkan H 2 S dan NH 3 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 H 2 S 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 m 3 /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 S 2- atau HS -
.
Reaksi yang terjadi:
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
40
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
2S 2- + 2O 2 + H 2 O
2HS - + 2O 2-
S 2 O 32- + 2OH +
S 2 O 32- + H 2 O
Selanjutnya Tiosulfat dioksidasi menjadi:
S 2 O 32- + O 2 + 2OH -
Tahapan Proses:
2SO 42- + H 2 O
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 H 2 S stripper (24-C-101) untuk dipisahkan
antara H 2 S dan air yang masih mengandung NH 3 . Hasil atas berupa off gas kaya
H 2 S dikirm ke sulphur plant untuk diolah lagi sulfurnya. Hasil bawah dikirim ke
NH 3 stripper (24-C-102), panas dari produk bawah ini dimanfaatkan untuk
pemanas 24-E-101. Didalam NH 3 stripper dipisahkan NH 3 untuk menghasilkan
treated water. Hasil atas berupa off gas kaya NH 3 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 NH 3 . Hasil atas berupa off gas kaya NH 3 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 Kimia Universitas 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 H 2 S 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 NH 3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini dirancang untuk
menghasilkan sulfur 29,8 ton/hari.
Pada unit ini terdiri dari lima seksi, yaitu:
1.
2.
3.
4.
5.
Seksi Gas Umpan
Seksi Dapur Reaksi dan Waste Heat Boiler
Seksi Reaktor dan Sulfur Condensor
Seksi Incinerator
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 H 2 S serta hidrokarbon dan
amonia yang terdapat dalam gas umpan. Senyawa SO 2 yang terbentuk dari
pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H 2 S 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 Kimia Universitas 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:
H 2 S + ½ O 2 → SO 2 + H 2 O (thermal)
H 2 S + ½ SO 2 ↔ ½ S + H 2 O (thermal dan catalyst)
Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar
sulfur yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH 3 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 m 3 /jam)
dari Straight Run Naphtha.
Tabel 2 -4 Spesifikasi Bahan Baku Naphta
Spesifikasi
Analisis
API
Parafin
Naften
Aromatis
Distillasi
IBP
10%
30%
50%
70%
90%
EP
S1 Teknik Kimia
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
63,4 61,8
% vol 62,2 53
% vol 28,2 36,2
% vol 9,6 10,8 o C
o C 54 54
o C 72 71
o C 86 84
o C 102 99
o C 121 118
o C 147 147
o C 180 180
Universitas Sebelas Maret Surakarta 43
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Sulfur
Nitrogen
Fluoride
Chloride
Bromine Index
Total Olefin
Total Metal
ppm berat
ppm berat
ppm berat
ppm berat
% vol
ppb berat
10 max
2 max
0,5 max
0,5 max
0,1 max
0,1 max
40 max
10 max
2 max
0,5 max
0,5 max
0,1 max
0,1 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 H 2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O 2 ,
dan N 2 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 O 2 dalam yang terlarut dalam naphta khususnya feed
dari tangki. Kandungan O 2 dan olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya
polimerisasi olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapat
S1 Teknik Kimia Universitas 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 O 2 juga dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap
campuran O 2 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 H 2 S dan NH 3 di
dalam reaktor yang selanjutnya dibuang ke seksi downstream. Recycle gas yang
mengandung H 2 dengan kemurnian tinggi disirkulasian oleh recycle gas
compressor saat reaksi hydrotreating, dengan tekanan H 2 pada kondisi atmosferis.
Seksi naphta stripper didesain untuk memproduksi sweet naphta dan
membuang gas H 2 S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas H 2 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
Analisis
C4
C5
nC6
Sikloheksan
Benzen
+C7
HCl
Copper
Lead
Arsenic
Water
Total Sulfur
Spesifikasi Produk Light Hydrotreated Naphta
Spesifikasi
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
% vol 1,56 3,24
% vol 70,55 62,43
% vol 8,06 8,99
% vol 9,60 max 9,36 max
% vol 5,48 max 7,15 max
% vol 2,82 max 2,83 max
ppm berat 0,5 max
ppm berat 6 max
ppm berat 10 max
ppm berat 1 max
ppm berat Jenuh pada temperatur desain
ppm berat 0,1 max
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
45
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Total Nitrogen
Fluoride
Total Olefin
Bromine Index
Total Oksigen
ppm berat
ppm berat
% vol
ppm berat
0,1 max
0,1 max
0,1 max
0,1 max
0,5 max
Tabel 2 -6
Analisis
API
Parafin
Naften
Aromatis
Distillasi
IBP
10%
30%
50%
70%
90%
EP
Sulfur
Nitrogen
Fluoride
Chloride
Bromine Index
Total Oksigen
Total Metal
Spesifikasi Produk Heavy Hydrotreated Naphta
Spesifikasi
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
54,9 53,1
% vol 51,02 37,51
% vol 33,41 48,34
% vol 15,57 14,15 o C
o C 104 104
o C 114 115
o C 119 121
o C 127 129
o C 137 139
o C 154 156
o C 180 180
ppm berat 0,5 max
ppm berat 0,5 max
ppm berat 0,5 max
ppm berat 0,5 max
10 max
ppm berat 2 max
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 m 3 /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 Kimia
Universitas Sebelas Maret Surakarta 46
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
1.
2.
3.
4.
Seksi Reaktor
Seksi Net Gas Compressor
Seksi Debutanizer
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 H 2 , 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 Kimia Universitas 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 H 2 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
disimpan dalam tangki.
Tabel 2 -7
Analisis
Liquid Density
C2
C3
iC4
nC4
Lain-lain
S1 Teknik Kimia
Spesifikasi Produk Unstabilize LPG
Spesifikasi
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
Kg/m 3 554 574
% vol 5,1 4,6
% vol 30,7 28,9
% vol 23,6 23,9
% vol 39,2 41,7
% vol 1,4 0,9
Universitas Sebelas Maret Surakarta 48
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -8 Spesifikasi Produk Reformate
Spesifikasi
Analisis
Liquid Density
Berat Molekul
Vapor Pressure
Octane
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
Kg/m 3 818 823
107,1 108,3
Kg/m 3 0,13 0,13
98 98
2.1.2.3. Unit 32: Continuous Catalyst Regeneration (CCR)
Tugas unit 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 kontinyu.
Tahapan Proses:
Dua fungsi utama CCR Cyclemax adalah sirkulasi dan regenerasi katalis
dalam suatu sirkuit kontinyu yang berlangsung melalui 4 langkah seksi regeneasi,
yaitu:
1. Pembakaran coke
2. Oksi-klorinasi
3. Pengeringan
4. Reduksi
Kemudian katalis siap berfungsi pada reaksi platforming pada sirkuit
berikutnya. Urutan logika tersebut dikendalikan oleh The Catalys Regenerator
Control System.
Katalis dari reaktor platformer di semprot dengan purge gas terlebih dahulu
untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel. Katalis yang masih panas dan
banyak mengandung coke di kirim ke regenerator melalui hopper. Katalis tersebut
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
49
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi pembakaran yang akan
menghilangkan coke, reaksinya: C (s) + O 2 → CO 2 (g)
Setelah dibakar, katalis diklorinasi karena inti asamnya telah berkurang akibat
reaksi. Kandungan air dihilangkan dengan dryer menggunakan udara panas agar
tidak mengganggu proses.
Setelah kering katalis didinginkan dengan udara dingin dan kemudian dibawa
ke hopper untuk diangkut ke reaktor platformer secara fluidisasi udara melalui
pipa. Selama proses banyak katalis yang rusak, salah satu sebabnya karena
berbenturan dengan pipa dan dinding, untuk menjaga kestabilan sistem maka
dilakukan make-up katalis di unit CCR ini.
2.1.2.4. Unit 33: Penex
Tujuan unit Penex adalah proses catalytic isomerization dari pentana, hexana
dan campuran dari CCR Regeneration Process Unit. Reaksi yang terjadi
menggunakan hidrogen pada tekanan atmosfer, dan berlangsung di fixed bed
catalyst pada pengoperasian tertentu yang dapat mengarahkan proses isomerisasi
dan meminimisasi proses hydrocracking. Proses ini sangat sederhana dan bebas
hambatan. Pelaksanaannya pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV yang
tinggi, dan tekanan hidrogen parsial rendah.
Tahapan Proses:
Unit Penex terdiri dari 7 bagian utama sebagai berikut:
1. Sulfur Guard Bed
2. Liquid Feed and Make-up Gas Dryer
3. Reactors and Associate Heaters & Exchager
4. Product Stabilizer
5.Caustic Scruber and Spent Caustic Degassing Drum
6. LPG Stripper
7. Deisohexanizer
Sulfur guard bertujuan untuk melindungi katalis dari sulfur yang terikut
dalam liquid feed, walaupun sebagian besar sulfur telah dihilangkan di Unit NHT.
Diharapkan agar kandungan sulfur berada di bawah level aman selama operasi
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
50
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Hydrogen One Throught (HOT) Penex, dan sebagai jaminan jika Unit NHT
mengalami gangguan yang mengakibatkan kandungan sulfur dalam feed cukup
tinggi.
Semua normal paraffin sebagai feedstock dan make-up hydrogen harus
dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Kandungan air yang diijinkan
adalah 0,01 ppm. Drier berfungsi sebagai alat untuk membersihkan/
menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan menganggu kapasitas dan
bereaksi dengan inti asam katalis pada saat digunakan. Katalis yang digunakan
pada Penex sama dengan katalis pada Platformer, hanya komposisinya yang
berbeda.
Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk
mengoptimalkan energi utilitas. Proses isomerisasi berlangsung dalam reaktor
yang merubah normal parafin menjadi isoparafin dan sikloparafin dengan efisiensi
sampai 100%. Untuk mengurangi kerugian akibat pemkaian katalis, katalis dapat
diganti sebagian. Untuk tambahan dengan menaikkan LHSV seperti butiran
katalis yang kecil, jumlah biaya kebutuhan katalis bisa dikurangi. Proses
isomersasi dan benzen hidrogenasi bersifat eksotermis sehingga akan menaikkan
temperatur reaktor. Oleh karena itu digunakan sistem 2 reaktor untuk mengontrol
temperatur dan heat exchanger dengan pendingin cold feed.
Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor
pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor kedua, untuk menghindari
reaksi balik. Sebagai promotor ditambahkan perchloride secara kontinyu yang
akan terpecah menjadi HCl dalam jumlah yang sangat kecil.
Produk reaktor dipisahkan dalam stabilizer. Keluaran reaktor disebut product
(yaitu Penexate, yang mengandung iso dan siklo parafin) dicampur dengan
unstabillized LPG dari Platformer dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi naphta
dengan product stabilizer. Produk gas keluar stabilizer sangat kecil karena
pemilihan jenis katalis yang menghasilkan hydrocracking dari C 5 /C 6 feed yang
berubah. Komposisi produk gas stabilizer adalah sebagai berikut:
Gas H 2 yang tidak dipakai dalam reaktor.
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
51
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Gas-gas ringan (C 1 – C 4 ) yang masuk bersama make-up gas dan yang timbul di
dalam reaktor akibat proses hydrocracking.
Gas HCl yang berasal dari perchloride yang kemudian dibersihkan dalam
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.
Caustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida
(HCl) dalam fraksi gas yang akan masuk ke refinery fuel gas system. 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 m 3 . Teknik khusus dapat dikembangkan
untuk penetralan dari caustic yang dipakai, dengan menginjeksikan sulfuric acid
ke dalam aliran ini.
LPG Stripper
Top product di recycle ke stabilizer receiver untuk mengolah fraksi ringan dan
meminimalkan LPG yang terikut. Bottom product sebagian direfluks dan sebagian
lagi didinginkan menjadi produk LPG.
Deisohexanizer
Produk bawah stabilizer yang mengandung komponen berat di masukkan
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 C 5 dan C 6 yang lainnya karena panas menuju bagian atas kolom
kemudian dikondensasikan. Bagian bawah kolom (fraksi C 7 ) yang bernilai oktan
tinggi dialirkan dan digabung dengan produk atas yang telah dikondensasikan dan
disimpan pada tangki. Angka oktannya bernilai > 82. Keberadaan fraksi C 5
dikarenakan pertimbangan RVP dalam produk gasoline untuk penyalaan awal
mesin.
S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta
52
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -9 Spesifikasi Produk Isomerate
Spesifikasi
Analisis
Liquid Density
Berat Molekul
Vapor Pressure
Octane
Analisis
Liquid Density
Berat Molekul
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
Kg/m 3 661 662
81,36 81,68
Kg/m 3 0,74 0,72
82,7 87,8
Tabel 2 -10 Spesifikasi Produk LPG
Spesifikasi
Satuan Lean Feed Case Rich Feed Case
Kg/m 3 547 547
52,9 52,98
2.2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC)
Proses ini terdiri dari beberapa unit, yaitu ARHDM (Unit 12 dan Unit 13),
dan HTU yang terdiri dari Hydrogen Plant (Unit 22), GO HTU (Unit 14) dan
LCO HTU (Unit 21)
2.2.1.Unit 12 & 13: Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit
(ARHDM / AHU)
Unit ini berfungsi untuk mengolah atmosferis residue yang berasal dari CDU
yang masih mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium, serta Carbon (C)
dalam jumlah yang tinggi, menjadi Hydrodemetalized Atmospheric Residue yang
mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium serta Carbon (C) dalam jumlah
yang relatif kecil. Proses yang terjadi menggunakan katalis pada temperatur dan
tekanan yang tinggi. Unit ini mempunyai kapasitas 58.000 BPSD (384 m 3 /jam).
Produk unit ini kemudian digunakan sebagai feed RCC Unit.
Unit ini 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.
Tabel 2 -11
Analisis Satuan
S1 Teknik Kimia
Spesifikasi Bahan Baku ARHDM
Spesifikasi Residu Atmosferis
Universitas Sebelas Maret Surakarta 53
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Duri
Specific Gravity0,952 o
Boiling PointC 370
Carbon Residue% wt 9,8
Sulphur content% wt 0,24
Hydrogen content% wt 12,06
Nitrogen content% wt 0,422
Vanadium 2
Nikel 43
Natrium 1
Viscosity (50 o C) cSt 1380
Asphalteness% wt 0,5
Wax content% wt 18,5
Neutralization numbermg KOH/gr 0,68
Produk yang dihasilkan unit ini berupa:
: 170.500 Nm 3 /jamOff gas
: 900 Nm 3 /jamNaphta
Kerosene: 2.500 Nm 3 /jam
: 5.900 Nm 3 /jamGasoil
Demetallized Atmospheric Residue (DMAR)
Minas
0,896
370
4,9
0,12
13,3
0,182
2
15
1
82,3
0,85
42
0,05
: 50.300 Nm 3 /jam
Campuran
0,943
370
9,1
0,22
12,24
0,387
2
39
1
819
0,55
22
0,59
Tabel 2 -12
Analisis
C 5 +
S1 Teknik Kimia
Spesifikasi Produk off gas ARHDM
SatuanRange
% wt 2 max
Universitas Sebelas Maret Surakarta 54
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -13
Analisis
Boiling Point
RVP
Copper Strip Corrosion
Colour
Merchaptan Sulphur
Existent Gum
Induction Periode
Tabel 2 -14
Analisis
Boiling Point
Flash Point TAG
Copper Strip Corrosion
Colour
Water content
Smoke Point
Tabel 2 -15
Analisis
Boiling Point
Flash Point PMCC
ASTM D 90 % vol
Corrosion Carbon
Spesifikasi Produk Hydrocracked Naphta
SatuanRange o C 145
psi 9 max
3 hr/50 o C 1 max
Stabil
% wt 0,0015 max
mg/100 ml 4 max
min 240
Spesifikasi Produk Hydrocracked Kerosene
SatuanRange o C 145
o C 40,5 min
3 hr/50 o C 1 max
Stabil
Free
17 min
Spesifikasi Produk Hydrocracked Gas Oil
SatuanRange o C 240 – 370
o C 80 min
o C 350 max
% wt 0,1 max o
Distilation gap between 95 %
vol kerosene and 5 % vol gas oil
S1 Teknik Kimia
C 15 min
Universitas Sebelas Maret Surakarta 55
Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan
Tabel 2 -16
Analisis
Boiling Point
Metal (Ni + V)
Spesifikasi Produk Hydrodemetalized Atmospheric Residue
SatuanRange o C 240 – 370
ppm wt 20
Micro Carbon Residue
Reaksi-reaksi yang terjadi:
1. Carbon Residue Removal
% wt 3,5
Micro Carbon Residue (MCR) merupakan bagian dari residue yang berbentuk
padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya hidrogen.
Tahapan pengambilan MCR adalah:
a.
b.
c.
Penjenuhan cincin Polyaromatic dengan hydrogen
Pemecahan cincin jenuh polyaromatic
Konversi molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul
yang lebih kecil.
Dengan menggunakan hidrogen, akan terjadi pemecahan reaksi polimerisasi
yang akan menyebabkan terbentuknya coke. Sebagai hasilnya adalah produk
yang mengandung sedikit molekul-molekul besar dimana hal ini akan
menghasilkan rendahnya konsentrasi MCR dalam produk.
2. Hydrodemetalization
Kandungan nikel adalah yang terbanyak disamping vanadium merupakan
metal utama dalam campuran residu dari Minas dan Duri.