Laporan Kp_alna Livia & Nanda Citra_jadwal Cleaning Cooler 4-9 Dan 4-10_universitas Sriwijaya.pdf

LAPORAN KERJA PRAKTIK TUGAS KHUSUS MENENTUKAN JADWAL CLEANING COOLER 4-9 DAN 4-10 PRODUK LKD UNIT CD II DI PT PERTAMINA (PERSERO) RU III

Dibuat Untuk Memenuhi Syarat Mata Kuliah Kerja Praktek Jurusan Teknik Kimia OLEH : 1. Alna Livia Fanneza

03031381621063

2. Nanda Citra Arisma

03031381621055

JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS SRIWIJAYA 2019

LEMBA R PENGESAHAN

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT PERTAMINA (PERSERO) RU-III PLAJU (18 DESEMBER 2018 – 18 FEBRUARI 2019)

OLEH: 1. Alna Livia Fanneza

03031381621063

2. Nanda Citra Arisma

03031381621055

Mengetahui, Officer HR. BP. Refinery

ii

LEMBA R PENGESAHAN

LAPORAN KERJA PRAKTEK DENGAN TUGAS KHUSUS MENENTUKAN JADWAL CLEANING COOLER 4-9 DAN 4-10 PRODUK LKD UNIT CD II DI PT PERTAMINA (PERSERO) RU III

PERTAMINA

OLEH: 1. Alna Livia Fanneza

03031381621063

2. Nanda Citra Arisma

03031381621055

Mengetahui,

Menyetujui,

CD&GP Section Head

Pembimbing Kerja Praktek

Antoni R Doloksaribu, S.T.,M.T.

Heriyanto, S.Tr.

iii

KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa karena atas berkat dan karunia-Nya penulis dapat menyelesaikan Tugas Khusus yang berjudul “Menentukan Jadwal Cleaning Cooler 4-9 Dan 4-10 Produk LKD Unit Cd II di PT Pertamina (Persero) RU III ”. Tugas Khusus ini merupakan hasil dari Kerja Praktek yang dilaksanakan di Unit CD&GP PT PERTAMINA (PERSERO) RU-III Plaju pada tanggal 18 Desember 2018 s.d. 18 Februari 2019. Laporan Tugas Khusus ini disusun untuk memenuhi salah satu mata kuliah di Universitas Sriwijaya Palembang. Penulisan laporan Tugas Khusus ini dapat diselesaikan tidak lepas dari dukungan, bimbingan, dan bantuan dari banyak pihak yang sangat berarti. Oleh karena itu, pada kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada : 1) General Manager PT PERTAMINA (PERSERO) RU III Plaju-Sungai Gerong. 2) Production Manager PT PERTAMINA (PERSERO) RU III Plaju-Sungai Gerong. 3) HC Region Manager Sumbagsel PT PERTAMINA (PERSERO) RU III Plaju/Sungai Gerong. 4) Bapak Antoni Ratio Doloksaribu, S.T, M.T, Section Head di Unit CD&GP PT PERTAMINA (PERSERO) RU III. 5) Bapak Heriyanto selaku Pembimbing Kerja Praktek di Unit CD&GP PT PERTAMINA (PERSERO) RU III 6) Seluruh Staff di Unit CD&GP PT PERTAMINA (PERSERO) RU III. 7) Seluruh Staff PE PT PERTAMINA (PERSERO) RU III. 8) Bapak Ketua Jurusan Dr. Ir. H. Syaiful, DEA. Teknik Kimia Universitas Sriwijaya. 9) Bapak Dr. M. Faizal, DEA, Dosen Pembimbing Kerja Praktek Jurusan Teknik Kimia Universitas Sriwijaya.. 10) Keluarga tercinta yang telah memberi bantuan dan dukungan baik materi maupun moril. iv

11) Rekan-rekan seperjuangan dalam kerja praktek di PT PERTAMINA (PERSERO) RU III. Laporan ini masih jauh dari sempurna. Oleh karena itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun untuk menyempurnakan laporan ini agar lebih baik dimasa yang akan datang. Penulis berharap semoga laporan ini dapat bermanfaat bagi semua pihak untuk memberi gambaran proses yang terdapat pada PT PERTAMINA (PERSERO) RU-III Plaju Palembang.

Palembang, Januari 2019

Penulis

v

DAFTAR ISI

Halaman Judul......................................................................................................... ii Lembar Pengesahan ................................................................................................ ii Lembar Pengesahan ............................................................................................... iii Kata Pengantar ....................................................................................................... iv Daftar Isi................................................................................................................. vi Daftar Tabel ............................................................................................................ x Daftar Gambar ....................................................................................................... xii BAB I PENDAHULUAN 1.1.

Latar Belakang ......................................................................................... 1

1.2.

Sejarah Singkat PT. Pertamina (Persero) ................................................. 2

1.2.1. Visi dan Misi PT Pertamina (Persero) ................................................ 4 1.2.2.

Logo dan Slogan ............................................................................... 4

1.3.

Sejarah PT Pertamina (Persero) RU III .................................................... 6

1.4.

Maksud dan Tujuan Perusahaan ............................................................. 10

1.5.

Lokasi Pabrik .......................................................................................... 10

1.5.1.

Kilang Unit Operasi Plaju ............................................................... 12

1.5.2.

Kilang Unit Operasi Sungai Gerong ............................................... 12

1.6.

Deskripsi Proses PT Pertamina (Persero) RU III ................................... 12

1.7.

Distribusi dan Pemasaran Pabrik ............................................................ 14

1.8.

Pelaksanaan Kerja Praktek ..................................................................... 15

1.9.

Tujuan Kerja Praktek .............................................................................. 15

BAB II STRUKTUR ORGANISASI 2.1.

Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) .......................................... 16

2.2.

Struktur Organisasi Pt Pertamina (Persero) Ru Iii ................................. 17

2.3.

Struktur Organisasi CDGP PT Pertamina (Persero) RU III ................... 20

2.4.

Tugas dan Fungsi Bagian CDGP (Crude Distilling And Gas Plant) ...... 21

2.5.

Sarana dan Fasilitas Penunjang .............................................................. 22

2.5.1.

Utilitas ............................................................................................. 22

2.5.2.

Maintenance Area ........................................................................... 22

2.5.3.

Laboratorium ................................................................................... 22

2.5.4.

Oil Movement ................................................................................. 22

2.5.5.

Health Safety And Environment ..................................................... 22 vi

2.6.

Peraturan Kerja ....................................................................................... 23

2.7.

Pemasaran ............................................................................................... 23

BAB III ORIENTASI PABRIK 3.1.

Minyak Bumi .......................................................................................... 25

3.1.1.

Komponen Minyak Bumi................................................................ 26

3.1.2.

Klasifikasi Minyak Bumi ................................................................ 27

3.1.3.

Sifat-sifat Minyak Bumi .................................................................. 28

3.2.

Pengolahan Minyak Bumi Secara Umum .............................................. 30

3.2.1.

Pengolahan secara Fisis (Primary Process) ..................................... 30

3.2.2.

Pengolahan Secara Konversi (Secondary Process) ......................... 31

3.2.3.

Pemurnian (Treating) ...................................................................... 31

3.2.4.

Pencampuran (Blending) ................................................................. 32

3.3.

Bahan Baku Minyak Bumi ..................................................................... 32

3.3.1.

Bahan Penunjang ............................................................................. 35

3.3.2.

Bahan Baku Produk Non BBM ....................................................... 37

3.4.

Proses Produksi ...................................................................................... 38

3.4.1.

Unit Crude Distiller and Gas Plant (CD-GP) .................................. 38

3.4.2.

Unit Crude Distiller and Light Ends (CD-L) .................................. 60

3.4.3.

Unit Produksi PolyPropylene .......................................................... 66

3.4.4.

Deskripsi Proses Unit Polypropylene ............................................. 66

BAB IV TUGAS KHUSUS 4.1

Pendahuluan ........................................................................................... 71

4.1.2

Rumusan Masalah ........................................................................... 70

4.1.3

Tujuan ............................................................................................. 70

4.1.4

Ruang Lingkup ................................................................................ 70

4.1.5

Manfaat ........................................................................................... 70

4.2

Tinjauan Pustaka .................................................................................... 71

4.2.1

Cooler .............................................................................................. 71

4.2.2

Jenis Cooler ..................................................................................... 74

4.2.3

Permasalahan Cooler pada Industri Minyak dan Gas ..................... 75

4.2.4.

Jenis Sistem Air Pendingin ............................................................. 76

4.2.5.

Komponen Sistem Air Pendingin Bantu ......................................... 79

4.2.6.

Feed, Aliran Proses, dan Produk Cooler ......................................... 81

4.2.7.

Variabel Proses Cooler ................................................................... 81

vii

4.2.8. 4.3.

Analisa Kinerja (Performa) dan Waktu Cleaning Cooler ............... 82

Metodologi Penelitian ............................................................................ 84

4.3.1

Material ........................................................................................... 84

4.3.2

Data Aktual ..................................................................................... 84

4.3.3. Perhitungan Manual ........................................................................... 84 4.3.4. Diagram Alir Penelitian ..................................................................... 84 4.4

Metode Perhitungan ............................................................................... 86

4.4.1

Perhitungan Neraca Panas (Q) ........................................................ 86

4.4.2

Perhitungan Log Mean Temperature Different (LMTD) ................ 86

4.4.3

Perhitungan Temperatur Kalorik (Tc dan tc) .................................. 86

4.4.4

Perhitungan Flow Area ................................................................... 87

4.4.5

Perhitungan Mass Velocity .............................................................. 87

4.4.6

Perhitungan Reynold Number ......................................................... 88

4.4.7

Perhitungan Heat Transfer Factor (JH) ............................................ 88

4.4.8

Menentukan Thermal Function ....................................................... 88

4.4.9

Menentukan nilai Outside Film Coefficient (ho) dan Inside Film .. 88

4.4.10

Menentukan Tube Wall Temperature (tw)....................................... 89

4.4.11

Perhitungan Corrected Coefficient (ho) dan hio pada tw................. 89

4.4.12

Perhitungan Clean Overall Coefficient (Uc) ................................... 90

4.4.13

Perhitungan Dirty Overall Coefficient (UD) ................................... 90

4.4.14

Perhitungan Dirt Factor (Rd) .......................................................... 90

4.4.15

Perhitungan Pressure Drop.............................................................. 90

4.4.16

Perhitungan Kemampuan Cooler .................................................... 91

4.5.

Data Cooler 4-9 dan 4-10 di Crude Distiller II ...................................... 92

4.5.1

Cooler 4-9 ......................................................................................... 92

4.5.2.

Cooler 4-10 ..................................................................................... 93

4.6.

Hasil Perhitungan 4-9 dan 4-10 di Crude Destiller-II ............................ 94

4.6.1

Cooler 4-9 ......................................................................................... 94

4.6.2

Cooler 4-10 ..................................................................................... 105

4.7.

Pembahasan .......................................................................................... 116

BAB V PENUTUP 5.1

Kesimpulan ........................................................................................... 120

5.2

Saran ..................................................................................................... 120

Daftar Pustaka ..................................................................................................... 121

viii

Lampiran A ......................................................................................................... 121 Lampiran B.......................................................................................................... 121 Lampiran C.......................................................................................................... 121

ix

DAFTAR TABEL 1.1 Kapasitas Produksi Kilang PT. Pertamina (Persero).........................................4 1.2 Sejarah PT Pertamina (Persero) RU III Plaju ...................................................9 1.3 Luas Wilayah Efektif PT. Pertamina (Persero) RU III ..................................11 2.4 Kapasitas Produksi Kilang RU III ..................................................................24 3.1 Komponen Penyusun Minyak Bumi ...............................................................26 3.2 Klasifikasi Minyak Bumi ................................................................................32 3.3 KUOP ..............................................................................................................32 3.4 Umpan Primary Process Unit .........................................................................33 3.5 Umpan Secondary Process Unit .....................................................................34 3.6 Jenis-Jenis Minyak Mentah Tiap Unit Pengolahan .........................................34 3.7 Bahan-Bahan Penunjang .................................................................................35 3.8 Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang ................................................................36 3.9 Manfaat Bahan-Bahan Penunjang ...................................................................36 3.10 Produk CD II .................................................................................................39 3.11 Peralatan Unit CD II......................................................................................39 3.12 Kondisi Operasi Kolom CD II ......................................................................40 3.13 Peralatan Pada Unit CD III ...........................................................................41 3.14 Kondisi Operasi CD III dan CD IV...............................................................44 3.15 Produk dan Perolehan CD III dan CD IV .....................................................44 3.16 Peralatan CD IV ............................................................................................45 3.17 Peralatan yang digunakan pada CD V ..........................................................48 3.18 Produk dan Perolehan CD V .........................................................................50 3.19 Kondisi Operasi Stabillizer C/A/B ................................................................51 3.20 Produk Stabillizer C/A/B ..............................................................................51 3.21 Peralatan Unit Stabillizer C/A/B ...................................................................51 3.22 Komposisi Umpan Unit SRMGC .................................................................53 3.23 Peralatan Unit BBMGC ................................................................................54

x

3.24 Peralatan Unit BB Distiller ...........................................................................56

xi

DAFTAR GAMBAR 1.1 Logo PT Pertamina (Persero) ...........................................................................5 1.2 Peta refinery unit PT Pertamina (Persero) di Indonesia ..................................11 2.1 Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) ..................................................17 2.2 Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) RU III Plaju ..............................18 2.3 Struktur Organisasi Bagian CDGP .................................................................23 4.1 Once Through System .....................................................................................79 4.2 Open Evaporative Recirculating System .........................................................80 4.3 Closed Nonevaporative Recirculating System ................................................81 4.4 Blok Diagram Penelitian .................................................................................87

xii

BAB I PENDAHULUAN 1.1.

Latar Belakang Industri proses merupakan suatu kajian yang paling utama dalam bidang

keilmuan teknik kimia. Salah satu industri proses yang menjadi fokus ilmu teknik kimia ialah industri perminyakan atau petroleum. Perkembangan proses pengilangan minyak bumi dapat berlangsung secara terus-menerus dari yang awalnya dilakukan dengan proses batch menjadi proses yang kontinu. Oleh karena itu, mahasiswa perlu turun langsung untuk mengikuti dan mengobservasi perkembangan yang terjadi sehingga dapat memperoleh pemahaman mengenai operasi dan proses yang terjadi di pabrik. Selain itu juga dapat diperoleh kesinambungan yang baik antara pengetahuan dan wawasan yang dimiliki oleh mahasiswa dalam memperbarui ilmunya. Indonesia sebagai negara yang sedang berkembang memiliki kewajiban untuk melakukan pembangunan di segala bidang. Salah satunya adalah pembangunan di sektor energi yang sedang digiatkan oleh pemerintah untuk mencapai kemandirian energi nasional. Untuk mencapai tujuan tersebut pemerintah menitikberatkan pada pembangunan di bidang industri. Kemajuan di bidang industri memiliki peranan yang sangat penting dalam pembangunan nasional di segala bidang guna meningkatkan kesejahteraan masyarakat. Kemajuan di bidang industri juga dapat memenuhi kebutuhan energi dalam maupun luar negeri, memperkokoh perekonomian nasional, meningkatkan kemampuan bersaing, serta meningkatkan kualitas sumber daya manusia. PT Pertamina (Persero) Refinery Unit (RU) III adalah salah satu Kilang Minyak dan Petrokimia di Indonesia yang terletak di kota Palembang provinsi Sumatera Selatan, dimana terdiri dari kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong. sebagai salah satu Badan Usaha Milik Negara (BUMN) terkemuka di Indonesia yang bergerak di bidang perminyakan dan gas (oil and gas industry), tentunya memerlukan beberapa tenaga ahli untuk meningkatkan kualitas dan kuantitas produksinya. Maka dari itu perlu dipersiapkan lulusan Teknik Kimia yang berkompeten dan siap bersaing dalam dunia kerja melalui kerja Praktek ini.

Mahasiswa diharapkan dapat mengaplikasikan ilmu yang dipelajari selama di bangku kuliah, sekaligus juga memiliki kepekaan dalam menyelesaikan masalah yang terkait dengan industri secara terintegrasi. Selain itu juga perkembangan teknologi eksplorasi dan pengolahan minyak bumi yang terdapat di dunia ini selalu berkembang terus menerus. Atas dasar tersebut, kami mengajukan permohonan kerja Praktek di PT Pertamina RU III Plaju. Dengan melakukan kerja Praktek di lokasi tersebut, penyusun dapat mempelajari secara langsung dan lebih memahami tentang proses kimia khususnya pengolahan minyak bumi atau petroleum serta memperoleh pengalaman kerja di industri. 1.2.

Sejarah Singkat PT. Pertamina (Persero) Pada era 1800, pencarian sumur minyak pertama di Indonesia. Belanda yang

melakukan pemboran sumur minyak pertama kali di daerah Cirebon pada tahun 1871. Namun demikian, sumur produksi pertama adalah sumur Telaga Said di wilayah Sumatera Utara yang dibor pada tahun 1883 dimana kegiatan eksploitasi minyak di Indonesia dimulai. sampai dengan era 1950-an, penemuan sumber minyak baru banyak ditemukan di beberapa wilayah, seperti Jawa Timur, Sumatera Selatan, Sumatera Tengah, dan Kalimantan Timur. Ketika pecah Perang Asia Timur Raya, produksi minyak mengalami hambatan hingga selanjutnya terhenti. Setelah Indonesia merdeka, maka dilakukanlah usaha oleh pemerintah agar perindustrian minyak yang ada di Indonesia dapat diambil alih. Sehingga, pada tahun 1950-an, pemerintah mulai menginventarisasi sumber pendapatan negara dari minyak dan gas. Tahun 1957 merupakan tonggak sejarah PT Pertamina (Persero). Di tahun ini pemerintah mendirikan sebuah perusahaan minyak nasional pada 10 Desember 1957 dengan nama Perusahaan Minyak Nasional (PN Permina). Pada tanggal 20 Agustus 1968, PN Permina yang bergerak di bidang produksi digabung dengan bidang pemasaran guna menyatukan tenaga, modal dan sumber daya. Perusahaan gabungan ini dinamakan PN Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (Pertamina). Pemerintah kemudian menerbitkan UU No. 8 tahun 1971 dimana Pertamina dijadikan sebagai satu-satunya perusahaan milik negara yang melaksanakan 2

pengusahaan migas dari pengelolaan sampai produksi. Berdasarkan UU ini, semua perusahaan minyak yang hendak menjalankan usaha di Indonesia wajib bekerja sama dengan Pertamina. Oleh karena itu, Pertamina memainkan peran ganda yakni sebagai regulator bagi mitra yang menjalin kerja sama dan sebagai operator karena menggarap sendiri sebagian wilayah kerjanya. Pertamina beralih bentuk menjadi PT Pertamina (Persero) dan melepaskan peran gandanya melalui UU Minyak dan Gas Bumi No. 22 tahun 2001. Peran regulator diserahkan ke lembaga pemerintah. Pertamina hanya memegang satu peran sebagai operator murni. Peran regulator di sektor hulu dijalankan oleh BP Migas. Sedangkan peran regulator di sektor hilir dijalankan oleh BPH Migas yang dibentuk dua tahun setelahnya pada 2004. Pada tanggal 17 September 2003 Pertamina berubah bentuk menjadi PT Pertamina (Persero) berdasarkan PP No. 31 tahun 2003. Undang-Undang tersebut antara lain juga mengharuskan pemisahan antara kegiatan usaha migas di sisi hilir dan hulu. Selanjutnya pada tanggal 20 Juli 2006, PT Pertamina mencanangkan program transformasi perusahaan dengan 2 tema besar yakni fundamental dan bisnis. Untuk lebih memantapkan program transformasi itu, pada tanggal 10 Desember 2007 PT Pertamina mengubah visi perusahaan yaitu, “Menjadi Perusahaan Minyak Nasional Kelas Dunia”. Pertamina mengupayakan perluasan bidang usaha dari minyak dan gas menuju ke arah pengembangan energi baru dan terbarukan, berlandaskan hal tersebut di tahun 2011 Pertamina menetapkan visi baru perusahaannya yaitu, “Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia”. Dalam memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak yang ada dalam negeri, PT Pertamina (Persero) mengoperasikan 6 dari 7 Refinery Unit (RU) yang ada di Indonesia. RU I Pangkalan Brandan di Sumatera Utara berhenti beroperasi pada tahun 2007. Hal ini dikarenakan permasalahan pasokan umpan. Penutupan juga terkait tidak tersedianya stok minyak dan gas yang akan diolah. Adapun 7 Unit pengolahan yang masih beroperasi saat ini ditampilkan pada tabel berikut:

3

Tabel 1.1 Kapasitas Produksi Kilang PT. Pertamina (Persero) NAMA KILANG

KAPASITAS

RU-I PANGKALAN BRANDAN

5.000 BPSD*

RU-II DUMAI

170.000 BPSD

RU-III PLAJU

133.700 BPSD

RU-IV CILACAP

300.000 BPSD

RU-V BALIKPAPAN

253.000 BPSD

RU-VI BALONGAN

125.000 BPSD

RU-VII KASIM-SORONG

10.000 BPSD

TOTAL

996.700 BPSD (Sumber: PT Pertamina, 2009)

1.2.1. Visi dan Misi PT Pertamina (Persero) 1) Visi “Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia” 2) Misi Pertamina mempunyai misi dalam menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru dan terbarukan secara terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat merupakan suatu misi dari PT Pertamina (Persero). Dimana misi Perseroan yaitu menjalankan usaha inti minyak, gas, bahan bakar nabati serta kegiatan pengembangan, eksplorasi, produksi serta niaga energi baru dan terbarukan (new and renewable energy) secara terintegrasi. 1.2.2. Logo dan Slogan Selama 37 tahun (20 Agustus 1968 - 1 Desember 2005) orang mengenal logo kuda laut sebagai identitas Pertamina. Pemikiran perubahan logo sudah dimulai sejak 1976 setelah terjadi krisis Pertamina. Pemikiran tersebut dilanjutkan pada tahun-tahun berikutnya dan diperkuat melalui tim restrukturisasi Pertamina pada tahun 2000 (Tim Citra) termasuk kajian yang mendalam dan komprehensif sampai pada pembuatan TOR dan perhitungan biaya. Akan tetapi program tersebut sempat tidak terlaksana karena adanya perubahan kebijakan atau pergantian direksi. Wacana perubahan logo tetap berlangsung sampai dengan terbentuknya PT. 4

Pertamina (Persero) pada tahun 2003. Adapun pertimbangan pergantian logo, yaitu agar dapat membangun semangat baru, mendorong perubahan corporate culture bagi seluruh pekerja, mendapatkan image yang lebih baik diantara global oil dan gas companies serta mendorong daya saing perusahaan dalam menghadapi perubahan-perubahan yang terjadi : a)

Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi perseroan

b)

Perubahan strategi perusaan untuk menghadapi persaingan pasca PSO dan semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru bidang hulu dan hilir. Slogan Renewable Spirit

yang diterjemahkan mejadi “Semangat

Terbarukan”. Dengan slogan ini diharapkan perilaku seluruh jajaran pekerja akan berubah menjadi enterpreneur dan customer oriented, terkait dengan persaingan yang sedang dihadapi oleh perusahaan. Permohonan pendaftaran ciptaan logo baru telah disetujui dan dikeluarkan oleh Direktur Hak Cipta, Desain Industri, Desain Tata Letak Sirkuit Terpadu dan Rahasia Dagang, Departemen Hukum dan HAM. Logo baru Pertamina sebagai identitas perusahaan dikukuhkan dan diberlakukan terhitung mulai tanggal 10 Desember 2005. Selama masa transisi, lambang/tanda pengenal Pertamina masih dapat dipergunakan.

Gambar 1.1 Logo PT. Pertamina (Persero) Arti makna Logo : 1)

Elemen logo membentuk huruf P yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah, dengan maksud sebagai Pertamina yang bergerak maju dan progresif

5

2)

Warna-warna yang berani menunjukkan langkah besar yang diambil Pertamina dan aspirasi perusahaan yang lebih positif dan dinamis dimana : a) Biru : Mencerminkan andal, dapat dipercaya, dan bertanggung jawab, b) Hijau : Mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan, c) Merah : Mencerminkan keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam kesulitan. Peranan PT. Pertamina (Persero) dalam pembangunan adalah:

1)

Menyediakan dan menjamin pemenuhan akan kebutuhan BBM.

2)

Sebagai sumber devisa negara.

3)

Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan. Ketika Pertamina membeli kilang minyak Sei Gerong dari PT. Stanvac

tahun 1970, pada saat itu tumbuh tekad untuk melaksanakan kemandirian bangsa di bidang energi dengan mengoperasikan kilang minyak sendiri untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Dalam mengoperasikan kilang-kilang dalam negeri, Pertamina mendasari langkahnya pada tiga kebijakan utama, yaitu kepastian dalam pengadaan, pertimbangan ekonomi pengadaan, dan keluwesan pengadaan. 1.3.

Sejarah PT Pertamina (Persero) RU III Perkembangan kilang RU III secara umum dimulai dengan ditemukan

sebuah sumur minyak di telaga tunggal pada tahun 1985 oleh A.O.Zijkler, dimana sumur tersebut dikenal dengan nama Telaga Said yang merupakan awal produksi minyak bumi. Keberhasilan dalam menemukan minyak di Telaga Said tersebut yang mendorong pembangunan kilang pada saat itu termasuk Kilang RU III. Perusahaan Nederlandsche Koloniale Petroleum Maatschappij (NKPM) merupakan salah satu perusahaan minyak dan tambang yang beroperasi di Indonesia pada awal abad ke-20. Pada tahun 1921, NKPM menemukan Lapangan Talang Akar di Sumatera Selatan dan mendirikan Kilang Sungai Gerong yang berlokasi di seberang Kilang Plaju milik Shell. Namun, NKPM berganti nama

6

menjadi SVPM dan pada tahun 1959 berganti nama menjadi PT. Stanvac Indonesia. Kilang yang didirikan oleh NKPM beserta kilang BPM Shell yang didirikan di Plaju oleh Belanda merupakan cikal bakal kilang Pertamina RU III. Rincian upaya pendirian Pertamina RU III Plaju adalah sebagai berikut: 1)

Pada tahun 1904 didirikannya kilang minyak di Plaju oleh Shell dengan kapasitas 110 MBSD

2)

Pada tahun 1926 Kilang Sungai Gerong didirikan oleh Stanvac dengan kapasitas 70 MBSD

3)

Pada tahun 1965 Kilang Plaju dengan kapasitas 110 MBSD dibeli dari Shell

4)

Pada tahun 1970 Kilang Sungai Gerong dengan kapasitas 70 MBSD dibeli dari Shell

5)

Pada tahun 1971 Pembangunan Kilang Polypropylene dengan kapasitas 20.000 ton pertahun

6)

Pada tahun 1972 Proyek Integrasi kilang Plaju dan kilang Sungai Gerong

7)

Pada tahun 1982 Proyek kilang Musi PKM I dengan kapasitas 98 MBSD yang meliputi : a) Modifikasi Dapur CD II, CD III, CD IV, CD V dengan penambahan APH b) Pembangunan unit HVU II c) Up grading proses kilang FCCU

8)

Pada tahun 1983 Proyek pembangunan TA/PTA dengan kapasitas 150.000 ton pertahun dan beroperasi tahun 1986

9)

Pada tahun 1987 Proyek “Energy Conservation Improvement” (ECI)

10) Pada tahun 1988 Proyek Usaha Peningkatan Efisiensi dan Produksi Kilang (UPEK) 11) Pada tahun 1990 Debottlenecking kilang TA/PTA dengan kapasitas 225.000 ton/tahun. 12) Pada tahun 1993 Total Plant Test dengan kapasitas 131,1 MBSD dan Proyek RTL hasil Plant Test 13) Pada tahun 1994 Proyek Kilang Musi II yang meliputi : a) Revamping Kilang RFCCU

7

b) Pembangunan New Polypropilene c) Perubahan listrik 60 Hz ke 50 Hz di Sungai Gerong d) Modifikasi Unit Redistiling I/II Plaju e) Redesign Cyclone FCCU Sungai Gerong 14) Pada tahun 1996 modifikasi unit Redistiling I/II Plaju menjadi CDU 15) Pada tahun 2002 pembangunan jembatan integrasi kilang Musi 16) Pada tahun 2004 Retropane System Process Control pada CD I/II/III/IV DCS Centum V menjadi DCS Centum CS 3000 (Freedbus Central). Tugas pokok Pertamina RU III sesuai dengan UU No.8 tahun 1971 yaitu: “Menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan pertumbuhan industri dalam negeri, karena itu kegiatan Pertamina RU III hanya mengolah bahan bakar minyak (BBM) dan non BBM”. Pertamina RU III memiliki 2 buah kilang, yaitu : 1)

Kilang minyak Plaju, yang berbatasan dengan Sungai Musi di sebelah selatan dan Sungai Komering di sebelah barat

2)

Kilang minyak Sungai Gerong, yang terletak di persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering. Kilang RU-III Plaju/Sungai Gerong mempunyai 2 unit produksi yaitu :

1)

Unit Produksi I (Kilang BBM/Petroleum) yang mengolah minyak mentah. Kilang BBM/ Petroleum terdiri dari primary process dan secondary process.

2)

Unit Produksi II (Kilang Petrokimia). Kilang Petrokimia yang terdiri dari kilang TA/PTA dan Polypropylene. Secara umum, Sejarah Pertamina RU III dan perubahan-perubahan yang

terjadi dapat dilihat pada Tabel 1.2 dibawah ini.

Tabel 1.2. Sejarah PT Pertamina (Persero) RU III Plaju Tahun 1903

Sejarah Pembangunan Kilang Minyak di Plaju oleh Shell (Belanda)

8

1926

Kilang Sungai Gerong dibangun oleh Stanvac (AS)

1957

Kilang Plaju diambil alih oleh PT Shell Indonesia

1965

Kilang Plaju/Shell dengan kapasitas 100 MBCD dibeli oleh negara/Pertamina

1970

Kilang Sungai Gerong/Stanvac dibeli oleh negara/Pertamina

1971

Pendirian kilang polypropylene untuk memproduksi pellet polytam dengan kapasitas 20.000 ton/tahun

1973

Integrasi operasi kilang Plaju – Sungai Gerong

1982

Pendirian Plaju Aromatic Center (PAC) dan Proyek Kilang Musi (PKM I) yang berkapasitas 98 MBSD

1982

Pembangunan High Vacuum Unit (HVU) Sungai Gerong dan revamping CDU (konservasi energi)

1984

Proyek pembangunan kilang TA/PTA dengan kapasitas produksi 150.000 ton/tahun

1986

Kilan Purified Terephtalic Acid (PTA) mulai berproduksi dengan kapasitas 150.000 ton/tahun

1987

Proyek pengembangan konservasi energi atau Energy Conservation Improvemant (ECI)

1988

Proyek Usaha Peningkatan Efisiensi dan Produksi Kilang (UPEK)

1990

Debottlenecking kapasitas kilang PTA menjadi 225.000 ton/tahun

1994

PKM II: Pembangunan unit polypropylene baru dengan kapasitas 45.200 ton/th, revamping RFCCU – Sungai Gerong dan unit alkilasi, redesign siklon RFCCU Sungai Gerong, modifikasi unit Redistilling I/II Plaju, pemasangan Gas Turbine Generator Complex (GTGC) dan perubahan frekuensi listrik dari 60 Hz ke 50 Hz, dan pembangunan Water Treatment Unit (WTU) dan Sulphuric Acid Recovery Unit (SARU)

2002

Pembangunan jembatan integrasi Kilang Musi

2003

Jembatan integrasi Kilang Musi yang menghubungkan Kilang Plaju dengan Sungai Gerong diresmikan

2007

Kilang TA/PTA berhenti beroperasi

9

2008

Peresmian produk Musicool

2010

Pembangunan Unit Waste Heat Recovery Unit (WHRU)

2011

Peresmian unit WHRU

2012

Project UU 32 (Sumber: PT Pertamina, 2009)

1.4.

Maksud dan Tujuan Perusahaan Sesuai dengan pendiriannya, maksud dari Perusahaan Perseroan adalah

untuk menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi, baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan usaha di bidang minyak dan gas bumi tersebut. Adapun tujuan dari Perusahaan Perseroan adalah untuk: 1)

Memperolah keuntungan berdasarkan prinsip pengelolaan Perseroan secara efektif dan efisien.

2)

Memberikan kontribusi dalam meningkatkan kegiatan ekonomi untuk kesejahteraan dan kemakmuran rakyat.

1.5.

Lokasi Pabrik PT Pertamina (Persero) RU III berada di Provinsi Sumatera Selatan,

tepatnya di Plaju dan Sungai Gerong. RU III terbagi menjadi dua kilang, yaitu kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong. Kedua kilang ini dipisahkan oleh Sungai Komering yang merupakan anak Sungai Musi. Pada tahun 2003, PT Pertamina (Persero) RU III membangun jembatan yang menghubungkan Kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong untuk transportasi antar kilang. PT Pertamina (Persero) RU III memiliki lokasi seluas 921 Ha (di luar terminal P. Sambu dan T. Uban). Kilang Plaju terletak di sebelah barat Sungai Komering dan di sebelah utara berbatasan dengan Sungai Musi. Sedangkan Kilang Sungai Gerong terletak di kabupaten Musi Banyuasin. Kilang Sungai Gerong ini terletak di sebelah timur Sungai Komering dan di sebelah utara juga berbatasan dengan Sungai Musi. Adapun PT Pertamina (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong ini memiliki dua area dermag, dermaga Plaju dan dermaga Sungai Gerong untuk mempermudah pengangkutan baik untuk produk ataupun bahan mentah. Adapun denah/peta lokasi

10

PT Pertamina (Persero) Refinery Unit III antara dua kilang tersebut (Kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong) dapat dilihat pada gambar.

Gambar 1.2 Lokasi dan Tata Letak PT. Pertamina (Persero) RU III Luas wilayah kerja PT. Pertamina (Persero) RU III sebesar 1812,6 ha, sedangkan luas wilayah efektif yang dipergunakan oleh PT. Pertamina RU III dapat dilihat pada Tabel 1.3 berikut. Tabel 1.3. Luas Wilayah Efektif PT. Pertamina (Persero) RU III No.

Tempat

Luas (Ha)

1.

Area perkantoran dan kilang Plaju

229,60

2.

Area kilang S. Gerong

153,90

3.

PUSDIKLAT fire & safety

34,95

4.

RDP dan lap. golf Bagus Kuning

51,40

5.

RDP Kenten

21,20

11

6.

Lapangan golf Kenten

80,60

7.

RDP Plaju, S. Gerong dan 3 Ilir

349,37

Sumber : Pedoman BPST Angkatan XIV Pertamina, 1999, Palembang 1.5.1. Kilang Unit Operasi Plaju Kilang unit operasi Plaju terletak di sebelah selatan Sungai Musi dan sebelah barat Sungai Komering. Berdasarkan tata letak, kilang unit operasi Plaju terdiri dari unit-unit : a) Pengilangan utara Unit-unit yang terdapat di pengilangan utara adalah : Crude Distiller II, Crude Distiller III, Crude Distiller IV. b) Pengilangan tengah Unit-unit yang terdapat di pengilangan tengah adalah : Crude Distiller V, Redistiller I/II, Stabilizer C/A/B, Straight Run Main Gas Compressor (SRMGC). c) Pengilangan selatan (Gas Plant) Unit-unit yang ada di pengilangan selatan adalah : Butane Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC), Butane Butylene Distiller, Butane Butylene Treating, Polymerisasi, Alkylasi, Storage & Blending Musicool. d) Kilang Petrokimia Kilang Petrokimia yang terdapat di PERTAMINA (Persero) RU-III terdiri atas dua unit kilang, yakni : Kilang Polypropylene dan Unit Silo & Bagging, Kilang Terephtalic Acid / Purified Terephtalic Acid dan Unit Silo & Bagging. Kilang ini menghasilkan polypropylene dan Unit Silo & Bagging 1.5.2. Kilang Unit Operasi Sungai Gerong Kilang Unit Operasi Sungai Gerong terletak di persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering. Kilang Minyak Sungai Gerong terdiri dari unit-unit Crude Distiller VI, Redistiller III/IV, High Vacuum Unit II, Residue Fluid Catalytic Cracking Unit, Stabilizer III, Caustic Treater Unit, Merichame Unit. 1.6.

Deskripsi Proses PT Pertamina (Persero) RU III

12

PT. Pertamina (Persero) RU III melakukan pengolahan minyak mentah menjadi produk-produk seperti bahah bakar (BBM), solvent (non-BBM), produk gas, produk khusus dan produk petrokimia. Pada kilang BBM, minyak bumi mengalami empat proses utama, yaitu primary process, secondary process, treating dan blending. Kilang petrokimia di RUIII menghasilkan produk Polypropylene dan PTA. Proses utama pengolahan minyak bumi dan petrokimia di Unit Pengolahan III Plaju-Sungai Gerong meliputi: 1) Primary Process Proses primer merupakan proses pemisahan komponen-komponen minyak mentah yang dilakukan secara fisik. Pada tahap ini, minyak mentah dipisahkan menjadi fraksi-fraksinya dengan menggunakan proses distilasi. Hasil dari distilasi merupakan produk BBM, sebagian dari hasil distilasi harus melewati tahapan secondary process. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah Crude Distiller (CD) dan Redistiller. Crude Distiller digunakan untuk memproses minyak mentah. Unit ini terdiri dari unit CD II, CD III, CD IV, dan CD V, sedangkan Redistiller yang terdiri dari Redistiller I dan II digunakan untuk mengolah slop oil (minyak sisa yang tidak memenuhi standar, off spec.). Namun, pada saat ini Redistiller sudah tidak beroperasi lagi. Unit lain untuk primary process adalah HVU (High Vacuum Unit). HVU digunakan untuk memisahkan residu hasil pemisahan dari unit CD dan Redistiller menjadi fraksi-fraksinya. 2) Secondary Process Proses sekunder melibatkan terjadinya perubahan struktur kimia dari suatu senyawa. Proses yang bertujuan untuk mengolah fraksi-fraksi dari hasil proses primer ini meliputi dekomposisi molekul (cracking), kombinasi molekul (polimerisasi dan alkilasi) dan perubahan struktur molekul (reforming). Unitunit yang beroperasi pada proses ini adalah FCCU (Fluid Catalytic Cracking Unit), Polimerisasi, Alkilasi, Stabillizer C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas Compressor), dan BB Distiller (Buthane-Buthylene Distiller). 3) Treating

13

Proses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak diinginkan dari produk BBM seperti senyawa belerang dan merkaptan. Proses treating ini dilakukan pada unit CTU (Causti Treating Unit), BB Treater (Buthane-Buthylene Treater), Doctor Treater (untuk menghilangkan senyawa merkaptan), dan SAU (Sulphuric Acid Recovery Unit). 4) Blending Proses blending bertujuan untuk meningkatkan kualitas produk atau agar produk yang dihasilkan memenuhi spesifikasi yang telah ditentukan. Proses pencampuran dilakukan dengan penambahan zat aditif atau dengan pencampuran dua produk yang berbeda spesifikasinya. Contoh proses pencampuran adalah penambahan TEL (Tetra

Ethyl

Lead) untuk

meningkatkan angka oktan bensin atau pencampuran HOMC (High Octane Mogas Component) dengan naphta untuk menghasilkan bahan bakar premium dengan angka oktan tinggi. 5) Produksi Polypropylene Bahan baku unit ini adalah Raw Propane-Propylene dari hasil perengkahan di FCCU. Proses pengolahannya terbagi menjai tiga bagian, yaitu pemurnian bahan mentah menggunakan proses ekstraksi, pengeringan, distilasi, polimerisasi dan peletisasi Polypropylene yang akan menjadi bijih plastik (pellet). 6) Produksi TA/PTA Proses utama dalam Unit TA adalah proses oksidasi antara bahan baku Paraxylene dengan Oxygen dalam suatu larutan Acetic Acid (Solvent). Unit TA berfungsi mengolah bahan baku Paraxylene menjadi Crude Terephtalic Acid (CTA), sedangkan Unit PTA mengolah CTA menjadi Purified Terephtalic Acid (PTA). Saat ini produksi TA/PTA sudah tidak beroperasi lagi. 1.7.

Distribusi dan Pemasaran Pabrik Pendistribusian produk PT. Pertamina (Persero) RU III bertanggung jawab

dalam memenuhi kebutuhan masyarakat terutama bahan bakar kendaraan bermotor dan minyak tanah di Sumbagsel (Sumatera bagian selatan) yang mencakup 4

14

provinsi antara lain Sumatera Selatan, Jambi, Bengkulu, dan Bandar Lampung. Pendistribusian minyak di PT. Pertamina (Persero) RU III dilakukan melalui : 1)

Pipa-pipa

2)

Kapal-kapal tanker

3)

Mobil-mobil pendistribusi Pemasaran produk PT. Pertamina (Persero) RU III dilakukan oleh Unit

Pemasaran dan Pembekalan Dalam Negeri (UPPDN). 1.8.

Pelaksanaan Kerja Praktek Waktu pelaksanaan kerja praktek dimulai dari tanggal 31 Desember 2018

sampai dengan 18 Februari 2019. 1.9. 1)

Tujuan Kerja Praktek Memenuhi persyaratan kurikulum Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Sriwijaya.

2)

Meningkatkan wawasan berfikir, daya nalar, dan menambah pengalaman mahasiswa dalam penerapan ilmu Teknik Kimia meliputi pengoperasian, proses-proses kimia dalam pembuatan dan pengolahan minyak dan gas serta aspek-aspek keteknikan lain dalam suatu industri kimia yang tidak diperoleh di perkuliahan secara nyata.

3)

Memperoleh pengalaman langsung yang aplikatif di dunia industri, terutama yang berkaitan dengan proses, unit operasi, dan manajemen kesehatan dan keselamatan kerja di PT Pertamina (Persero) RU III Plaju.

4)

Mendapatkan kesempatan untuk menganalisis setiap permasalahan yang mungkin terjadi di lapangan dalam bentuk tugas khusus dan mengusulkan tindakan penanganan yang tepat.

5)

Meningkatkan kerja sama yang baik dan saling menguntungkan antara pihak universitas dengan pihak industri untuk meningkatkan kualitas mahasiswa.

1.10.

Ruang Lingkup Kerja Praktek

15

Dalam melaksanakan kerja praktek ini, program kegiatan yang akan dilakukan yaitu: 1)

Orientasi Umum dan Studi Kepustakaan Berupa pengenalan awal, seperti sejarah singkat PT Pertamina RU III Plaju dan hal-hal lain yang berkaitan dengan struktur organisasi dan personalia.

2)

Studi Kepustakaan Melihat dan mempelajari literatur tentang industri minyak dan gas serta proses pengolahannya.

3)

Orientasi lapangan Melihat dan mempelajari proses yang terjadi, sistem peralatan dan pemelih araan, pengendalian mutu, manajemen kesehatan, keselamatan kerja dan lingkungan (K3L), sistem distribusi, dan pemasaran industri serta treatment yang dilakukan di lapangan.

4)

Tugas khusus Penyelesaian tugas yang diberikan oleh pembimbing Kerja Praktek dengan judul “Menentukan Jadwal Cleaning Cooler 4-9 dan 4-10 Produk LKD Unit CD II di PT Pertamina (Persero) RU III”

5)

Penyelesaian Kerja Praktek.

6)

Penyusunan Laporan.

BAB II STRUKTUR ORGANISASI 2.1.

Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero)

16

PT Pertamina (Persero) dipimpin oleh seorang Presiden Direktur dan CEO yang membawahi enam (6) Direktur. Adapun keenam direktur tersebut adalah Direktur Hulu, Direktur Pengolahan, Direktur Pemasaran, Direktur SDM dan Umum, Direktur Keuangan, dan Direktur Energi Baru dan Terbarukan. Struktur organisasi PT Pertamina (Persero) disajikan pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1. Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) (Sumber: PT Pertamina, 2018) 2.2.

Struktur Organisasi Pt Pertamina (Persero) Ru Iii Sistem organisasi di PT Pertamina (Persero) RU III Plaju didasarkan pada

surat keputusan Direksi Pertamina No. Kpts 007/C0000/99-SO tanggal 13 Januari 1999, dimana General Manager PT Pertamina (Persero) RU III Plaju langsung membawahi beberapa manager yang mempunyai tugas dan fungsi sesuai dengan bidang-bidang yang ada di PT Pertamina (Persero) RU III Plaju. Struktur organisasi PT Pertamina (Persero) RU III disajikan pada gambar 2.2.

17

Gambar 2.2. Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero) RU III (Sumber: PT Pertamina, 2018) Adapun tugas atau tanggung jawab dari masing-masing bidang yang ada di PT Pertamina (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong antara lain, yaitu: 1) Production Bidang ini bertugas untuk menyelenggarakan (operator) pengolahan minyak mentah (crude) menjadi produk BBM dengan biaya ekonomis. Manager di bidang ini membawahi section head dari 6 unit produksi antara lain, Crude Distiller & Gas Plant (CD&GP), Crude Distiller & Light End (CD&L), Polypropylene, Utilitas, Oil Movement, dan Laboratorium. 18

2) Refinery Planning and Optimization Bidang ini bertugas merencanakan pengolahan untuk mencari gross-margin sebesar-besarnya, menyiapkan atau menyajikan perspektif keekonomian kilang, serta mengembangkan perencanaan yang dapat memaksimumkan pendapatan berdasarkan pasar dan kondisi kilang. Manager di bidang ini membawahi tiga section head antara lain, Supply Chain & Distribution, Refinery Planning, dan Budget & Planning. 3) Maintenance Planning and Support Bidang ini menjaga peralatan kilang yang tersedia dalam jangka waktu tertentu agar proses pengolahan berjalan lancar dan target pengolahan dapat tercapai dengan cara memperbaiki secepat mungkin peralatan operasi dan melakukan pekerjaan terencana untuk Turn Around. REIE, SSIE, EIIE, Planning & Schedulling, dan Workshop termasuk bagian bidang ini juga. 4) Maintenance Execution Maintenance

execution

berperan

untuk

melaksanakan

program

pemeliharaan yang telah direncanakan oleh MPS, Reliability, dan Turn/Around serta mengeksekusi maintenance harian. Manager di bidang ini membawahi langsung bagian MA-I, MA-II, dan MA-III. 5) Health, Safety, and Environmental PT Pertamina (Persero) RU III Plaju melindungi keselamatan, kesehatan, dan lingkungan kerja karyawan–karyawannya melalui unit HSE. Unit ini melaksanakan tugasnya berdasarkan UU No.1/1970 tentang keselamatan karyawan yang dikeluarkan oleh Departemen Tenaga Kerja. Fungsi lainnya yaitu, sebagai pengelola lingkungan hidup. 6) Engineering and Development Bidang ini bertugas untuk melakukan pengembangan kilang demi menghasilkan produk yang bernilai jual dengan modifikasi pada proses sehingga dihasilkan kondisi operasi yang lebih efisien dan ekonomis. Manager di bidang ini membawahi 4 bagian bidang antara lain, Lead of Project Engineering, Project Engineering Section Head, Energy

19

Conservation Lost Control Section Head, dan Quality Management & Procedure. 7) General Affairs and Legal General Affairs membidangi Public Relation, sedangkan Legal memiliki peran untuk melakukan pengamanan aset-aset yang dimiliki oleh kilang, perijinan, pengkajian Undang-Undang, serta menganalisa peraturan. 8) Reliability Bidang ini bertugas untuk melihat kehandalan instrumen kilang, sebelum direncanakan untuk maintenance dan setelah maintenance. 9) Procurement Kegiatan utama dari bidang Procurement adalah inventory controlling (pengendalian persediaan), purchasing (pengadaan material), contract officer (kontrak jasa), dan terakhir service and warehousing. 10) OPI (Operational Performance Improvement) OPI diadakan untuk memberi pelatihan untuk meningkatkan performance pekerja serta untuk merubah budaya kerja yang tidak baik, dan menjaga sustainability dari improvement yang sudah terlaksana. 11) Turn Around Turn Around (TA) adalah kegiatan pemeliharaan yang dilakukan dalam skala besar (extraordinary maintenance activities). TA harus dilakukan secara berkala (3 sampai dengan 4 tahun) dimana hanya dapat dilaksanakan pada saat unit dalam keadaan berhenti operasi. 2.3.

Struktur Organisasi CDGP (Crude Distilling And Gas Plant) PT Pertamina (Persero) RU III PT Pertamina (Persero) RU III Plaju dipimpin oleh seorang General

Manager yang langsung membawahi beberapa struktur manajerial, salah satunya adalah Manager Kilang. Manager Kilang memimpin beberapa fungsi diantaranya adalah fungsi Produksi-I yang dipimpin oleh seorang Manager Produksi-I. Bagian CDGP (Crude Distilling and Gas Plant) berada dibawah fungsi Produksi-I yang dipimpin oleh seorang Kepala Bagian (Section Head), yang dalam

20

kegiatannya dibantu oleh Administration Clerk, Kepala CD dan Pengawas Utama GP. Kepala CD membawahi Shift Supervisor (Kepala Jaga) CDU-II/III/IV/V, setelah itu ada beberapa Panelman CDU-II/III/IV/V dan dibawahnya ada senior operator CDU-II/III/IV/V. Struktur organisasi CDGP disajikan pada gambar 2.3 dibawah ini. Section Head CDGP

Administration Clerk

Ka. CD

Pws Utama GP

Koordinator CD Utara

Koordinator CD Tengah

Koordinator Gas Plant

Ka. Jaga CD II/III/IV

Ka. Jaga CD V

Ka. Jaga MGC & Stab C/A/B

Ka. Jaga Gas Plant

Panelman CD II/III/IV

Panelman CD V

Panelman MGC & Stab C/A/B

Panelman Gas Plant

Operator CD II/III/IV

Operator CD V

Operator MGC & Stab C/A/B

Operator Gas Plant

Gambar 2.3. Struktur Organisasi Bagian CDGP (Sumber: PT Pertamina, 2018) 2.4.

Tugas dan Fungsi Bagian CDGP (Crude Distilling And Gas Plant) Unit CDU (Crude Destilling Unit) merupakan Unit Primary Process yang

ada di kilang Plaju. Unit Produksi yang ada di Seksi CD (Crude Destilling) yaitu CDU-II, CDU-III, CDU-IV, dan CDU-V. Unit CDU berfungsi untuk mengolah minyak mentah dengan cara memisahkan fraksi-fraksi hidrokarbon berdasarkan titik didihnya melalui proses distilasi atmosferik menjadi produk: Ref Gas , Crude Buthane, SR Tops, Naptha II, Naptha III (Avtur), LAWS, LKD, HKD, LCT, HCT dan Long Residue. Jenis feed (crude oil) yang diolah antara lain: Kaji, Ramba, SPDTAP, Geragai, Lalang, Sepanjang dan lain-lain.

21

Unit Gas Plant merupakan unit pengolahan refinery gas yang dihasilkan dari unit CDU II/III/IV/V. Unit produksi yang ada di Gas Plant yaitu SRMGC, Stabilizer C/A/B, BBMGC, Alkilasi, Isomerisasi, Polimerisasi dan BB Distilasi. Produk yang dihasilkan dari Unit Gas Plant yaitu LPG, Propylene, Propane, IsoButhane, Alkylate, HOMC, Pertamax Racing dan Musi Cool. 2.5.

Sarana dan Fasilitas Penunjang Sarana penunjang yang terdapat di bagian CDGP berfungsi untuk

mendukung dan menunjang kelancaran operasi kilang, sehingga mendapatkan produksi yang optimal. Diantara fasilitas penunjang itu adalah: 2.5.1. Utilitas Tugas utama utilitas adalah menyediakan tenaga listrik, steam, air minum, dan air umpan boiler (BFW), air pendingin dan udara bertekanan. Utilitas juga bertugas untuk mendistribusikan produk-produknya sampai ke unit proses yang memerlukan. Selain itu, utillities juga menyalurkan air bersih ke rumah sakit, perumahan, dan perkantoran. 2.5.2. Maintenance Area Maintenance Area berfungsi sebagai penyedia jasa pemeliharaan dan perbaikan peralatan-peralatan yang ada di kilang, baik itu Rotating Equipment maupun Stationary Equipment sesuai areanya masing-masing. 2.5.3. Laboratorium Laboratorium memiliki fungsi sebagai kontrol kualitas dan meneliti dari feed sampai ke produk-produk hasil pegolahan kilang agar terpenuhi spesifikasi yang diharapkan. Laboratorium memiliki wewenang untuk menentukan apakah hasil produksi memenuhi spesifikasi atau tidak. 2.5.4. Oil Movement Fungsi dari Oil Movement adalah mengkoordinir suplai crude oil serta menampung produk-produk hasil pengolahan kilang. 2.5.5. Health Safety And Environment

22

Health Safety and Environment (HSE) berfungsi untuk mencegah terjadinya bahaya kebakaran dan pencemaran lingkungan. HSE mempunyai tugas dan fungsi yang sangat penting didalam menciptakan suasana kerja yang aman dalam operasi perusahaan, baik yang menyangkut pekerjaan, karyawan maupun peralatan terhadap lingkungan kerja. 2.6.

Peraturan Kerja Berdasarkan waktu kerjanya, karyawan PT. Pertamina RU III dapat dibagi

menjadi dua, yaitu karyawan kerja shift dan reguler. Karyawan kerja shift terlibat langsung dengan proses-proses produksi sedangkan karyawan reguler tidak terlibat secara langsung dalam proses produksi. Jam kerja karyawan shift adalah: 1)

Shift Pagi

: pukul 08.00 s.d. 16.00

2)

Shift Sore

: pukul 16.00 s.d. 24.00

3)

Shift Malam

: pukul 24.00 s.d. 08.00

Karyawan kerja shift dibagi menjadi empat kelompok yaitu A, B, C, dan D. Sistem hari kerjanya adalah 3 hari kerja dan 1 hari libur. Sedangkan untuk karyawan reguler, jadwal kerjanya adalah: 1) Senin s.d. Kamis : pukul 07.00 s.d. 15.30, istirahat pukul 12.00 s.d. 12.30. 2) Jum’at

: pukul 07.00 s.d. 15.30, istirahat pukul 11.30 s.d. 13.00.

2.7. Pemasaran PT Pertamina (Persero) RU III Plaju bergerak disektor hilir yang mengoperasikan kilang BBM dan petrokimia. Bahan baku crude oil berasal dari daerah Prabumulih, Pendopo, dan Jambi yang disalurkan melalui pipa dan kapal, sedangkan produk bahan bakar minyak (BBM), non BBM, bahan bakar khusus, dan petrokimia didistribusikan dan dipasarkan untuk memenuhi kebutuhan di Indonesia khususnya di Sumatera Selatan, Jambi, Bengkulu, Lampung, Pangkal Pinang, Medan, Pontianak, Jakarta serta ekspor ke Cina dan India. Pendistribusian minyak di PT Pertamina (Persero) RU III Plaju dilakukan melalui: • Pipa-pipa; • Kapal-kapal tangker;

23

• Mobil-mobil pendistribusian. Pemasaran produk PT Pertamina (Persero) RU III Plaju dilakukan oleh Unit Pemasaran dan Pembekalan Dalam Negeri (UPPDN), dapat dilihat pada Tabel 2.4: Tabel 2.4. Kapasitas Produksi Kilang RU III30)

30)

No Produksi

Kapasitas

1

Premium

1.006.875,40

Kiloliter

2

Kerosine

405.989,50

Kiloliter

3

Solar

1.544.189,90

Kiloliter

4

Avtur

93.224,70

Kiloliter

5

LPG

132.623,20

Ton

6

Solvent

65.596,70

Kiloliter

7

Musicool

794,4

Ton

8

Polytam

47.988,20

Ton

Sumber : Pemasaran Produk PT Pertamina (Persero), 2012

24

BAB III ORIENTASI PABRIK 3.1.

Minyak Bumi Minyak bumi adalah produk perubahan secara alami dari zat-zat organik

selama ribuan tahun yan tersimpan di lapisan bumi dalam jumlah yang sangat besar. Minyak bumi berbentuk cairan berwarna coklat kehijauan sampai hitam tersusun dari karbon dan hidrogen. Minyak bumi merupakan senyawa yang sangat kompleks, mengandung ribuan senyawa tunggal yang berselang dari gas ringan, seperti metana sampai dengan bahan aspal dengan berat molekul yang sangat berat. Minyak bumi dan gas bumi disusun oleh senyawa hidrokarbon sebagai senyawa utama dan senyawa nonhidrokarbon sebagai senyawa ikutan atau impurities. Senyawa hidrokarbon yaitu senyawa organik yang mengandung unsur karbon dan hidrogen, sedangkan senyawa nonhidrokarbon yaitu senyawa organik yang mengandung belerang, oksigen, nitrogen dan logam-logam. Susunan rantai karbon dan rumus bangun senyawa hidrokarbon akan menentukan sifat fisika dan kimia minyak dan gas bumi yang dapat memengaruhi produk secara kualitatif maupun kuantitatif. Sifat fisika kimia minyak dan gas bumi digunakan sebagai dasar penentuan cara proses pengolahan dan penggunaannya. Proses pengolahan minyak dan gas bumi terus berkembang pesat mengikuti perkembangan teknologi pembakaran dan proses atas dasar penelitian-penelitian di industri migas dari hulu sampai hilir. Penelitian tersebut termasuk pada combustion engine yang terus membutuhkan peningkatan kualitas bahan bakar terkait dengan perkembangan mesin-mesin baru di industri otomotif dan mesin-mesin yang lain. Proses pengolahan migas yang terus dikembangkan hingga saat ini adalah proses konversi untuk meningkatkan nilai tambah dari produk migas yang mempunyai nilai rendah sehingga menjadi produk-produk yang bernilai tinggi. Pengolahan migas secara garis besar dimulai dari proses pemisahan seperti proses destilasi dan absorbsi yang mana kedua proses ini dapat dikombinasikan dengan proses treating atau blending apabila diperlukan untuk mencapai spesifikasi produk yang digunakan.

25

Kilang minyak dan gas bumi merupakan industri yang mempunyai karakter yang spesifik dikarenakan sebagai berikut: • Proses dan operasinya memerlukan safety yang tinggi. Hal ini dikarenakan mulai bahan bakar, bahan setengah jadi dan bahan jadinya merupakan bahan yang dapat atau mudah terbakar; • Bahan baku sukar didapat, tempat tertentu dan tidak bisa langsung digunakan; • Proses pengolahan sangat kompleks karena dilakukan secara fisika dan kimia dengan teknologi yang cukup tinggi; • Penimbunan dan transportasi memerlukan cara dan alat khusus. Karakter yang spesifik tersebut menjadi penentu untuk minyak dan gas bumi sebagai industri yang sangat menjadi perhatian dalam penelitian dan pengembangan proses dalam pengoperasiannya. 3.1.1. Komponen Minyak Bumi Minyak bumi sebagian besar terdiri dari hidrokarbon yaitu senyawa yang mengandung atom hidrogen (H) dan karbon (C). Selain itu, terdapat senyawasenyawa lain dalam jumlah yang kecil seperti, belerang, oksigen, dan nitrogen. Komposisi komponen penyusun minyak bumi dapat dilihat pada tabel 3.1 di bawah ini: Tabel 3.1. Komponen Penyusun Minyak Bumi31) Jenis atom

31)

% Berat

Karbon

83,90 – 86,80

Hidrogen

11,40 – 11,00

Sulfur

0,06 – 8,00

Nitrogen

0,11 – 1,70

Oksigen

0,50

Metal (Fe, V, Ni, Zn)

0,03

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

26

Apabila ditinjau dari tipe struktur hidrokarbon, maka dalam minyak bumi terdapat struktur: •

Alifatik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh untuk rantai lurus atau bercabang;

•

Siklik, baik ikatan jenuh maupun tidak jenuh;

•

Kombinasi alifatik dan siklik. Berdasarkan hidrokarbon yang dikandung, minyak bumi dapat dibagi

menjadi tiga golongan, yaitu: • Parafinik (Parafin, Isoparafin dan Naptanik); • Napthanik (Napta); • Intermediate (Antara parafin dan naptanik). Minyak bumi tersusun dari zat-zat yang titik didihnya berlainan antara satu dengan lainnya. Dengan kata lain, minyak bumi tersusun oleh fraksi-fraksi yaitu zat yang mempunyai titik didih tertentu. 3.1.2. Klasifikasi Minyak Bumi Klasifikasi minyak bumi dapat ditinjau dari hal yang berbeda-beda. Dalam hal ini, minyak bumi dapat diklasifikasikan berdasarkan: • Spesifik Gravity Spesifik Gravity (SpGr) dinyatakan dengan menggunakan persamaan:

zat (60 o F ) SpGr = air (60 o F ) Sedangkan API (American Petroleum Institute) mempunyai persamaan:

API =

141,5 − 131,5 SpGr

Berdasarkan SpGr dan API, minyak bumi dapat diklasifikasikan seperti pada tabel 3.2 berikut:

27

Tabel 3.2. Klasifikasi Minyak Bumi32) Klasifikasi

Sp Gravity

API

Ringan

< 0,830

> 39,0

Medium Ringan

0,830 – 0,850

39,0 – 35,0

Medium Berat

0,850 – 0,865

35,0 – 32,1

Berat

0,865 – 0,905

32,1 – 24,8

Sangat Berat

> 0,905

> 24,8

• Komposisi Hidrokarbon Klasifikasi minyak bumi berdasarkan komposisi hidrokarbon dapat ditentukan dengan metode KUOP (Klasifikasi Universal Oil Product), klasifikasinya hidrokarbon dapat dilihat pada tabel 3.3 di bawah ini: Tabel 3.3. KUOP33) KUOP

Jenis

12,5 – 13,0

Parafinik

11,0 – 12,0

Napthanik

9,8 – 11,0

Aromatik

3.1.3. Sifat-sifat Minyak Bumi Minyak bumi memiliki berbagai sifat-sifat yang harus dipertahankan untuk menentukan kualitas dan gambaran operasi yang akan dilakukan dalam pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya. Sifat-sifat tersebut antara lain: • Titik Tuang Titik tuang atau pour point adalah temperatur terendah dimana suatu minyak bumi dapat mengalir. Titik tuang merupakan indikasi jumlah lilin dalam minyak mentah. Titik tuang juga digunakan untuk mengindikasikan kandungan parafinik dan aromatik. Semakin rendah titik tuang, semakin rendah kandungan parafin dan semakin tinggi kandungan aromatik. Untuk

32) 33)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

28

titik tuang sendiri merupakan salah satu tolak ukur mutu minyak diesel dan minyak pelumas. • Kandungan Belerang Semakin rendah kandungan belerang, semakin baik minyak mentah tersebut. Minyak dengan kandungan belerang yang tinggi memerlukan pengolahan yang lebih ekstensif untuk menghasilkan produk yang memuaskan. Sulfur menyebabkan korosi pada peralatan proses. Kandungan sulfur dalam minyak bumi biasanya dinyatakan dalam persen berat. • Kandungan Nitrogen Kandungan nitrogen yang tinggi dalam suatu minyak mentah tidak dikehendaki karena nitrogen dapat mengganggu dalam reforming katalis dan dapat menyebabkan masalah kestabilan produk. Kandungan nitrogen di atas 0,25 % dapat dikatakan tinggi. • Residu Karbon Karbon residu merupakan ukuran potensi minyak bumi untuk membentuk karbon pada pemrosesan, terutama pada proses perengkahan. Semakin kecil residu karbon maka semakin tinggi nilai minyak tersebut. Minyak mentah dengan residu karbon yang lebih rendah lebih berharga karena mengandung stok yang lebih baik untuk pembuatan minyak pelumas. Residu karbon ditentukan dengan cara destilasi residu kokas tanpa udara. Pada umumnya residu karbon berkisar antara 0,1 sampai 5 % sampai mencapai 15 %. • Kandungan Garam Kandungan garam dalam minyak mentah dapat mencapai 0,6 lb/barel minyak mentah. Deposit garam dalam suatu tungku pemanas dan penukar panas (heat exchanger) dapat menurunkan kapasitas pembakaran. Senyawa klorida dapat membebaskan asam klorida yang memiliki sifat korosif dimana sifat tersebut dihindari karena dapat merusak alat. Minyak yang memiliki kandungan garam yang sangat tinggi memerlukan proses desalting atau proses penghilangan kadar garam sebelum adanya proses pengilangan.

29

• Rentang Titik Didih Distilasi Rentang titik didih destilasi menunjukkan jumlah variasi produk yang dapat dihasilkan dari suatu minyak bumi. Jenis analisa yang biasa digunakan untuk menentukan titik didih adalah true boiling point distillation. • Viskositas Viskositas menyatakan kekentalan suatu fluida dan kemudahan mengalir suatu fluida. • Kandungan Logam Logam dalam minyak mentah berupa garam terlaut dalam air yang tersuspensi dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometalik. Kandungan logam dalam minyak bumi bervariasi dari beberapa ppm sampai 1000 ppm. 3.2.

Pengolahan Minyak Bumi Secara Umum Pengolahan berfungsi mengubah minyak mentah menjadi suatu produk jadi

dengan suatu proses. Pada prinsipnya tingkat pengolahan minyak bumi dibagi menjadi empat golongan yakni pengolahan secara fisis, pengolahan secara konversi, pemurnian dan pencampuran. 3.2.1. Pengolahan secara Fisis (Primary Process) Primary process merupakan proses awal dan proses utama yang terdapat di dalam industri perminyakan. Tujuan dari proses ini adalah memisahkan campuran hidrokarbon yang terdapat di dalam crude oil menjadi fraksi-fraksi yang diinginkan. Pada proses ini tidak terjadi perubahan struktur minyak bumi. Pengolahan secara fisis dapat dibagi menjadi: • Pemisahan berdasarkan titik didih atau distilasi, dapat dibedakan: - Atmosferik, yaitu distilasi pada tekanan udara. - Vakum, yaitu distilasi dengan reduksi tekanan untuk mereduksi titik didih. - Bertekanan, yaitu pemisahan gas-gas dengan jalan mencairkannya. • Pemisahan berdasarkan perbedaan kelarutan (ekstraksi dan absorpsi); • Pemisahan berdasarkan titik leleh; • Pemisahan berdasarkan ukuran molekul.

30

3.2.2. Pengolahan Secara Konversi (Secondary Process) Produk dari pengolahan primary process biasanya belum memenuhi spesifikasi yang diinginkan, maka dilakukan pengolahan secara konversi, yaitu proses yang dapat mengolah produk menjadi produk lainnya dengan perubahan struktur kimia. Selain menambah kualitas dan kuantitas produk, dengan proses konversi dapat dihasilkan produk lain yang lebih ekonomis. Pengolahan secara konversi dapat dibagi menjadi: • Perengkahan (Cracking) Tujuannya adalah untuk memecah ikatan kimia antara lain C – H dan C – C. Proses ini yang sekarang masih dilaksanakan adalah catalic cracking di Kilang Sungai Gerong. • Perubahan Struktur Molekul (Reforming) Tujuannya adalah untuk merubah struktur molekul dari hidrokarbon menjadi bentuk aromatik sehingga diperoleh bilangan oktan yang lebih tinggi. Proses ini yang masih beroperasi adalah thermal reforming di Kilang Plaju. • Penggabungan Molekul Proses penggabungan molekul terdiri dari: - Polimerisasi Penggabungan dua molekul atau lebih menjadi senyawa yang sama atau berbeda bentuk suatu molekul mempertahankan susunan atom molekul. - Alkilasi Proses dengan suatu gugus alkil ditambah kesuatu senyawa. Dalam pengolahan minyak mentah, alkali adalah suatu reaksi yang terjadi antara olefin dan isoparafin dan menghasilkan suatu isoparafin yang lebih besar. 3.2.3. Pemurnian (Treating) Treating adalah proses pemurnian produk hasil pengolahan yang berfungsi: • Menghilangkan atau mengurangi senyawa-senyawa yang tidak diinginkan, misalnya sulfur, merkaptan dan nitrogen; • Menyempurnakan warna;

31

• Menghilangkan guna, resin dan material asphaltic; • Menyempurnakan campuran dengan aditif. Proses Treating ini dibagi dua yaitu: • Caustic Treating Unit Proses ini bertujuan untuk memperbaiki kualitas dari fraksi naphta, heavy reformate, dan top reformate agar produk akhir memenuhi spesifikasi yang diinginkan. Reaksi yang terjadi: R – SH + NaOH

RSNa + H2O

R – OH + NaOH

RONa + H2O

• Doctor Treating Unit Proses ini bertujuan untuk mengubah senyawa merkaptan yang ada dalam migas komponen menjadi sulfide dengan memakai larutan doctor (Na2PbO2). 3.2.4. Pencampuran (Blending) Blending adalah proses pencampuran yang bertujuan untuk mendapatkan kualitas produk yang lebih baik dan memenuhi spesifikasi. 3.3.

Bahan Baku Minyak Bumi Bahan baku mentah yaitu minyak bumi mentah yang digunakan oleh PT.

Pertamina (Persero) RU III berasal dari daerah Sumatera Bagian Selatan. Sebagai pasokan utama, minyak mentah disalurkan melalui pipa dari lapangan di sekitar wilayah Sumatera Selatan dan melalui kapal. Adapun perbandingannya adalah  70% minyak mentah melalui pipa dari lapangan dan  30% minyak mentah melalui kapal tanker. Proses transportasi bahan mentah dari sumber ke kilang yang berada di Plaju dan Sungai Gerong dilakukan dengan menggunakan dua cara, yaitu dengan menggunakan pipa (sistem perpipaan) dan dengan kapal. Daerah-daerah sumber minyak mentah yang digunakan RU III Plaju dan Sungai Gerong dapat dijabarkan sebagai berikut: • Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui pipa adalah minyak mentah dari:

32

- Palembang Selatan (South Palembang District); - Talang Akar Pendopo (TAP); - Jambi Asphaltic Oil/Jambi Parrafinic Oil (JAO/JPO); - Asamera (Ramba). • Sumber minyak mentah yang ditransportasikan melalui kapal adalah minyak mentah dari: - Minas (Sumatera Light Crude/SLC); - Duri; - Bula; - Klamono; - Katopo. Setiap minyak mentah dari sumber yang berbeda tersebut ditampung dahulu di dalam tangki penampungan. Minyak mentah tersebut seringkali masih mengandung kadar air yang tinggi, baik dalam bentuk emulsi maupun air bebas. Adanya kandungan air dapat menyebabkan gangguan sehingga dilakukan pemisahan. Spesifikasi minyak mentah yang boleh diumpankan ke dalam unit CD adalah di bawah 0,5% - vol air. Setelah memiliki kandungan air yang sesuai spesifikasi, minyak mentah tersebut diumpankan ke Crude Distiller Unit dan Redistiller yang berbeda sesuai dengan komposisi dan sifat minyak tersebut. Minyak tersebut akan dijadikan umpan pada Primary Process Unit dan Secondary Process Unit. Tabel 3.4. Umpan Primary Process Unit 34) Unit

34)

Kapasitas Pengolahan

Sumberminyak bumi

CD-II

16,2 MBSD

Kaji, Jene, SPD, TAP

CD-III

30,0 MBSD

Ramba, Kaji, Jene

CD-IV

30,0 MBSD

Ramba, Kaji, Jene

CD-V

35,0 MBSD

SPD, TAP

CD-VI

15,0 MBSD

Geragai, Bula,Klamono

Sumber : PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

33

Tabel 3.5.Umpan Secondary Process Unit 35)

Unit

Sumberminyak bumi

HVU

Long residue.

RFCCU

MVGO (Medium Vacuum Gas Oil), HVGO (High Vacuum Gas Oil),dan long residue.

BB (Butane-Butylene) Distiller

Unstab crack, Comprimate, Condensategas, dan Residual gas.

Stabilizer C/A/B

SR-Tops (Straight Run-Tops).

Unit Polimerisasi

Fresh BB (Butane-Butylene).

Unit Alkilasi

Fresh BB dari BB Distiller.

Kilang Polypropylene

Raw PP (Propane-Propylene) dari RFCCU (Riser Fluid Catalytic Cracking Unit).

Jumlah dan jenis minyak mentah yang harus diolah disesuaikan dengan kapasitas dan spesifikasi masing–masing bahan-bahan pada crude distiller (CD) karena setiap crude distiller (CD) yang telah didesain untuk mengolah minyak mentah dengan jumlah dan spesifikasi tertentu. Jenis minyak mentah yang diolah di masing-masing CD dapat dilihat pada Tabel 3.6 di bawah ini. Tabel 3.6. Jenis-Jenis Minyak Mentah Tiap Unit Pengolahan PT Pertamina (Persero) RU III36) Unit

Sumber Minyak Mentah

CD II

SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (5:2)

CD III SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (82:18) CD IV SPD, Ramba, Jene, TAP, SLC, Duri, Jene & SLC (82:18) CD V

SPD, Ramba, Jene, TAP, Duri

CD VI

Ramba, SLC

35)

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

36)

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

34

3.3.1. Bahan Penunjang Selain bahan baku utama,proses pengolahan juga membutuhkan bahanbahan penunjang lain (Tabel 3.7 dan 3.8), seperti katalis, solvent, dan bahan aditif yang mendukung proses pengolahan bahan baku menjadi produk-produk hasil. Tabel 3.7. Bahan-Bahan Penunjang37 Bahan H2SO4

Unit Alkilasi

NaOH

BB Treating

Fungsi Katalis dan Untuk

Caustic Treating

proses

untuk

treating

menghilangkan

senyawa belerang Silika alumina

RFCCU

Katalis cracking

Titanium Catalyst

Polypropylene

Katalis utama

Tri Ethyl Alumunium (AT cat)

Polypropylene

Ko-katalis

CMMS

Polypropylene

Catalyst adjuvant

Hexane

Polypropylene

Pelarut katalis

DEA

Polypropylene

Ekstraktor pada purifikasi raw propane propylene.

AE-Stab, AH-Stab, AI-Stab,

Polypropylene

Stabilizer additive.

Polypropylene

Off gas, carrier gas.

HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab, SB-Stab, SC-Stab

Gas N2

37)

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

35

Bahan bakar untuk Fuel oil, fuel gas

Semua unit

pembakaran dalam furnace.

Tabel 3.8. Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang38) Bahan

Kegunaan

Gas 1. Amoniak (NH3)

Sebagai zat anti korosi pada system overhead kolom distilasi.

2. Gas Panas

Sebagai regenerator dryer pada unit Polypropylene.

3. N2

Sebagai pendingin (cooler).

4. H2

Sebagai

pemutus

dan

penyambung

rantai

Polypropylene. Aditif 1. MTBE dan TEL

Untuk menaikan bilangan oktan dari bensin.

2. Aditif

Untuk memperbaiki sifat Polypropylene sehingga sesuai spesifikasi.

3. Topanol A

Anti oksidan aditif untuk polimer migas unit polimerisasi, aditif untuk produk Treating Plant bagian crude distiller.

Tabel 3.9. Kegunaan Bahan-Bahan Penunjang39) Bahan Kimia

38 ) 39)

Kegunaan

1. H2SO4

Sebagai katalis unit alkilasi.

2. Zeolite

Sebagai katalis pada RFCCU.

3. NaOH

Sebagai caustic treater pada unit alkilasi.

4. P2O5

Sebagai katalis unit polimerisasi.

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

36

5. Al2(SO4)3,

klorin

air, Sebagai penjernih air pada unit utilitas.

coagulant acid, karbon aktif, resin penukar ion 6. DEA

Sebagai

DEA

ekstraktor

pada

unit

Polypropylene. 7. Heavy alkylate

Sebagai lean oil (absorben) pada unit BB distilasi.

8. LCGO

Sebagai lean oil (absorben) pada unit light end FCCU.

9. Propana

Sebagai regenerator dan cooler pada DEA dan caustic extractor system, serta sebagai chilling system pada unit alkilasi.

10. Katalis berbahan dasar Ti Sebagai

katalis

utama

pada

unit

Polypropylene. 11. Katalis TK,AT,OF

Sebagai ko-katalis pada unit polypropylene dan sebagai molecular sieve pada unit Polypropylene.

12. Silika Gel

Sebagai zat pencegah atau penghambat korosi.

13. Corrosion Inhibitor

Sebagai zat pencegah atau penghambat pembentukan kerak.

14. Scale Inhibitor

Sebagai zat penghambat tumbuhnya lumut.

3.3.2. Bahan Baku Produk Non BBM Selain mengolah minyak mentah, kilang musi juga mengolah produk antara atau intermediate, berupa: • Bahan baku Naften (Bitumen Feed Stock) dari Cilacap.

37

• Komponen mogas beroktan tinggi (HOMC) untuk blending motor gasoline dari Cilacap dan Dumai. • Raw-Propane-Propylene dari unit RFCCU untuk bahan baku produksi Polypropylene. 3.4.

Proses Produksi

3.4.1. Unit Crude Distiller and Gas Plant (CD-GP) PT. Pertamina RU III memiliki 6 Crude Distiller yaitu Crude Distiller (CD) II, III, IV, V, dan Redistiller I/II. Keenam unit tersebut terletak di kilang Plaju. Pada unit ini juga terdapat unit Stabilizer C/A/B dan Straight Run Motor Gas Compressor (SRMGC), sedangkan pada Gas Plant terdapat unit Butane-Butylene Motor Gas Cosmpressor (BBMGC), Butane-Butylene (BB) Distiller, Unit Polimerisasi dan Unit Alkilasi. Selain itu, terdapat unit-unit treater seperti BB Treater, Caustic Treater, dan Sulfuric Acid Unit (SAU). Proses yang dilakukan pada CD II, III, IV, V, dan Redistiller I/II disebut proses primer yang bertujuan untuk memisahkan komponen-komponen minyak mentah secara fisik dengan cara distilasi. Pada awalnya, Redistiller I/II berfungsi untuk mendistilasi kembali slop oil (minyak tumpahan dan produk yang off spec) serta minyak mentah dengan spesifikasi khusus, tetapi kemudian diubah fungsinya sehingga menjadi sama seperti CD. Proses-proses yang dilakukan pada unit Polimerisasi, Alkilasi, Stabilizer C/A/B, SRMGC, BBMGC, dan BB Distiller disebut proses sekunder. Proses ini bertujuan menghasilkan produk-produk yang bernilai tinggi hasil dari proses primer. Proses treating dilakukan pada unit BB Treater, Caustic Treater dan SAU. BB Treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur pada Butane-Butylene. Caustic Treater bertujuan mengurangi kandungan sulfur dan merkaptan pada produk Gasoline. SAU bertujuan meningkatkan konsentrasi asam sulfat eks-katalis unit alkilasi sehingga dapat digunakan lagi sebagai katalis pada proses alkilasi. 3.4.1.1.Crude Distiller II (CD-II) Crude distiller merupakan unit proses primer yang berfungsi untuk memisahkan minyak mentah menjadi fraksi-fraksinya secara penyulingan atau

38

distilasi biasa pada tekanan atmosfer. CDU II memiliki kapasitas produksi sebesar 2600 ton/hari. CDU II yang dibangun pada tahun 1926 ini telah dilakukan modifikasi pada tahun 1984 melalui PKM I. Modifikasi dilakukan pada bagian konservasi energi yang meliputi penggantian dapur menjadi tipe cylindrical vertical, penambahan air preheater dan perbaikan heat exchangers yang digunakan. Bahan baku yang diolah di crude distiller II adalah crude oil dari SPD, Jene, Tap, dan Ramba serta crude oil ekskapal dari Ketapa, Duri, dan SLC. Produk-produk yang dihasilkan dalam CDU II dapat dilihat pada Tabel 3.10 di bawah ini. Tabel 3.10 Produk Crude Distiller Unit II40) Produk

% Berat

Gas

0.9

Crude Buthane

1.2

SR Tops

1.14

Naphta

10.4

LKD

7.35

LCT

23.02

Residu

50.9

Unit ini terdiri dari lima buah kolom fraksionasi, satu buah evaporator, dua furnace serta alat-alat pendukung kerja lainnya: Tabel 3.11. Peralatan Crude Distiller Unit II41) No.

Peralatan

Tag Number

1.

Kolom

Kolom I

40)

41)

Fungsi a.

Top sebagai umpan kolom V

b.

Side stream ke kolom II

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

39

Kolom II

a.

Top masuk ke akumulator (sebagian dikembalikan ke kolom I)

Kolom III

b.

Bottom menghasilkan LKD

a.

Top berupa gas, sebagai umpan kolom V

Kolom IV

Kolom V

b.

Bottom menghasilkan naptha II

a.

Hasil top ditampung di akumulator

b.

Side stream masuk ke LCT stripper

c.

Bottom menghasilkan long residue

a.

Top menghasilkan gas yang bisa dikondensasi dan tak terkondensai

b.

Side stream sebagai umpan ke kolom III

c. 2.

Furnace

Furnace I

Bottom sebagai refluks ke kolom I

Untuk memanaskan crude oil sebelum masuk ke kolom evaporator

Furnace II

Memanaskan

hasil

bottom

dari

evaporator untuk diumpankan ke kolom IV 3.

Evaporator

EVAP 3-1

Mengubah crude oil yang berasal dari furnace menjadi uap

4.

Stripper

2-1

Memisahkan kembali atau melucuti side stream berupa LCT

5.

Akumulator

8-7

Untuk menampung hasil top dari kolom III

8-8

Untuk menampung hasil top dari kolom V

Tabel 3.12. Kondisi Operasi Kolom CD II 42) Temperature, 0C

42)

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

40

Peralatan

Top

Bottom

Tekanan (kg/cm2)

Kolom I

95

155

2

Kolom II

145

141

0,5

Kolom IV

230

350

0,2

Kolom V

71

169

0,3

Outlet F-1

266

-

-

3.4.1.2.Crude Distiller III (CD-III) CD III didirikan tahun 1936 oleh de bataafsche Petroleum Maatshpij dan dilakukan revamping untuk meningkatkan efesiensi berupa perbaikan dapur, penambahan air pre-heater, dan perbaikan HE. Kapasitas pengolahaan CD III 4000 ton/hari. Umpan yang digunakan oleh CD III adalah minyak mentah yang berasal dari SLC, SPD, Ramba, Jene, dan campuran SLC/TAP. Proses di CD III prinsipnya sama dengan CD II. Crude distiller III terdiri dari tiga buah kolom fraksionasi, sebuah stabilizer, kolom-kolom stripper, serta dua buah furnace. Tabel 3.13. Peralatan Crude Distiller Unit III43) No.

Peralatan

Tag Number

1.

Kolom

Kolom 1-1

Fungsi a. Top sebagai umpan kolom I-3 b. Side stream digunakan ke kolom side stripper kolom 2-5 c. Bottom digunakan sebagai umpan kolom I-2

Kolom 1-2

a. Top yang dihasilkan dimasukkan ke akumulator

43)

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

41

b. Side stream menghasilkan HKD, LCT, dan HCT c. Bottom menghasilkan long residue Kolom 1-3

a. Hasil top ditampung di akumulator berupa gas dan SR TOPS b. Menghasilkan naptha II

2.

Stabilizer

STAB 1-4

a. Top menghasilkan crude butane b. Bottom menghasilkan umpan ke kolom I

3.

Heat

6-1

Untuk meningkatkan temperatur umpan

Exchanger

6- 2

sebelum dilakukan proses selanjutnya.

6- 5/8 6- ¾ 4.

Stripper

2-1

Feed berasal dari side stream kolom I- 2,

2-2

gas yang berhasil dipisahkan pada ke

2-3

tiga kolom ini dikembalikan ke kolom I2 sedangkan kondensatnya di dinginkan dan di pompakan keluar.

2-4

Menghasilkan

gas

yang

yang

dikembalikan ke kolom I-1, kondesatnya didinginkan

kemudian

dikembalikan

lagi ke tangki(2-4). Sisa di tampung sebagai produk naphta 2-5

Proses sama dengan tangki 2-4 yang berbeda

hanya

pada

produk

yang

dipompakan adalah naphta IV. 5.

Akumulator

8-1

Produk bawah kolom didinginkan dan sebagian dimasukkan ke tangki (8-1) untuk kemudian dimasukkan ke bagian

42

atas kolom I (1-1) sedangkan sisanya dipompakan ke tangki penampungan sebagai produk naphta II. 8-2

Untuk menampung produk atas dari kolom I-2 yang akan menghasilkan LKD.

8-3

Untuk menampung produk atas dari kolom I-3, pada tangki ini, gas yang tidak terkondensasi dikeluarkan sebagai produk atas dan kemudian diumpankan ke unit SRMGC. Kondensat yang terbentuk sebagian direfluks sedangkan sisanya

dipompa

ke

tangki

penampungan sebagai SR tops. 8-4

Untuk menampung produk atas dari kolom

stabilizer,

terkondensasikan

gas dalam

yang

tidak

tangki

ini

dikeluarkan sebagai gas umpan unit SRMGC

sedangkan

sebagian

dikembalikan

kondensatnya ke

kolom

stabilizer sebagai refluks dan sisanya dikeluarkan sebagai crude butane.

3.4.1.3.Crude Distiller IV (CD IV) Unit CD IV memiliki sistem pemrosesan produk serta perolehan produk yang sama dengan CD III. Namun, penggunaan umpan di kedua crude distiller ini berbeda. CD IV hanya menggunakan umpan Ramba Crude Oil dan SLC Crude Oil saja. Crude distiller IV sebenarnya mempunyai prinsip dan cara kerja yang sama seperti CD III namun terdapat beberapa perbedaan. • Produk bawah stabilizer umpan kolom (1-1) dipanaskan terlebih dahulu dalam furnace 2; 43

• Produk atas kolom (1-1) didinginkan terlebih dahulu dan hanya sebagian saja yang diumpankan ke kolom (1-3) sedangkan sisanya dimasukkan ke kolom (1-1) sebagai refluks. Tabel 3.14. Kondisi Operasi CD III dan CD IV44) Temperatur 0C Peralatan

Tekanan

Top

Bottom

(Kg.cm-2)

Kolom I

143

273

1,5

Kolom II

234

336

0,3

Kolom III

93

-

1,8 – 2,2

Stabilizer

97

185

2,8

Tabel 3.15. Produk Dan Perolehan CD III Dan IV 45) % Berat Produk

44) 45)

CD III

CD IV

Gas

0.52

2.14

CR Butane

0.50

1.10

SR Tops

3.04

5.84

Naphta II

5.02

8.90

Naphta III

1.70

4.93

LKD

15.70

9.98

HKD

7.61

7.46

LCT

7.69

8.81

HCT

3.37

2.83

Residue

54.45

47.77

Loss

0.90

0.25

Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 Sumber: PT.Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

44

Tabel 3.16. Peralatan Crude Distiller Unit IV46 No.

Peralatan

Tag Number

1.

Kolom

Kolom 1-1

Fungsi a.

Top sebagai umpan kolom I-3

b.

Side stream digunakan untuk kolom side stripper 2-5 dan 2-4

c.

Bottom digunakan sebagai umpan kolom I-2

Kolom 1-2

a.

Top yang dihasilkan akan dimasukkan ke akumulator 8-2

b.

Side

stream

menghasilkan

LKD,

HKD, LCT, dan HCT

Kolom 1-3

c.

Bottom menghasilkan long residue

a.

Hasil top ditampung di akumulator berupa gas dan SR TOPS

2.

Stabilizer

STAB 1-4

b.

Bottom menghasilkan naptha II

a.

Top masuk ke akumulator 8-4 yang menghasilkan crude butane dan gas SRMGC

b.

Bottom menghasilkan umpan ke kolom 1-1

46)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

45

3.

Heat

6-1

Exchanger

6- 2 6- 3/4/5/6

Untuk meningkatkan temperatur umpan

6- 11/12

sebelum dilakukan proses selanjutnya.

6- 7/8

4.

Stripper

2-1

Feed berasal dari side stream kolom I- 2,

2-2

gas yang berhasil dipisahkan pada ke tiga

2-3

kolom ini dikembalikan ke kolom I-2, sedangkan kondensatnya didinginkan dan dipompakan keluar.

2-4

Menghasilkan gas yang dikembalikan ke dalam kolom I-1, kondesatnya didinginkan kemudian dikembalikan lagi ke tangki (24). Sisanya ditampung sebagai produk naphta III

2-5

Proses sama dengan tangki 2-4, namun yang berbeda

hanya

pada

produk

yang

dipompakan adalah naphta IV. 5.

Akumulator

8-1

Produk bagian bawah kolom didinginkan dan sebagian dimasukkan ke tangki (8-1) untuk kemudian dimasukkan ke bagian atas kolom

I

(1-1),

sedangkan

sisanya

dipompakan ke dalam tangki penampungan sebagai produk naphta II. 8-2

Untuk menampung produk bagian atas dari kolom I-2 yang akan menghasilkan LKD.

46

8-1

Untuk menapung produk bagian atas dari kolom I-3, pada tangki ini gas yang tidak terkondensasi dikeluarkan sebagai produk bagian atas dan kemudian diumpankan ke unit SRMGC. Kondensat yang terbentuk sebagian direfluks, sedangkan sisanya dipompa ke tangki penampungan sebagai SR tops.

8-4

Untuk menampung produk atas dari kolom stabilizer, gas yang tidak terkondensasikan dalam tangki dikeluarkan sebagai gas umpan

unit

SRMGC,

sedangkan

kondensatnya sebagian dikembalikan ke kolom stabilizer sebagai refluks dan sisanya dikeluarkan sebagai crude butane. 6.

7.

Furnace

Cooler

F-1

Untuk

memanaskan

F-2

temperatur ±250 0C.

aliran

hingga

4- 10/11/12

Untuk mendinginkan produk side stream

4- 3

sebelum dimasukkan ke dalam akumulator

4- 4 4- 5 4- 6/7/8/9/18

3.4.1.4.Crude Distiller V (CD V) Crude distiller V didirikan pada tahun 1938 dan dilakukan revamping pada tahun 1984 untuk meningkatkan efesiensinya. Sama seperti CD yang lain, CD V digunakan untuk mengolah minyak mentah menjadi fraksi. Umpan yang masuk ke unit ini adalah minyak mentah yang berasal dari SPD, TAP, Ramba, dan Jene. Kapasitas pengolahan unit ini sebesar 32 MBCD. Unit ini terdiri dari empat kolom fraksionasi, satu kolom flash, kolom stripper, dan furnace.

47

Tabel 3.17. Peralatan yang digunakan pada CD V 47) No.

Peralatan

Tag Number

1.

Kolom

Kolom I- 1

Fungsi

a.

Menghasilkan top umpan kolom I-3.

b. Side stream c.

Menghasilkan bottom sebagai umpan kolom I-2

Kolom I- 2

a.

Hasil top ditampung di akumulator dan menghasilkan HKD.

b. Menghasilkan side stream.

Kolom I- 3

c.

Menghasilkan bottom berupa residu.

a.

Top menghasilkan gas dan liquid. Fasa liquid berupa naptha II

b. Bottom menghasilkan naptha IV. Kolom I- 4

a.

Top menghasilkan gas yang akan dibawa ke SRMGC dan sebagian lagi dikembalikan ke kolom I-4.

b.

2.

Stripper

Bottom menghasilkan naptha 1.

2-1

Produk kedua dan ketiga dimasukkan ke

2-3

kolom stripper (2-1) dan (2-3) dimana kondensat yang dihasilkan didinginkan dan secara berurutan dikeluarkan sebagai LCT dan HCT.

47)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

48

2-2

Produk side stream yang dihasilkan dari kolom 1-1 dimasukkan ke kolom stripper (22)

dan

kondensat

yang

dihasilkan

dipompakan keluar sebagai produk LKD.

2-4

Produk side stream yang dihasilkan kolom 1-3 dimasukkan ke kolom stripper (2-4) dan kondensat yang dihasilkan didinginkan dan dipompa keluar sebagai produk naphta II.

3.

4.

Furnace

Akumulator

F2C1

Memanaskan

F2C2

menjadi 250 oC

8- 1

aliran

hingga

temperatur

Menampung aliran fluida dari kolom 1-3, Produk

gas

yang

tidak

mengalami

kondensasi pada tangki ini dikeluarkan sebagai gas umpan SRMGC sedangkan kondensatnya sebagian direfluks dan sisanya dijadikan umpan kolom fraksionasi 4 (1-4).

Menampung produk bagian atas dari kolom 8-2

I-4, pada tangki ini dihasilkan gas yang kemudian dikeluarkan sebagai gas umpan unit SRMGC. Kondensat yang terbentuk pada tangki ini sebagian direfluks dan sisanya dikeluarkan sebagai produk SR tops. Produk bagian bawah yang dihasilkan pada kolom ini didinginkan dan dipompa keluar sebagai produk naphta I.

49

8-3

Menampung produk bagian atas dari kolom fraksionasi 2 (1-2). Pada tangki ini, sebagian gas

yang

kondensatnya

terbentuk dipompa

dibuang keluar

dan

sebagai

produk HKD.

Perolehan produk Unit CD V ditampilkan pada Tabel 3.18 di bawah ini. Tabel 3.18. Produk CD V48) Produk

% Berat

Gas

1.33

SR Tops

1.74

Naphta I

8.19

Naphta II

7.5

Naphta IV

2.96

LKD

5.27

HKD

6.82

LCT

6.77

HCT

8.19

Residue

5.91

Loss

0.32

3.4.1.5.Stabillizer (STAB) C/A/B Stab C/A/B merupakan proses sekunder yang berfungsi memisahkan SR Tops dari unit CD II/III/IV/V menjadi isopentana dan isoheksana dengan distilasi bertekanan. Unit ini memiliki tiga kolom distilasi, yaitu kolom A, B, dan C. Kondisi operasi pada kolom dan produk dapat dilihat Tabel 3.19 dan 3.20. di bawah ini:

48)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

50

Tabel 3.19. Kondisi Operasi Stabillizer C/A/B49 Kondisi Operasi Temp. Top

Temp. Bottom

Tekanan

(oC)

(oC)

(kg/cm2)

90

126

4.0

72

116

4.5

95

140

4.2

Tabel 3.20. Produk Stabillizer C/A/B50 Produk

% Berat

Gas

1.45

Crude Buthane

17.27

SBPX 40

40.27

Dip Top

40.36

Loss

1.25

Peralatan yang terdapat di unit stabilizer C/A/B terdapat pada tabel 3.21: Tabel 3.21. Peralatan Unit Stabilizer C/A/B51) No.

Peralatan

Tag Number

Fungsi

1.

Kolom

COL.A

a) Produk atas berupa gas yang akan

COL.C

digunakan sebagai refinery gas, sedangkan kondensatnya sebagian direfluks dan sisanya diumpankan ke kolom B. b) Produk bawah yang dihasilkan dari kolom C dan A didinginkan dan dikeluarkan sebagai produk

49)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 51) Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013 50)

51

DIP Top (light octane mogas component, LOMC). COL.B

a) Menghasilkan produk atas berupa gas yang akan diumpankan ke unit SRMGC. b) Menghasilkan produk bawah yang sebagian sebagai produk SBPX 40. sebagian direboiling, dan sebagian lain ke kolom A sebagai refluks.

2.

Condenser

5-1/2

Untuk mengkondensasikan produk

5-4/5

atas dari kolom A dan C, sehingga hasil

dari

kondesatnya

dapat

digunakan dan dialirkan untuk proses selanjutnya.

3.

Heat

6-1/4

Mempertahankan panas fluida yang

Exchanger

6-1/2

akan diumpankan ke dalam kolom A, kolom B, kolom C.

4.

Reiboiler

7-1

Menguapkan produk bawah dari

7-2

kolom A, B, C untuk diuapkan sebelum diumpan ke dalam kolom.

5.

Akumulator

8-1

Menampung hasil kondensasi produk

8-6

atas dari kolom A, kolom B, dan kolom C.

3.4.1.6. Gas Plant Pada bagian gas plant terdiri dari beberapa unit, seperti Straight Run Motor Gas Compressor (SRMGC), Butane Butylene Motor Gas Compressor 52

(BBMGC), Butane Butylene Distiller (BB Distiller), Butane Butylene Treater (BB Treater), polimerisasi, dan alkilasi. •

Straight Run Motor Gas Compressor (SRMGC) Unit ini terdiri dari 3 buah kompresor. Kompresor–kompresor ini digerakkan oleh motor bakar yang berbahan bakar gas. Kapasitas desain unit ini adalah sebesar 100 ton/hari pada kecepatan putar 800 rpm untuk tiap kompresor. Unit SRMGC berfungsi untuk menempa gas yang dihasilkan oleh unit Crude Distiller (CDU II, III, IV, dan V), Stabillizer C/A/B, Thermal Reforming, dan Redistiller I/II kilang Plaju. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut. Umpan fraksi gas yang berasal dari pengolahan di CD II/III/IV/V, Stab C/A/B dimasukkan ke dalam sebuah buffer tank (9-1) agar kondensat yang terbawa dalam fraksi gas tersebut dapat dipisahkan. Gas yang sudah terbebas dari kondensatnya dikeluarkan dari tangki (9-1) dengan tekanan 0.8 K. Gas tersebut kemudian dinaikkan tekanannya dalam tiga buah kompresor (C-1/2/3) yang dipasang secara paralel sampai mencapai tekanan 5.5 K. Gas hasil kompresi kemudian didinginkan oleh cooler (4-1/2/3) dan dimasukkan ke tangki akumulator (9-2). Gas yang tidak terkondensasi pada tangki (9-2) diumpankan ke unit BBMGC untuk dinaikkan kembali tekanannya. Kondensat yang terbentuk pada tangki (9-2) dikeluarkan dan bergabung dengan aliran kondensat dari tangki (9-1) untuk kemudian diumpankan ke unit BB distiller bersamaan dengan kondensat dari unit BBMGC. Komposisi gas terdiri dari:

Tabel 3.22 Komposisi Umpan Unit SRMGC52)

52)

Komponen

% Berat

C1

0.8

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

53

•

C2

2.4

C3

25.6

i-C4

13.9

n-C4

25.5

i-C5

14.2

n-C5

9.7

C6

5.6

CO2

2.3

Butane Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC) Sama seperti unit SRMGC, unit BBMGC berfungsi untuk menaikkan tekanan pada fraksi gas. Gas yang dikompresi pada unit ini adalah gas yang berasal dari unit SRMGC. Kompresi ini dilakukan oleh tiga buah kompresor (MGC-1/2/3) yang dipasang secara paralel. Kapasitas desain unit ini adalah sebesar 200 ton/hari. Proses yang terjadi dalam unit ini dapat dijelaskan sebagai berikut. Tabel 3.23 Peralatan Unit BBMGC53)

No.

Peralatan

Tag Number

Fungsi

1.

Tanki

1201

Menampung umpan berupa gas yang berasal dari SRMGC a) Fasa cair (condensate) yang akan ditingkatkan tekanannya dan dijadikan umpan absorber 1-1 pada unit BB Distiller b) Fasa gas dari tangki 1201 akan ditingkatkan tekanannya

53)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

54

2.

Kompresor

MGC 1/2/3

Meningkatkan tekanan dari 4 menjadi 22 kg/cm2

3.

Cooler

4-7/8/9/10

Mendinginkan aliran yang mengalami peningkatan temperatur pada kompresor

4.

Akumulator

8-1/2/3/4

a) Menampung aliran dari cooler b) Gas dari tangki akumulator 8-1/2/3/4 akan disatukan sebagai residual gas dan umpan dari unit BB-Distiller

8-5

a) Menampung

produk

liquid

yang

terbentuk akibat penurunan temperatur b) Produk gas dari tangki ini akan digabungkan

comprimate

unit

SRMGC

5.

Evaporator

3-1

Mengubah umpan dari tangki 1201 sebelum masuk ke kompresor

•

Butane Butylene Distiller (BB Distiller) Unit ini befungsi memisahkan butane dan butilene yang terdapat pada gas hasil Crude Distiller. Pada unit ini dihasilkan produk-produk berikut: -

Refinery gas (C1-C2) sebagai bahan bakar furnace;

-

Propana (C3) sebagai musi cool dan LPG;

-

FBB (Butane-butilene dan i-C4) sebagai LPG;

-

Stab crack top (C3-C4) sebagai LOMC.

55

Tabel 3.24. Peralatan Unit BB Distiller54) No.

Peralatan

Tag Number

Fungsi

1.

Kolom

COL 1-1

Menampung umpan yang berasal dari

Absorber

residual

gas

(BBMGC),

unstab,

comprimate, dan condenstate. a) Tekanan operasi kolom ini adalah 20 kg/cm2, sedangkan temperatur bawah kolom 110°C dan temperatur atas 40°C. Lean oil yang merupakan produk bawah kolom stripper 1-4 yang digunakan pada absorber. b) Tekanan operasi pada kolom ini tinggi agar proses absorbsi C3 dan fraksi berat lain dapat berjalan baik. COL 1-2

Memisahkan propane yang berasal dari

Depropane

COL 1-1.

COL 1-3

a) Kondisi

Debutane

operasi

debutanizer

pada

tekanan 6 kg/cm2 dan temperatur bawah 120°C serta temperatur atas 50°C. b) Butane dan i-C4 (FBB) akan didapatkan sebagai produk atas, sedangkan untuk komponen C5 dan yang lebih berat akan keluar sebagai produk bawah dan masuk ke kolom stripper 1-4.

COL 1-4

Bertekanan 0,7 kg/cm2, maka sebagian

Stripper

fraksi terutama pentana, akan menguap menjadi produk stab CR Tops (sebagai LOMC). Produk bawah kolom stripper adalah

54)

Sumber: PT. Pertamina (Persero) RU III Plaju, 2013

56

minyak

yang

digunakan

mengabsorbsikan

umpan

pada

kolom

absorber (lean oil). 2.

3.

Akumulator

Kondensor

8-11

Menampung produk atas kolom depropane.

8-12

Menampung produk atas kolom debutane.

8-13

Menampung produk atas kolom stripper.

5-1/2/3/4

Mengkondensasikan

produk

atas

dari

kolom depropane sebelum masuk ke akumulator 8-11. 55/6/7/8/9/10

Mengkondensasikan kolom

debutan

produk

sebelum

atas

dari

masuk

ke

atas

dari

akumulator 8-12. 5-11/12

Mengkondensasikan kolom

stripper

produk

sebelum

masuk

ke

akumulator 8-13. 4.

Cooler

4-1

Mendinginkan side stream dari kolom absorber.

4-2/3

Mendinginkan side stream dari kolom absorber.

4-4/5

Mendinginkan

aliran

sebelum

masuk

kembali ke kolom absorber. 5.

Reboiler

7-

Menguapkan

kembali

aliran

sebelum

1/2/3/4/5/6/7 masuk ke kolom selanjutnya. 6. •

Furnace

Memanaskan hot oil

Butane Butylene Treater (BB Treater) Diagram alir BB Treater dapat dilihat pada Lampiran. Butane-Butylene

Treater yang berfungsi untuk mengurangi kandungan merkaptan dan amina pada Fresh BB ex BB Distiller dan BB (Butane-Butylene) ex Stabillizer 3 FCCU Sungai Gerong. Merkaptan dan amina tersebut merupakan racun bagi katalis pada proses polimerisasi.

57

Umpan BB dari BB-Distiller atau FCCU dicampur dengan caustic soda (NaOH) untuk kemudian dialirkan ke Caustic Settler. Merkaptan disini akan bereaksi dengan NaOH dengan reaksi seperti berikut: RSH + NaOH

RSNa + H2O

Caustic soda yang masih memiliki konsentrasi tinggi akan berada di bagian bawah caustic settler yang kemudian akan disirkulasi dan sebagian dibuang. Dari bagian atas caustic settler keluar bahan bakar yang kemudian masuk ke dalam water settler untuk dikurangi kandungan airnya. Setelah masuk ke dalam dua buah water settler, bahan bakar siap digunakan untuk proses polimerisasi, alkilasi atau sebagai komponen LPG. •

Polimerisasi Tujuan unit ini adalah untuk menyiapkan feed untuk unit Polimerisasi. Unit

ini berfungsi menghasilkan polimer sebagai HOMC (High Octane Mogas Component). Umpan produk ini adalah alkilat dari stabilizer-3 pada unit FCC CD&L dengan kandungan C4= yang tinggi. Umpan terdiri dari C3=, C3, i-C4, n-C4, dan C4=. Pada unit ini terjadi reaksi polimerisasi dengan katalis P2O5. Reaksi berlangsung pada temperatur yang lebih tinggi dari 150°C dan tekanan yang lebih besar dari 25 kg/cm2. Pada unit ini akan dihasilkan polimer yang merupakan HOMC dan produk gas yang dihasilkan akan menjadi umpan unit alkilasi. Unit ini terdiri dari tiga set konverter (reaktor) yang masing-masing set memiliki 3 buah konverter. Pada kondisi normal yang berjalan 2 set sedangkan 1 set lain dalam kondisi penggantian katalis sampai siap digunakan. Umur katalis sekitar 3 bulan yang penggantian katalisnya membutuhkan waktu sekitar 2-3 minggu. Reaktor yang digunakan berjenis shell and tube, dimana pada bagian tube terdapat katalis dan tempat dimana reaksi terjadi. Sedangkan pada bagian shell dialirkan oil (minyak) sebagai pengatur kestabilan temperatur reaksi. Temperatur oil pada bagian shell diatur dengan mengatur laju alir cold oil, warm oil, dan hot oil yang dicampurkan pada bagian shell. Hot oil berasal dari furnace, warm oil berasal dari preheater, sedangkan cold oil berasal dari cooler.

58

•

Alkilasi Proses alkilasi merupakan suatu proses reaksi antara senyawa olefin (C3=

s/d C5 =) dan iso-Butane yang menggunakan katalis H2SO4 menjadi produk dengan karakteristik: - Berat molekul lebih tinggi - Nilai oktan yang lebih tinggi - Tekanan uap yang relatif rendah - Sebagai komponen parafinik untuk bensin yang ramah lingkungan. Produk utama yang diinginkan berupa iso-Butane dengan konsentrasi tinggi. Disamping reaksi utama berupa alkilasi, terjadi reaksi samping berupa polimerisasi dan perengkahan dengan intensitas kecil. Reaksi antara olefin dan isoparafin tersebut dapat dicontohkan pada persamaan reaksi berikut: CH3 CH3

C

CH3 CH2

+

CH3

C

CH3 CH3

CH3

C

CH3 CH2

CH

CH3

CH3

Unit alkilasi RU III Plaju didesain untuk mengolah fraksi Butane-Butylene dari unit Polimerisasi dengan kapasitas pengolahan 155 ton/hari dan dengan produk light alkylate sebesar 100 ton/hari. Unit alkilasi ini terdiri dari 2 bagian yaitu reaktor dan distilasi. Bahan baku adalah berupa Raw Butane-Butylene dam produk dari dasar Stabillizer III unit FCCU S.Gerong dengan rasio I-C4/C4= adalah 0,97. Untuk mendapatkan rasio yang sesuai spesifikasi, maka umpan alkilasi diolah terlebih dahulu di unit polimerisasi. Residue Butane-Butylene hasil dari unit polimerisasi ditampung di tangki TK-1207/08 dan kemudian dipompakan melewati heat exchanger bersama-sama recycle I-Butana dari bottom depropanizer column menuju blank feed tank. Kemudian masuk ke chiller bersama-sama dengan asam sehingga keluarannya memiliki suhu  5oC. Aliran masuk ke reaktor dari atas dan keluar dari reaktor masuk ke acid separator untuk memisahkan spent acid. Dari acid separator produk dialirkan ke final separator, selanjutnya masuk ke Caustic Settler untuk menetralisasi spent acid yang terikut. Setelah itu, produk difraksionasi pada bagian distilasi. Bagian distilasi terdiri dari 4 kolom fraksionasi yaitu:

59

• Kolom DeIsobuthanizer Produk reaktor difraksionasi pada kolom deisobuthanizer. Produk atas digunakan sebagai umpan kolom depropanizer, sedangkan produk bawah sebagai umpan kolom stabilizer. • Kolom Depropanizer

Produk atas berupa propane yang sebagian digunakan untuk chilling system sebagai media pendingin dan sebagian lagi dimanfaatkan sebagai produk propana untuk bahan baku refrigeran hydrocarbon atau sebagai komponen LPG. Produk bawah berupa I-butana untuk recycle dan excess-nya sebagai produk I-butana untuk bahan baku refrigeran hydrocarbon atau sebagai komponen LPG. •

Kolom Stabilizer Produk atas berupa n-Butane yang dimanfaatkan sebagai komponen LPG atau

sebagai raw material aerosol. Produk bawah difraksionasi pada kolom rerun.

•

Kolom Rerun Produk atas berupa Light Alkylate yang digunakan sebagai AVIGAS atau High

Octane Mogas Component (HOMC). Produk bawah berupa Heavy Alkylate yang digunakan sebagai komponen blending kerosin/solar/produk solvent.

3.4.2. Unit Crude Distiller and Light Ends (CD-L) Secara garis besar, seksi CD & L mempunyai dua fungsi utama, yaitu: •

CD & L berfungsi dalam penyiapan produk BBM dan Petrokimia, khususnya produk atau bahan dalam bentuk setengah jadi

•

CD & L berfungsi sebagai koordinator mixed gas. CD & L terdiri dari 4 komponen utama, yaitu Crude Distiller-VI (CD-VI),

High Vacuum Unit II (HVU-II), Riser-Fluidized Catalytic Cracking Unit (RFCCU), dan Light End Unit. 3.4.2.1.Crude Distiller VI (CD-VI) CD-VI ini digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi minyak bumi yang berasal dari ramba, berdasarkan destilasi atmosferik. Kapasitas pengolahan CD-VI ini adalah 15.000.000 barrel/calendar day (15 MBCD). Produk yang dihasilkan adalah gas, naptha, kerosin, ADO, dan long residue. Di dalam unit CD-VI terdapat Sub-Unit Redistiller III/IV. Redistiller III/IV ini digunakan untuk mengolah ulang

60

produk minyak yang tidak memenuhi spesifikasi. Saat ini, redistiller telah dimodifikasi untuk dapat mengolah minyak mentah Sumatera Light Crude (SLC). Modifikasi ini terjadi karena menurunnya jumlah minyak yang terbuang atau tidak memenuhi spesifikasi. 3.4.2.2. High Vacuum Unit II (HVU II) HVU II ini digunakan untuk mendapatkan kembali fraksi-fraksi ringan yang terdapat dalam Long Residue yang berasal dari Crude Destiller Unit (CDU) dan RDU. Tekanan yang digunakan pada unit ini adalah sekitar 70 mmHg. Dengan kapasitas produksi HVU II adalah 54 MBCD, dengan produk sebagai berikut: •

Produk atas berupa Light Vacuum Gas Oil (LVGO) yang digunakan sebagai komponen motor gas

•

Produk tengah berupa Medium Vacuum Gas Oil (MVGO) dan Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO). Produk tengah ini merupakan umpan RFCCU

•

Produk bawah berupa Light Sulphur Waxes Residue (LSWR).

3.4.2.3.Riser Fluid Catalytic Cracking Unit (RFCCU) Tujuan utama proses cracking adalah mengkonversi Medium Vacuum Gas Oil (MHVGO) dan Heavy Vacuum Gas Oil dari HVU dan minyak berat (long residue) menjadi produk minyak ringan yang memiliki nilai yang lebih tinggi. Produk utama yang dihasilkan keluaran dari RFCCU adalah: •

Raw Propane-Propilen, sebagai bahan baku polypropilen

•

Propane dan Butane sebagai komponen LPG

•

Naptha (HOMC) Selain itu, RFCCU juga menghasilkan produk sampingan, yaitu:

• Dry Gas sebagai refinery fuel gas • Light Cycle Oil, sebagai thinner dan komponen blending LSWR • Slurry sebagai komponen utama LSWR • Coke, yang terdeposit pada katalis. Deskripsi proses dari unit RFCCU dapat dilihat dari penjelasan berikut ini: • Feed System

61

Umpan RFCCU terdiri dari campuran antara VGO dan Long Residue dengan perbandingan 165.000 BPSD VGO dan 4.000 BPSD Long Residue. VGO yang berasal dari HVU dengan temperatur 220 C dipompakan ke vessel bersamasama dengan Long Residue dari CD II/III/IV/V Plaju dengan temperatur 150 C. Untuk mencapai temperatur yang sesuai untuk feed reactor maka umpan tersebut dipanaskan di Furnace FC F-2 sehingga mencapai temperatur 3310C. sebelum masuk Reactor, umpan diinjeksi dengan Antimony dengan kecepatan 0,75 – 2,1 kg/jam untuk mencegah adanya pengaruh metal content dalam umpan tserhadap katalis. Metal Content tersebut dapat menyebabkan deaktivasi katalis. • Reaktor dan Regenerator Umpan dengan kapasitas 120.600 kg/jam dan temperatur 331C diinjeksikan ke dalam riser menggunakan 6 buah injector untuk direaksikan dengan katalis dari regenerator pada temperatur 650 – 750 C. Reaksi terjadi pada seluruh bagian riser dengan temperatur 520 C. untuk memperoleh sistem fluidisasi dan densitas yang baik, maka riser diinjeksikan dengan MP Steam. Di atas feed injector dipasang tiga buah MTC Injector Oil (HCO) atau Heavy Naphha. HCO digunakan untuk menambah terbentuknya coke pada katalis, sehingga dapat menaikkan temperatur regenerator, sedangkan heavy naphta diperlukan untuk menaikkan cracking selectivity. Tiga buah cyclone mempunyai satu stage dipasang pada reactor dengan Existing Plenum Chamber untuk meminimalkan terbawanya katalis ke kolom fraksionasi. Stripping steam diinjeksikan ke daerah Stripper untuk mengurangi kadar minyak dalam katalis sebelum disirkulasikan ke regenerator. Hasil cracking yang berupa uap hidrokarbon dialirkan dari reaktor ke main fractionator untuk dipisahkan fraksi-fraksinya. Spent catalyst dari reaktor disirkulasikan ke regenerator yang dikontrol oleh Spent Slide Valve (SSV) untuk diregenerasi. Untuk memperlancar aliran spent catalyst di stand pipe maka dialirkan Control Air Blower (CAB) dengan laju alir 7.000 kg/jam dengan tekanan 2,49 kg/cm2g. Regenerasi katalis dilakukan dengan mengoksidasi coke pada katalis dengan udara yang di-supply oleh Main Air Blower (MAB). Flue Gas hasil pembakaran 62

kemudian masuk ke lima buah cyclone yang memiliki dua stage untuk memisahkan partikel-partikel katalis yang terbawa. Flue Gas dengan temperatur 676 C yang keluar dari stack tersebut dimanfaatkan panasnya di Flue Gas Cooler untuk membangkitkan steam HHP. Temperatur dilute phase sedikit lebih tinggi daripada temperatur dense, yang disebabkan oleh adanya reaksi oksidasi CO dengan adanya kondisi tersebut, maka perlu diperhatikan konsentrasi oksigen sebagai udara pembakar. Semakin banyak kandungan oksigen atau berkurangnya coke yang terbentuk, maka akan tercapai kondisi temperatur dilute phase yang tinggi (>7000C) sehingga terjadi kondisi after burning yang menyebabkan meningkatnya temperatur secara mendadak sehingga dapat merusak peralatan dan catalyst lost melalui stack. •

Main Fractionator Gas hasil cracking dengan temperatur 520 C dialirkan ke bottom kolom

Primary Fractionator (FC -T1). Produk bawah dari Primary Fractionator yang berupa slurry oil ditarik dengan pompa FC P-4 menuju ke HE FC E-2 untuk memanaskan umpan. Produk atas (overhead vapour) dari Primary Fractionator ditransfer ke bottom kolom Secondary Fractionator FC T-20. Produk bawah Secondary Fractionator yang berupa Light Crude Oil (LCO) dibagi menjadi dua aliran yaitu internal reflux dan sebagai umpan pada kolom stripper FC T-2. Internal reflux dikembalikan ke primary absorber column yang dikontrol oleh LIC 2005. Tujuh side stream dari secondary fractionator column digunakan sebagai reflux dan Total Pump Around (TPA). Reflux dikembalikan ke secondary fractionator yang dikontrol oleh level control LIC 2006. Sedangkan TPA dipompakan ke sponge absorber FLRS T-402 sebagai lean oil yang sebelumnya didinginkan oleh HE FLRS E-405. Aliran TPA dikontrol oleh FIC 2003, sedangkan temperatur dikontrol oleh TIC 2004 dengan mengoperasikan Air Fan Cooler FC E21 (Top Pump Around Cooler). TPA kemudian dikembalikan ke puncak secondary fractionator column setelah dicampur dengan rich oil dari sponge absorber. Overhead vapour dari secondary fractionator column yang berupa gas dan gasoline yang dikondensasikan dengan partial condenser setelah dicampur dengan

63

wash water. Condensed liquid dan vapour kemudian ditampung dalam drum FC D20. Setelah dipisahkan dari kandungan air, condensed liquid dan vapour tersebut ditampung dalam distillate drum FC D-7. Setelah dipisakan airnya, maka condensed liquid (unstabilized gasoline) ditarik dengan pompa dan dipisahkan menjadi dua aliran, yaitu sebagai overhead reflux dan gasoline produk yang kemudian dikirim ke primary absorber FLRS T-401. Overhead reflux dikontrol oleh temperatur kontrol TIC-3 pada puncak secondary fractionator. Low Pressure Vapour (wet gas) dari Distillate Drum FC D-7 ditransfer ke Wet Gas Compressor FLRS C-101 dan akan dipisahkan kondensatnya di vessel compression suction drum FLRS D-401. Tekanan Main Fractionator dikontrol oleh PIC-1 yang dipasang pada Wet Gas Line. • Light End Unit Flue gas yang berasal dari FLRS D-401 dihisap dengan Wet Gas Compressor C-101 dan dimasukkan ke Vessel Interstage Receiver (FLRS D-402). Sebagian gas keluaran compressor stage I disalurkan ke inlet Partial Condenser FC E-4 untuk mengatur Press Balance Reactor. Outlet gas dari FLRS D-402 dengan temperatur 38 C dan tekanan 3,72 kg/cm2g dihisap oleh compressor stage II dengan temperatur 110 C dan tekanan 15 kg/cm2g kemudian bergabungn dengan aliran-aliran: - Overhead kolom Stripper FLRS T-403; - Bottom product kolom Primary Absorber FLRS T-401; - Wash water dari bottom Vessel FLRS D-402. Gabungan keempat aliran tersebut dengan temperatur 72 C sebelum masuk ke High Vessel Pressure Receiver FLRS D-404 didinginkan terlebih dahulu dengan Air Fan Cooler FLRS E-401 (temperatur outlet 56 C) dan cooler FLRS E-402 hingga diperoleh temperatur akhir 38 C. Gas dari vessel FLRS D-404 dengan temperatur 38 C dan tekanan 14,7 kg/cm2g, diumpankan ke kolom primary absorber FLRS T-401 dengan menggunakan naphta dari distillate drum FC D-7 sebagai absorber. Gas dari overhead kolom primary absorber FLRS T-401

64

selanjutnya dimasukkan ke sponge absorber FLRS T-402. Sebagai absorber digunakan lean oil (dari Secondary Fractionator). Liquid dari vessel FLRS D-404 dialirkan dengan pompa menuju ke kolom stripper FLRS T-403. Sebelum masuk kolom fluida tersebut dipanaskan terlebih dahulu di HE FLRS E-406 hingga temperaturnya menjadi 61 C. Bottom dari kolom stripper FLRS T-403 dengan temperatur 1220C dan tekanan 12 kg/cm2g, diumpankan ke kolom debutanizer FLRS T-102 untuk dipisahkan antara LPG dan naphta. Umpan tersebut masuk ke kolom debutanizer dipanaskan dulu oleh HE FLRS E-106 hingga temperatur 1260C. untuk kesempurnaan pemisahan maka pada bottom kolom debutanizer dipasang reboiler FLRS E-107 sehingga temperatur bottom adalah 1730C. Overhead dari kolom Debutanizer FLRS T-102 dengan tekanan 11 kg/cm2g dan temperatur 65 C didinginkan dengan kondensor parsial FLRS E-108 dan ditampung di akumulator FLRS D-103. Fluida dari akumulator tersebut sebagian digunakan sebagai reflux, sebagian lainnya didinginkan lagi dan dialirkan ke Stabilizer Feed Drum LS D-1. Bottom dari Stabilizer Feed Drum LS D-1 diumpankan ke kolom Stabilizer LS T-1 dengan temperatur 78C. Overhead product dari kolom Stabilizer LS T-1 didinginkan dalam kondensor parsial LS E-4 dan ditampung di akumulator LS D-2 dengan kondisi tekanan 19,6 kg/cm2g dan temperatur 52 C. Gas yang tidak terkondensasi kemudian digunakan sebagai fuel gas, sedangkan liquid yang terbentuk (propane-propylene) digunakan sebagai reflux dan sebagai umpan untuk unit polypropylene Plaju. Bottom product dari kolom Stabilizer LS T-1 yaitu C4 akan di-treating lebih lanjut. Untuk mempertajam pemisahan, bottom dari LS-T-1 ditarik dengan pompa LS-P-2 AB dimasukkan ke reboiler LS-E-6 untuk memperoleh pemanasan, agar fraksi propane propylene dapat naik puncak menara. Sebagian aliran dari bottom menara adalah fraksi LPG (C4 dan derivatnya) setelah didinginkan di cooler LS-E5 AB dialirkan ke Mericham LPG Treater untuk dicuci dengan Caustic Soda agar senyawa belerang dalam LPG dapat dihilangkan/diturunkan.

65

3.4.3. Unit Produksi PolyPropylene Unit PP di Pertamina RU-III Plaju mengolah RPP menjadi biji plastik dengan kapasitas produksi biji plastik/politam (pellets) sebesar 45.200 ton/tahun. Biji Plastik/politam (pellet) yang dihasilkan di Pertamina dibagi menjadi lima jenis sesuai dengan sifat fisiknya yaitu Melt Flow Rate (MFR) dan fungsinya, yaitu: •

Injection Molding grade (PI), kapasitas 5,7 ton/jam;

•

Film grade (PF), kapasitas 5,7 ton/jam;

•

Tape atau Yarn grade (PY), kapasitas 5,7 ton/jam;

•

Blow molding grade, kapasitas 4,5 ton/jam.

3.4.4. Deskripsi Proses Unit Polypropylene Bahan baku PP adalah RPP yang dihasilkan dari pengolahan minyak mentah di CD&GP dan CD&L. Minyak mentah di destilasi dalam Crude Distiller Unit (CDU) di CD&GP. Fraksi berat CDU adalah residu yang kemudian diumpankan ke dalam HVU di CD&L. Produk bawah HVU direngkah secara katalitik dalam FCCU di CD&L sehingga menghasilkan beberapa produk, salah satunya adalah RPP. RPP yang dihasilkan dari FCCU mengandung komposisi 74% propylene, 17% propane, dan sisanya adalah pengotor yang berupa CO, CO2, H2S, merkaptan, dan air. RPP diumpankan ke dalam unit purifikasi dengan laju alir 9 ton/jam. Unit purifikasi terdiri atas: •

Ekstraktor Deethanol Amine (DEA) untuk menghilangkan CO dan H2S;

•

Ekstraktor yang berisi NaOH untuk menghilangkan CO2;

•

Dryer untuk menghilangkan kandungan air hingga kurang dari 7 ppm;

•

Distilasi, sehingga menghasilkan propane sebagai produk bawah yang diumpankan kembali ke CD&L, dan propylene sebagai produk atas dengan kemurnian 99,6%. Propylene ini kemudian diumpankan ke unit polimerisasi dengan laju alir 6 ton/jam. Unit polimerisasi terdiri dari Impurities Removal Unit (IRF), reaktor, dan

dryer. Di dalam IRF terdapat stripper untuk menghilangkan metane dan etane, aehidrator untuk menghilangkan kadar air hingga kurang dari 1 ppm, COS

66

adsorber, dan arsine adsorber. Dari arsine adsorber, propylene yang telah bersih dari pengotor dipolimerisasi di dalam reaktor. Ada dua reaktor yang digunakan, yaitu primary reactor yang merupakan reaktor fasa liquid dengan tekanan 32 kg/cm2gauge dan temperatur 70 oC, dan secondary reactor yang merupakan reaktor fasa gas dengan tekanan 18 kg/cm2 gauge dan temperatur 80 oC. Reaksi polimerisasi ini berlangsung dengan bantuan katalis, yaitu TiCl3 yang merupakan Main Catalyst (MC), katalis AT berbahan dasar alumunium yang berfungsi sebagai pendukung katalis, dan katalis OF yang berfungsi untuk menyesuaikan isotactic index pada polimer yang akan dihasilkan. Ketiga katalis berbentuk serbuk, sehingga dibutuhkan pelarut heksane untuk mempermudah reaksi. Bahan lain yang digunakan dalam reaksi polimerisasi adalah hydrogen untuk memecahkan ikatan rangkap, dan mengatur MFR. Katalis MC dan OF dilarutkan dengan heksana, kemudian diumpankan bersama hidrogen dan propilen cair ke dalam primary reactor. Setelah itu diumpankan pula katalis AT ke dalam reaktor. Laju alir propilen yang diumpankan harus tinggi agar kecepatan reaksi berjalan lebih cepat dibandingkan laju polimerisasi untuk mencegah terjadinya penggumpalan. Pengadukan dilakukan selama reaksi berlangsung. Produk reaktor adalah slurry dan gas hidrogen. Slurry yang terbentuk dimasukkan ke fine separator. Fungsi fine separator adalah untuk memisahkan slurry dari gas hidrogen yang terbawa. Gas hidrogen tersebut dimasukkan kembali ke dalam primary reactor. Gas hidrogen keluaran primary reactor diumpankan ke bagian atas secondary reactor, yang kemudian dikeluarkan untuk dipompakan ke bagian bawah secondary reactor setelah dilewatkan pada kompresor. Slurry yang berasal dari fine partikel separator masuk ke bagian bawah secondary reactor, dan akan terfluidisasi dengan bantuan pengadukan dan udara bertekanan yang masuk dari bagian bawah reaktor. Hasil reaksi berupa bubuk yang kemudian dimasukkan ke dalam kondensor drum. Gas yang tidak terkondensasi diumpankan lagi ke dalam secondary reactor, sedangkan bubuk PP yang masih mengandung heksana dikeringkan dalam dryer.

67

Bubuk PP dengan laju alir 6 ton/jam dimasukkan bersama aditif seperti pewarna, dan anti koagulan ke dalam extruder yang berputar dengan kecepatan 1000 rpm. Dengan putaran dan pemanasan, maka terbentuklah resin yang langsung dipotong dengan standar ukuran tertentu begitu keluar dari ujung ekstruder. Setelah pemotongan, resin PP dikontakkkan dengan air sehingga membeku, dan terbentuklah biji plastik. Biji plastik tersebut dimasukkan ke dalam screener untuk memastikan ukuran pada biji plastik yang sesuai dengan product specification. Biji plastik tadi ditransportasikan dengan batuan N2 yang berasal dari plant tersendiri di unit PP, ke dalam silo sebelum dilakukan pengepakan. Setiap kantong pengepakan berisi 25 kg PP.

68

BAB IV TUGAS KHUSUS MENENTUKAN JADWAL CLEANING COOLER 4-9 DAN 4-10 PRODUK LKD UNIT CD II DI PT PERTAMINA (PERSERO) RU III 4.1

Pendahuluan

4.1.1

Latar Belakang Perpindahan panas merupakan suatu bagian penting di dalam proses

industri. Perpindahan panas dapat terjadi pada berbagai peralatan industri, seperti cooling tower, heat exchanger, reaktor, dan lain sebagainya. Secara teoritis, perpindahan panas dapat terjadi melalui tiga peristiwa, yaitu konduksi, konveksi, dan radiasi. Proses perpindahan panas dapat terjadi jika terdapat perbedaan suhu ataupun gradien temperatur antara bagian yang satu dengan bagian lainnya. Peristiwa perpindahan panas secara sederhana dapat terjadi di dalam sistem heat exchanger yang melibatkan fluida panas dan fluida dingin. Cooler merupakan salah satu dari alat penukar panas (heat exchanger) yang berfungsi untuk mendinginkan aliran fluida panas dengan menggunakan air pendingin (cooling water) baik secara kontak langsung maupun kontak tidak langsung. Alat penukar panas terutama cooler memiliki peranan yang besar dalam industri terhadap keberhasilan keseluruhan rangkaian proses. Hal ini dikarenakan kegagalan operasi cooler dapat menyebabkan terhambatnya operasi unit baik agar dapat diperoleh dengan hasil yang maksimal serta dapat menunjang penuh proses operasi. Salah satu hal yang dapat menjadi acuan kinerja cooler sudah bekerja baik adalah tingkat kebersihan (fouling) yang terjadi pada alat tersebut. Pada crude distiller II di unit CD & GP PT Pertamina (Persero) RU III dilakukan proses pengolahan crude hingga menjadi produk-produk seperti gas, crude butane, SR Tops, Naptha, LKD (Light Kerosine Destillate), LCT (Light Cold Test), dan residu. Unit produk tersebut didapat dengan beberapa proses pengolahan seperti LKD yang berupa hasil olahan minyak mentah menjadi suatu bahan yang berguna untuk bahan bakar yang dalam hal ini didapat sebagai keluaran KD-I (Destiller Coloumn I). Hasil keluaran dari KD-I yang berupa LKD kemudian

69

dipisahkan dari senyawa yang tidak diinginkan dengan stripper. LKD dengan jumlah pengotor yang minimum didinginkan dengan cooler untuk kemudian ditampung di tanki penampungan. Cooler yang digunakan pada crude distiller II di unit CD & GP PT Pertamina (Persero) RU III adalah cooler 4-9 dan cooler 4-10 yang mana keduanya termasuk penukar panas tipe shell and tube yang dinilai memiliki banyak keuntungan baik dari segi fabrikasi, biaya, hingga unjuk kerjanya dalam peristiwa perpindahan panas. Aliran cooling water melalui tube sedangkan aliran LKD melalui shell. Cooler merupakan media vital di dalam dunia industri khususnya untuk proses pengolahan crude oil pada PT Pertamina (Persero) RU III. Oleh karena itu, dibutuhkan pembersihan (cleaning) dalam waktu berkala dan evaluasi kinerja cooler untuk membutuhkan jadwal cleaning selanjutnya. 4.1.2

Rumusan Masalah

1) Apa saja faktor yang mempengaruhi proyeksi jadwal cleaning pada cooler 4-9 dan 4-10 di CD II? 2) Kapan jadwal cleaning dapat dilakukan pada cooler 4-9 dan 4-10 di unit CD-II? 4.1.3 Tujuan 1) Untuk mengetahui jadwal cleaning atau maintenance pada cooler 4-9 dan 4-10 di CD II. 2) Untuk mengetahui apa saja yang mempengaruhi proyeksi jadwal cleaning cooler 4-9 dan 4-10 di unit CD II. 4.1.4 Ruang Lingkup Perhitungan dan analisa waktu cleaning pada cooler 4-9 dan 4-10 pada CD II di unit CD & GP PT PERTAMINA Refinery Unit III Plaju. 4.1.5

Manfaat

1) Menambah wawasan tentang alat cooler pada aplikasinya di industri khususnya mengenai cooler 4-9 dan 4-10 di CD II;

70

2) Dapat mengetahui jadwal cleaning dari cooler 4-9 dan 4-10 di CD II sehingga dapat menentukan kapan waktu maintenance untuk cooler 4-9 dan 4-10 di CD II; 3) Dapat menganalisa faktor yang berpengaruh dalam memproyeksikan jadwal cleaning dari cooler 4-9 dan 4-10 di CD II. 4.2

Tinjauan Pustaka

4.2.1

Cooler Perpindahan panas merupakan salah satu proses yang penting bagi industri

khususnya industri minyak dan gas. Peristiwa perpindahan panas merupakan peristiwa yang dijumpai hampir pada setiap operasi dalam kegiatan industri teknik kimia. Terdapat banyak pengertian cooler yang memiliki kesamaan juga pada chiller, refrigerator, dan juga cooling tower (Indar, 2015)55). Cooler adalah alat penukar panas yang berfungsi sebagai pendingin atau berfungsi untuk mendinginkan fluida panas pada proses. Cooler adalah alat yang berfungsi untuk mencegah terjadinya over heating (panas berlebih)

dengan

mendinginkan fraksi panas menggunakan media cairan dingin, sehingga akan terjadi perpindahan panas dari fluida yang panas ke media pendingin tanpa adanya perubahan temperatur (Adri, 2015)56). Pada umumnya media pendingin yang digunakan adalah air karena tidak mengalami kontak secara langsung dengan fraksi panas tersebut, sehingga fraksi panas akan mengalir di dalam pipa sedangkan air pendingin berada di luar pipa namun dapat juga sebaliknya. Cooler menggunakan air sebagai pendiginnya, sehingga temperatur pada produk keluaran diharapkan sama dengan suhu ruangan yaitu 27oC. Sistem air pendingin merupakan bagian yang terintegrasi dari proses operasi pada industri. Produktifitas pabrik berjalan secara kontinyu, sehingga sistem tersebut memerlukan pengolahan kimia dan perawatan yang baik. Air pendingin pada sistem berfungsi sebagai pengontrol temperatur dan tekanan dengan cara memindahkan panas dari fluida proses ke air pendingin yang kemudian akan membawa panasnya. Total nilai dari proses produksi akan menjadi 55) 56)

Cooler. https://id.pdfcoke.com/doc/281509526/Cooler Cooler. http://www.prosesindustri.com/2015/01/cooler-atau-alat-pendingin-pada.html

71

berarti jika sistem pendingin ini dapat menjaga temperatur dan tekanan proses dengan baik, mampu memonitor dan mengatur korosi, deposisi, pertumbuhan mikroba agar sistem operaso dapat untuk mencapai total cost of operation (TCO) yang optimal (Tejanegara, 2013)57). Air pendingin mempunyai pengaruh yang cukup besar terhadap efisiensi total serta umur engine. Apabila temperatur air pendingin masuk ke dalam engine terlalu tinggi maka efisiensi mekanis engine akan menurun dan dikhawatirkan dapat terjadi over heating yang tidak diinginkan pada engine. Bila temperatur air terlalu rendah maka efisiensi termal akan menurun (Handoyo dan Tirtoatmodjo, 1999)58). Proses pendinginan melibatkan pemindahan panas dari satu substansi ke substansi lain. Kehilangan panas disebut cooled dan yang menerima panas disebut coolant. Terdapat berbagai penggunaan yang menggunakan cooler diantaranya: •

Kondensor adalah alat penukar panas yang berguna untuk mendinginkan uap refrigerant dari kompresor agar dapat mengembun menjadi cairan. Saat pengembunan ini, refrigerant mengeluarkan sejumlah kalori yang akan diterima oleh cooler di dalam kondensor. Kondensor ini merupakan sistem pada cooler dalam siklus refrigerasi;

•

Cooler box adalah kotak pendingin minuman dan makanan;

•

Cutting oil semi syntetic atau biasa disebut coolen bahan pencampur air pada proses pemotongan bahan-bahan logam, besi, dan baja. Supaya mesin dan cetakan yang dipotong menjadi tetap dingin karena terkena gesekan alat pemotong. Prinsip kerja cooler adalah menarik udara segar dari luar, kemudian

menyaring dan mendinginkannya dengan menggunakan CEL PAD sebagai filter sehingga debu dan udara panas dari dalam ruangan akan terdorong keluar. Penggunaan sistem ini akan mengakibatkan terjadinya pertukaran udara dari luar ke dalam ruangan dan penurunan temperatur dan peningkatan jumlah O2 dalam 57)

Air Pendingin (Cooling Water). https://www.academia.edu/5206679/Air_Pendingin_Cooling_Water_Makalah_Disusun_untuk_ memenuhi_tugas_mata_kuliah_Utilitas

58)

Pengaruh Temperatur Air Pendingin Terhadap Konsumsi Bahan Bakar Motor Diesel Stasioner di Sebuah Huller.

72

waktu yang bersamaan. Industri migas terutama pada unit pengolahan minyak bumi, cooler digunakan untuk mendinginkan fraksi-fraksi minyak bum yang telah diolah. Pada dasarnya fraksi minyak bumi yang telah diolah terutama pada kolom destilasi memiliki panas yang cukup tinggi sehingga panasnya perlu diturunkan sebelum dimasukkan ke dalam tangki penyimpanan karena umumnya setiap jenis tangki memiliki karakteristik khusunya dalam penyimpanan fluida. Kelebihan pada cooler dibanding pendingin lain adalah: •

Temperatur udara masuk otomatis turun 5°C dari udara luar

•

100% memakai air sebagai pendingin

•

100% memakai udara segar

•

100% pergantian udara bukan sirkulasi

•

Daya listrikhanya 10% dari AC konvensional biasa

•

Konsumsi air yang hemathanya 3-15 L/jam

•

Menghilangkan bau yang kurang sedap di dalam ruangan dan menggantinya dengan udara bersih

•

Aman bagi kesehatan. Cooler terbagi menjadi dua yaitu cooler berbentuk plate dan cooler

berbentuk spiral seperti pada heat exchanger yang terjadi perpindahan panas secara konduksi pada dinding. Air yang digunakan untuk pendinginan adalah air biasa yang telah melalui proses treatment sebelumnya atau dapat juga digunakan air yang telah mengalami proses kimia yang bertujuan agar tidak terbentuk kerak atau kontaminasi mikroba di dinding yang menghambat perpindahan panas. Cooler dengan bentuk plate biasanya digunakan untuk perpindahan panas pada media gas dimana perpindahan panas yang terjadi secara direct (langsung) yaitu gas dilewatkan pada plate yang terdapat air untuk menyerap panas yang dibawa oleh gas dan air disini berfungsi sebagai peyerap pengotor yang dibawa oleh gas sehingga memiliki fungsi lain selain sebagai penukar panas. Cooler dengan bentuk spiral dibuat untuk mendinginkan fluida, dimana fluida yang dilewatkan ke dalam spiral dan air dipompakan ke sekeliling. Pada prinsipnya adalah sama seperti shell and tube. Tujuan dibuatnya spiral untuk memperbesar permukaan kontak perpindahan panas, dimana fluida yang 73

didinginkan akan berputar dengan waktu yang lama di dalam alat dan terjadi benturan dengan dinding spiral sehingga mempercepat laju kontak perpindahan panas. Berikut faktor-faktor yang membuat air sebagai media pendingin diantaranya: • Air jumlahnya berlimpah di alam; • Mudah untuk diproses; • Dapat menyerap panas dengan jumlah yang besar; • Tidak mudah terdekomposisi. 4.2.2 Jenis Cooler Cooler memiliki jenis yang berbeda tergantung kepada proses yang dilakukannya dan yang digunakannya (Adri, 2015) 59). Berikut terdapat cooler pada industri minyak dan gas: 4.2.2.1 Shell and Tube Cooler Jenis pertama adalah shell dan tube cooler. Pada cooler jenis ini proses pendinginan fraksi dilakukan dengan cara mengalirkan fraksi panas melalui pipa, sedangkan air pendingin yang dialirkan melalui shell sehingga akan mengalami kontak langsung dengan permukaan pipa yang berisi fraksi panas dan panas dari fraksi tersebut akan diserap oleh aliran air. 4.2.2.2 Trombone Cooler Trombone atau disebut juga dengan trickle, horizontal, s-type. Memiliki pipa yang disusun bertumpuk dengan ukuran yang standart dan aliran airnya menurun. Alat ini digunakan untuk zat kimia, brewing coke, petroleum, dan juga pada industri es. 4.2.2.3 Atmospheric Cooler Cooler ini menampung lebih banyak sehingga dapat digunakan untuk volume yang besar. Cooler ini biasa disebut juga dengan spray cooler atau bare tube cooler.

59)

Cooler. http://www.prosesindustri.com/2015/01/cooler-atau-alat-pendingin-pada.html

74

4.2.2.4 Box Cooler Jenis cooler ini sangat efisien karena prosesnya yang cukup mudah, di dalam alat ini terdapat coil (sejenis pipa tetapi memiliki banyak lubang-lubang kecil) yang digunakan untuk mengalirkan fluida panas, sedangkan air pendingin akan mengisi box cooler dan menutupi coil tersebut. Penyerapan panas akan dilakukan oleh air pendingin sehingga fraksi yang keluar dari box cooler telah sesuai dengan panas yang diinginkan. 4.2.3

Permasalahan Cooler pada Industri Minyak dan Gas Alat pendingin pada industri minyak dan gas ini sering mengalami

permasalahan yang sering muncul biasanya karena air pendingin pada pengontrolan sumber air bahan baku tidak dilakukan dengan efektif maka akan menimbulkan efek negatif pada proses, seperti kerusakan pada alat, meningkatnya biaya perawatan alat, serta dapat mengurangi transfer panas. Berikut terdapat beberapa masalah yang disebabkan oleh air pendingin pada industri migas: 4.2.3.1 Korosi Korosi merupakan proses elektrokimia dimana logam kembali ke bentuk alaminya sebagai oksida. Kerusakan yang disebabkan oleh korosi pada sistem pendingin ialah terjadinya penyumbatan pada pipa dan adanya kontaminasi terhadap fraksi yang tidak diinginkan akibat dari kebocoran karena korosi dan menurunnya proses perpindahan panas. Cara untuk mengatasi korosi ini bisa dilakukan dengan penambahan bahan kimia ke dalam aliran seperti kromat, silikat dan nitrat ferosianida yang dapat menjadikan penyebab korosi, sehingga terbawa keluar oleh arus aliran. 4.2.3.2. Scale Scale dapat muncul berupa lapisan padat materi nonorganik, seperti magnesium silicate, calsium carbonat, dan silica yang terbentuk karena adanya pengendapan. Penyebab dari adanya pengendapan ini yaitu terhambatnya proses pengaliran di dalam pipa dan berlanjut menghambat perpindahan panas. Cara untuk mengatasi scale ini adalah dengan menambah kuat arus aliran dan dapat juga ditambahkan bahan kimia seperti calsium carbonat.

75

4.2.3.3 Fouling Fouling merupakan adanya akumulasi material solid atau pembentukan lapisan deposit pada permukaan pipa seperti lapisan kristal dan lapisan sedimen yang tentunya dapat menghambat proses perpindahan panas. Fouling ini dapat dicegah maupun dikendalikan dengan menggunakan klorin, garam arganometal dan ammonium kuartener. 4.2.3.4 Biological Contamination Masalah ini dapat disebabkan oleh adanya pertumbuhan mikroba yang tidak terkontrol yang dapat menyebabkan terjadinya pembentukan deposit padat. Mikroba ini dapat masuk ke dalam alat melalui makeup water atau bisa juga melalui udara. Cara mengatasi masalah ini ialah dengan melakukan sterilisasi untuk merendahkan potensi melekatnya mikrooganisme seperti lumut serta membunuh mikroorganisme tersebut dengan menggunakan bahan kimia misalnya saja dengan klor, peroksida, dan senyawa amina yang dapat mengikis lumut tersebut (Adri, 2015).60) 4.2.4. Jenis Sistem Air Pendingin 4.2.4.1.Once Through Systems Air pendingin digunakan sebagai pendingin pada heat exchanger hanya dilewatkan sekali, selanjutnya langsung dikembalikan lagi ke badan air. Once through systems digunakan jika kebutuhan air pendingin sangat banyak serta ketersediaan sumber air banyak dan murah memiliki fasilitas untuk menangani buangan air panas dari air pendingin yang sudah digunakan. Once through systems merupakan air pendingin yang akan melewati HE hanya sekali. Mineral-mineral dalam air akan relatif tetap jumlahnya tidak berubah. Polusi temperatur yang disebabkan discharge dari sistem ini menjadi perhatian lingkungan. Keuntungan menggunakan once through system: •

Tidak diperlukan cooling tower

•

Tidak diperlukan pengolahan/treatment pendahuluan

Kerugian menggunakan once through systems:

60

Cooler. http://www.prosesindustri.com/2015/01/cooler-atau-alat-pendingin-pada.html

76

•

Korosi

•

Fouling

•

Sampah dan kotoran

•

Polusi/pencemaran temperatur di badan air

Gambar 4.1 Once Through System61)

4.2.4.2.Open Evaporative Recirculating Systems Air tawar yang berasal dari sungai atau danau dipompakan sebagai make-up cooling tower setelah sebelumnya dilakukan treatment (sedimentasi dan koagulasi) terlebih dahulu. Air tersebut digunakan untuk mendinginkan proses-proses di dalam pabrik. Air pendingin yang telah panas kemudian didinginkan di cooling tower untuk kemudian disirkulasikan kembali ke dalam pabrik. Menjaga kualitas air misalnya agar tidak terdapat algae atau bacteria dan pengendapan (scaling), maka perlu diinjeksikan beberapa jenis chemicals tertentu. Kualitas air juga harus dijaga melalui mekanisme make-up dan blow-down. Sistem ini banyak digunakan oleh pabrik yang berada dekat dengan sumber air tawar atau jauh dari laut. Spesifikasi material untuk peralatan yang menggunakan air tawar tidak perlu sebagus peralatan yang menggunakan air laut karena air tawar lebih tidak korosif dibandingkan dengan air laut. Open recirculating system banyak digunakan dalam industri yang terdiri dari pompa, heat exchanger, dan cooling tower. Pompa akan meresirkulasikan air melalui HE dan mengambil panasnya, lalu membuangnya di cooling tower dimana panas tersebut akan dibuang dari air dengan cara evaporasi. Dalam sistem ini chemical akan lebih

61)

Sistem Air Pendingin. Jakarta. STE

77

banyak digunakan karena komposisi air akan berubah saat evaporasi berlangsung, dimana konstituen korosi dan scaling akan lebih pekat. Air pendingin teruapkan sekitar 1% water. Kehilangan air akibat penguapan ini harus dikompensasi oleh make up air pendingin. Keuntungan menggunakan open evaporative recirculating systems: •

Jumlah kebutuhan air medikit (make up)

•

Memungkinkan untuk mengontrol korosi. Kerugian menggunakan open evaporative recirculating systems:

•

Investasi (capital cost) lebih tinggi daripada once through;

• Memerlukan cooling tower yang cukup besar; • System purge dan blow down kemungkinan dapat mengakibatkan pencemaran lingkungan.

Gambar 4.2: Open Evaporative Recirculating Systems62)

4.2.4.3.Closed Nonevaporative Recirculating Systems Air tawar pendingin digunakan untuk mendinginkan proses-proses di dalam pabrik. Air tawar pendingin yang telah panas didinginkan kembali pada “secondary cooler” (biasanya plate pada heat exchanger) untuk selanjutnya akan disirkulasikan kembali secara tertutup ke dalam pabrik. Air laut dipakai untuk mendinginkan “secondary cooler” dengan cara hanya sekali pakai (once through), 62)

Sistem Air Pendingin. Jakarta. STE

78

sumber air berasal dari laut kemudian dibuang lagi ke laut. Closed nonevaporative recirculating systems yang menggunakan air pendingin yang sama dan akan disirkulasikan berulang kali dalam siklus kontinyu. Pada sistem ini komposisi air juga relatif konstan. Air pendingin didinginkan pada secondary heat exchanger. Tidak ada kehilangan akibat penguapan juga tidak ada pengembalian. Keungtungan menggunakan closed nonevaporative recirculating systems: •

Air pendingin yang kembali relatif lebih bersih

•

Temperatur air pendingin memungkinkan lebih tinggi dari 100oC.

Kerugian menggunakan closed nonevaporative recirculating systems: •

Investasi / capital cost sangat tinggi;

•

Dibatasi oleh equipment secondary heat exchanger.

Gambar 4.3: Closed Nonevaporative Recirculating Systems63)

4.2.5. Komponen Sistem Air Pendingin Bantu 4.2.5.1.Komponen Sistem Inter condensor and after condensor berfungsi untuk mengkondensasikan Not Condensable Gases (NCG) yang tidak dapat terkondensasi pada kondensor, gas tersebut dihisap oleh steam ejector tingkat pertama untuk diteruskan ke inter

63)

Sistem Air Pendingin. Jakarta. STE

79

condensor. Gas-gas yang tidak dapat dikondensasi pada inter condenser dihisap oleh liquid ring vacuum pump (LRVP) atau steam ejector tingkat 2 untuk diteruskan ke after condenser. Air hasil kondensasi NCG dikembalikan ke kondensor, sedangkan sisa gas yang tidak terkondensasi akan dibuang ke udara. Inter cooler berfungsi sebagai alat penukar panas antara air pendingin primer dengan air pendingin sekunder. Pada inter cooler air pendingin primer dialirkan untuk mendinginkan air pendingin sekunder. Primary inter cooler pump adalah pompa pendingin primary, berfungsi untuk memompa air pendingin primary dari cold basin cooling tower yang masuk ke inter cooler, inter condensor, after condensor, dan perapat poros MCWP. Secondary inter cooler adalah pendingin sekunder yang berfungsi untuk mendinginkan instalasi atau peralatan minyak pelumas, udara pendingin generator, dan udara kompresor. Treated water transfer pump berfungsi untuk memompa air dari water storage menuju water header tank. Air pada tangki ini digunakan sebagai air secondary inter cooler. Treated water transfer pump terdiri dari dua buah yaitu pompa A atau B, hal itu bertujuan agar pompa yang satu bisa terus beroperasi ketika pompa lainya dilakukan pemeliharaan. Lube oil cooler adalah pendingin minyak pelumas setelah melumasi bearing turbine dan generator, berfungsi untuk menjaga tingkat kekentalan minyak pelumas agar viskositas minyak pelumas tetap sesuai standar. Prinsip kerjanya adalah memindahkan panas dari minyak pelumas ke air pendingin . Generator air cooler adalah pendingin udara generator yang berfungsi untuk menjaga temperatur udara di dalam generator agar sesuai dengan batasan operasi yang pada prinsip kerjanya adalah memindahkan panas dari udara yang keluar generator ke air pendingin secondary. Compressor air cooler adalah pendingin udara kompresor yang berfungsi untuk menjaga temperatur udara di dalam kompresor agar sesuai dengan batasan operasi. Prinsip kerjanya adalah memindahkan panas dari udara yang keluar kompresor ke air pendingin (Ropandi, 2008)64). 64)

Pengoperasian Sistem Air Pendingin. https://caridokumen.com/download/lampiran-laporanpegawai-sistem-air-pendingin-_5a44a3dab7d7bc7b7a76c06a_pdf

80

4.2.6. Feed, Aliran Proses, dan Produk Cooler Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, cooler berfungsi untuk menurunkan temperatur fraksi-fraksi minyak bumi yang telah diolah (dalam hal ini LKD sebagai feed) untuk mencapai kondisi yang diinginkan tanpa mengalami perubahan fasa. Pada dasarnya fraksi minyak bumi yang telah diolah (LKD) terutama pada kolom 2 memiliki panas yang cukup tinggi, sehingga panasnya perlu untuk diturunkan sebelum dimasukkan kedalam tangki penyimpanan dan dikeluarkan sebagai produk karena tangki memiliki karakteristik khusus dalam penyimpanan fluida. 4.2.7. Variabel Proses Cooler 4.2.7.1.Temperature Strains Karena pemuaian logam setelah menerima panas dapat menyebabkan tubes bandle dan shell tidak sama pemuaiannya, maka dipakai jenis cooler dengan floating head. Fixed head cooler hanya boleh dipakai jika delta T antara shell dan tube maksimum 15oC. 4.2.7.2.Tube Size, Pitch, dan Shell Size Harga stadard tube size, pitch, dan shell size terdapat pada table 9 Kern. Standard panjang tube

: 8,12,16,20 ft;

Standard diameter tube

: 5/8,3/4,1/2, 1 in.

Biasanya shell dapat dibuat dengan table 3/8 in, untuk ID 12-14 in, kecuali jika fluida sangat korosif atau tekanan operasinya besar (>300 psig). 4.2.7.3.Baffle Meskipun baffle akan menaikkan nilai pressure drop di dalam shell side tapi baffle juga dapat menaikkan turbulensi aliran yang akan menaikkan nilai ho, sehingga pemasangan baffle tetap diinginkan. 4.2.7.4.Cleaning and Maintenance Cooler dibersihkan secara periodik dengan sikat kawat atau dengan bahan kimia bersama dengan pemeriksaan-pemeriksaan jika ada tube yang perlu untuk diganti. Pembersihan dilakukan dengan berkala pada tube, sedangkan shell perlu melepaskan shell terlebih dahulu atau tube bundle.

81

4.2.7.5.Aliran Fluida Aliran fluida dalam cooler untuk pemanas biasanya digunakan pada fluida steam atau fluida panas lainnya. Sedangkan jika untuk pendingin digunakan air pendingin atau udara pendingin refrigerant. Kecepatan air minimum adalah 3 fps dengan temperatur keluar maksimum 120oF sehingga air pendingin selalu diusahakan melalui tube. Sedangkan udara pendingin digunakan untuk daerah yang kurang air atau air yang tersedia tidak memenuhi persyaratan untuk dipakai sehingga dapat juga digunakan untuk mendinginkan suhu hingga 30oC. Jenis alirannya dibagi menjadi tiga, diantaranya: •

Counter Current Aliran yang fluida mengalirnya dari arah yang berlawanan;

•

Co-Current Aliran yang fluida mengalirnya dari arah yang sama;

•

Cross Flow Aliran fluida yang mengalir saling berpotongan arah.

4.2.7.6.Proses Fuida Pada perusahaan-perusahaan modern dimana penggunaan panas sering dibutuhkan sehingga diperlukan penghematan besar-besaran, banyak juga pendinginan yang dilakukan selama proses sehingga dikenal dengan heat integration. 4.2.8. Analisa Kinerja (Performa) dan Waktu Cleaning Cooler Untuk menganalisa kinerja waktu cleaning dari cooler parameter yaitu: 4.2.8.1.Clean Overall Coefficient Uc adalah coefficient panas yang menyeluruh pada awal cooler yang digunakan, biasanya ditentukan oleh besarnya tahanan konveksi ho dan hio, sedangkan tahanan konduksi selalu diabaikan karena nilainya sangat kecil jika dibandingkan dengan tahanan konveksi. Uc =

hio x ho hio+ho

82

4.2.8.2.Design/Dirty Overall Coefficient Ud merupakan coefficient perpindahan panas yang menyeluruh setelah terjadi pengotoran pada cooler yang besarnya lebih kecil daripada Uc Ud =

Q A x ∆t

4.2.8.3.Heat Duty Heat duty adalah ketika panas yang diterima fluida lebih kecil daripada panas yang akan dilepaskan sehingga terdapat panas yang hilang dan dapat mengakibatkan berkurangnya peforma dari cooler. Q = w x Cp x (t2-t1) 4.2.8.4.Fouling Factor Fouling factor merupakan resistance dan cooler yang dimaksudkan untuk mereduksi korosivitas akibat dari interaksi antara fluida dengan dinding dari cooler namun setalah digunakan beberapa lama Rd akan mengalami akumulasi yang berakibat tidak baik bagi cooler karena nilai Rd yang cukup besar akan menghambat laju dari perpindahan panas antara hot dan cold fluid.

Rd =

Uc-Ud Uc x Ud

Bila nilai Rd deposited hasilnya lebih besar dari pada Rd allowed maka perlu dilakukan pembersihan dengan menghitung waktu cleaning yang dijadwalkan secara berkala. Terdapat beberapa penyebab terjadinya fouling diantaranya: •

Terdapat pengotor yang berupa kerak keras, hasil dari korosi yang terbentuk selama proses di dalam tube maupun shell

•

Terdapat pengotor berpori yaitu kerak yang terdekomposisi kerak keras.

Terdapat juga beberapa faktor yang mempengaruhi fouling diantaranya: •

Flow velocity mampu dengan kecepatan yang tinggi maka meminimalkan pembentukan fouling, namun harus diperhatikan adalah menimbulkan tingginya pressure drop juga erosi pada energi pemompaan yang besar. Idealnya kecepatan liquid pada tube adalah 1,5 – 2 m/s pada diameter luar 19,05 m. sedangkan untuk shell sekurang-kurangnya 0,6 m/s

83

•

Temperatur pada permukaan sangat berpengaruh terhadap pembentukan fouling. Biofouling juga tergantung pada temperatur tinggi, reaksi kimia, dan reaksi enzim yang akan berjalan cepat.

•

Material konstruksi dan permukaan halus pada pemilihan material tube sangatlah penting. Tipe biofouling akan menghambat pembentukan dengan copper-bearing alloy (Ariana, 2011)65).

4.2.8.5 Cross Temperature dan ΔT Approach Cross temperature merupakan suatu kondisi dimana terjadi perpotongan suhu pada kedua aliran panas dan dingin pada cooler. Apabila hal ini terjadi maka kinerja cooler mengalami penurunan, sedangkan ΔT Approach merupakan selisih antara suhu keluaran fluida panas dengan dingin untuk mendesain suatu alat. Apabila masih dibawah 15 oC perbedaannya, berarti kerja cooler masih baik. 4.2.8.6 Superficial Velocity Merupakan kecepatan air yang dibutukan untuk meminimalisir terjadinya fouling. Kecepatan superficial ini akan mempengaruhi usia dari cooler yang digunakan. Menurut sumber literature Coulson, apabila kecepatan superficial kurang dari 2 ft/s, maka terdapat indikasi adanya fouling pada cooler yang digunakan. 4.3.

Metodologi Penelitian

4.3.1

Material Dalam pelaksanaan penelitian ini digunakan dua buah material yaitu: data

aktual dan perhitungan manual yang digunakan untuk cooler unit CDU II. 4.3.2

Data Aktual Merupakan data hasil Laboratorium harian PT Pertamina (Persero) RU III

Plaju. 4.3.3. Perhitungan Manual Merupakan hasil perhitungan neraca panas cooler 4-9/10. 4.3.4. Diagram Alir Penelitian

65)

Fouling Pada HE. https://www.academia.edu/4663800/Fouling_pada_Heat_Exchanger

84

Penelitian dilakukan dengan menganalisis koefisien perpindahan panas saat masih bersih dan kotor, heat duty, fouling factor yang terjadi didalam cooler. Diagram alir dari keseluruhan rangkaian penelitian adalah sebagai berikut: Studi Literatur

Pengumpulan data

Perhitungan Manual

Validasi data

Pembahasan dan Kesimpulan Gambar 4.4. Blok Diagram Penelitian

Penelitian ini dilakukan 5 langkah, sebagai berikut: • Studi Literatur Langkah awal dalam penelitian ini adalah studi literature. Studi ini dimaksudkan untuk mempelajari tentang cooler; • Pengumpulan Data Pengumpulan data yang diperoleh merupakan hasil dari data laboratorium; • Perhitungan Manual Perhitungan manual dilakukan untuk mendapatkan waktu cleaning; • Validasi Data Validasi data ini dilakukan untuk mengetahui seberapa besar kesesuaian antara kondisi lapangan dan kondisi idealnya;

85

• Pembahasan dan Kesimpulan Pembahasan hasil penelitian ini merupakan hasil menganalisis koefisien perpindahan panas saat masih bersih dan kotor, heat duty, fouling factor yang terjadi didalam cooler, serta mengetahui kapan waktu cleaning yang akan dilakukan secara berkala. 4.4

Metode Perhitungan

4.4.1 Perhitungan Neraca Panas (Q) Q = W x Cp x (T1-T2) = w x cp x (t2-t1)

(1)

Dimana: Q

= Kalor jenis (Btu/hr);

W

= Laju alir fluida panas (lb/hr);

w

= Laju alir fluida dingin (lb/hr);

Cp

= Kapasitas panas fluida panas (Btu/lb. ᵒF);

cp

= Kapasitas panas fluida dingin (Btu/lb. ᵒF);

T1

= Temperatur fluida panas masuk (ᵒF);

T2

= Temperatur fluida panas keluar (ᵒF);

t1

= Temperatur fluida dingin masuk (ᵒF);

t2

= Temperatur fluida dingin keluar (ᵒF).

4.4.2 Perhitungan Log Mean Temperature Different (LMTD) Untuk alat penukar panas aliran counterflow, beda temperatur rata-rata dihitung dengan beda temperatur rata-rata logaritmik. LMTD =

4.4.3

(T1 − t2 )− (T2 − t1 ) (T − t ) ln 1 2 (T2 − t1 )

(2)

Perhitungan Temperatur Kalorik (Tc dan tc) Temperatur kalorik ditafsirkan sebagai temperatur rata-rata yang terlibat

didalam pertukaran panas. Tc = T2 + Fc (T1-T2)

(3)

tc = T1 + Fc (t2-t1)

(4)

86

tc T2 − t1 = Tc T1 − t2

(5)

4.4.4 Perhitungan Flow Area Flow area merupakan luas penampang yang tegak lurus arah aliran. • Shell Side as

= ID x C” x B / (144 x PT)

(6)

Dimana: IDt = Inside Diameter (in) C” = Jarak antara tube (in) B

= Jarak Baffle (in)

PT

= Tubepitch (in)

• Tube side at

= NT x a’t / (144 x n)

(7)

Dimana : NT = Jumlah tube a’t = Tube cross section area n

4.4.5

= Jumlah tube

Perhitungan Mass Velocity Kecepatan massa merupakan perbandingan laju alir dengan flow area. • Shell side Gs = W / as

.....(8)

Dimana : Gs = Mass Velocity fluida pada shell side W = Laju alir • Tube side Gt

= w / at

Dimana : Gt = Mass Velocity fluida pada tube side

87

.....(9)

4.4.6

Perhitungan Reynold Number Reynold number menunjukkan tipe aliran fluida di dalam pipa. • Shell side Res

= De x Gs / μ

(10)

Dimana : Gs

= Mass velocity (lb/hr ft2)

De = Diameter equivalent (ft) De = μ

4 ( Pt2 – π

OD2 ) 4

π OD

= Viskositas fluida pada suhu tc

• Tube side Ret

= D x Gt / μ

(11)

4.4.7 Perhitungan Heat Transfer Factor (JH) • Shell side Nilai JH untuk sisi shell dapat diketahui dari Gambar 10, Lampiran A. • Tube side Nilai JH untuk sisi tube dapat diketahui dari Gambar 7, Lampiran A.

4.4.8 Menentukan Thermal Function Pada tiap suhu yaitu Tc dan tc diperoleh masing-masing nilai c, μ dan k (c x μ / k)1/3 Dimana: c

= Panas spesifik (Btu/lb ᵒF)

k

= Konduktivitas thermal (Btu/hr ft ᵒF)

μ

= Viskositas

4.4.9 Menentukan nilai Outside Film Coefficient (ho) dan Inside Film Coefficient (hi) • Shell side

88

(12)

ho

k  c  = jH   De  k 

Фs

(13)

hi

k = jH D

 c     k 

Фt

(14)

1/ 3

• Tube side

hio = t

1/ 3

hi ID x  t OD

(15)

Dimana : ho

= Outside film coefficient (Btu/hr.ft ᵒF)

hio

= Inside film coefficient (Btu/hr.ft ᵒF)

4.4.10 Menentukan Tube Wall Temperature (tw) Temperatur dinding rata-rata tube dapat dihitung dengan tempertaur kalorik, jika diketahui nilai koefesien perpindahan panas fluida shell dan tube pada kondisi operasi sedang berlangsung. tw

= tc +

ho /  s x (Tc − tc ) hio /  t + ho /  s

(16)

Dimana: tw

= Temperatur

dinding tube (ᵒF)

4.4.11 Perhitungan Corrected Coefficient (ho) dan hio pada tw • Shell side    Φs =    w 

ho=

0 ,14

ho x Φs s

(17) (18)

• Tube side    Φt=    w 

0 ,14

89

(19)

hio=

hio

t

xΦt

(20)

Dimana : ho

= Outside film coefficient

hi

= Inside film coefficient

4.4.12 Perhitungan Clean Overall Coefficient (Uc) Uc merupakan overall heat transfer coefficient jika tidak terjadi fouling/kerak. UC

=

hio x ho hio + ho

(21)

Dimana : UC = Overall heat transfer coefficient (Btu/hr ft2 ᵒF)

4.4.13 Perhitungan Dirty Overall Coefficient (UD) UD merupakan overall heat transfer coefficient jika terjadi fouling/kerak. A = NT x a” x L UD

=

Q A x t

(22)

(23)

Dimana: UD

= Overall heat transfer coefficient(Btu/hr ft2 ᵒF)

4.4.14 Perhitungan Dirt Factor (Rd) Rd

=

UC − U D UC x U D

Dimana : Rd

= Fouling Factor (Btu/hr ft2 ᵒF)

4.4.15 Perhitungan Pressure Drop • Shell side

90

(24)

f x Gs x Ds x N + 1 ΔPs = 5,22 x1010 De x s x  s 2

(25)

• Tube side 2

ΔPt =

f x Gt x L x n 5,22 x 1010 xD x s x  t

(26)

ΔPr =

4 x n V2 x s 2g

(27)

∆Pr = ∆Pt + ∆Pr

(28)

Dimana: ∆Ps = Total pressure drop pada shell (psi) ∆Pt = Total pressure pada tube (psi) F

= Friction factor shell (ft2/in2)

S

= Specific gravity

N + 1 = Jumlah lintasan aliran melalui baffle D

= Inside diameter (ft)

N

= Jumlah pass tube

∆Pr = Return pressure drop pada tube (psi) V2/2g = Velocity head (psi)

4.4.16 Perhitungan Kemampuan Cooler Hal ini diperlukan untuk dapat menentukan kemampuan cooler dalam menjalankan tugasnya. Qd

= A x UD x ∆Tm

(29)

Dimana: Qd

= Kemampuan cooler (kJ/hr)

A

= Heat transfer surface (m2)

∆Tm

= Correction Factor (oC)

UD

= Dirty overall coefficient (W/m2 oC) dengan

Uc

= Overall heat transfer coefficient (W/m2 oC)

Rd

= Dirt factor (m2 oC/W)

1 1 = + Rd U D UC

(allowable/not allowable)

91

4.5.

Data Cooler 4-9 dan 4-10 di Crude Distiller II (CD-II) Unit CD&GP Pertamina RU III

4.5.1

Cooler 4-9 LKD (Shell) Tanggal

Flow Rate

Temp. Inlet

Temp. Outlet

(Ton/Day)

(OC)

(OC)

03/01/2019

198

105

51,7

0,8061

04/01/2019

197

93,2

56,3

0,7991

07/01/2019

188

105,4

64,4

0,8005

08/01/2019

204

103,1

58,6

0,7944

10/01/2019

200

141,4

65,3

0,8021

Jumlah

987

548,1

296,3

4,0072

Rata-rata

197,4

109,62

59,26

0.80144

SpGr

Cooling Water (Tube) Tanggal

Flow Rate

Temp. Inlet

Temp. Outlet

(T/D)

(OC)

(OC)

03/01/2019

80

31,7

37,4

0.99

04/01/2019

82

30,3

37,9

0.99

07/01/2019

75

32

40,6

0.99

08/01/2019

76

33,3

39,8

0.99

10/01/2019

84

30,2

40,5

0.99

Jumlah

397

157,5

196,2

4.95

Rata-rata

79,4

31,5

39,24

0.99

92

SpGr

4.5.2. Cooler 4-10 LKD (Shell) Tanggal

Flow Rate

Temp. Inlet

Temp. Outlet

(Ton/Day)

(OC)

(OC)

03/01/2019

198

112,6

55,7

0,8061

04/01/2019

197

105,7

52,6

0,7991

07/01/2019

188

115,9

62,7

0,8005

08/01/2019

204

115,7

54,1

0,7944

10/01/2019

200

148,5

57,5

0,8021

Jumlah

987

598,4

282,6

4,0072

Rata-rata

197,4

119,68

56,52

0.80144

SpGr

Cooling Water (Tube) Tanggal

Flow Rate

Temp. Inlet

Temp. Outlet

(T/D)

(OC)

(OC)

03/01/2019

80

31

35,2

0.99

04/01/2019

82

30,3

34,3

0.99

07/01/2019

75

32

41,1

0.99

08/01/2019

76

33,2

37,5

0.99

10/01/2019

84

31,2

37,9

0.99

Jumlah

397

157,7

186

4.95

Rata-rata

79,4

31,54

37,2

0.99

93

SpGr

4.6.

Hasil Perhitungan 4-9 dan 4-10 di Crude Distiller II (CD-II) Unit CD&GP Pertamina RU III

4.6.1

Cooler 4-9

Perhitungan waktu cleaning cooler 4-9 CD II Diketahui : Shell = LKD 9

•

Tin

= 109,62 oC = 32 + ( 5 𝑥 109,62 oC ) = 229,316 oF

•

Tout

= 59,26 oC

•

T1 – T2

= ( 229,316 − 138,668 ) oF

•

w

= 197,4 𝐷𝑎𝑦 x 2205 𝑇𝑜𝑛 x

•

Spgr60/60

= 0.80144

•

o

=

API

9

= 32 + ( 5 𝑥 59,26 oC ) = 138,668 oF

𝑇𝑜𝑛

141.5 Spgr

𝑙𝑏

1 𝐷𝑎𝑦 24 ℎ𝑟

= 90,648

o

F

= 18136,125 lb/hr

141.5

− 131.5 = 0.80144 − 131.5 = 45,05719705 oAPI

• μ

= 0,91476 lb/ft hr (Lampiran A, Gambar 13)

•

Tavg

=

•

Cp

= 0,54 Btu/lb oF (Lampiran A, Gambar 2)

•

k

= 0,081 Btu/hr (ft2) (oF/ft) (Lampiran A, Gambar 1)

229,316 + 138,668 2

= 183,992 oF

Tube = Cooling Water 9

•

tin

= 31,5 oC

= 32 + ( 5 𝑥 31,5 oC )

•

tout

= 39,24 oC

= 32 + ( 5 𝑥 39,24 oC ) = 102,632 oF

•

t2 – t1

= ( 102,632 − 88,7 ) oF

•

w

= 79,4 𝐷𝑎𝑦 x 2205 𝑇𝑜𝑛 x

•

μ

= 1,9118 lb/ft hr (Lampiran A, Gambar 12)

•

Tavg

=

•

Cp

= 1 Btu/lb oF (Lampiran A, Gambar 3)

•

k

= 0,3604 Btu/hr (ft2) (oF/ft) (Lampiran A, Tabel 1)

2

o

9

𝑇𝑜𝑛

102,632 + 88,7

= 88,7

𝑙𝑏

= 13,932 oF 1 𝐷𝑎𝑦 24 ℎ𝑟

= 7294,875 lb/hr

= 95,666 oF

94

F

1.

NERACA PANAS (Heat Ballance), Q a. Pada Shell Diketahui : TAVg

= 183,992 oF

Cp

= 0,54 Btu/lb.oF

(Lampiran A, Gambar 2)

Maka, Q1

= W x Cp x (T1 – T2) = 18136,125 lb/hr x 0,55 Btu/lb.oF x 183,992 oF = 887761,8679 Btu/hr (Tugas Cooler)

b. Pada Tube Diketahui : TAVg

= 95,666 oF

Cp

= 1 Btu/lb.oF

(Lampiran A, Gambar 3)

Maka, Q2

= W x Cp x (t2 – t1) = 7294,875 lb/hr x 1 Btu/lb.oF x 95,666 oF = 101632,1985 Btu/hr

LMTD dan Δt

2.

Hot Fluid T1

229,316 oF

Higher Temp

t2

T2

138,668 oF

Lower Temp

t1

90,648 oF

Differences

Cold Fluid

Differences

102,632 oF

126,684 oF

Δt2

o

F

49,968 oF

Δt1

o

F

76,716 oF

(Δt2– Δt1)

88,7 13,932

(T1 – T2)

(t2 – t1)

LMTD

=

R

=

(76,716) t 2 − t1 = ln t 2 / t1 ln(126,684/ 49,968 )

T1 − T2 = t2 − t1

259,304 −142,628 105,872− 87,764

95

= 82,46256938 oF

= 6,506459948

t2 − t1 = T1 − t1

S

=

Ft

= 0,986

105,872 − 87,764

= 0,109974425

259,304 − 87,764

(Lampiran A, Gambar 6)

Sehingga, Δt

= LMTD x FT = 95,846 oF x 0,98 = 93,939 oF

3.

TEMPERATUR KALORI (Tc dan tc) tc = th

t1 = t 2

54,864 153,432

= 0,394430236

Diketahui : T1 - T2

= 90,648oF

o

= 45,05719705 oAPI

API LKD

Maka didapat : Kc

= 0,115

Fc

= 0,405 (Lampiran A, Gambar 5)

Tc (Shell)

= T2 + Fc x (T1 – T2) = 138,668 oF + (0,405 x 90,648oF) = 175,38044 oF

tc (Tube)

= t1 + Fc x (t2 – t1) = 88,7 oF + (0,405 x 13,932 oF) = 94,34246 o

96

Fluida Panas (LKD) : Shell

Fluida Dingin (Cooling Water) : Tube

4. LUAS ALIRAN (Flow Area) Diketahui :

Diketahui :

ID

= 26,46 in

Jumlah Tube (Nt)

= 667 per shell

PT

= 0,7155 in

Jumlah Pass (n)

=2

B

= 1/5 x ID Shell

Diameter Luar (OD) = 1/2 in

= 1/5 x 26,46 in = 5,292 in

BWG

= 18

= PT – OD = 0,2155 in

a’t

= 0,127 ft2

(C”)

(Lampiran A, Tabel 3)

Maka :

Maka : IDxC" xB = 144 PT

as

=

at

26,46 × 0,2155 × 5,292

=

=

144 × 0,7155

N t x a 't 144 n 667 × 0,127 144 × 2

= 0,294128472 in2

= 0,292876698 in2 5. KECEPATAN MASSA (Mass Velocity) Diketahui :

Diketahui :

W

= 18136,125 lb/hr

w

= 7294,875 lb/hr

as

= 0,292876698 in2

at

= 0,294128472 in2

Maka :

Maka : Gs

=

W as

=

18136,125

𝑙𝑏/ℎ𝑟

Gt

0,292876698 in2

=

w 7294,875 𝑙𝑏/ℎ𝑟 = 0,294128472 in2 at

= 24801,66216 lb/hr.in2

= 61924,09678 lb/hr.in2 6. BILANGAN REYNOLD (Re)

Diketahui :

Diketahui : Tc

= 175,38044 oF

tc

= 94,34246 oF

o

= 45,05719705 oAPI

o

= 45,05719705 oAPI

μ

= 0,378 cp (Lampiran A, Gambar 13)

μ

= 0,79 cp

API

API

97

(Lampiran A, Gambar 12)

lb

μ

= 0,378Cp x 2, 42

μ

ft.hr cp

De

=

𝑂𝐷2 ) 4

𝜋 𝑂𝐷 4 (0,71552 − 𝜋

=

ft .hr cp

= 1,9118 Ib/ft.hr

= 0,91476 lb/ft.hr 4 ( 𝑃𝑡 2 – 𝜋

lb

= 0,71 Cp x 2, 42

Dt

0,52 ) 4

= 0,402 in

(Lampiran A, Tabel 3)

= 0, 402 in x

1 ft 12 in

𝜋 𝑥 0,5

= 0,0335 ft

1 ft = 0,804306369 in x 12 in

Maka,

= 0,0670 ft Maka, = De x Gs

Res

Ret



=

0,0670 𝑓𝑡 × 61924,09678 𝑙𝑏/ℎ𝑟𝑓𝑡 2

= Dt x Gt 

=

0,91476 𝑙𝑏/𝑓𝑡ℎ𝑟

0,0335 𝑓𝑡 × 𝟐4801,66216 𝑙𝑏/ℎ𝑟𝑓𝑡 2 1,9118 𝑙𝑏/𝑓𝑡ℎ𝑟

= 434,5934106

= 4537,250706 7. FAKTOR PERPINDAHAN PANAS (jH) Diketahui :

Diketahui :

Res

Ret

= 4537,250706

= 434,5934106

Maka dari grafik didapat,

Maka dari grafik didapat,

jH

jH

= 45

= 1,8 (Lampiran A, Gambar 7)

(Lampiran A, Gambar 10)

8. KOEFISIEN PERPINDAHAN PANAS Diketahui :

Diketahui : o

Tc

= 175,38044 F

tc

= 94,34246 oF

o

= 45,05719705 oAPI

o

= 45,05719705 oAPI

Cp

= 0,54 Btu/lb.oF

Cp

=

𝜇

= 0,91476 Ib/ft.hr 𝜇

= 1,9118 Ib/ft.hr

API

k

API

= 0,0782 Btu/ft2.hr(oF/ft) (Lampiran A, Gambar 1)

98

1

Btu/lb.oF

= 0,081 Btu/ft2.hr(oF/ft)

k

Interpolasi 𝑡 – 𝑡1

(Lampiran A, Gambar 1)

k = k1 + (𝑡2 −

Maka,

 c.     k 

=0,356+(

1/ 3

=(

0,54 × 0,91476 1/3

)

0,081

) (k2 – k1)

𝑡1

94,3734 − 86 140 − 86

)(0,381-0,356)

= 0,3598 Btu/ft2.hr(oF/ft) (Lampiran A, Tabel 1)

= 2,0328 Maka,

 c.     k 

1/ 3

1 × 1,9118 1/3 0,3598

)

= 1,7708

9. ho dan hio Diketahui :

= 1,67

jH = 45

Diketahui : jH = 1,8

Maka :

 c.  .   k 

Maka :

1/ 3

ho

= jH . k D

ho

s

 c.  = jH . k .   D  k 

ho

= 45 x

s

=(

s

1/ 3

hi

1/ 3

0,081 0,0670

hi

x 2,0328

= 110,5482629

 c.  = jH . k .   D  k 

 c.  .   k 

1/ 3

t

= jH . k D

hi

= 1,8 x

t

Btu/(hr.ft2.oF)

s

0,3598 0,0335

x 1,7708

= 34,24119403 Btu/(hr.ft2.oF)

10.

TUBE WALL TEMPERATURE hio t

=

hi

t

x ID

OD

= 34,24119403 Btu/(hr.ft2/°F) x = 27,52992 Btu/(hr.ft2.oF)

99

0,402 1/2

ho /  s

tw = tc +

hio / t + ho /  s

= 94,34246 oF +

(Tc - tc)

110,5482629

(175,38044 - 94,34246)°F

27,52992+ 110,5482629

= 159,223151 oF 11. Φs dan Φt Diketahui : Tw = 159,223151 oF o

API

μw

Diketahui :

= 45,05719705 oAPI lb

= 0,42 Cp x 2,42

tw

= 147,403 oF

o

= 45,05719705 oAPI

μw

= 0,41 Cp x 2, 42

API

ft.hr cp

= 1,0164 lb/ft.hr

lb

= 0,9922 lb/ft.hr

(Lampiran A, Gambar 13)

Maka, Φs

ft.hr cp

(Lampiran A, Gambar 12)

Maka,

  =    w  =(

0 ,14

0,91476

Φt

  =    w 

0,14

) 1,0164

= (

= 0,9853

0 ,14

1,9118

0,14

) 0,9922

= 1,0961

12. ho , hi , dan hi ho

=

ho

s

x Φs

hi

=

hi

t

x Φt

= 110,5482629 x 0,9853

= 34,24119403 x 1,0961

= 108,9295 Btu/(hr.ft2.F)

= 30,1774 Btu/(hr.ft2.F) hio

=

hio

t

x Φt

= 27,52992 x 1,0961 = 37,5341 Btu/(hr.ft2.F)

100

13.

CLEAN OVERALL COEFFICIENT, Uc Uc

14.

hio . ho

=

hio + ho

=

30,1774 x 108,9295 30,1774 + 108,9295

= 23,63086735 Btu/(hr.ft2.F)

DESIGN OVERALL COEFFICIENT, Ud Diketahui : OD

= 1/2 in

BWG

= 18;

a”

= 0,1309 ft2/in.ft;

L

= 9 ft;

Nt

= 667

A

= a” x L x Nt

(Lampiran A, Tabel 3)

= 0,1309 ft2/ft x 9 ft x 667 = 785,7927 ft2 Sehingga, UD

Q A. t

=

887761,8679 Btu/hr

=

785,7927 ft2 x 79,16406661 °F

= 14,27119701 Btu/hr.ft2.oF 15.

FAKTOR PENGOTOR, Rd Rd

UC − U D U C ..U D

= =

23,63086735 − 14,27119701 23,63086735 x 14,27119701

= 0,0152 hr.ft2.oF /Btu 16.

KEMAMPUAN COOLER (Qd) Rd

= 0,0152 hr.ft2.°F/Btu

(non-allowable)

Uc = 23,63086735 Btu/hr.ft2.°F 1 𝑈𝑑

=

1 𝑈𝑐

+ Rd

101

1 𝑈𝑑

=

1 𝟐𝟑,𝟔𝟑𝟎𝟖𝟔𝟕𝟑𝟓 Btu/hr.𝑓𝑡 2 .°F

+ 0,0152 hr.ft2.°F/Btu

Ud = 17,3860 Btu/hr.ft2.°F Maka, Qd

= Ud x A x Δt = 17,3860 Btu/hr.ft2.°F x 785,7927 ft2x 79,16406661 °F = 1081523,195 Btu/hr Bulan 0 2 4 6 8 10 12 14 16 17 18

Kemampuan Tugas 778696700,2 639188544,9 755024320,5 639188544,9 731351940,9 639188544,9 707679561,2 639188544,9 684007181,5 639188544,9 660334801,8 639188544,9 636662422,1 639188544,9 612990042,4 639188544,9 589317662,7 639188544,9 577481472,9 639188544,9 565645283 639188544,9 Keterangan :

Kemampuan = [Qd – (Rdcal x Qd x bulan)] x 30 x 24 Tugas

= Qpanas x 24 x 30 = 639188544,9

Qd

= 1081523,195 Btu/hr

Rdcal

= 0,0152 ft2hr0F/Btu

Qpanas

= 887761,8679 Btu/hr

102

WAKTU CLEANING COOLER 4-9 900000000 800000000

Q (Btu/hr)

700000000 600000000 500000000

Kemampuan Cooler Tugas Cooler

400000000 300000000 200000000 100000000 0 0

5

10 Waktu (bulan)

15

Grafik 1. Kemampuan dan Tugas Cooler 4-9

103

20

17. Untuk Res = 4537,2507

Untuk Ret = 434,5934

= 0,0026 ft2 / in2

f

= 0,0011 ft2 / in2

f

(Lampiran A, Gambar 11) o

(Lampiran A, Gambar 8)

Tc

= 175,38044 F

tc

= 92,6297 oF

o

= 45,05719705 oAPI

s

= 0,99

s

= 0,76

API

(Kern, fig.6 hal.809)

(Lampiran A, Gambar 4)

ID = 12 in / ft

Ds

=

2

f .Gt L. n ΔPt = 5,22 x 1010.D . s . t

26,24 in

= 0,064179 psi

12 in/𝑓𝑡

= 2,205 ft

v2 2g'

12 L N + 1 = B

Maka,

5,292

ΔPr =

19. Pressure drop (ΔPs)

=

f .Gs .Ds .(N +1) 5,22 x1010.De. s .s 2

=

= 0,00007 (Lampiran A, Gambar 9)

12 𝑥 9

= 20,4081

ΔPs

= 24801,66216 lb/ft2.hr

21. Gt

18. No.of crosses,

=

20. Pressure drop (ΔPt)

4n v 2 x s 2g' 4 𝑥 2 0,99

x 0,00007

= 0,000565 psi ΔPT = ΔPt + ΔPr

= 2,778 psi

= 0,064179 + 0,000565 = 0,0698 psi

104

4.6.2

Cooler 4-10

Perhitungan waktu cleaning cooler 4-10 CD II Diketahui : Shell = LKD 9

•

Tin

= 119,68 oC

= 32 + ( 5 𝑥 119,68 oC ) = 247,424 oF

•

Tout

= 56,52 oC

= 32 + ( 5 𝑥 56,62 oC ) = 133,736 oF

•

T1 – T2

= ( 247,424 − 133,736 ) oF

•

w

= 197,4 𝐷𝑎𝑦 x 2205 𝑇𝑜𝑛 x

•

Spgr60/60

= 0.80144

•

o

=

API

9

𝑇𝑜𝑛

141.5 Spgr

𝑙𝑏

1 𝐷𝑎𝑦 24 ℎ𝑟

= 113,688 oF = 18136,125 lb/hr

141.5

− 131.5 = 0.80144 − 131.5 = 45,05719705 oAPI

• μ

= 0,9196 lb/ft hr (Lampiran A, Gambar 13)

•

Tavg

=

•

Cp

= 0,48 Btu/lb oF (Lampiran A, Gambar 2)

•

k

= 0,081 Btu/hr (ft2) (oF/ft) (Lampiran A, Gambar 1)

247,424 + 133,736 2

= 190,58 oF

Tube = Cooling Water 9

•

tin

= 31,54 oC

= 32 + ( 5 𝑥 31,54 oC )

•

tout

= 37,18 oC

= 32 + ( 5 𝑥 37,18 oC ) = 98,924 oF

•

t2 – t1

= ( 88,772 − 98,924 ) oF

•

w

= 79,4 𝐷𝑎𝑦 x 2205 𝑇𝑜𝑛 x

•

μ

= 1,936 lb/ft hr (Lampiran A, Gambar 12)

•

Tavg

=

•

Cp

= 1 Btu/lb oF (Lampiran A, Gambar 3)

•

k

= 0,359069333 Btu/hr (ft2) (oF/ft) (Lampiran A, Tabel 1)

9

𝑇𝑜𝑛

98,924 + 88,772 2

= 88,772 oF

𝑙𝑏

= 10,152 oF

1 𝐷𝑎𝑦 24 ℎ𝑟

= 7294,875 lb/hr

= 93,848 oF

105

1.

NERACA PANAS (Heat Ballance), Q Pada Shell Diketahui : TAVg

= 190,58 oF

Cp

= 0,48 Btu/lb.oF

(Lampiran A, Gambar 2)

Maka, Q1

= W x Cp x (T1 – T2) = 18136,125 lb/hr x 0,48 Btu/lb.oF x 113,688 oF = 989692,6939 Btu/hr (Tugas Cooler)

Pada Tube Diketahui : TAVg

= 93,848 oF

Cp

= 1 Btu/lb.oF

(Lampiran A, Gambar 3)

Maka, Q2

= W x Cp x (t2 – t1) = 7294,875 lb/hr x 1 Btu/lb.oF x 93,848 oF = 74057,571 Btu/hr

LMTD dan Δt

2.

Hot Fluid

Cold Fluid

Differences 148,5

F

Δt2

88,772 oF

44,964 oF

Δt1

10,152 oF

103,536 oF

(Δt2– Δt1)

T1

247,424oF

Higher Temp

t2

98,924 oF

T2

133,736 oF

Lower Temp

t1

113,688 oF

Differences

(T1 – T2)

o

(t2 – t1)

LMTD

=

R

=

(103,536 ) t 2 − t1 = ln t 2 / t1 ln(148,5 / 44,964)

T1 − T2 = t2 − t1

247,424 −133,736 98,924− 88,772

106

= 86,66110748 oF

= 11,19858156

S

=

Ft

t2 − t1 = T1 − t1

98,924 − 88,772

= 0,068363636

247,424 − 88,772

= 0,97

(Lampiran A, Gambar 6)

Sehingga, Δt

= LMTD x FT = 95,846 oF x 0,98 = 84,06127426 oF

3.

TEMPERATUR KALORI (Tc dan tc) tc th

=

t1 = t 2

44,964 148,5

= 0,302787879

Diketahui : T1 - T2 = 113,688 oF o

API LKD

= 45,05719705 oAPI

Maka didapat : Kc

= 0,13

Fc

= 0,38 (Lampiran A, Gambar 5)

Tc (Shell)

= T2 + Fc x (T1 – T2) = 133,736 oF + (0,38 x 113,688 oF) = 176,93744 oF

tc (Tube)

= t1 + Fc x (t2 – t1) = 88,772 oF + (0,38 x 10,152 oF) = 92,62976 oF

107

Fluida Panas (LKD) : Shell

Fluida Dingin (Cooling Water) : Tube

4. LUAS ALIRAN (Flow Area) Diketahui :

Diketahui :

ID

= 26,46 in

Jumlah Tube (Nt)

= 667 per shell

PT

= 0,7155 in

Jumlah Pass (n)

= 2

B

=1/5 x ID Shell

Diameter Luar (OD) = 1/2 in

= 1/5 x 26,46 in = 5,292 in

BWG

= 18

= PT – OD = 0,2155 in

a’t

= 0,127 ft2

(C”)

(Lampiran A, Tabel 3)

Maka :

Maka :

N t x a 't

IDxC" xB = 144 PT

as

=

at

26,46 × 0,2155 × 5,292

= 144 n =

144 × 0,7155

667 × 0,127 144 × 2

= 0,294128472 in2

= 0,292876698 in2 5. KECEPATAN MASSA (Mass Velocity) Diketahui :

Diketahui :

W

= 18136,125 lb/hr

w

= 7294,875 lb/hr

as

= 0,292876698 in2

at

= 0,294128472 in2

Maka :

Maka : Gs

=

W as

=

18136,125

𝑙𝑏/ℎ𝑟

Gt

0,292876698 in2

=

w 7294,875 𝑙𝑏/ℎ𝑟 = 0,294128472 in2 at

= 24801,66216 lb/hr.in2

= 61924,09678 lb/hr.in2 6. BILANGAN REYNOLD (Re)

Diketahui :

Diketahui : Tc

= 176,93744 oF

tc

= 92,62976 oF

o

= 45,05719705 oAPI

o

= 45,05719705 oAPI

μ

= 0,38 cp (Lampiran A, Gambar 13)

μ

= 0,8 cp

API

API

108

(Lampiran A, Gambar 12)

lb

= 0,38 Cp x 2,42 ft.hr

μ

μ

cp

= 0,9196 lb/ft.hr 4 ( 𝑃𝑡 2 – 𝜋

De

= =

lb

= 0,8 Cp x 2,42 = 1,936 Ib/ft.hr

𝑂𝐷2 ) 4

Dt

𝜋 𝑂𝐷

0,52 4 (0,71552 − 𝜋 ) 4

= 0,402 in

(Lampiran A, Tabel 3)

= 0, 402 in x

𝜋 𝑥 0,5

= 0,804306369 in x

ft .hr cp

1 ft 12 in

= 0,0335 ft

1 ft 12 in

= 0,0670 ft

Maka,

= De x Gs

Ret

Maka, Res



=

0,0670 𝑓𝑡 × 61924,09678 𝑙𝑏/ℎ𝑟𝑓𝑡 2

= Dt x Gt 

=

0,9196 𝑙𝑏/𝑓𝑡ℎ𝑟

0,0335 𝑓𝑡 × 𝟐4801,66216 𝑙𝑏/ℎ𝑟𝑓𝑡 2 1,936 𝑙𝑏/𝑓𝑡ℎ𝑟

= 429,160993

= 4513,370439 7. FAKTOR PERPINDAHAN PANAS (jH) Diketahui :

Diketahui :

Res

Ret

= 4513,370439

= 429,160993

Maka dari grafik didapat,

Maka dari grafik didapat,

jH

jH

= 42

= 1,7

(Lampiran A, Gambar 10)

(Lampiran A, Gambar 7)

8. KOEFISIEN PERPINDAHAN PANAS Diketahui :

Diketahui : o

Tc

= 176,93744 F

tc

= 92,62976 oF

o

= 45,05719705 oAPI

o

= 45,05719705 oAPI

Cp

= 0,48 Btu/lb.oF

Cp

= 1 Btu/lb.oF

𝜇

= 0,9196 Ib/ft.hr

𝜇

= 1,936 Ib/ft.hr

API

API

109

= 0,081 Btu/ft2.hr(oF/ft)

k

Interpolasi 𝑡 – 𝑡1

(Lampiran A, Gambar 1)

k = k1 + (𝑡2 −

Maka,

) (k2 – k1)

𝑡1

92,62976 − 86

 c.     k 

=0,356+(

1/ 3

0,48 × 0,9196 1/3

=(

)

0,081

140 − 86

)(0,381-0,356)

= 0,3598 Btu/ft2.hr(oF/ft) (Lampiran A, Tabel 1)

= 1,816493827 Maka,

 c.     k 

1/ 3

1 × 1,9118 1/3 0,3598

)

= 1,7972

9. ho dan hio Diketahui :

= 1,677

jH = 42

Diketahui : jH = 1,8

Maka : ho

 c.  = jH . k .   D  k 

ho

s

 c.  = jH . k .   D  k 

ho

0,081

Maka :

1/ 3

s

=(

s

1/ 3

hi

1/ 3

= 42 x

0,0670

hi

x 1,816493827

= 92,19937429

 c.  = jH . k .   D  k   c.  .   k 

1/ 3

t

= jH . k D

hi

= 1,8 x

t

Btu/(hr.ft2.oF)

s

0,3598 0,0335

x 1,7972

= 34,67462687 Btu/(hr.ft2.oF) 10.

= 34,67462687 Btu/(hr.ft2.oF)

TUBE WALL TEMPERATURE hio

t

=

hi

t

x ID

OD

= 34,67462687 Btu/(hr.ft2/°F) x = 27,8784 Btu/(hr.ft2.oF) tw = tc +

ho /  s hio / t + ho /  s

(Tc - tc)

110

0,402 1/2

= 92,62976 oF +

92,19937429 27,8784 + 92,19937429

(176,93744 - 92,62976)°F

= 157,3637659 oF

11. Φs dan Φt Diketahui : Tw = 157,3637659 oF o

Diketahui :

= 45,05719705 oAPI

API

tw

= 157,3637659 oF

o

= 45,05719705 oAPI

μw

= 0,43 Cp x 2, 42

API

lb

= 0,35 Cp x 2,42 ft.hr

μw

cp

= 0,847 lb/ft.hr

lb

= 1,0406 lb/ft.hr (Lampiran A, Gambar 12)

(Lampiran A, Gambar 13)

Maka,

Maka, Φs

ft .hr cp

   =    w =(

0,9196 0,847

0 ,14

Φt 0,14

   =    w = (

)

0 ,14

1,936

0,14

) 1,0406

= 1,0908

= 1,0115 11. ho , hi , dan hi ho

=

ho

s

hi

x Φs

=

hi

t

x Φt

= 92,19937429 x 1,0115

= 34,67462687 x 1,0908

= 93,2670 Btu/(hr.ft2.F)

= 30,4098 Btu/(hr.ft2.F) hio

=

hio

t

x Φt

= 27,8784 x 1,0908 = 37,8232 Btu/(hr.ft2.F)

13.

CLEAN OVERALL COEFFICIENT, Uc 111

Uc

14.

hio . ho

=

hio + ho

=

30,4098 x 93,2670 30,4098+ 93,2670

= 22,93265534 Btu/(hr.ft2.F)

DESIGN OVERALL COEFFICIENT, Ud Diketahui : OD

= 1/2 in

BWG

= 18

a”

= 0,1309 ft2/in.ft;

L

= 9 ft

Nt

= 667

A

= a” x L x Nt

(Lampiran A, Tabel 3)

= 0,1309 ft2/ft x 9 ft x 667 = 785,7927 ft2 Sehingga, UD

=

Q A. t

=

989692,6939 Btu/hr

785,7927 ft2 x 84,06127426°F

= 14,98291809 Btu/hr.ft2.oF 15.

FAKTOR PENGOTOR, Rd Rd

= =

UC − U D U C ..U D 22,93265534 − 14,98291809 22,93265534 x 14,98291809

= 0,0137 hr.ft2.oF /Btu 16.

KEMAMPUAN COOLER (Qd) Rd = 0,0137 hr.ft2.°F/Btu

(non-allowable)

Uc = 22,93265534 Btu/hr.ft2.°F 1 𝑈𝑑

=

1 𝑈𝑐

+ Rd

112

1 𝑈𝑑

=

1 14,98291809 Btu/hr.𝑓𝑡 2 .°F

+ 0,023136733 hr.ft2.°F/Btu

Ud = 17,45019791 Btu/hr.ft2.°F Maka, = Ud x A x Δt

Qd

= 17,45019791 Btu/hr.ft2.°F x 785,7927 ft2x 84,06127426 °F = 1152668,21 Btu/hr Bulan 0 2 4 6 8 10 12 14 16 17 18

Kemampuan Tugas 829921111,4 712578739,6 807181272,9 712578739,6 784441434,5 712578739,6 761701596 712578739,6 738961757,6 712578739,6 716221919,1 712578739,6 693482080,7 712578739,6 670742242,2 712578739,6 648002403,8 712578739,6 636632484,6 712578739,6 625262565,3 712578739,6 Keterangan :

Kemampuan = [Qd – (Rdcal x Qd x bulan)] x 30 x 24 Tugas

= Qpanas x 24 x 30 = 712578739,6

Qd

= 1152668,21 Btu/hr

Rdcal

= 0,0137 ft2hr0F/Btu

Qpanas

= 989692,6939 Btu/hr

113

WAKTU CLEANING COOLER 4-10 900000000 800000000

Q (Btu/hr)

700000000 600000000 Kemampuan Cooler

500000000 400000000

Tugas Cooler

300000000 200000000 100000000 0 0

5

10 Waktu (bulan)

15

Grafik 2. Kemampuan dan Tugas Cooler 4-10

114

20

17. Untuk Res = 4513,370439

Untuk Ret = 429,160993

= 0,0026 ft2 / in2

f

= 0,0012 ft2 / in2

f

(Lampiran A, Gambar 11) o

(Lampiran A, Gambar 8)

Tc

= 176,93744 F

tc

= 92,6297 oF

o

= 45,05719705 oAPI

s

= 0,99

s

= 0,76

API

(Kern, fig.6 hal.809)

(Lampiran A, Gambar 4)

ID = 12 in / ft

Ds

=

2

f .Gt L. n ΔPt = 5,22 x 1010.D . s . t

26,24 in

= 0,070 psi

12 in/𝑓𝑡

= 2,205 ft

v2 2g'

12 L N + 1 = B

Maka,

5,292

ΔPr =

19. Pressure drop (ΔPs)

=

f .Gs .Ds .(N +1) 5,22 x1010.De. s .s 2

=

= 0,00007 (Lampiran A, Gambar 9)

12 𝑥 9

= 20,4081

ΔPs

= 24801,66216 lb/ft2.hr

23. Gt

18. No.of crosses,

=

22. Pressure drop(ΔPt)

4n v 2 x s 2g' 4 𝑥 2 0,99

x 0,00007

= 0,00056 psi ΔPT = ΔPt + ΔPr

= 3,167 psi

= 0,070 + 0,00056 = 0,0756 psi

115

4.7.

Pembahasan Cooler 4-9 dan 4-10 pada crude distiler II (CD-II) berfungsi untuk

mendinginkan atau menurunkan temperatur feed yang berupa kerosene (LKD) menggunakan media pendingin yakni air pendingin (cooling water). LKD yang bertemperatur tinggi dimasukkan ke dalam shell sedangkan air yang bertemperatur lebih rendah dimasukkan ke dalam tube. Sesuai dengan prinsip perpindahan panas, perbedaan suhu atau gradien temperatur antara bagian satu dengan yang lainnya menyebabkan penurunan temperatur dari temperatur tinggi ke temperatur rendah. LKD pada bagian shell cooler 4-9 dan 4-10 yang memiliki nilai viskositas lebih rendah yakni 0,91476 lb/ft.hr dan 0,9196 lb/ft.hr menyebabkan perpindahan panas yang terjadi lebih cepat dan tumbukan antar molekul di dalamnya lebih turbulen jika dibandingkan dengan cooling water pada bagian tube Cooler 4-9 dan 4-10 yang memiliki viskositas yang lebih tinggi 1,9918 lb/ft.hr dan 1,936 lb/ft.hr. Kekentalan fluida yang semakin rendah menyebabkan molekul-molekul pada LKD mengalami peningkatan energi secara kinetik yang signifikan. Peningkatan energi kinetik menyebabkan turbulensi antar molekul-molekul LKD sehingga terjadi loncatan elektron. Loncatan elektron ini diakibatkan oleh adanya perbedaan energi antara titik yang satu dengan titik lainnya, dalam hal ini LKD dan cooling water. Hal ini menyebabkan terjadinya peristiwa perpindahan panas. Meninjau dari data hasil lapangan, panas yang lepas dari LKD dan panas yang diterima oleh cooling water baik pada Cooler 4-9 maupun Cooler 4-10 memberikan hasil yang tidak signifikan. Sisa energi atau panas yang tidak diterima oleh cooling water terserap oleh alat itu sendiri. Hal ini menyebabkan semakin lama cooler digunakan maka akumulasi energi yang diterima oleh suatu cooler semakin besar dan mengakibatkan kinerja dari cooler tersebut menurun. Kinerja suatu cooler ditinjau dari efektivitas perpindahan panas yang terjadi. Faktor yang mempengaruhi perpindahan panas pada suatu cooler adalah fouling factor. Fouling pada suatu alat memberikan dampak negatif yang signifikan terhadap efisiensi operasional unit. Pada kebanyakan industri, pengeluaran terbesar disebabkan oleh peristiwa fouling pada alat industri kimia. Fouling adalah suatu peristiwa terakumulasinya padatan yang tidak diinginkan pada suatu alat yang

116

berkontak dengan fluida kerja. Akumulasi padatan menyebabkan pengurangan cross sectional area yang dapat menurunkan efektivitas perpindahan panas. Efek lainnya dari suatu peristiwa fouling juga dapat mencakup pipa proses yang tersumbat, korosi, dan polusi. Fouling dapat menyebabkan titik panas lokal yang pada akhirnya menyebabkan kegagalan mekanis dari permukaan perpindahan panas (Ibrahim, 2012). Kerugian yang ditimbulkan oleh fouling cukup banyak sehingga terdapat nilai koefisien fouling menjadi penting diikutsertakan dalam menghitung overall coefficient heat transfer yang dalam hal ini adalah kemampuan cooler. Koefisien fouling factor yang ditetapkan sebesar 0,001–0,002 Btu/hr.ft2.oF (Kern, 1950). Terdapat variabel lain yang mempengaruhi fouling adalah kecepatan linier fluida (velocity), temperatur fluida yang mengalir pada tube dan shell karena semakin tinggi temperatur akan semakin mempercepat terbentuknya fouling, dan laju alir fluida kecil akan membentuk suatu endapan. Fouling factor pada Cooler 4-9 dan 4-10 menurut perhitungan yang didasari dengan data lapangan pada 2 Januari 2019 hingga 10 Januari 2019 adalah 0,0137 Btu/hr.ft2.oF dan 0,0152 Btu/hr.ft2.oF. Koefisien fouling factor aktual yang lebih tinggi dibandingkan koefisien fouling factor yang ditetapkan pada desain heat exchanger.

Q (Btu/hr)

WAKTU CLEANING COOLER 4-10 900000000 800000000 700000000 600000000 500000000 400000000 300000000 200000000 100000000 0

Kemampuan Cooler Tugas Cooler

0

5

10 Waktu (bulan)

15

Grafik 3. Kemampuan dan Tugas Cooler 4-9

117

20

Q (Btu/hr)

WAKTU CLEANING COOLER 4-10 900000000 800000000 700000000 600000000 500000000 400000000 300000000 200000000 100000000 0

Kemampuan Cooler Tugas Cooler

0

5

10 Waktu (bulan)

15

20

Grafik 4. Kemampuan dan Tugas Cooler 4-10

Berdasarkan dua grafik diatas, terlihat bahwa kemampuan dan tugas cooler yang ditinjau selama waktu pengambilan data bersinggungan pada kemampuan cooler di titik 5 atau 10 bulan kemudian dari pengambilan data dilakukan. Sementara itu, kemampuan cooler pada bulan ke 12 hingga bulan ke 18 selanjutnya diproyeksikan tidak akan mencukupi tugas sehari-hari cooler. Hal ini berhubungan langsung dengan nilai fouling factor aktual cooler yang sudah melebihi batas ketentuan. Dampak utama yang diberikan oleh peristiwa fouling adalah menurunnya kinerja perpindahan panas pada suatu alat dan peningkatan pressure drop (Speight, 2015). Pressure drop maksimum yang ditetapkan jenis shell and tube heat exchanger, dalam hal ini cooler 4-9 dan 4-10, adalah 10 psi untuk bagian shell maupun tube (Couper, Penny, Fair & Wallas, 2004). Menurut perhitungan yang didasari dengan data lapangan pada 2 Januari 2019 hingga 10 Januari 2019, pressure drop pada bagian shell cooler 4-9 dan 4-10 adalah 2,778 psi dan 3,167 psi. Pressure drop yang bernilai tinggi disebabkan oleh tingginya nilai resistensi friksi karena permukaan alat menjadi kasar yang dalam hal ini disebabkan oleh fouling (Ibrahim dkk, 2005). Pada hakikatnya, pressure drop yang tinggi menyebabkan aliran menjadi turbulen, tumbukan molekul yang semakin banyak, dan kedua hal

118

ini berbanding lurus dengan nilai perpindahan panas. Namun dengan adanya fouling pada cooler, aliran yang turbulen tidak menghasilkan perpindahan panas yang maksimum karena berkurangnya cross sectional area. Aliran yang turbulen ini sebaliknya menyebabkan potensi kerusakan alat yang semakin besar yang diakibatkan panas atau energi yang terlepas dari tumbukan molekul-molekul diterima oleh alat. Meninjau dari nilai-nilai aktual yang ada, Cooler 4-9 maupun 410 dalam waktu yang telah diproyeksikan, yakni 10 bulan kemudian, memerlukan pembersihan atau maintenance. Maintenance baik secara mekanik maupun dengan menggunakan proses kimia dilakukan agar tumpukan dari coke tidak terakumulasi dan mengendap lebih banyak sehingga proses pendinginan pada cooler dapat berjalan secara maksimal. Metode cleaning yang dapat digunakan untuk suatu cooler adalah mechanical cleaning cooler dimana pembersihan menggunakan high pressure water jet.

119

BAB V PENUTUP 5.1 1)

Kesimpulan Cooler 4-9 dan 4-10 pada unit CD-II harus dilakukan maintenance pada bulan ke 10 setelah waktu pengambilan data (2-10 Januari 2019) karena pada bulan selanjutnya kemampuan cooler tidak dapat mencukupi nilai tugas cooler.

2)

Faktor yang mempengaruhi proyeksi waktu cleaning cooler 4-9 dan 4-10 adalah fouling factor (Rd) dan pressure drop.

3)

Fouling factor (Rd) pada cooler 4-9 dan 4-10 menurut perhitungan yang didasari data lapangan pada 2 Januari 2019 hingga 10 Januari 2019 didapatkan nilai sebesar 0,0137 Btu/hr.ft2.oF dan 0,0152 Btu/hr.ft2.oF. Koefisien fouling factor secara aktual akan lebih besar jika dibandingkan dengan koefisien fouling factor secara otomatis yang dapat menyebabkan kemampuan cooler sudah melampaui ambang batas tugas.

4)

Pressure drop pada bagian shell cooler 4-9 dan 4-10 adalah 2,778 psi dan 3,167 psi. Pressure drop yang bernilai tinggi disebabkan oleh tingginya nilai resistensi friksi karena permukaan alat menjadi kasar yang dalam hal ini disebabkan oleh fouling.

5.2 1)

Saran Untuk mendapatkan nilai fouling factor yang mendekati fouling factor yang telah ditetapkan pada peralatan cooler, maka dibutuhkan adanya pembersihan pada alat secara berkelanjutan agar proses perpindahan panas dapat berjalan lebih maksimal. Komponen pada masing-masing fluida baik fluida dingin maupun fluida panas harus diperhatikan kembali agar kinerja cooler dapat bertahan lebih lama.

120

DAFTAR PUSTAKA Adri. 2015. Cooler. (Online). http://www.prosesindustri.com/2015/01/cooler-ataualat-pendingin-pada.html. (Diakses pada tanggal 15 Januari 2019) Ariana. 2011. Fouling pada HE. (Online). https://www.academia.edu/4663800 /FoulingpadaHeat_Exchanger. (Diakses pada tanggal 17 Januari 2019) Christianto. 2017. 60 Tahun Pertamina Menjaga Asa Kejayaan Migas Indonesia. (Online). https://bumntrack.com/industri/60-tahun-pertamina-menjaga-asakejayaan-migas-indonesia. (Diakses pada tanggal 20 Januari 2019) Couper, J., R., dkk. 2004. Chemical Process Equipment 2nd Edition. USA: Elservier. Handoyo dan Tirtoatmodjo. 1999. Pengaruh Temperatur Air Pendingin Terhadap Konsumsi Bahan Bakar Motor Diesel Stasioner di Sebuah Huller. Jurnal Teknik Mesin. Vol 1(1): 8-13. Ibrahim. 2012. Matlab, A Fundamental Tool for Scientific Computing and Engineering Application Volume 3. Syria: Sciyo. Ibrahim, dkk. 2005. Investigation of the Fouling Mechanisms in the Heat Exchangers of A Hydrotreater. Engineering Journal of the University of Qatar. Vol 18(1): 9-14. Indar. 2015. Cooler. (Online). https://id.pdfcoke.com/doc/281509526/Cooler. (Diakses pada tanggal 15 Januari 2019) Kern, D.Q. 1983. Process Heat Transfer International Student Edition. Japan: Mc Graw Hill Book Company. PT PERTAMINA (Persero) RU III Plaju-Sungai Gerong. 2010. Deskripsi Proses unit CD&GP. Palembang. PT PERTAMINA (Persero). 2017. PT PERTAMINA (Persero). (Online). http://www.pertamina.com/id/makna-logo. (Diakses pada tanggal 20 Januari 2019) Ropandi. 2008. Pengoperasian Sistem Air Pendingin. (Online). https://cari dokumen.com/d-ownload/lampiran-laporan-pegawai-sistemairpendingin _5a44a3dab7d7b-c7b7a76c_pdf. (Diakses pada tanggal 16 Januari 2019)

121

Sinnot, R.K. 2005. Chemical Engineering Design Coulson and Richardson’s Chemical Engineering Series Volume 6 Fourth Edition. Oxford: Elsevier. Speight. J. 2015. Fouling in Refineries 1st Edition. USA: Elservier.

122

LAMPIRAN A

Sumber : Kern, 1965 Gambar 1. Menentukan nilaikonduktivitas panas (k)

Gambar 1. Menentukan Nilai Konduktivitas Panas (k)

123

Tabel 1. Menentukan Nilai Konduktivitas Panas (k)

Sumber : Kern, 1965

124

Sumber : Kern, 1965 Gambar 2. Menentukan Nilai Kapasitas Panas Hidrokarbon (Cp)

125

Sumber : Kern, 1965 Gambar 3. Menentukan Nilai Kapasitas Panas Air (Cp)

126

Sumber : Kern, 1965 Gambar 4. Menentukan Nilai Spesific Gravity (s)

127

Sumber : Kern, 1965 Gambar 5. Menentukan Nilai Kc Dan Fc

128

Sumber : Kern, 1965 Gambar 6. Menentukan Nilai Log Mean Temperature Different (LMTD)

129

Sumber : Kern, 1965 Gambar 7. Menentukan Nilai Heat Transfer Factor (Jh) pada Tube Side

130

Sumber : Kern, 1965 Gambar 8. Menentukan Nilai Friction Factor (F) pada Tube Side

131

Sumber : Kern, 1965 𝑉2

Gambar 9. Menentukan Nilai Velocity Head (2𝑔′ ) pada Tube Side

132

Sumber : Kern, 1965 Gambar 10. Menentukan Nilai Heat Transfer Factor (Jh) pada Shell Side

133

Sumber : Kern, 1965 Gambar 11. Menentukan Nilai Friction Factor (F) pada Shell Side

134

Tabel 2. Menentukan Nilai X Dan Y Untuk Viskositas Air

Sumber: Kern, 1965

135

Sumber: Kern,1965 Gambar 12. Menentukan Nilai Viskositas Air (µ)

136

Sumber : Maxwell

137

Gambar 13. Menentukan Nilai Viskositas Hidrokarbon (µ) Tabel 3. Menentukan Spesifikasi Pipa

Sumber : Kern, 1965

138

LAMPIRAN B DIAGRAM ALIR PROSES GAS TO SRMGC 0,9

9,5

4-7/8 8-9

5-4/5/6/7,82-2C 152

114

610

13

14 CRUDEBUTANE

P-30A/B

258

82-A, 5-2

8-7

8-8

KOLOM-V

KOLOM-I

P-46/47/48

63

405 10

118

SR-TOPS

P-42/43

9 255

EVAP 3-1

K O L O M II

7

3

225

128

0,5 2,0

K O L O M III

8

4-5/6

P-10/11

P-8/9

279

P-36/37

LKD

8-6

P-1/2

NAPHTHA-II

0,9

1,8 6-5/6,5-1,82-2B

215

1,2

92

4-9/10

P-34/35

181

DRAW DESCRIPTION

307

1 2 3 4 5 6 7 8 9

16 256

P-44/45 138

2-1

KOLOM-IV

131

368

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

11 0,2 FURNACE I 344

8,1 6-1/2/ 3/4

2000

1230

P-6/7

6-1/2/3/4/6/7

0,8 P-31/32/33 CRUDE OIL

6-5/6

6-7

PRESSURE,kg/cm2

932

4

FURNACE II

4-13/15

L.RES TO TANK

Gambar 1. Diagram Alir Proses CD II

139

FLOW, M.TON/Day TITLE

PFD CD-II / CD&GP L.RES TO HVU SG

328

TEMPERATURE,OC

LCT 4-3/4

62

Gas To SRMGC Crude Butane 25,1

0

5-1/2/3/5/9

H2O H2O

3-2 93

8-3

184

SR Tops 405

P-32/33 423

Kolom III

Naphta-II

(1-3) P-26/27 95

10

Naphta-III

1,5

P-24/25

0

Naphta-IV

Res

7-5

P-22/23

3-3 5-4 5-6 143

8-4

319

CO

8-1

H2O

6-5/6/7/8 H2O 97

8-2

4-11/12/13/14

H2O 597

726

199,1

LKD

4-7/8

27

P-34/35

30

P-28/29

24

2-4

133

P-30/31

Res 2-3

187 4-5/6

7-4

DRAW DESCRIPTION

Kolom II

(1-1)

20

4-3/4

P-20/21

(1-2) 202

3604

13

20

E-108A/B

2-2

173

CO

H2O

2-5

STAB 1-4

6-9/10

HKD

30

Kolom I 147

238

H2O

LCT

303

205

311

Res

6-1

13

H2O

1,5

7-6

6-3/4

4-2

1 2 4 5 6 7 8

: : : : : : :

KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

P-18/19

TEMPERATURE,OC PRESSURE,kg/cm2

10

6-5/6/7/8

FLOW, M.TON/Day 308 2,2

6-2

2-1

365

273

CO

Furnace I

6-1

6-1

3089 2874 4000

Crude Oil

P-13/14/15

P-11/12

4-1

HCT

1757

TITLE

2624 330

2873

Furnace II P-3/4

CO

L. RES TO HVU SG

6-10/9/4/3

L. RES TO TANK

P-5/6 P-9/9A/10

Gambar 2. Diagram Alir Proses CD III

140

REVISED

1/27/2010 P-16/17

0,3

P-1/2

1 8 5

130

H2O

4-17/18

PFD CD-III / CD&GP

43,6 GAS TO SRMGC CRUDE BUTANE

61

0

5-1/2/3/4/5 8-3

85 36

112 SR TOPS

596 P-37/38

KOLOM-III (1-3)

416

P-30/32

NAPHTHA-II

175

P-28/29 10

NAPHTHA-III 1

0

P-26/27

NAPHTHA-IV

0,3

3-2 5-6 5-7

P-25

135

409

8-4

8-1

8-2

236 282

6-6/5/4/3

4-6/7/8/9/18

638

35

91

LKD

159 P-39/40

26

2-5

116 148

27

STAB 1-4 192

2-4

13

4-5

P-22/23

248 2-2 LCT

305 6-2

19

6-11/12

4-4

1 2 4 5 6 7 8

: : : : : : :

KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

P-20/21

TEMPERATURE,OC PRESSURE,kg/cm2

6-3/4/5/6

2,4

6-1

0,3

155

15

206

9

REVISED

2-1

362 2891 192

3245

FURNACE I

P-11/12

2564

FURNACE-II

3642 P-10/11

331

2767

0,28

6-7/8

P-1/2

141

4-3

1569

P-5/6

P-7/8

01/27/2010

HCT 6-1

4000

FLOW, M.TON/Day

127

238

6-2

P-17-18 CRUDE OIL

DRAW DESCRIPTION

HKD

KOLOM-II (1-2) 22

271

309

2-3

4-10/11/12

KOLOM-I (1-1)

20

6-7/8

P-23/24

P-33/34 P-35/36

7-5

6-11/12

P-19/20

TITLE L.RES TO HVU SG STORAGE TANK

PFD CD-IV / CD&GP

Gambar 4. Diagram Alir Proses CD IV

142

36

GAS

1200 5-5/6/7/8 6-7/8/9/10

FEED C.O.

4-4/5

150

F2C1 F2C2

# 105

8-1

350

TOP

82 P - 27/28 FURNACE REDIST-I/II

1865 6-1/2

250

452

NAPHTA I

130 2-2

1-1

2-4

7-1 St.

1-3

145

P-28/29

7-5 310

St.

NAPHTA II

4-12

250 230 315

FLASH COL.

120

175

4-2/3

P-24/25 109

7-4

NAPHTA IV

F1C1 F1C2 STEAM 6-5A/6A

P-30/31 P-16/17

P-40/41

P-1/2

1.2

345

160

243 P-14/15

LKD

0.8

4-13

P-3/4A/B P-32/33

6-8 5-1/2/3/4

256 5-9/10

HKD

8-3 200

HE-1/2/3

70

40

P-38/39

DRAW DESCRIPTION

52

4-8/9

95

6-4

8-2

BGO

770 6-3/7A 270

246

6-3/7A

LCT/SGO 2-1

1-2

6-5B/6B/7B

1-4

7-2 St.

6-1/2

1284

325

St.

6-4 7-8

1465 STEAM

L.RESIDU to HVU

4-1/6

P-7A/B/8

PRESSURE,kg/cm2

P-34/35

262 6-8 4-10/11

P - 12/13

TEMPERATURE,OC

127

F2C1 F2C2 3200

KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

HCT

7-3

365

1916

FEED C.O.

P-36/37

: : : : : : :

416

242

2-3

1 2 4 5 6 7 8

340

100

0.2

0.8 P-9/10A/B

01/27/2010 4-14

P-5/6

TITLE

L.RESIDU to TK.

6-7/8/9/10 6-5A/6A

P-18/19 667

HE-1/2/3 6-5B/6B/7B

4-17/18

143

FLOW, M.TON/Day REVISED

PFD CD-V / CD&GP

Gambar 4. Diagram Alir Proses CD V 1

2

3

4

5

6

7

8

35.1

H

76.5 5-5/6/7/8/ 9/10

5-1/2/3/4 UNSTAB

5-11/12 80

50

42

40

8 - 13

8 - 12

8 - 11

G

G

4-1

RES GAS

F

RFG

9-4

H

4-2/3 P-9/10

P-11/12

29.6

P-7/8

F

72.7

STAB. CR.TOP

D

STRIPPER COL 1-4

DEBUTAN COL 1-3

DEPROPAN COL 1-2

ABSORBER COL 1-1

CONDENSATE 1201

E

COMPRIMATE

31.4

E 4-4/5

9-2 DRAW DESCRIPTION

20 110

7-1/2

7-7

7-5/6

7-3/4

1 2 3 4 5 6 7 8 9

4-6

C 120

120 17

9-1

125 0.7

6

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

D

C

REVISED

P-3/4

24/01/2010 UPDATED BY

B FURNACE

23.4

HO. SURGE TK. 9-3

240

RKS / YBB FBB

TITLE

C3

PFD BBDIST / CD&GP

B

6.3

A

P - 5/6

F. GAS

8

7

New Updated

6

4

5

144

3

2

A 1

Gambar 5. Diagram Alir Proses BB Distiller 8

7

6

H

5

4

3

2

1

H

SETTLER - A

NC

NC

FBB ke Tk. 1252/53 & 1205/06 & 1207/1208

G FBB dari BBDIST

CAUSTIC SETTLER

WATER SETTLER

9 - 26

9 - 28

4

4

FINAL SETTLER

9 - 29 3.5

NC

F

NC

F

B NC

A E

G

S - 20 NaOH FRESH

NC

E

sewer

P - 5/ 6

P - 3/ 4

NC

D

NC 4

CAUSTIC SETTLER

4

WATER SETTLER

NC

DRAW DESCRIPTION 1 2 3 4 5 6 7 8 9

9 - 30 2.4

NC

A

S - 19 NaOH SPENT

FINAL SETTLER

9 - 31

9 - 27

C

NC

NC

B

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

D

C

REVISED

WATER

24/01/2010 UPDATED BY

B

RKS / YBB

B

TITLE

PFD BB TREATING / CD&GP

sewer

FBB dari S.Gerong

SETTLER - B

New Updated

A

A 8

7

6

5

4

145

3

2

1

Gambar 6. Diagram Alir Proses BB Treating 8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.11 H

H

FBB from tk.1205/ 06

G

41

62

COOLE R

P-1/2/3/ 4 FEED PUMP 61

FINAL HEATER

CW

42

PREHEATE R

COOLE R CW

64

63

FINAL HEATER

43 PREHEATE R

66

COOLE R

FINAL HEATER

CW

G

65 PREHEATE R

5-1/2/3/ 4 54

CW FLARIN G

140

F

F 8 1

CON AV1

E

CON AV2

CON AV3

CON BV1

CON BV2

CON BV3

CON CV1

CON CV2

P-8/ 9

CON CV3

COL 1 1

Pmax 10kg/cm2

E 4-8/ 9

155

COOLE R CW RBB to ALKYLAS I

155

D P14

P13

P15

P16

P17

P18

P20

P19

P21

6

71 REBOILE R

DRAW DESCRIPTION

1 4 5 6 7 8

: : : : : :

KOLOM COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

WARM HOT OIL COLD OIL OIL

C

TEMPERATURE,OC 26

FURNAC E 170

D

HO. SURGE TK. 91

COOLE 4-10/ R 4-5/ 11 6 CW

PRESSURE,kg/cm2 POLYME R

CW

C

REVISED

7/15/2006

B

DRAWN BY

P - 10/ 11

F. GAS

JKP

B

TITLE

PFD POLYMERISASI

PERTAMINA

A 8

7

6

5

4

146

3

2

1

A

Gambar 7. Diagram Alir Proses Unit Polimerisasi 8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.10 H

H

TK.1207 &1208

-5 6-2/3

8-7 FINAL SEPARATOR

8-8

8-9

REACTOR FEED BLEND TANK

CAUSTIC FEED SETTLER

2

2-3/1/2 8 - 10/5/6 RECTOR ACID SEPARATOR

3 - 3/1/2

G

G

DRAI N

ACID DRAIN

ACID DRAIN KE 9 - 3

P-25/26

REFRIGERANT ACCUMULATOR

NaOH tk S-21 P-6A/7A/8A

NC

5-7/8/9/10

C-17/18/44/47

P-45/20/24

P-27 i-C4 ke tk 1250/51

F

P-28/29

9-6

i-C4 RECYCLE

9-5

Acid tk U-14/U-15

F

P-13/14

5-1/2

KE F.GAS

P-21/22/23

5-3/11

59

REFRIGERANT SCRUBBER

C3 ke tk 1260/62 5-4/5

48

5-6

68

R-C4 ke tk 1252/53

102

E

E 8-1

8-2

8-3

8-4

L. ALKYLATE

P-9/10

D

6-1

P-11/12

P-7/8

DEISOBUTAN

DEPROPAN

1-1

1-2

P-5/6 4-2/1

9-7

P-3/4

STABILISER

RERUN

1-3

1-4

D NaOH tk S-21

4-3 111

DRAW DESCRIPTION

P-35/36

90

156

210 H. ALKYLATE KE TK-1256/57/58

C 4-4

7 - 1/2

7-3

7-4

1 2 3 4 5 6 7 8 9

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

C

TEMPERATURE,OC

7-5

PRESSURE,kg/cm2 8.8

16.8

7.5

0.6

P-2/2A

REVISED

235

B

7/15/2006 F-1

PC

B

DRAWN BY

JKP 9-1

TITLE

F.GAS

P-38/39

PFD ALKILASI

PERTAMINA

A

A

8

7

6

5

4

147

3

2

1

Gambar 8. Diagram Alir Proses Unit Alkilasi 8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar C.9

GAS

H

5

5 - 1/2

3

5 - 4/5 90

95

G

5 - 4/5 72

8-1

H

13

NOTE :

5

8-6

DATA FLOW adalah rata-rata Flow bulan Agustus 2000

8-6

G

POLA

SPBX F

F 150

200

COL. C

170

COL. A

P-6/7 70

E

COL. B

P-25/26

P-25/26

100

40

E CR.BUTANE DRAW DESCRIPTION

1 4 5 6 7 8

D

126 97

4.2

7-2

116

4

7-2

KOLOM COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

Steam

7-1

Steam

Steam

140

C

: : : : : :

D

TEMPERATURE,OC PRESSURE,kg/cm2

C

4.5 FLOW, M.TON/Day

6 - 1/4

6 - 1/2

REVISED

6 - 1/2

7/15/2006 DRAWN BY

B

4 - 6/7

4 - 6/7

4 - 5/8 P-4/5

135

P-9/10

B

TITLE

PFD STAB. CAB

172

DIH. TOP

75

A

JKP

SBPX

350

Feed dari Tanki K

8

7

PERTAMINA

6

5

4

148

3

2

1

A

Gambar 9. Diagram Alir Proses Stabillizer C/A/B 8

7

6

5

4

3

2

1

0.8

H

G

H

G

BUFFER TANK 9-1 C-3

C-2

C-4

C-1

F

F

5.5

GAS dari STAB-CAB

4-4

4-3

4-2

4-1

E

E

GAS dari CD-II/III/IV

D

KE BBMGC GAS dari CD-V&RED-I/II

DRAW DESCRIPTION 1 2 3 4 5 6 7 8 9

NC

ACCU TANK 9-2

C

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

D

C

REVISED

24/01/2010

NC

B

KE TANGKI (ITP) P-8/9/10/11

UPDATED BY

RKS / YBB TITLE

KE BUFFER TANK CRACKING 9-19/20

New Updated

B

PFD SRMGC / CD&GP

A

A 8

7

6

5

4

149

3

2

1

Gambar 10. Diagram Alir Proses SMRGC 8

7

6

5

4

3

2

1

FUEL GAS

H

GAS From SRMGC + Reforming

4

H

NOTE :

Kompresor MGC 1/2/3 idle

G

G Steam 3-1

MGC-3

MGC-2

MGC-1

1201

F

61

F

22

4-7

4-8

4-9

4 - 10

E

E

29.6

RES. GAS

D

DRAW DESCRIPTION

COMPRIMATE P-9/10/ 14

1 2 3 4 5 6 7 8 9

31.4

C 8-1

8-2

8-3

8-4

8-5

: : : : : : : : :

KOLOM REAKTOR CHILLER REAKTOR COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR SURGE TANK

D

C

REVISED

24/01/2010 UPDATED BY

B

RKS / YBB

B

TITLE

SEWER

PFD BBMGC / CD&GP CONDENSATE

New Updated

A

A 8

7

6

5

4

150

3

2

1

Gambar 11. Diagram Alir Proses BBMGC 8

7

6

5

4

3

2

1

H

H cw

E-5

G

E-4

Diesel oil

G

HKD

cw

F

E-3 E-6

F

X-11

14

E-7

10

E-2

9

E

E-9C

D-2

8

12

7

11

Naphta D-4

9

D-3

LKD

E

P-6

7

DRAW DESCRIPTION

P-2A/B

1 2 4 5 6 7 8

5 2 4

D

D-5 cw

T-1 PRIMARY TOWER 10'X30'

P-1A/B/C

1

T-2

KOLOM STRIPPER COOLER CONDENSER HEAT EXCHANGER REBOILER ACCUMULATOR

D

TEMPERATURE,OC

P-7

SEC. TOWER 9'X40'2"

C

: : : : : : :

PRESSURE,kg/cm2

C

FLOW, M.TON/Day REVISED

P 5A/B

B

E-9 A/B P-3A/B

Long residue to HVU Long residue to tank

X-002

25/07/2016 DRAWN BY

B

TITLE

PFD CD-VI

A

A 8

7

6

5

4

Gambar 12. Diagram Alir Proses CD VI

151

3

2

1

152

V-14-003 A-14-001 AB

A-14-003 AB

A-14-002 AB

AMMONIA SOLUTION

E-14-012 ABC

E-14-013

E-14-014

Cold feed from tank

Hot feed from CD II - VI

OFF GAS TO F-14-001

E-14-015

V-14-002

Hot Feed Drum

V-14-001

OVERHEAD CONDENSER TO EXISTING SEWER

P-14-007 AB P-14-001 AB

E-14-002

ITEM NO.

SERVICE

V-14-001

VACUUM DISTILLATION COLUMN

V-14-002

OFF GAS SEAL DRUM

V-14-003

OFF GAS RELIEF DRUM

V-14-006

STEAM DISENGAGING DRUM

E-14-001

LVGO REFLUK COOLER

E-14-002

LVGO PRODUK COOLER

E-14-003

MVGO EXCHANGER

E-14-004

MVGO REFLUK COOLER

E-14-005

MVGO PRODUK COOLER

E-14-006

HVGO EXCHANGER

E-14-007

HVGO STEAM GENERATOR

E-14-008

HVGO PRODUK COOLER

E-14-009

NO.8 VACUUM RESIDUE EXCHANGER

E-14-010

NO.8 VACUUM RESIDUE EXCHANGER

E-14-011

VACUUM RESIDUE

E-14-012

STEAMGENERATORPRE CONDENSOR

E-14-013

PRIMARY INTERCONDENSER

E-14-014

SECONDARY INTERCONDENSER

E-14-015

AFTER CONDENSER

E-14-016

LSWR RUN DOWN COOLER

F-14-001

VACUUM CHARGE HEATER

P-14-001

LONG RESIDUE CHARGE PUMP

P-14-002

LVGO PUMPS

P-14-003

MVGO PUMPS

P-14-004 P-14-005 P-14-006 P-14-007

HVGO PUMPS HEATER RECYCLE PUMPS VACUUM RESIDUE PUMPS CONDENSATE PUMPS

A-14-001 A-14-002 A-14-003

NO.1 EJECTOR NO.2 EJEKTOR NO.3 EJECTOR

LVGO TO STORAGE

E-14-001 C-14-001 P-14-002 AB

E-14-004

E-14-003 ABC

E-14-005

P-14-003 AB

F-14-001 LP steam

LP STEAM V-14-006 MP steam

E-14-006 AB 5

P-14-004 AB

BFW

E-14-007 AB

1 fuel

E-14-008

M/HVGO TO FCCU

LCO E-14-009 P-14-006 AB ABCD

HVGO TO STORAGE

E-14-011 AB

E-14-010 ABCD

RESIDUE TO STORAGE

P-14-005 AB E-14-013

Gambar 13. Diagram Alir Proses HVU II

153

1.21

1.02

186896

Wash Water From FLRS D-404

3048

130

Flue Gas 1.3

676

38

FC T-1

520 100

123248

Fuel Gas

BFW

129162 193343

0

510

From FC-D-6

Suction MAB

FC-P-25

306

250

2786

CW

CW

75955

FC E–4 ABCDEF

7610

FC-P-9

343

FC E–20

0.7

0.53

74

38

51

179

23377

FC-P-21

MP Steam 8K

2.2

FC D - 20

FLRS P-402

FC D-7

3254

32263

60714

SSV

Steam 40 K

3 Buah MTC Injector

3254

FC F–2

370 232 150

220

150

95928

24672

Long Residu

TFF

2.1

Torch Oil To RG

Off Gas

Slurry

162

Wash Water To FC-E-4 A/F

FC-P-6

Flue Gas

MPA From FC-E-1

10.5 49

Angin 14 Kg/Cm2

FC-P-5

FLRS E–3

70546 65

FLRS D-103

179

10033

11.0

CW

63

45 18939

FC-P-22

37570

FLRS E–405

50233

38

CW

20313

FLRS E–108 43

19.9

Off Gas

FC D-753

56

26135

CW One Trough

FLRS P-3

FLRS T-102

Produk Fuel Gas

306

FLRS T-401

46

4363

11386

FLRS E–403 46

FLRS T-402

80140

FLRS-P – 406

56

61249

52

LS T-1

17857

12035

12035

Produk LPG

LS E–4

Angin 14 Kg/Cm2

38

CW CW

36

To FC-E-1

FLRS E–408

23377

FLRS E–404

FLRS T-405

FLRS E–406

FLRS E–407

FLRS E–106

51

CW

162

173

FLRS E–105

38

CW One Trough

FLRS T-403

129871

126

LS D-1 P - 756

8278

LS P - 3

179

38

CW

LS D-2

14193 182071

5602

FC-E-2 ABCD

MPA From FC-E-408

19.4

Hot Flushing

162

262

FC-E - 1

C3 / C3= To PP Unit

FLRS P – 401

LCGO To Tank

FC E–3

FC-L-1

120600

22197

218

Trim Cooler

FGC 2

FC-P-7

CW

STEAM

272 100000

T=960C

70 60

FC-P - 1

BFW

331

FC F -2 302

110

23377

1470

76742

T 191 / 192

2nd

0.53

730

CAB

Total Fresh Feed

1St

GT - 101

Water Drain

FC-P-23

Water Drain

FC T-2

FC-P-20

FC-P-4 7000

FC D-6

Hot M/HVGO

FC E–2

2.5

Antimoni

FLRS D 401

8072

8072

25738

RSV

0

98

Fuel Gas

226

MAB

To FC-T-1

FLRS D-402

FLRS E–101 CW

32263

156291

LSWR To Tank

122399

GT - 101

FLRS P-403

CW 192104

8.8

672

Flue Gas

FGC 3

Flare

75955

FC D-2

FC D-301

FLRS D-403

32474

FC T - 20

73219

1.5

FGC I

CW

1.4

FC D-1

1.4

676 72676

Stack

3.72

0

Steam 40 K

16294

FLRS P – 407

14.7 12727

47

110205

72 38

FLRS E–107 138 155

LS E–2

LS E–5

FC D-701

112

Steam

LS E–6

56

56

138 186

Drain Condensate

88

11272

FLRS P - 405

CW

FLRS D - 404

61249 51

FLRS E-402

94430

FC E–407 78

Steam

M

12035

78

LS E–3

Wash Water To FC-E-4 A/F

FLRS- E - 21

LS E–1

FLRS P - 404

80237

P - 705

46878

80 113

LS P - 2

182071

Produk Gasoline

LS- P - 1

Sour Condensate

M

12035

KETERANGAN SIMBOL-SIMBOL ALAT YANG DIGUNAKAN : COLUMN

VESSEL

HEAT EXCHANGER

PUMP

ITEM NO :

SERVICE NAMA :

ITEM NO :

SERVICE NAMA :

ITEM NO :

SERVICE NAMA :

ITEM NO :

SERVICE NAMA :

ITEM NO :

SERVICE NAMA :

FC-D-1 FC-D-2 FC-D-301 FC-F-1 FC-B-1 FC-B-2 FC-L-1 FC-SLV-301 FC-SLV-302 FC-SLV-303

Reactor Regenerator Orifice Chamber Auxiliary Burner Main Air Blower Control Air Blower Feed Line Static Mixer Flue Gas Slide Valve Spent Catalyst Slide Valve Regenerator Catalyst Slide Valve

FC-T-1 FC-T-2 FC-T-20 FC-T-401 FC-T-402 FC-T-403 FLRS-T-102 LS-T-1

Primary Fractionator LCGO Stripper Secondary Fractionator Primary Absorber Sponge Absorber Stripper Debutanizer Stabilizer

FC-D-6 FC-D-20 FC-D-7 FC-D-401 FC-D-402 FC-D-403 FC-D-404 FC-D-405 FC-D-103 LS-D-1 LS-D-2

Total Feed Drum No.1 Distilate Drum No.2 Distilate Drum Compressor Suction Drum Interstage Receiver Wash Water Injection Drum High pressure Receiver Sponge Absorber Knock Out Drum Debutanizer Reflux Drum Stabilizer Feed Drum Stabilizer Reflux Drum

FC-E-1 FC-E-2 A/B FC-E-3 A/B FC-E-4 A/F FC-X-1 A FC-X-1 B FC-X-1 C FC-E-20 FC-E-21 FLRS-E-401 FLRS-E-402 FLRS-E-403 FLRS-E-404 FLRS-E-405 FLRS-E-406 FLRS-E-407 FLRS-E-408 FLRS-E-101 FLRS-E-105 FLRS-E-106 FLRS-E-107 FLRS-E-108 LS-E-1 A/B LS-E-2 LS-E-3 A LS-E-3 B LS-E-4 A/B LS-E-5 A/B

MPA Fresh Feed Exchanger Total Feed SLO PA Exchanger LCGO Cooler Overhead Partial Condensor MPA Trim Cooler SLO Trim Cooler Reactor Feed & Emergency Cooler Overhead Trim Cooler Top Pump Around Cooler High Pressure Condensor High Preesure Trim Cooler Upper Absorber Intercooler Lower Absorber Intercooler Lean Oil Cooler Stripper Feed TPA Exchanger Stripper No.1 Reboiler Stripper No.2 Reboiler Compressor After Cooler Debutanizer Bottom cooler Debutanizer Feed Preheater Debutanizer Reboiler Debutanizer Overhead Condenser Stabilizer Cold BTMS Feed Exchanger. Stabilizer Feed Preheater Debutanizer AVHD Product Cooler Stabilizer Hot BTMS Feed Exchanger Stabilizer Overhead Condenser Stabilizer BTMS Cooler

FC-P-1 A/B FC-P-4 A/B/C FC-P-5 A/B FC-P-6 A/B FC-P-7 A/B FC-P-9 A/B FC-P-20 A/B FC-P-21 A/B FC-P-22 A/B FC-P-23 A/B FC-P-25 A/B FLRS-P-401 A/B FLRS-P-402 A/B FLRS-P-403 A/B FLRS-P-404 A/B FLRS-P-405 A/B FLRS-P-406 FLRS-P-407 A/B FLRS-P-3 A/B LS-P-1 A/B LS-P-2 A/B LS-P-3 A/B

Cold Feed Pump SLO Pump Around Pump Total Feed Pump LCGO Pump No. 2 Distilate Pump HCGO Recycle Pump Secondary Fractionator Bottom Pump Top Pump Around Lean Oil Pump No. 1 Distilate Pump MPA Pump Compressor Suction Drum Pump Interstage Receiver Pump Wash Water Pump Stripper Feed Pump Primary Absorber Rich Oil Pump Primary ABS. Upper Intercooler Pump Primary ABS. Lower Intercooler Pump Debutanizer Reflux & Product Pump Stabilizer Feed Pump Stabilizer Reboiler Pump Stabilizer Reflux & product Pump

A/B

A/B

A/B A/B

A/B

FLRS E-401

KETERANGAN : : TEMPERATUR

(OC)

: LAJU ALIR (KG/JAM) : TAKANAN

(BAR)

RISER FLUID CATALYTIC CRACKING UNIT (RFCCU) UNIT PENGOLAHAN III SEI GERONG PT. PERTAMINA (PERSERO) DIAGRAM ALIR PROSES PENGOLAHAN MINYAK di RFCCU KAPASITAS 2894 TON PER HARI

Digambar Oleh :

Gambar 14. Diagram Alir Proses RFCCU

154

Muhammad Fahmi, Amd

Mar, 2008

8

7

6

5

4

3

E-203

H

2

1

Gambar C.15

FUEL HEADER

S-201

H E-303 A/B

V-205

V-204 FLARE

G

P-208 A/B

V-203

V-303

DRYER UNIT

G E-306 A/B E-307 A/B

V-207

P 305 A/B

P-204 A/B

F

C-201

C-203

C-202

C-204

C-205

C-320 C

C-206

C-320 A

F

C-320 B

T-102 T-103 1-104

P-301 A/B

E

E

PW E-208 V-204

E-204 E-205

D

REFINERY

E 201

E-202

D E-304

E-206 V-210

E-305 Ke V-600

C P 301 A/B

C DRAW DESCRIPTION REVISED

P-207 A/B

25/7/2003 DRAWN BY

B

DEA P-202 A/B

PUT/RUN

P-203

T-101

PFD Purifikasi PP

PERTAMINA

A 8

7

6

5

4

3

Gambar 15. Diagram Alir Proses Unit Purifikasi Polypropylene

155

B

TITLE

2

1

A

8

7

6

5

4

3

2

1

OF CATALYST

TO FLARE SYSTEM

AT CATALYST H

TO FLARE SYSTEM

H

ZD-2102 OF CAT FEED FUNNEL E 2201

TK CATALYST P-193

E-2111 CAT VENT CONDENSOR

C3=

ZD-2103 AT-CAT VENT SEAL POT

G

D-2102

D-2101 TK CAT PRETREAT MENT DRUM

E-2113 VENT COND

D-2103

TK CAT MOLDING TK CAT DRUM MOLDING DRUM

BR

AT CONTAINER

D-2221

1ST REACTOR MIST SEPARATOR

D-2201 1ST REACTOR

ZD-2104

TK CAT FEED DRUM

AT CAT MOLDING DRUM

CAT WANT DRUM POT

OF CAT MOLDING DRUM

K-2201 1ST REACTOR CIRC. GAS BLOWER

G

E-2203 ZS-2105 HEXANE FILTER

D-2203 2ND REACTOR

FRESH HEXANE DRUM

F

2ND REACTOR CIRC. GAS COOLER

ZS-2105 TK CAT FILTER

D-2107 ZS-2107 HEXANE FILTER

P-2103

P-175

P-2104

TK CAT FEED PUMP

AT CAT FEED PUMP

F

P-2105

ZS-2106

OF CAT FEED PUMP

OF CAT FILTER

D-2108 HEXANE

ZD-2205

HEXANE DEHYDRATOR

POWDER POT

E 2219 P-2107 FRESH HEXANE FEED PUMP

K-2203

2ND REACTOR CIRC. GAS BLOWER

ZS-2210 PROPYLENE VAPOR FILTER

HYDROGEN FILTER

HYDROGEN E

E 2208

FINE PARTICLE SEPARATOR

E-2210 D 2002

CW

SUCTION COOLER E-2216 K-2208 AFTER COOLER

ZD-2225

C-2201

PROPYLENE VAPORIZING DRUM

E P-2211

ZV-2207

PROPYLENE RECYCLE PUMPSUCTION COOLER

ROTARY VALVE

PROPYLENE SCRUBBER

D-2208

CWR

E 2005

C 2001 CWR

CW

D

E-2213

PROPYLENE VAPORIZER COOLER

D-2210

D 2001A/B D 2019A/B

ZD-2206 POWDER POT

MA 2211

E-2218

D

E 2006 3S

K-2206

SC E 2004 E 2003

E-2209 PROPYLENE COOLER

P 2002A/B

PROPYLENE

E-2206 AFTER COOLER

P-2203 PROPYLENE RECYCLE PUMP

ZS-2220 PROPYLENE LIQUID.FILTER PROPYLENE LIQUID FILTER

C

TK-2594

10-DT-004

ATM

B

ZS-2506

TK 2506 STAB HOPPER

TK 2502 MS 2502

D-2503 AN STABILI-ZER DRUM

CWP

C M

TK-2501

M-2501 PELLET DRIER

10-DT-101 A/B

POWDER HOPPER MS 2511 VENT GAS BAG FILTER

E-2302 POWDER TRANSFER GAS COOLER

MS 2508

M 2301

LS

MA-2203 STEAMING DRUM

CWP

REVISED 25/07/2016

D-2502

LS

CWP DRUM

E-2504 CWP COOLER

MS-2504 POLYTAM DALAM BAG/PALLET

AIR FILTER

K-2502

P-2505

P-2511 AN STABILIZER FEED PUMP

TK 2503

7

6

LS

TITLE PFD Polipropilen/Prod-II

K-2501 POWDER TRANFER BLOWER

A

8

5

4

3

Gambar 16. Diagram Alir Proses Kilang Polypropylen

156

B

DRAWN BY

ZW-2503 POWDER MEASURING FEEDER

Z-2501 PELLETIZER

P-2502 CWP PUMP

PELLET TRANSFER BLOWER

TO FLARE

M 2301 BAG FILTER

ATM

AN STAB

10-DT-003 A/B/C/D

K-2210 D-2206

K-2206 REC.GAS COMP.

D-2223 PURGE GAS ACCUMULATOR

P-2205 PROPYLENE SCRUBBER FEED PUMP

10-DT-006

POWDER TRANSFER BLOWER

E-2215 D-2215 SUCTIONSUCT. COOLER SCRUBBER

RECYCLE GAS SEPARATOR

P-2209 PROPYLENE FEED PUMP

A

2

1

LAMPIRAN C DATA AKTUAL DAN SPESIFIKASI ALAT CD II No. 1.

Nama Peralatan Fractionator Column 1-1

Data Peralatan * Type * Shell, material Ukuran * Tray, material Jumlah Ref. Dwg No.

2.

Fractionator Column 1-2

* Type * Shell, Material Ukuran Jumlah tray Refer Dwg No.

3.

4.

5.

Fractionator Column 4, 13 * Type * Shell, Ukuran Material Jumlah tray Fractionator Column 5, 1- * Type 4 * Shell, Ukuran Material Jumlah tray LCT Stripper Column 2-1 * Type * Shell, Material Ukuran

:

Vertical / Reveted

:

ASTM A-285 grd C 2700 mm ID x 10.500 mm TL/L x 12 : mm t. :

ASTM A-285 grd C : 17 buah (tray no.17 tanpa bubble cap) : 151025 :

Vertical / Reveted Joint

:

ASTM A-285 grd C 1800 mm ID x 10.000 mm TL to TL x : 10 mm t : 17 buah : 161698, 169692 : Vertical / Riveted Joint 1800 mm ID x 10.000 mm OL x 10 mm : t : ASTM A-285 grd C. : 17 buah (1 buah tanpa bubble cap) : Vertical / Riveted Joint 3000 m ID x 18.3000 mm OL x 14 mm t : ASTM A-285 grd C. : 18 buah :

: Vertical / Riveted Joint :

1000 mm ID x 8 mm t x 6000 mm OL : ASTM A-285 Grd. C

Jumlah tray Refer Dwg No. 6.

7.

8.

Naptha Stripper Column 2-3

Evaporator Column 3-1

LCT Cooler 4-3

: * Type * Shell, Ukuran Material Jumlah tray * Type * Shell, Ukuran Material Jumlah tray * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

9.

10.

LCT Cooler 4-4

LCT 4-5

: 6 buah : 153537

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Vertical / Reveted Joint :

1000 mm ID x 8 mm t x 7.100 mm OL : ASTM A-285 grd C. : 10 buah :

Vertical / Riveted

:

2005 mm ID x 6000 mm OL x 10 mm t : ASTM A-285 grd C : 5 b uah (1 buah tanpa buble caps) :

Vertical / Floating Tube Sheet

:

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd. C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L AL. Brass Tube ASTM B-111 uns no. : C68700 : 667 batang :

Vertical / Floating Tube Sheet

:

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L : ASTM B-111 UNS No. 68700 : 667 batang : Vertical / Floating Tube Sheet :

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 667 batang

156

11.

12.

13.

14.

Naptha Cooler 4-6

Light Kerosine Cooler 4-7

Light Kerosine Cooler 4-8

Light Kerosine Cooler 4-9

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

: Floating Tube Sheet / Vertical :

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L : ASTM B-111 UNS No. 68700 : 527 batang :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L : ASTM B-111 UNS No. 68700 : 667 batang :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L : ASTM B-111 UNS No. 68700 : 667 batang :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 667 batang

157

15.

16.

Light Kerosine Cooler 4-10

Residue Box Cooler 4-13

: * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah * Type * Box, Material Ukuran * Coll, Material Ukuran Jumlah

17.

Col. V Condenser 5-1

Col. II Condenser 5-2

:

735 mm ID x 8 mm t x 2797 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 3000 mm L : ASTM B-111 UNS No. 68700 : 667 batang :

Box / Riveted Joint

:

ASTM A-283 grd C 4600 mm L x 2100 mm W x 1300 mm : H :

ASTM A-106 grd B : 2 NPS x sch. 80 x 3770 mm L / batang : 10 segment :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

18.

Flaoting Tube Sheet / Vertical

Flaoting Tube Sheet / Vertical 890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm : Length F to F : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 808 batang : 394400 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 808 batang : 394400

158

19.

20.

Col. V Condenser 5-4

Col. V Condenser 5-5

: * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Col. V Condenser 5-6

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran

Col. V Condenser 5-7

890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8 " OD x 18 ISWG x 4000 mm L : ASTM B-111 UNS No. C68700 : 812 batang

Flaoting Tube Sheet / Vertical 890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm : Length F to F : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 808 batang : 394400 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

22.

:

:

Material Jumlah Refer Dwg N0 21.

Vertical / Floating Tube Sheet

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 808 batang : 394400 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700

159

Jumlah Refer Dwg N0 23.

Col. V Condenser 5-8

: * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

24.

25.

26

Condensor 82-002 A

Condensor 82-002 B

Condensor 82-002 C

: 808 batang : T.382774/T.382775/T.382776/T.382777

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0 * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0 * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Flaoting Tube Sheet / Vertical :

890 mm OD x 10 mm t x 3830 mm L : ASTM A-285 grd C :

5/8" OD x 18 ISWG x 4000 mm L Al.Brass Tube ASTM B-111 UNS No. : C68700 : 808 batang : 394400 :

Vertical type Floating Tube Sheet

:

874 mm OD x 12 mm t x 3920 mm L : CS ASTM A-516 grd 60 :

3/4" OD x 14 ISWG x 4200 mm L : ASTM B-111 UNS No.C68700 : 760 Batang : D3131-82-1353-601 F :

Vertical type Floating Tube Sheet

:

874 mm OD x 12 mm t x 3920 mm L : CS ASTM A-516 grd 60 :

3/4" OD x 14 ISWG x 4200 mm L : ASTM B-111 UNS No.C68700 : 760 Batang : D3131-82-1353-601 F :

Vertical type Floating Tube Sheet

:

874 mm OD x 12 mm t x 3920 mm L : CS ASTM A-516 grd 60 :

3/4" OD x 14 ISWG x 4200 mm L : ASTM B-111 UNS No.C68700 : 760 Batang 160

Refer Dwg N0 27.

28.

29.

30

Residu Heat Exchanger 6-1/2

Residu Heat Exchanger 6-2

Residu Heat Exchanger 6-3

Residu Heat Exchanger 6-4

: D3131-82-1353-601 F :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah

Horizontal / Floating tube sheet 8000 mm ID x 10 mm t x 3720 mm L F : to F : ASTM A-285 grd C :

1" OD x 12 ISWG x 3990 mm L : ASTM A-179 : 350 batang :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

Horizontal / Floating tube sheet 8000 mm ID x 10 mm t x 3720 mm L F : to F : ASTM A-285 grd C :

1" OD x 12 ISWG x 3990 mm L : ASTM A-179 : 350 batang : 407377, 410122/123 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

Horizontal / Floating tube sheet :

33" OD x 7/16"t x 4699 mm L F to F : CS ASTM A-285 grd C :

1" OD x 12 ISWG x 16'-0" L : CS Tube ASTM A-179 : 408 batang : T 34620 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

Horizontal / Floating tube sheet 660 mm ID x 10 mm t x 4699 mm L F : to F : ASTM A-70 :

20 mm OD x 12 ISWG x 16'-0" L : LCS tube ASTM A-179 : 403 batang : T76051 161

31

32.

Vapour Heat Exchanger 6-5 * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0 Vapour Heat Exchanger 6-6 * Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

33.

Residu Heat Exchanger 6-7 (d/h. Residu Cooler 4-15)

Residu Heat Exchanger 7-1

Vertical type Floating Tube Sheet 22.1/2" & 26 5/8" OD x 1/4" t x 16'-6" : L : CS ASTM A-516 grd 60 :

20 mm Od x 12 ISWG x 5000 mm L : CS Tube ASTM A-179 : 268 batang : PL.42555 : Vertical type Floating Tube Sheet :

ASTM A-516 grd C 22.1/2" & 26 5/8" OD x 1/4" t x 16'-6" : L :

20 mm Od x 12 ISWG x 5000 mm L : CS Tube ASTM A-179 : 268 batang : PL.42555 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material Jumlah Refer Dwg N0

34.

:

Horizontal / Floating tube sheet :

ASTM A-285 grd C 813 mm ID x 1 mm t x 4648 mm L (F to : F) :

ASTM B-111 UNS No. C.68700 : 3/4" OD x 16 ISWG x 16'-0" L : 562 batang : T.299302 :

* Type * Shell, Ukuran Material * Tube, Ukuran Material

: : : :

162

Jumlah Refer Dwg N0 35

36.

37.

38.

39.

40.

Column IV Reflux Accumulator 8-6 Type Material Ukuran Column IV Reflux Accumulator 8-7 * Type * Shell, Ukuran Material Refer Dwg N0 Column IV Reflux Accumulator 8-8 * Type * Shell, Ukuran Material Accumulator Tank 8-9 * Type * Shell, Ukuran Material Refer Dwg N0 Instrument Air ACCU TANK 9-6 * Type * Shell, Ukuran Material Refer Dwg N0 Column 1-2 Dirt Trap 94 Type Material Ukuran

: : : Vertical / Welded Joint : CS ASTM A-285 grd C : 984 mm OD x 5275 mm TL/TL x 8 mm : Vertical / Welded Joint :

984 mm ID x 8 mm t x 5275 mm TL/TL : ASTM A-285 grd C : T.62626 : Horizontal / Welded joint :

2300 mm ID x 10 mm t x 4410 mm OL : ASTM A-285 grd C :

Vertical / Welded Joint 1067 mm ID x 6 mm t x 3380 mm : TL/TL : ASTM A-285 grd C : PL.TA.No.611270 : : : : : Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 690 mm dia x 3800 mm height x 11 mm : t

163

Column 1-2 Dirt Trap 95

: Type Material Ukuran

41.

Column 1-2 Dirt Trap 94

: Type Material Ukuran

Column 1-2 Dirt Trap 95

43.

Steam Condensate 9-8

Coolers 4-3

Coolers 4-4

Coolers 4-5 s/d 10

Coolers 413/14

Coolers 4-15

Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 690 mm dia x 3800 mm height x 11 mm : t :

Type Material Ukuran

42.

Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 788 mm dia x 2681 mm height x 12,7 : mm t

* Type * Shell, Ukuran Bahan * Type * Shell, Ukuran Bahan Bahan Ukuran Jumlah Bahan Ukuran Jumlah Bahan Ukuran Jumlah Bahan Ukuran Jumlah

Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 788 mm dia x 2681 mm height x 12,7 : mm t

: Horizontal / Riveted Joint :

915 mm Ø x 11,1 mm t x 1904 mm L : ASTM A-285 grd C : : : : Al.Brass ASTM B-111 Alloy 687 : 5/8" x 18 ISWG x 3000 mm : 667 batang : : : :

C.S. pipe ASTM A-106 grade B : 2" seh. 80 : : : :

164

Condensor 5-1 s/d 8

44.

45.

46.

47.

48.

Heat Exchanger 6-1 s/d 6

Dwg Cooler CDU II

DWG Transfer Line

Instrument Air ACCU Tank 9-6

Column 1-2 Dirt Trap 94

Bahan Ukuran Jumlah

* Type * Shell, Ukuran Bahan

Steam Condensate 9-8

: : : : :

Fluid Operating Temp Operat.press

Steam :

3500 c : 15 Kg/cm2 :

Bahan Ukuran Jumlah

: : :

Type Material

Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 690 mm dia x 3800 mm height x 11 mm : t :

Type Material Ukuran

49.

Al. Brass ASTM B-111 Alloy 687 : 5/8" x 18 ISGW x 4000 : Cond. 5-1 s/d 3/5/8 @ 808 batang Cond. 5-4/7 @ 812 batang :

Bahan Ukuran

Ukuran Column 1-2 Dirt Trap 95

:

Vertical / Welded Joint : ASTM A-285 grd C 788 mm dia x 2681 mm height x 12,7 : mm t :

* Type * Shell, Ukuran Bahan

Horizontal / Riveted Joint :

915 mm Ø x 11,1 mm t x 1904 mm L : ASTM A-285 grd C 165