LAPORAN KERJA PRAKTEK
RESIDUE CATALYTIC CRACKING UNIT (RCC)
PT. KILANG PERTAMINA INTERNASIONAL REFINERY UNIT VI BALONGAN-INDRAMAYU JAWA BARAT
Periode 1-30 Juni 2024
HALAMAN JUDUL
Disusun Oleh :
Aprilla Samsiar Manuseng (2100020006) Dhea Wahyu Sintia (2100020018)
PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI
UNIVERSITAS AHMAD DAHLAN YOGYAKARTA
2024
ii
HALAMAN PENGESAHAN
LAPORAN KERJA PRAKTEK
RESIDUE CATALYTIC CRACKING UNIT (RCC) PT. KILANG PERTAMINA INTERNASIONAL UNIT VI
BALONGAN-INDRAMAYU JAWA BARAT Periode : 1-30 Juni 2024
Disusun oleh :
Aprilla Samsiar Manuseng (2100020006) Dhea Wahyu Sintia (2100020018)
Mengetahui, Kaprodi Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri
(Agus Aktawan, S.T., M.Eng.) NIPM. 198908092015081111204576
Menyetujui, Dosen Pembimbing
(Gita Indah Budiarti, S.T., M.T.) NIPM. 199212302016060111234466
Acc diseminarkan 5/8/2024
iii
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penyusun panjatkan kehadirat Allah SWT atas karunia dan rahmat-Nya, sehingga penyusun dapat melaksanakan Kerja Praktek di PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan dengan baik serta dapat menyusun dan menyelesaikan Laporan Kerja Praktek ini dengan tepat waktu.
Kerja Praktek ini merupakan salah satu mata kuliah wajib yang harus ditempuh oleh setiap mahasiswa S1 Teknik Kimia, Universitas Ahmad Dahlan, Yogyakarta. Kerja Praktek ini berlangsung dari tanggal 1 Juni 2024 - 30 Juni 2024, lalu diberikan Tugas Khusus oleh Pembimbing yang berjudul "Evaluasi Kinerja Heat Exchanger 15-E-105 pada Unit 15: Residue Catalytic Cracking Unit".
Penulisan Laporan Kerja Praktek ini dapat diselesaikan tidak lepas dari dukungan, bimbingan, dan bantuan dari banyak pihak yang sangat berarti bagi penulis. Oleh karena itu, dalam kesempatan ini penyusun menyampaikan ucapan terima kasih kepada:
1. Gita Indah Budiarti, S.T., M.T., selaku dosen pembimbing Kerja Praktek yang telah memberikan arahan dan dukungan kepada penyusun.
2. Agus Aktawan, S.T., M.Eng., selaku Ketua Program Studi Teknik Kimia Universitas Ahmad Dahlan, serta seluruh dosen atas kesempatan dan bantuan yang telah diberikan kepada penyusun.
3. Bapak Suhar Prianto, selaku Section Head Unit RCC.
4. Bapak Imam Daryono, selaku Senior SPV RRG-COB Unit RCC.
5. Indra Haryadi, selaku Pembimbing Lapangan yang telah membersamai kami selama sebulan penuh, serta mengarahkan dan membantu kami dalam penyusunan tugas khusus Kerja Praktek dan penulisan laporan.
6. Orang tua dan keluarga penyusun yang telah memberikan doa dan dukungan baik itu dalam bentuk maupun nasehat maupun materil.
7. Teman-teman Kerja Praktek Teknik Kimia yang melaksanakan Kerja Praktek bersama selama di PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan.
8. Semua pihak yang telah membantu berjalannya Kerja Praktek yang tidak bias disebutkan satu persatu.
Indramayu, 24 Juni 2024
Penyusun
iv DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ... i
HALAMAN PENGESAHAN ... ii
KATA PENGANTAR ... iii
DAFTAR ISI ... iv
DAFTAR GAMBAR ... vii
DAFTAR TABEL ... viii
ABSTRAK ... ix
BAB I PENDAHULUAN ... 1
I.1 Latar Belakang ... 1
I.2 Tujuan Kerja Praktek ... 2
I.3 Manfaat Kerja Praktek ... 3
I.4 Ruang Lingkup Kerja Praktek ... 3
I.5 Waktu Pelaksanaan Kerja Praktek ... 4
I.6 Sejarah Singkat PT. Pertamina RU VI Balongan ... 4
I.6.1 Visi dan Misi PT. Pertamina RU VI Balongan ... 6
I.6.2 Logo dan Slogan PT. Pertamina RU VI Balongan ... 6
I.6.3 Tata Letak PT. Pertamina RU V Balongan ... 7
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ... 11
II.1 Pengertian Minyak Bumi ... 11
II.2 Komposisi Minyak Bumi ... 11
II.2.1 Senyawa Hidrokarbon... 11
II.2.2 Senyawa Non-Hidrokarbon ... 13
II.3 Klasifikasi Minyak Bumi ... 13
II.3.1 Klasifikasi Berdasarkan API Gravity ... 13
II.3.2 Klasifikasi Berdasarkan Kandungan Parafin dan Aspal ... 14
II.3.3 Klasifikasi Berdasarkan Komposisi Kimia ... 14
II.3.4 Klasifikasi menurut U.S Bureau of Mines ... 15
II.4 Pengolahan Minyak Bumi ... 15
II.4.1 Desalting ... 16
II.4.2 Distilasi ... 16
II.4.3 Cracking ... 17
v
II.5 Produk Minyak Bumi ... 17
I.5.1 LPG (Liquified Petroleum Gas) ... 17
II.5.2 Bahan Bakar Diesel ... 18
II.5.3 Kerosine ... 18
II.5.4 Fuel Oil ... 18
II.5.5 Bahan Bakar Turbin Penerbangan ... 19
BAB III SPESIFIKASI BAHAN BAKU DAN PRODUK ... 20
III.1 Persiapan Bahan Baku ... 20
III.1.1 Bahan Baku Utama ... 20
III.1.2 Bahan Baku Penunjang dan Aditif... 20
III.1.3 Bahan Baku Sistem Utilitas ... 24
III.2 Spesifikasi Produk PT. Pertamina RU-VI Balongan ... 25
BAB IV PROSES PRODUKSI ... 31
IV.1 Hydro Skimming Complex (HSC) ... 31
IV.1.1 Distillation Treating Naphta Unit (DTU) ... 31
V.1.2 Naphta Processing Unit (NPU) ... 44
IV.2 Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) ... 54
IV.2.1 Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (Unit 12 dan 13) ... 55
IV.2.2 Hydrotreating Unit (HTU) ... 57
IV.3 Residue Catalytic Cracking Complex (RCC Complex) ... 63
IV.3.1 Residue Catalytic Cracking Unit (Unit 15) ... 63
VI.3.2 Light End Unit (LEU) ... 66
IV.4 Propylene Olefin Complex (POC) ... 77
VI.4.1 Low Preassure Recovery (Unit 34) ... 77
VI.4.2 Selective C4 Hydrogenation (Unit 35) ... 79
IV.4.3 Catalyst Distillation Deisobuthanizer (Unit 36) ... 80
IV.4.4 Olefin Conversion (Unit 37) ... 81
IV.4.5 Regeneration System (Unit 38) ... 83
IV.4.6 Binary Refrigeration System (Unit 39) ... 85
IV.5 Gudang Bahan Baku ... 87
IV.5.1 Fuel System (Unit 62) ... 87
IV.5.2 Caustic Soda (Unit 64) ... 88
vi
IV.5.3 Fire Water System (Unit 66) ... 89
IV.5.4 Fasilitas Off Site/Instalasi Tangki dan Pengapalan ... 89
BAB V SPESIFIKASI ALAT ... 91
V.1 Peralatan Utama Hydro Skimming Complex (HSC) ... 91
V.2. Peralatan Utama Distillation and Hydrotreating Complex (DHC) ... 96
V.3 Peralatan Utama Residue Catalytic Complex (RCC)... 99
V.4 Peralatan Utama Olefin Complex Unit (OCU) ... 102
BAB VI PENGENDALIAN MUTU PRODUK ... 104
VI.1 Pengendalian Mutu Produk/Laboratorium ... 104
VI.2 Alat-Alat Utama di Laboratorium ... 106
VI.2 Prosedur Analisa ... 106
BAB VII UTILITAS DAN OIL MOVEMENT ... 108
VII.1 Utilitas ... 108
VII.2 Sistem Utilitas Penyediaan Air ... 109
VII.1.2 Sistem Utilitas Penyediaan Udara Tekan dan Gas ... 115
VII.2 Oil Movement (OM) ... 116
VII.2.1 Tank Blending and Metering Section (TBM) ... 118
VII.2.2 Loading and Environment Jetty Section (LEJ) ... 119
BAB VIII PENGOLAHAN LIMBAH DAN K3 ... 122
VIII.1 Pengolahan Limbah ... 122
VIII.1.1 Pengolahan Limbah Cair / Waste Water Treatment (Unit 63) ... 122
VIII.1.2 Pengolahan Limbah Gas ... 129
VIII.1.3 Pengolahan Limbah Padat ... 129
VIII.2 Keselamatan dan Kesehatan Kerja ... 130
BAB IX STRUKTUR ORGANISASI PERTAMINA ... 133
IX.1 Struktur Organisasi PT. Pertamina RU VI Balongan ... 133
BAB X PENUTUP ... 139
X.1 Kesimpulan ... 139
X.2 Saran ... 140
DAFTAR PUSTAKA ... 141
vii
DAFTAR GAMBAR
Gambar I. 1 Logo PT. Pertamina RU VI Balongan ... 7
Gambar I. 2 Letak Giografis PT.Pertamina (Persero) RU VI Balongan. ... 9
Gambar IV. 1 Diagram Alir Proses Unit 11 Crude Distillation Unit ... 36
Gambar IV. 2 Diagram Alir Proses Unit 23 Amine Treatment Unit ... 39
Gambar IV. 3 Diagram Alir Proses Unit 24 Sour Water Stripper Unit ... 40
Gambar IV. 4 Diagram Alir Proses Unit 25 Sulphur Plant Unit ... 44
Gambar IV. 5 Diagram Alir Proses Unit 31 Naphtha Hydrotreating Unit ... 47
Gambar IV. 6 Diagram Alir Proses Unit 32 Platforming Process Unit ... 50
Gambar IV. 7 Diagram Alir Proses Continuous Catalytic Regeneration Unit ... 52
Gambar IV. 8 Diagram Alir Proses Unit 33 Pentane Hexane Isomerisation (Penex) ... 54
Gambar IV. 9 Diagram Alir Proses Unit 14 : Gas Oil Hydrotreating (GO-HTU) 61 Gambar IV. 10 Diagram Alir Proses Unit 15 : Residue Catalytic Cracker Unit .. 64
Gambar IV. 11 Diagram Alir Proses Unsaturated Gas Concentration... 68
Gambar IV. 12 Diagram Alir Proses LPG Treatment Unit ... 70
Gambar IV. 13 Diagram Alir Proses Gasoline Treatment Unit ... 72
Gambar IV. 14 Diagram Alir Proses Propylene Recovery Unit ... 74
Gambar IV. 15 Diagram Alir Proses Catalytic Condensation Unit ... 76
Gambar IV. 16 Process Block Diagram PT Pertamina RU VI Balongan ... 90
Gambar VII. 1 Gambar VII.1 Simplified Flow Diagram Utilities ... 109
Gambar IX. 1 Struktur Organisasi PT. Kilang PERTAMINA Internasional Unit VI Balongan ... 133
viii
DAFTAR TABEL
Tabel II. 1 Klasifikasi Berdasarkan API Gravity ... 14
Tabel II. 2 Klasifikasi Berdasarkan Komposisi Kimia ... 15
Tabel II. 3 Klasifikasi menurut U.S Bureau of Mines ... 15
Tabel III. 1 Bahan kimia Pendukung yang digunakan RU-VI Balongan...21
Tabel III. 2 Katalis resin yang dipakai oleh PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan ... 23
Tabel V. 1 Peralatan Utama Unit 11 (Crude Distillation Unit)...91
Tabel V. 2 Peralatan Utama Unit 23 (Amine Treatment Unit) ... 92
Tabel V. 3 Peralatan Utama Unit 24 (Sour Water Stripper Unit) ... 93
Tabel V. 4 Peralatan Utama Unit 31 (Naphta Hydrotreating Unit) ... 93
Tabel V. 5 Peralatan Utama Unit 32 (Platforming Unit) ... 94
Tabel V. 6 Peralatan Utama unit 33 (Penex)... 95
Tabel V. 7 Peralatan Utama Unit 12/13 (Atmospheric Residue Hydrodemetallizatio Unit) ... 96
Tabel V. 8 Peralatan Utama Unit 14 (Gas Oil Hydrotreating Unit) ... 97
Tabel V. 9 Peralatan Utama 21 (Light Cycle Oil Hydrotreating Unit) ... 97
Tabel V. 10 Peralatan Utama Unit 22 (Hydrogen Plant) ... 98
Tabel V. 11 Peralatan Utama Unit 15 (Residue Catalytic Cracking Unit) ... 99
Tabel V. 12 Peralatan Utama unit 16 (Unsaturated Gas Plant) ... 100
Tabel V. 13 Peralatan Utama Unit 17 (LPG Treatment Unit) ... 100
Tabel V. 14 Peralatan Utama Unit 18 (Gasoline Treatment Unit) ... 101
Tabel V. 15 Peralatan Utama Unit 19 (Propylene Recovery Unit) ... 101
Tabel V. 16 Peralatan Utama Olefin Complex Unit ... 102
Tabel VII. 1 Kondisi Operasi Pengambilan Air dari Sungai Cipunegara...112
ix ABSTRAK
PT. Kilang Pertamina Internasional memiliki enam kilang yang beroperasi di berbagai daerah di Indonesia. Salah satunya adalah PT. Kilang Pertamina Internasional Unit Balongan yang berlokasi di Kecamatan Balongan, Kabupaten Indramayu – Jawa Barat. PT. Kilang Pertamina Internasional Unit Balongan ini dibangun untuk memenuhi kebutuhan Bahan Bakar Minyak (BBM) di daerah Jakarta dan Jawa Barat. Kilang ini dirancang untuk mengolah bahan baku crude oil Duri dan Minas dan juga sebagian dari crude lain seperti Azeri, Banyu Urip, Mudi, JMCO, Klamono dalam jumlah kecil. PT. Kilang Pertamina Internasional Unit Balongan menghasilkan produk baik berupa BBM maupun non-BBM dengan kapasitas sebesar 150.000 MBSD.
PT. Kilang Pertamina Internasional Unit Balongan memiliki beberapa unit proses di antaranya Crude Oil Destillation Unit, Naphta Processing Unit, Distillation and Hydrotreating Complex, Residue Catalytic Cracker Complex, Oil Movement dan Unit Utilitas. Pada Tugas Khusus kami ditugaskan untuk mengetahui kinerja dari Heat Exchanger 15-E-105 A/B pada Residue Catalytic Cracking (RCC) yang merupakan unit pengolahan secondary process dari CDU yang mengolah residu minyak bumi agar produk dengan nilai yang ekonomis.
Proses pertama pada RCC adalah proses reaksi dan regenerasi sebelum akhirnya dipisah pada proses pemisahan. Sebelum masuk ke kolom 15-C-101, proses awal yaitu cracking di riser reaktor untuk menghindari penjenuhan olefin oleh ion H+ juga mencegah proses thermal cracking, dengan bantuan steam, exchanger, Vapor Hydrocarbon, dan Cyclone reactor, adanya proses regenerasi pada 15-R-103 untuk mengaktifkan katalis dengan menghilangkan coke pada katalis, proses pemisahan terjadi di kolom fraksionasi 15-C-101 untuk memisahkan hidrokarbon menjadi Overhead vapour, LCO, dan DCO berdasarkan titik didihnya. Overhead vapour di alirkan ke unit 16 untuk pemisahan lebih lanjut , sedangkan produk LCO diolah kembali pada unit 21 dan produk DCO dikirim ke blending fuel atau disimpan untuk selanjutnya di ekspor karena sudah merupakan produk akhir. Residue Catalytic Cracking (RCC) disebut secondary processing yang dirancang untuk mengolah Treated Ahmospheric Residue dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,4%
vol) dan Untreated Atmospheric Residue dari CDU dengan desain 53.000 BPSD (64,5% vol), kapasitas yang terpasang sebanyak 83.000 BPSD. Tujuan RCC ialah mendapatkan nilai tambah dalam proses pengolahan residu.
Pada PT. Kilang Pertamina Internasional Unit Balongan, limbah cair diolah secara bertahap dengan proses fisik, proses kimia, dan proses mikrobiologis. Untuk limbah gas diolah di Sulfur Recovery Unit dan sisanya dibakar di incinerator.
Sedangkan limbah padat dibakar dalam incinerator pada temperature tertentu.
Kata kunci : PT. Kilang Pertamina Internasional, Residue Catalytic Cracking (RCC), Crude Oil.
1 BAB I PENDAHULUAN I.1 Latar Belakang
Peningkatan jumlah penduduk dan pertumbuhan ekonomi menyebabkan kebutuhan energi dunia maupun di Indonesia semakin meningkat. Minyak bumi merupakan energi tidak bisa diperbaharui dan salah satu sumber energi yang kebutuhannya paling banyak digunakan dalam beragam bidang. Hal ini yang menyebabkan meningkatnya kebutuhan BBM yang berakibat menurunnya cadangan bahan bakar fosil.
Sekitar 6000 tahun yang lalu, manusia telah mengenal minyak bumi yang digunakan sebagai bahan bakar, penerangan, pengobatan, bahan untuk membuat jalan raya, peperangan dan bangunan. Minyak bumi mempunyai banyak kontribusi untuk memenuhi kebutuhan energi manusia sampai saat ini.
Proses pengolahan minyak bumi di Indonesia ada pada PT. Kilang Pertamina Internasional, sebagai perusahaan nasional Pertamina mempunyai wewenang dalam mengolah seluruh bentuk perminyakan Indonesia. Unit-unit pengolahan minyak bumi (Refinery Unit) yang ada di PT. Kilang Pertamina Internasional yaitu RU-1 Pangkalan Brandan, RU-II Dumai, RU-III Plaju, RU-IV Cilacap, RU-V Balikpapan, RU-VI Balongan dan RU-VII Kasim. PT. Pertamina mempunyai fokus utama dalam menyediakan BBM dengan jumlah dan kualitas sesuai dengan nilai spesifikasi juga bernilai ekonomis guna membantu pembangunan nasional.
Refinery Unit VI Balongan merupakan salah satu unit pengolahan yang dipunyai oleh PT. Pertamina (Persero). Fungsi utama dari RU-VI Balongan adalah memproduksi produk-produk bahan bakar, Non BBM, maupun Petrokimia dari pengolahan minyak mentah (Crude Oil). RU-VI Balongan berdiri pada tahun 1994 yang berada di daerah Jawa Barat Tepatnya di kota Indramayu. Kilang RU-VI Balongan mengolah minyak mentah yang bersumber dari daerah Riau tepatnya di Minas dan Duri. Sumber minyak mentah lain yang berasal di sekitar daerah contohnya dari daerah Banyu Urip, Jatibarang, Arjuna, Mudi, Mundu, adapun dari
2
daerah Afrika dan Malaysia contohnya Nile Blend, dan Arzeri (Pebrianti dan Dahoklory, 2019).
Kapasitas residu dalam proses pengolahan minyak mentah pada RU-VI Balongan dirancang cukup besar sekitar 62-65% dari jumlah umpan masuk. Unit- unit handal yang ada dalam proses di RU-VI Balongan seperti RCC, CDU, ARHDM, NPU, H2 Plant, ROPP, LEU, Platformer, HTU, CCU dan lain-lain.
Produk-produk andalan seperti Pertamax Turbo, Pertalite, Solar, Propylene, Pertamina DEX, Pertamax dan LPG. RU-VI Balongan mempunyai salah satu unit yang sangat penting dalam prosesnya yakni unit Residue Catalytic Crakcing (RCC).
fokus utama dari unit RCC yaitu untuk pengolahan Treaded Atmospheric Residue yang dihasilkan dari unit AHU dengan desain 29.500 BPSD (35,5 % vol) serta Untreated Atmospheric Residu yang dihasilkan dari unit CDU dengan desain 53.500 BPSD (64,5 % vol). Kapasitas terpasang adalah 83.000 BPSD. Namun saat ini, feed RCC berupa DMAR dan AR dengan perbandingan komposisi 59,2% : 40,8% vol, serta dengan kapasitas 85,1%.
Berdasarkan penjabaran ini, sektor peminyakan merupakan subjek pembelajaran lapangan yang sangat penting bagi mahasiswa khususnya Teknik Kimia Universitas Ahmad Dahlan dalam melihat pengoperasian dari proses pembelajaran selama di kampus dengan objek yang tepat sebagai media pembelajaran yaitu PT. Kilang Pertamina Internasional Unit-VI Balongan. Tujuan pembelajaran ini agar mahasiswa Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknologi Industri Universitas Ahmad Dahlan Yogyakarta bisa mempelajari dan memahami kasus-kasus proses kimia aktual, bentuk-bentuk peralatan serta mengetahui fungsi juga cara kerja sebagai media pembelajaran sebelum memasuki dunia pekerjaan setelah kampus. Sehingga dari sini mahasiswa akan mendapatkan sesuatu yang baru, baik itu dalam hal pengalaman maupun pola berpikir khususnya yang berhubungan dengan dunia perminyakan (petroleum).
I.2 Tujuan Kerja Praktek
Tujuan dilaksanakannya kerja praktek sebagai berikut:
1. Untuk memenuhi beban satuan kredit semester (SKS) yang harus ditempuh sebagai persyaratan akademis di Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknologi
3
Industri Universitas Ahmad Dahlan Yogyakarta.
2. Memperoleh gambaran secara nyata tentang penerapan/implementasi dari teori yang diperoleh mahasiswa dari materi di kampus dan dapat membandingkannya dengan kondisi praktek yang ada di lapangan.
3. Membuka wawasan mahasiswa agar dapat mengetahui dan memahami aplikasi ilmunya di dunia industri pada umumnya serta mampu menyerap dan berasosiasi dengan dunia kerja secara utuh.
4. Memperoleh pemahaman yang komprehensif akan dunia kerja.
5. Mengetahui sarana pengolahan limbah serta utilitas yang digunakan di PT.
Pertamina (Persero) Refinery Unit VI Balongan, Indramayu, Jawa Barat.
6. Mengetahui perkembangan teknologi dalam dunia industri modern.
I.3 Manfaat Kerja Praktek
Kegiatan kerja praktek memiliki manfaat sebagai berikut:
1. Bagi Perguruan Tinggi
a. Untuk menambah referensi terutama dalam perkembangan industri baik dalam proses dan teknologinya pada bidang oil dan gas di Indonesia sehingga dapat dimanfaatkan bagi kelompok yang membutuhkan.
b. Menaikkan kinerja dan mutu pendidikan melalui tenaga terampil dalam kegiatan kerja praktek.
2. Bagi Perusahaan
a. Penelitian dan hasil analisis laksanakan selama kerja praktek bisa dijadikan bahan masukan bagi perusahaan untuk menetapkan kebijakan perusahaan pada masa yang akan datang.
b. sebagai jembatan untuk melakukan kerja sama antara perusahaan dan perguruan tinggi, seperti rekrutmen tenaga kerja.
3. Bagi Mahasiswa
memperoleh visual nyata mengenai kondisi lapangan pada dunia industri dan mempunyai pengalaman langsung dalam aktivitas industri yang diharapkan bisa mengaplikasikan pengetahuan yang telah didapat dalam bidang industri.
I.4 Ruang Lingkup Kerja Praktek
4
Selama melaksanakan kerja praktek kami mendapatkan pelajaran umum sebagai berikut:
1. Profil perusahaan yang mencangkup sejarah dan manajemen pabrik.
2. Pengenalan dan pengetahuan dari unit-unit proses serta peralatan pada PT.
Pertamina RU-VI Balongan.
3. Pengenalan proses-proses pengolahan yang sesuai dengan bidang teknik kimia, yaitu:
a. Penerapan jenis proses pengolahan b. Diagram alir proses pengolahan
c. Ragam dan jenis produk yang dihasilkan d. Kapasitas produksi
4. Peralatan utama yang dipakai
5. Alat kontrol: performance dan cara kerja.
6. Pemeliharaan, terutama dari bahaya korosi.
7. Quality Control: unit pengendalian proses, jaminan mutu, laboratorium (uji kualitas bahan baku dan produk).
8. Sistem utilitas, meliputi:
a. Unit pengolahan air untuk industri
b. Unit pengadaan steam (uap) dan sistem pendingin c. Unit pengolahan limbah
d. Utilitas pendukung lainnya (pengadaan energi, listrik, dll) I.5 Waktu Pelaksanaan Kerja Praktek
Pelaksanaan kerja praktek di PT. Pertamina (Persero) Refinery Unit VI Balongan pada tanggal 1-30 Juni 2024.
I.6 Sejarah Singkat PT. Pertamina RU VI Balongan
PT. Kilang Pertamina Internasional merupakan sebuah badan usaha milik negara (BUMN). Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan adalah kilang keenam dari tujuh kilang Direktorat Pengolahan PT. Pertamina (Persero) yang bertugas mengolah penambangan minyak dan gas bumi Indonesia. Oleh karena itu kegiatan usaha Pertamina terbagi dalam sektor hulu dan hilir, pada sektor hulu
5
meliputi pengolahan dan produksi minyak, gas, dan panas bumi. Sedangkan pada sektor usaha Pertamina hilir meliputi pengolahan, pemasaran dan perkapalan serta distribusi produk hilir.
Salah satu unit pengolahan yang handal memiliki PT Kilang Pertamina Internasional adalah Unit VI yang berlokasi di kecamatan Balongan, Kabupaten Indramayu, Provinsi Jawa Barat dengan kegiatan bisnis utamanya dengan kegiatan bisnis utamanya yaitu mengolah minyak mentah (crude oil) menjadi produk-produk BBM ( Bahan Bakar Minyak), Non BBM, dan Petrokimia. RU VI Balongan mulai beroperasi pada tahun 1994, PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI dirancang untuk mengolah crude oil, jenis ini memiliki kandungan residu yang cukup besar sehingga perlu dilakukan pengolahan lanjutan agar dapat menjadi produk yang bernilai ekonomis yang tinggi dengan kapasitas residu yang cukup besar sekitar 62% dari total feed. Pada unit VI ini memiliki ciri utama yaitu RCC (Residue Catalytic Cracking) yang terdiri atas dua alat utama yaitu reaktor dan generator.
Salah satu unit terpenting di kilang PT. PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan adalah unit RCC (Residue Catalytic Cracking), yang mengubah residu (sekitar 65% dari total feed) menjadi minyak ringan yang lebih berharga. Residu yang dihasilkan sangat besar sehingga jika dapat dimanfaatkan dengan baik akan mendapatkan keuntungan yang besar pula. Kapasitas unit RCC yaitu 83.000 BPSD (Barel Per Stream Day) merupakan yang terbesar didunia untuk saat ini. Dengan adanya kilang minyak Balongan, kapasitas produksi kilang minyak domestik ini menjadi 1.074.300 BPSD. Produksi kilang minyak Balongan berjumlah kurang lebih 34% dari bahan bakar minyak yang dipasarkan di Jakarta dan sekitarnya.
Keberadaan RU VI Balongan memiliki makna yang besar baik bagi Pertamina maupun bagi bangsa dan negara, selain dapat meningkatkan kapasitas pengolahan minyak di dalam negeri yang masih sangat dibutuhkan, serta juga dapat mengatasi kesulitan dalam mengekspor beberapa jenis minyak didakam negeri.
Daerah Balongan dipilih sebagai lokasi kilang dan proyek kilang yang dinamakan proyek EXOR (Export Oriented Refinery) berdasarkan beberapa pertimbangan, yaitu:
1. Dekat dengan konsumen BBM (bahan bakar minyak) terbesar, yaitu Jakarta
6 dan Jawa barat.
2. Tersedianya sarana penunjang yaitu depot UPPDN (Unit Pemasaran Dalam Negeri) III dan terminal UEP (Unit Eksplorasi dan Produksi) III, Convesional Boury Mooring (CBM).
3. Dekat dengan sumber gas alam yaitu UEP Il dan ARCO. Selaras dengan proyek pipanisasi BBM di Pulau Jawa.
I.6.1 Visi dan Misi PT. Pertamina RU VI Balongan
Visi dan Misi PT. Pertamina RU VI Balongan adalah sebagai berikut : Visi :
1. Menjadi kilang terkemuka di Asia tahun 2025.
Misi :
1. “Mengolah crude dan naphtha untuk memproduksi BBM, BBK, residu, non BBM, dan petkim secara tepat jumlah, mutu, waktu, dan berorientasi laba, serta berdaya saing tinggi untuk memenuhi kebutuhan pasar”.
2. “Mengoperasikan kilang yang berteknologi maju dan terpadu secara aman, handal, efisien, dan berwawasan lingkungan”.
3. “Mengelola aset Refinery Unit VI secara profesional yang didukung oleh sistem manajemen yang tangguh berdasarkan semangat kebersamaan, keterbukaan, dan prinsip saling menguntungkan”.
I.6.2 Logo dan Slogan PT. Pertamina RU VI Balongan
Keberadaan kilang Balongan ini juga merupakan langkah proaktif Pertamina, untuk dapat memanfaatkan peluang ekspor minyak ke mancanegara terutama kawasan Asia Pasifik. Logo PT. Pertamina RU VI Balongan dapat dilihat pada Gambar I. 1 berikut ini:
7
Gambar I. 1 Logo PT. Pertamina RU VI Balongan
Logo PT. Pertamina RU VI Balongan memiliki makna sebagai berikut:
1. Lingkaran: fokus ke bisnis inti dan sinergi
2. Gambar: Konstruksi regcnator dan reaktor di unit RCC yang menjadi ciri khas PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan
3. Warna:
a. Hijau: Selalu menjaga kelestarian lingkungan hidup.
b. Putih: Bersih, profesional, proaktif, inovatif dan dinamis.
c. Biru: Loyal kepada visi PT. Pertamina (Persero).
d. Kuning: Keagungan PT. Pertamina (Persero) RU VI.
Slogan dari PT. Pertamina RU VI Balongan adalah meraih keunggulan komparatif dan kompetitif'. Berikut merupakan penjelasan dari slogan-slogan tersebut:
a. Meraih : Menunjukkan upaya maksimum yang penuh ketekunan dan keyakinan serta profesionalisme untuk mewujudkan visi PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan
b. Keunggulan komparatif : Keunggulan dasar PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan dibandingkan dengan kilang sejenis, yaitu lokasi yang strategis karena berdekatan dengan pasar BBM dan Non-BBM.
c. Keunggulan kompetitif : keunggulan daya saing terhadap kilang sejenis dalam hal efisiensi, mutu, produk dan harga.
I.6.3 Tata Letak PT. Pertamina RU VI Balongan
PT Pertamina RU VI didirikan di kecamatan Balongan kabupaten
8
Indramayu, Jawa Barat (40 Km arah barat laut Cirebon). Penyiapan lahan kilang yang awalnya sawah tadah hujan, yang memerlukan pengerukan dengan pasir laut yang diambil dari pulau Gosong Tengah dengan waktu pengerjaan dalam 4 bulan.
Transportasi pasir dari tempat penambangan ke area penimbunan dilakukan dengan kapal yang selanjutnya dipompa ke arah kilang. Minyak dan gas dieksploitasi pada daerah ini sejak tahun 1970. Penggalian sumur sebanyak 224 buah berhasil digali.
Sumur yang berhasil memproduksi antara lain sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan lepas pantai. Produksi minyak bumi sebesar 239,65 MMSCD yang disalurkan ke PT. Krakatau Steel, PT. Pupuk Kujang, PT. Indocement, Semen Cibinong dan Palimanan. Pada tahun 1980 Depot UPPDN III baru dibangun untuk menyuplai kebutuhan bahan bakar didaerah Cirebon dan sekitarnya. Untuk keamanan, area perkantoran terletak cukup jauh dari unit-unit yang memiliki resiko bocor atau meledak, seperti RCC, ARHDM, dll.
Unit-unit yang berisiko diletakkan di tengah-tengah kilang unit terdekat dengan area perkantoran adalah unit utilitas dan tangki-tangki yang berisi air sehingga relatif aman. Area kilang terdiri dari:
a. Sarana kilang: 250 ha daerah konstruksi kilang, 200 ha daerah penyangga
b. Sarana perumahan: 200 ha
Letak Giografis PT.Pertamina (Persero) RU VI Balongan dapat dilihat pada Gambar I. 2 berikut ini:
9
Gambar I. 2 Letak Giografis PT.Pertamina (Persero) RU VI Balongan.
Ditinjau dari segi teknis dan ekonomis, lokasi ini cukup strategis karena terdapat faktor pendukung sebagai berikut:
A. Bahan Baku
Sumber bahan baku yang diolah di PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan adalah minyak mentah Duri, Riau (awalnya 80%, saat ini 50% feed).
Minyak mentah Minas, Dumai (awalmya 20% saat ini 50% feed) Gas alam yang berasal dari jawa barat bagian timur sebesar 18 million metrio standard cubic feet per day (MMSCFD).
B. Air
Sumber air yang terdekat terletak di waduk salam darma, rejasari, kurang lebih 65 km dari balongan 12ssessm subang. Pengangkutan dilakukan secara pipanisasi dengan pipa berukuran 24 inch dan kecepatan operasi normal 1.100 m3 serta kecepatan maksimum 1.200 m3. air tersebut berfungsi untuk steam boiler, heat exchanger (pendingin) air minum dan kebutuhan perumahan. Dalam pemanfaatan air, kilang Balongan ini mengolah 13ssessm air buangan dengan 13ssess wasted water treatment, di mana air keluaran di-recycle ke 13ssess ini. Secara spesifik tugas unit ini adalah memperbaiki kualitas effluent parameter NH3, fenol, dan COD sesuai dengan persyaratan lingkungan.
10 C. Transportasi
Lokasi kilang PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan berdekatan dengan jalan raya dan lepas pantai utara yang menghubungkan kota-kota besar sehingga memperlancar distribusi hasil produksi, terutama untuk daerah Jakarta dan Jawa Barat. Marine facilities adalah fasilitas yang berada di tengah laut untuk keperluan bongkar muat crude oil dan produk kilang. Fasilitas ini terdiri dari area putar tangker, SBM, rambu laut, dan jalur pipa minyak. Fasilitas untuk pembongkaran peralatan dan produk (propylene) maupun pemuatan propylene dan LPG dilakukan dengan fasilitas yang dinamakan jetty facilities.
D. Tenaga Kerja
Tenaga kerja yang dipakai di PT. Kilang Pertamina Internasional Unit VI Balongan terdiri dari dua golongan, yaitu golongan pertama, dipekerjakan pada proses pendirian Kilang Balongan yang berupa tenaga kerja lokal non skill sehingga meningkatkan taraf hidup masyarakat sekitar, sedangkan golongan kedua, yang dipekerjakan untuk proses pengoperasian, berupa tenaga kerja PT. Kilang Pertamina Internasional yang telah berpengalaman dari berbagai kilang minyak di Indonesia.
11 BAB II
TINJAUAN PUSTAKA II.1 Pengertian Minyak Bumi
Minyak bumi adalah sumber daya alam yang berasal dari dalam bumi berbentuk cair dapat digunakan sebagai bahan baku industri maupun sebagai bahan bakar. Minyak bumi secara kimiawi terdiri dari senyawa kompleks dengan unsur utama atom Hidrogen (H) dan Karbon (C), sehingga biasa disebut juga dengan senyawa hidrokarbon (Sa'adah, Fauzi and Juanda, 2017).
Minyak bumi berasal dari pelapukan sisa-sisa organisme sehingga disebut bahan bakar fosil. Minyak bumi berasal dari jasad renik lautan, tumbuhan dan hewan. Sisa-sisa organisme itu mengendap kemudian tertutup oleh lumpur. Lapisan lumpur lambat laun akan berubah menjadi batuan karena pengaruh suhu dan tekanan lapisan atasnya. Dengan meningkatnya tekanan dan suhu, bakteri anaerob menguraikan sisa-sisa jasad renik dan mengubahnya menjadi minyak dan gas.
Proses pembentukan minyak dan gas ini memakan waktu jutaan tahun (Edi, 2017).
II.2 Komposisi Minyak Bumi II.2.1 Senyawa Hidrokarbon
Hidrogen (H) dan Karbon (O) merupakan komponen terbesar dalam minyak bumi dan sering disebut dengan senyawa Hidrokarbon. Komponen yang lebih kecil jumlahnya disebut dengan senyawa non hidrokarbon seperti belerang, oksigen, nitrogen, dan logam, di mana komponen ini biasanya dianggap sebagai impuritas karena keberadaannya akan memberikan gangguan dalam proses pengolahan minyak bumi dan berpengaruh kurang baik terhadap mutu produk (A. Hardjono.
2007).
1. Senyawa Hidrokarbon Parafin (CnH2n+2)
Senyawa hidrokarbon parafin merupakan senyawa hidrokarbon jenuh.
Senyawa ini memiliki sifat-sifat kimia stabil pada suhu biasa, tidak bereaksi dengan asam sulfat pekat dan asam sulfat berasap, larutan alkali pekat, asam nitrat maupun oksidator kuat seperti asam khromat, kecuali senyawa yang mempunyai atom karbon tersier. Senyawa ini bereaksi lambat dengan khlor
12
menggunakan bantuan sinar matahari; bereaksi dengan khlor dan brom kalau ada katalis. Contoh: iso oktana (C8H12)
2. Senyawa Hidrokarbon Naften (CnH2n)
Senyawa hidrokarbon naften merupakan senyawa hidrokarbon jenuh.
Senyawa hidrokarbon ini memiliki sifat kimia dan fisika scperti senyawa hidrokarbon parafin. Memiliki struktur molekul sikilis, sehingga disebut senyawa sikloparafin. Senyawa hidrokarbon naften yang terdapat dalam minyak bumi yaitu siklopentan dan sikloheksan, yang terdapat dalam fraksi minyak bumi dengan titik didih lebih tinggi (Latifah, 2016).
3. Senyawa Hidrokarbon Aromat (CnH2n-6)
Senyawa hidrokarbon aromat merupakan senyawa hidrokarbon tidak jenuh.
Senyawa hidrokarbon ini merupakan senyawa yang sangat reaktif dan mudah dioksidasi menjadi asam, dapat mengalami reaksi substitusi atau reaksi adisi tergantung kepada kondisi reaksi. Hanya sedikit sekali minyak mentah yang mengandung senyawa aromat dengan titik didih rendah seperti: benzene dan toluene.
Selain parafin, naften, aromat, dalam minyak bumi juga mengandung senyawa hidrokarbon monoolefin dan senyawa hidrokarbon diolefin, yang terjadi karena proses perekahan (cracking) pada proses pengolahan minyak bumi dan kilang (Latifah, 2016).
a. Senyawa Hidrokarbon Monoolefin (CnH2n)
Senyawa hidrokarbon monoolefin merupakan senyawa hidrokarbon yang tidak jenuh dengan sebuah ikatan rangkap dua. Monoolefin dianggap tidak terdapat dalam minyak mentah, tetapi terbentuk dalam proses destilasi dan cracking.
b. Senyawa Hidrokarbon Diolefin (CnH2n-2)
Senyawa hidrokarbon diolefin merupakan senyawa hidrokarbon tidak jenuh yang mempunyai dua ikatan rangkap dua. Senyawa ini tidak terdapat dalam minyak mentah tetapi berbentuk dalam proses cracking. Senyawa diolefin tidak stabil, sangat reaktif dan cenderung akan berpolimerisasi membentuk damar.
13 II.2.2 Senyawa Non-Hidrokarbon 1. Senyawa Belerang
Kadar belerang yang terdapat dalam minyak bumi berkisar 0,04-6% berat.
Senyawa belerang ini dapat menimbulkan beberapa kerugian, yaitu:
pencemaran udara, korosi, menurunkan angka oktan bensin, dan meracuni katalis.
2. Senyawa Oksigen
Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi dari 0,1-2% berat, di mana keberadaannya terbentuk akibat ikatan oksigenasi seperti fenol, cressol, sulfonat, sulfat.
3. Senyawa Nitrogen
Kadar nitrogen dalam minyak bumi umumnya rendah, berkisar 0,1- 2%
berat di mana berada dalam bentuk piridin, quinon dan amin. Minyak bumi yang memiliki kadar belerang dan aspal yang tinggi, biasanya juga memiliki kandungan nitrogen yang tinggi pula. Keberadaannya akan menurunkan aktivitas katalis, membuat kerosin berubah warna menjadi kemerah-merahan kalau terkena matahari.
4. Senyawa Logam
Senyawa logam dalam minyak bumi jumlahnya sangat kecil yaitu sekitar 0,01% sehingga tidak menimbulkan permasalahan, meskipun begitu terdapat logam yang jumlahnya kecil tetapi dapat bersifat racun dikatalis, seperti arsen, vanadium, nikel dan besi.
II.3 Klasifikasi Minyak Bumi
II.3.1 Klasifikasi Berdasarkan API Gravity
Klasifikasi paling sederhana ialah klasifikasi yang didasarkan pada gravitasi API (American Petroleum Institute) atau berat jenis, karena jika gravitasi API minyak mentah tinggi, maka minyak mentah tersebut akan mengandung fraksi ringan dalam jumlah besar (A. Hardjono, 2007).
14
Tabel II. 1 Klasifikasi Berdasarkan API Gravity
SG merupakan perbandingan antara massa per volume cairan terhadap air pada kondisi sama yaitu pada volume dan suhu tertentu. SG dari Crude Oil produk petroleum yang berbentuk cair distandarkan pada suhu 60°F, di mana pada suhu tersebut minyak mempunyai volume yang sekecil-kecilnya dan berat yang sebesar- besarnya.
Rumus:
API = 141,5/SG -131,5 SG = 141,5/(API+131,5)
II.3.2 Klasifikasi Berdasarkan Kandungan Parafin dan Aspal
Berdasarkan kandungan parafin dan aspal, minyak mentah dapat dibagi dalam 3 (tiga) golongan dasar minyak mentah, yaitu :
1. Minyak mentah dasar parafin 2. Minyak mentah dasar aspal
3. Minyak mentah dasar campuran (tengahan)
Sebagian besar minyak mentah (90% minyak mentah) termasuk dalam golongan minyak mentah dasar campuran, sedangkan 10% lainnya termasuk dalam golongan minyak mentah dasar parafin dan aspal.
II.3.3 Klasifikasi Berdasarkan Komposisi Kimia
Klasifikasi ini diajukan oleh sachanen, berdasarkan komposisi kimia fraksi minyak bumi khusus untuk daerah (range) titik didih antara 250-30˚C, seperti pada Tabel II. 2.
Jenis minyak
mentah API Gravity Spesific Gravity (SG) Ringan > 39,0 <0,830 Ringan sedang 39,0-35,0 0,830-0,850
Berat sedang 35,0 0,850-0,865 Berat 35,0-24,8 0,865-0,905 Sangat berat <24,8 >0,905
15
Tabel II. 2 Klasifikasi Berdasarkan Komposisi Kimia
II.3.4 Klasifikasi menurut U.S Bureau of Mines
Klasifikasi minyak bumi yang digunakan adalah klasifikasi menurut Lane dan Garton dari Bureau of Mines. Dasar klasifikasi yang digunakan gravitasi API fraksi kunci nomor I dan 2, yang didapat dari destilasi dengan alat destilasi Hempel standart. Fraksi kunci nomor I adalah fraksi minyak bumi yang mendidih pada suhu 250-275°C pada tekanan I atmosfer sedang fraksi kunci nomor 2 mendidih pada suhu 275-300°C pada tekanan 40 mmHg.
Tabel II. 3 Klasifikasi menurut U.S Bureau of Mines Golongan Dasar Fraksi Kunci No.
1 (API Gravity)
Fraksi Kunci No.
2 (API Gravity) Parafin – parafin > 40 > 30 Parafin – tengahan > 40 20 – 30
Parafin – naften > 40 < 20 Tengahan –
paraffin 33 – 40 > 30
Tengahan –
tengahan 33 – 40 20 – 30
Tengahan – naften 33 – 40 < 20 Naften – paraffin < 33 > 30 Naften – tengahan < 33 20 – 30
Naften – naften < 33 < 20 II.4 Pengolahan Minyak Bumi
Golongan Komposisi Fraksi 250 – 300˚C
% Parafin %Nafta % Aromat % Aspal Parafin 46 - 61 22 - 32 12 - 35 0 - 6 Parafin- Naften 42 - 45 38 - 39 16 - 20 0 - 6
Naften 16 - 26 61 - 76 8 - 13
Sedikit 0 - 6 Parafin- Naften-
Aromat 27 - 35 36 – 47 26 - 33 0 - 10 Naften- Aromat 0 - 8 57 - 78 20 - 25 1. - 20
16 II.4.1 Desalting
Minyak mentah mengandung zat-zat mineral yang terlarut dalam air juga mengandung kotoran. Proses penghilangan kotoran disebut penghilangan garam atau desalting. Desalting dilakukan dengan cara mencampurkan minyak mentah dengan air sehingga yang berguna untuk melarutkan mineral-mineralnya dalam air.
Untuk menghilangkan senyawa-senyawa non hidrokarbon, ke dalam minyak mentah ditambah dengan asam dan basa. Proses ini dilakukan guna mencegah korosi pipa-pipa minyak dan mencegah tersumbatnya lubang-lubang di menara fraksinasi. Setelah minyak mentah hasil proses desalting selesai, selanjutnya minyak mentah dialirkan menuju tangki pemanas untuk menguapkan minyak mentah kemudian uap minyak mentah dialirkan dalam menara fraksinasi (menara destilasi) (Winasis, 2017).
II.4.2 Distilasi
Setelah zat-zat non-hidrokarbon terpisah dari minyak mentah, kemudian diolah dengan proses penyulingan/distilasi bertingkat. Distilasi sendiri merupakan cara pemisahan campuran berdasarkan perbedaan titik didih dari berbagai komponen penyusunnya. Isomer-isomer hidrokarbon memiliki titik didih yang berdekatan dan memiliki fraksi-fraksi berupa campuran hidrokarbon yang mendidih pada trayek suhu tertentu, maka distilasi dilakukan dalam kolom atau menara distilasi. Dalam menara distilasi terdapat pelat-pelat dengan jarak tertentu yang mempunyai sejumlah sungkup gelembung udara (bubble caps). Proses distilasi yang berlangsung di dalam menara distilasi dimulai pemompaan minyak mentah yang telah dipanaskan sampai suhu 350º C. Di dalam menara sebagian minyak akan menguap dan bergerak melalui bubble caps, uap ini akan mencair dan mengalir melalui plat sehingga terpisah dari fraksi lain. Uap yang tidak mencair akan terus naik dan perlahan akan mengalami pengembunan sedikit demi sedikit sesuai dengan titik didihnya pada pelat-pelat yang ada di atasnya. Sehingga diperoleh fraksi-fraksi minyak bumi berdasarkan titik didihnya. Uap minyak bumi yang mempunyai titik didih lebih tinggi akan mengembun pada pelat pengembunan yang lebih rendah, sedangkan fraksi minyak bumi yang titik didihnya lebih rendah, akan mengembun
17
pada pelat pengembunan bagian atas (Nurkhopipah, 2018).
II.4.3 Cracking
Reaksi perengkahan atau cracking merupakan suatu reaksi terjadinya pemutusan rantai panjang hidrokarbon menjadi dua rantai yang lebih pendek.
Reaksi cracking berlangsung pada temperature tinggi serta dibantu oleh katalis, seperti Al2O3 dan SrO2 Berikut merupakan fraksi-fraksi minyak bumi yang umum dimanfaatkan sebagai bahan bakar maupun sebagai dasar industri petrokimia (Nurkhopipah, 2018).
Fraksi-fraksi minyak bumi yang telah mengalami proses distilasi selanjutnya diolah dengan proses reforming, treating, dan blending. Berikut merupakan penjelasan dari proses-proses tersebut:
1. Reforming merupakan proses meningkatkan mutu bensin dengan cara mengubah struktur rantai karbon lurus menjadi bercabang dibantu dengan katalis dan pemanasan.
2. Polimerisasi merupakan suatu proses penggabungan molekul-molekul sederhana menjadi molekul-molekul yang lebih kompleks.
3. Treating merupakan suatu proses penghilangan kotoran yang masih terkandung dalam minyak bumi. Tahapannya meliputi copper sweetening, acid treatment, desulfurizing, dan blending.
II.5 Produk Minyak Bumi
Secara garis besar, produk-produk hasil pengilangan minyak bumi dapat digolongkan menurut batasan jumlah karbon.
I.5.1 LPG (Liquified Petroleum Gas)
LPG Merupakan bahan bakar tercairkan dengan komponen utama campuran propane, butana, iso-butana, sedikit propilena atau butilena dan tidak mengandung gas toksik. Istilah LPG merujuk kepada hidrokarbon jenis tertentu dan campurannya yang ada dalam fasa gas pada kondisi atmosfer namun bisa dikonversi menjadi fasa cair pada tekanan sedang dan temperatur ambien. Spesifikasi propana komersial:
a. Total kandungan C2 tidak lebih dari 5% mol
18 b. Total etilena tidak lebih dari 1% mol
c. Total C4 dan lebih tidak boleh lebih dari 10% mol d. Total C5 atau lebih tidak lebih dari 2% mol
e. Tekanan uap pada 45 °C tidak lebih dari 17,9 kg f/cm2 f. Kandungan sulfur tidak lebih dari 0,02% mol
g. Total sulfur merkaptan tidak lebih dari 92 mg/m3 h. Hidrogen sulfida tidak terdeteksi
i. Total asetilena tidak lebih dari 2% mol j. Limit flammability 2,4% (v/v) di udara II.5.2 Bahan Bakar Diesel
Bahan bakar diesel ialah fraksi minyak bumi yang mendidih sekitar 175- 370 ⁰C dan yang digunakan sebagai bahan bakar mesin diesel. Mesin diesel ditemukan dan dipatenkan oleh Rudolf Diesel pada tahun 1892. Sampai tahun 1920 mesin diesel merupakan mesin stasioner besar-besar dengan dua sampai sembilan torak dengan diameter antara 25 sampai 50 cm dan dengan kecepatan dari 50 sampai 300 putaran per menit. Selama tahun 1930 dan 1940, mesin diesel lebih disesuaikan untuk keperluan transportasi.
II.5.3 Kerosine
Minyak tanah atau kerosin merupakan cairan hidrokarbon yang tak berwarna dan mudah terbakar dan memiliki titik didih antara 200 °C dan 300 °C.
Minyak tanah atau disebut juga parafin. Minyak tanah banyak digunakan untuk lampu minyak dan kompor, sekarang banyak digunakan sebagai bahan bakar mesin jet (Avtur, Jet-A, Jet-B, JP-4 atau JP-8). Kerosine dikenal sebagai RP-1 digunakan sebagai bahan bakar roket. Pada proses pembakarannya menggunakan oksigen cair.
II.5.4 Fuel Oil
Fuel oil adalah hasil distilasi dari penyulingan minyak tetapi belum membentuk residu akhir dari proses penyulingan itu sendiri. Biasanya warna dari minyak bakar ini adalah hitam. Selain itu minyak bakar lebih pekat dibandingkan dengan bahan bakar diesel. Secara umum kegunaan minyak bakar adalah untuk
19
bahan bakar pengapian langsung pada industri - industri besar, PLTU dan juga digunakan sebagai salah satu alternatif bahan bakar pada industri menengah kecil lainnya.
II.5.5 Bahan Bakar Turbin Penerbangan
Bahan bakar turbin penerbangan atau bahan bakar jet (jet fuel) adalah campuran senyawa hidrokarbon yang digunakan sebagai bahan bakar mesin turbin atau mesin jet penerbangan. Karena mesin jet penerbangan bekerja dari suhu kamar sampai suhu yang sangat rendah – 70 oC, maka fraksi solar tidak digunakan, karena bahan bakar ini akan membeku pada suhu yang rendah. Fraksi ringan seperti bensin juga tidak dapat digunakan karena pada tekanan yang sangat rendah yaitu sekitar 1/10 tekanan di atas tanah fraksi ini akan mendidih dan habis menguap. Ternyata bahwa bahan bakar yang paling cocok untuk mesin jet adalah fraksi kerosin. Karena fraksi kerosin yang dihasilkan kilang jumlahnya tidak mencukupi, maka di samping fraksi minyak gas rengkahan yang mendidih dalam daerah didih kerosin (kerosin rengkahan).
20 BAB III
SPESIFIKASI BAHAN BAKU DAN PRODUK III.1 Persiapan Bahan Baku
Bahan baku yang digunakan terbagi menjadi tiga kategori, yaitu: bahan baku utama meliputi minyak mentah (Crude Oil), bahan baku penunjang dan aditif meliputi bahan kimia, gas alam, katalis, resin serta bahan baku sistem utilitas yang meliputi air dan udara.
III.1.1 Bahan Baku Utama
Bahan baku utama merupakan elemen paling penting dari suatu pabrik yang menyatakan untuk apa suatu pabrik itu berdiri. Bahan baku utama yang dipakai oleh PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan berupa minyak Duri yang merupakan (heavy oil) dan minyak Minas yang merupakan (light oil) berasal dari Riau serta campuran minyak mentah Nile Blend dari Afrika Selatan. Dulunya bahan baku utama yang dipakai berupa minyak mentah yang asalnya dari Duri dan Minas dengan perbandingan 80% : 20%. Hal ini dilakukan karena pada masa itu cadangan minyak Duri masih sangat banyak dan kurang dalam pemanfaatannya. Akan tetapi, pada masa sekarang dengan pertimbangan optimasi yang lebih baik, perbandingan dari minyak Duri dan Minas dicampurkan berjumlah hampir sama yaitu 55% : 45%, 60% : 40%. Selain itu PT. Pertamina melakukan pencampuran minyak bumi lain seperti JMCO (Jatibarang Mixed Crude Oil), Nile Blend, mudi (Gresik), Banyu Urip, Azeri (Malaysia) dalam jumlah yang kecil karena menurunnya cadangan minyak Duri dan Minas dan harus sesuai dengan kondisi dari PT. Pertamina RU-VI Balongan. Minyak mentah dari Duri memproduksi residu yang lebih banyak dari minyak mentah Minas. Hal ini dikarenakan minyak Duri merupakan jenis Heavy Oil yang sebagian besar senyawanya yaitu hidrokarbon rantai panjang.
III.1.2 Bahan Baku Penunjang dan Aditif
Bahan-bahan pendukung yang digunakan oleh PT. Pertamina RU-VI Balongan yaitu bahan kimia, gas alam, katalis dan resin dalam masing-masing unit proses.
Bahan baku pada unit Hydrogen Plant menggunakan gas alam yang didapat dari
21
lapangan Jatibarang, Jawa Barat. Proses Hydrogen Plant akan menghasilkan hidrogen yang akan digunakan untuk proses hydrotreating dengan tujuan menghilangkan impuritis pada produk dan minyak mentah. Bahan-bahan pendukung yang digunakan dapat dilihat pada Tabel III.1
Tabel III. 1Bahan kimia Pendukung yang digunakan RU-VI Balongan
Unit Jenis Aplikasi Fungsi
11
Cairan
Amonia Overhead 11-C-105 Menetralisir HCl Anti
Foulant
Suction Feed Pump (11- P101- A/B) dan Unit
Desalter
Mencegah terjadinya fouling pada HE Corrosive
Inhibitor Overhead 11-C-101 Mencegah korosi Demulsifier Suction feed pump dan Unit
Desalter Memisahkan emulsi Wetting
Agent Preparasi larutan pada 11- V-
114 Membantu mempercepat
pemisahan
15/16/
17/18/
19/20
Kalgen 15-B-101, 15-E-104 A/B Mengatasi kesadahan Kurilex
Injeksi pada air cooling water untuk 16-E103 A/B, E-104 A/B, E-105 A/B, E-
111 A/B
Sebagai pencegah Korosi
Katalis 18-A-202, 206 Oksidasi sodium
mercaptide Kaustik 11-V-101, 102, 103, 106, dan
18-V-102, 104 Mengikat H2S Anti
Oksidan Aliran produk 18-V-102, 104 Sebagai anti oksidan MDEA Preparasi larutan dilakukan
pada 23-V-102 Mengikat H2S 23/24 Anti Foam
Injeksi pada kolom RCC (24- C-201), kolom NH3 stripper (24-C-102), dan aliran masuk
23-C-101
Mencegah foaming Soda 24-V-302, 24-V-303, dan 24-
Z-301 Menetralisasi kaustik Berikut ini merupakan keterangan lebih lanjut terkait bahan kimia di atas:
1. Monoethanol Amine (𝐶2𝐻4𝑂𝐻)𝑁𝐻2, berfungsi untuk menyerap senyawa COS dan 𝐶𝑆2 serta senyawa sulfur lainnya yang terdapat dalam fraksi 𝐶3.
2. Soda kaustik (NaOH), berfungsi untuk menetralisasi dan menaikkan pH raw
22
water, regenerasi resin di proses condensate degasser dan menyerap senyawa sulfur seperti 𝐻2𝑆, merkaptan COS, dan 𝐶𝑆2
3. Anti oksidan (𝐶14𝐻24𝑁2), berfungsi untuk mencegah pembentukan gum (endapan yang menggumpal) dalam produk naphta dan polygasoline.
Pembentukan gum dapat mengakibatkan terjadinya penyumbatan pada filter atau karburator pada mesin bahan bakar kendaraan atau mesin pengguna premium atau polygasoline.
4. Corrosion inhibitor, adalah asam karboksilat yang merupakan produk reaksi dalam hidrokarbon alifatik dan aromatik atau amina dari asam fosfat dengan penambahan solvent. Bahan kimia ini berfungsi mencegah terjadinya korosi pada overhead line 11-C-101, mencegah korosi sepanjang cooling water, dan mengurangi laju korosi di overhead system flash rectifier dengan pembentukan filming.
5. Demulsifier, merupakan senyawa campuran dengan berat molekul tinggi seperti oxyalkylated resin dan amina dalam pelarut alkohol dan aromatik.
Berfungsi menghindari emulsi dan memecah emulsi minyak sehingga dapat mempercepat pemisahan di desalter. Bahan kimia ini diinjeksikan ke crude charge secara kontinyu pada sisi suction pump, untuk membantu pencampuran atau difusi bahan kimia ke dalam minyak.
6. Anti fouling, berfungsi untuk menghindari fouling di preheating system.
7. Wetting agent, merupakan senyawa campuran oxyalkylated alkanolamines dan alkylaryl sulfonates dalam air, metanol, isopropanol. Wetting agent berfungsi memecah minyak yang mengelilingi padatan dan memindahkan padatan tersebut dari fasa minyak yang ke fasa cair sehingga mudah untuk dipisahkan.
8. Sodium nitrat (Na𝐶𝑂3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austenitic stainles steel di permukaan tube heater.
9. Soda ash (𝑁𝑎3𝐶𝑂3), berfungsi untuk menetralisir senyawa klorida yang dapat menyebabkan korosi austenitic stainles steel di permukaan tube heater.
23
10. Trisodium phosphate (𝑁𝑎3𝑃𝑂4), berfungsi untuk menghindari fouling dan mengatur pH.
11. Chlorine (𝐶𝐼2), berfungsi sebagai desinfektan pada raw water dan mencegah terbentuknya lumut atau kerak.
12. Sodium phosphate monohydrate (𝑁𝑎𝐻2𝑃𝑂4𝐻2𝑂), berfungsi untuk membantu penyerapan senyawa dari nitrogen (amonia) dan entrainment solvent.
13. LPG odorant, untuk memberi bau sebagai detektor kebocoran LPG.
Tabel III. 2 Katalis resin yang dipakai oleh PT. Pertamina (Persero) RU-VI Balongan
Unit Jenis katalis/Resin Aplikasi Fungsi
12/13 ICR 131 KAQ 12/13-R-101/102/103 Mengurangi kandungan logam 14/21 Sulphur Absorber 22-R-102 A/B Absorbsi 𝐻2𝑆
15
Katalis UOP 15-R-101/102/103/104 Memecah rantai hidrokarbon panjang Molsieve Pru ODG-
442 19-V-104 A/B Adsorpsi moisture
dari LPG campuran 𝐶3
19
E-315 Katalis Propylene Metal
Treater
19-V-111 Menghilangkan
kandungan Metal
20
Alcoa Selexsorb
COS ⅛” 11-V-112 A/B Menghilangkan COS
dari propylene Katalis SHP H-
14171 19-R-101 A/B
Menjenuhkan senyawa olefin menjadi
monoolefin Rock Salt 14/21-V-101 Adsorpsi moisture
dari LPG Hydrogenation 22-R-101
Hidrogenasi untuk melepas kandungan
sulfur 22
High Temperature Shift Converter type
C12-4
22-R-103 Mengubah CO
menjadi 𝐶𝑂2
24 Hydrogen Reformer
Catalyst 22-F-101 Mengubah gas alam
menjadi 𝐻2
Anion Resin ASB-1p
& Kation Resin (C- 249)
22-V-105 A/B Mereaksikan kation dan anion Linde Adsorbent type 22-V-109 A-M Menyerapkan
pengotor H2
LA22LAC-612; C-
200F (CO; 𝐶𝑂2; 𝑁2; HC)
23
Karbon aktif 23-S-102
Menyerap komponen yang mengakibatkan
foaming Amine Filter 23-S-101/103 Menyaring partikel >
10 micron 25 Claus Catalyst 25-R-101/102/103 Mereaksikan gas alam
55
Karbon Aktif 55-A-101 A/B-S1 Menyaring bahan- bahan Organik Strong Acid Kation
Resin
Kation pada 55-A-101 A/B-V1; anion pada 55-
A-101 A/B-V2
Menghasilkan kation/anion 58
Activated Alumina
⅛
”,¼
”, ceramic ball58-D-101 A/B-R1-R2 Adsorpsi moisture dari LPG 59 Molsieve Siliporite 59-A-101 A/B-A1 Adsorpsi moisture,
𝐶𝑂2
Ada beberapa bahan lain yang digunakan yaitu:
1. S-19 Katalis Hidrokarbon, digunakan pada reaksi penjenuhan Olefin dan berfungsi untuk penghilangan belerang, halida, nitrogen dan logam.
2. Clay dimanfaatkan untuk menaikkan kestabilan warna dari fraksi kerosin.
III.1.3 Bahan Baku Sistem Utilitas
Bahan baku utilitas dimanfaatkan sebagai media penunjang dalam proses di PT. Pertamina RU-VI Balongan. Air dan udara merupakan bahan baku yang sangat dibutuhkan dalam proses utilitas. Air yang dimanfaatkan oleh RU-VI Balongan didapat dari Bendungan Salam Darma di Kabupaten Subang. Sebelum digunakan dalam proses, air yang telah diambil akan dibersihkan terlebih dahulu dari impuritis dan mineral yang tidak diinginkan. Air ini akan dimanfaatkan sebagai pembangkit
25
listrik, pendingin pada heat exchanger, pemadam kebakaran, pembangkit steam, STG (Steam to Generator), dan keperluan rumah pekerja maupun kantor. Air sisa proses dimanfaatkan dengan treatment tertentu dengan tujuan menjadi air proses kembali seperti air sisa sour water. Selain air, udara dimanfaatkan pembakaran, udara tekan dan penyedia nitrogen. PT. Pertamina RU-VI Balongan memanfaatkan udara tekan untuk sistem kontrol pabrik dan sebagai bahan pada unit penyedia nitrogen.
III.2 Spesifikasi Produk PT. Pertamina RU-VI Balongan
Adapun beberapa produk yang dihasilkan oleh PT. Pertamina RU-VI Balongan dalam prosesnya yaitu: produk utama berupa Pertalite, Pertamax, Kerosene, Pertamax Turbo, LPG, Solar, Dexlite (B30), Avtur, Pertamina Dex dan produk sampingan berupa Decant Oil dan Propylene. Berikut ini spesifikasi untuk tiap produk:
1. Pertalite
Bilangan Oktan (RON) : 90.0 min
Stabilitas Oksidasi (menit) : 360 min Kandungan Sulfur % m/m : 0.05 max Sulfur Mercaptan % m/m : 0.002 max
Kandungan logam mg/l : 1 max
Kandungan Oksigen : 2.7 max
Sedimen mg/l : 1 max
Distilasi 10% vol penguapan, °C : 74 max
Distilasi 50% vol penguapan, °C : 77 min – 125 max Distilasi 90% vol penguapan, °C : 180 max
Titik didih akhir : 215 max
Residu % vol : 2.0 max
Tekanan Uap kPa : 69 max
Unwashed GUM, mg/100 ml : 70 max Washed GUM, mg/100 ml : 5 max
Tekanan Uap, kPa : 45 min – 69 max
26
Warna : Hijau
2. Pertamax
Bilangan Oktan (ON) : 92 min
Stabilitas Oksidasi, menit : 480 min Kandungan Sulfur, % m/m : 0.05 max Kandungan timbal (Pb), gr/l : 0,013 max Kandungan Oksigen, %m/m : 2.7 max Kandungan aromatic, %v/v : 50 max Kandungan Benzena , %v/v : 5.0 max Distilasi 10% vol penguapan, °C : 70 max
Distilasi 50% vol penguapan, °C : 77 min – 110 max Distilasi 90% vol penguapan, °C : 130 min - 180 max Titik didih akhir, °C : 215 max
Tekanan Uap, kPa : 45 min – 60 max
Kandungan merkaptan, %massa : 0,002 max
Warna : Biru
Kandungan Pewarna, gr/ 100 l : 0.13 max 3. Kerosene
Spesific Gravity : 0,835 max
Smoke Point, ml : 17 min
Flash Point, ABEL °F : 100 min
Kandungan Sulfur, % berat : 0,2 max Copper Strip Corrotion, 3 hr/122°F : number 1 max 4. Pertamax Turbo
Bilangan Oktan (RON) : 98 min
Kandungan Sulfur % m/m : 0,005 max Kandungan Sulfur Merkaptan % m/m : 0.002 max
Kandungan aromatik : 40 max
Kandungan Oksigen : 2.7 max
Kandungan Benzena : 5.0 max
Distilasi 10% vol penguapan, °C : 70 max
27
Distilasi 50% vol penguapan, °C : 75 min – 125 max Distilasi 90% vol penguapan, °C : 130 min - 180 max Titik didih akhir, °C : 215 max
Residu, % vol : 2.0 max
Sedimen, mg/l : 1 max
Unwashed Gum, mg/100 ml : 70 max
Washed Gum, mg/100 ml : 5 max
Tekanan Uap, kPa : 45 min – 69 max
Warna : Merah
5. LPG
RVP pada 1000°F, psig : 120 max
Copper Strip Corrotion, 3 hr/122°F : number 1 max Kandungan Metana, %berat : 0
Kandungan Etana, %berat : 0,2 max Kandungan Propana dan Butana, %berat : 97,5 min Kandungan Pentana, %berat : 2,5 Kandungan Heksana, %berat : Nil
Merkaptan ditambahkan : 50 ml/1000 USG 6. Solar
Angka Setana : 48 min
Indeks Setana : 45 min
Viskositas (pada suhu 40°C), mm2/s : 2.0 min – 4.5 max
Kandungan Sulfur : 0.005 – 0.35 max
Distilasi 90% vol penguapan°C : 370 max
Titik Nyala °C : 52 min
Titik Tuang °C : 18 max
Kandungan Air, mg/kg : 500 max
Residu Karbon : 0.1 max
Kandungan FAME : 20 max
Kandungan Abu : 0.01 max
Kandungan Sedimen : 0.01 max
28
Bilangan Asam Kuat, mg KOH/g : 0 max Bilangan Asam kuat total , mg KOH/g : 0.6 max Lubricity (HFRR wear scar dia. @ 60°C) : 460 max Kestabilan Oksidasi Metode Rancimat, jam : 35 min 7. Dexlite (B30)
Angka Setana : 51 min
Indeks Setana : 48 min
Viskositas (pada suhu 40°C), mm2/s : 2.0 min – 5.0 max
Kandungan Sulfur : 0.12 max
Distilasi 90% vol penguapan : 52 min
Titik Tuang °C : 18 max
Residu Karbon : 0.1 max
Kandungan FAME : 30 max
Kandungan Abu : 0.01 max
Kandungan Sedimen : 0.01 max
Bilangan Asam Kuat, mg KOH/g : 0 max Bilangan Asam kuat total , mg KOH/g : 0.6 max Kestabilan Oksidasi , menit : 45 min Kestabilan Oksidasi, jam : 35 min 8. Avtur
Densitas 15° : 775 – 840
Penampilan Visual : jernih dan terang
Total Sulfur %wt : 0.30 max
Kandungan Sulfur Mercaptan %wt : 0.0030 max
Falsh Point °C : 38
Doctor test : negative
Titik Beku °C : -47 max
Konduktifitas listrik : 50 - 450 µS/m 9. Pertamina Dex
Angka Setana : 53 min
Kandungan Sulfur, % m/m : 0.03 max
29
Viskositas (pada suhu 40°C), mm2/s : 2.0 min – 4.5 max
Distilasi suhu 90°C : 340 max
Distilasi suhu 95°C : 360 max
Titik didih akhir °C : 370 max
Titik nyala °C : 55 min
Ttik tuang °C : 18 max
Kandungan Air, mg/kg : 500 max
Stabilitas Oksidasi, g/m3 : 25 max
Kandungan FAME : 10 max
Kandungan Abu : 0.01 max
Kandungan Sedimen : 0.01 max
Bilangan Asam Kuat : 0 max
Bilangan Asam kuat total , mg KOH/g : 0.3 max
Particulat, mg/l : 10 max
Lubricity (HFRR wear scar dia. @ 60°C) : 460 max 10. Decant Oil
Viskositas, Csts pada 122°F : 180 max Kandungan Sulfur, %berat : 4 max
Kandungan abu, %berat : 0,1 max
Flash point, °C : 62 max
Kandungan Katalis, ppm : 30 max
Sedimen, %berat : 0,15 max
MCR, %berat : 18 max
11. Propylene
Propylene, %mol (kemurnian) : 99,6 min
Total Parafin, %mol : 0,4 max
Kandungan metana, ppm : 20 max
Kandungan etilen, ppm : 25 max
Kandungan etana, ppm : 300 max
Kandungan propana, ppm : 5 max
Kandungan pentana, ppm : 10 max
30
Asetilene, ppm : 5 max
Metiasetilen, propadien, 1-3 butadien : 2 max
Total butane, ppm : 100 max
Pentane, ppm : 100 max
Hidrogen, ppm : 20 max
Nitrogen, ppm : 100 max
Co, ppm : 0,5 max
CO2, ppm : 1 max
O2, ppm : 1 max
Kandungan Air, ppm : 2,5 max
Total Sulfur, ppm : 1 max
Amoniak, ppm : 5 max
31 BAB IV
PROSES PRODUKSI IV.1 Hydro Skimming Complex (HSC)
Pada kompleks Hydro Skimming Complex (HSC) terjadi proses distillation dan treating dari limbah yang dihasilkan dari crude oil dan proses treating produk naptha. Proses yang terjadi di HSC adalah proses distilasi, penghilangan pengotor, dan pengolahan limbah yang dihasilkan proses treating. Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha Processing Unit (NPU).
IV.1.1 Distillation Treating Naphta Unit (DTU)
Distillation Treating Unit merupakan unit pertama yang mengolah minyak mentah yang datang dari luar kilang. Unit ini terdiri dari tiga sub-unit yaitu Crude Distillation Unit (CDU), Amine Treating Unit, dan Sour Water Stripper Unit.
Awalnya unit ini juga memiliki Sulphur Plant yang berfungsi untuk mengolah sulfur yang dihasilkan dari proses. Akan tetapi karena sulfur yang dihasilkan sedikit, maka unit ini sudah tidak digunakan dan membakar sulfur yang dihasilkan di dalam insinerasi.
A. Crude Distillation Unit (CDU) (Unit 11)
Proses primer PT Pertamina RU-VI Balongan dirancang untuk mengolah campuran minyak sebanyak 125,000 (828,1 m /jam). Dilakukan proses destilasi dengan bantuan heat exchanger dengan memanfaatkan panas dari produk yang dikeluarkan dari kolom fraksinasi dan kemudian dilanjutkan dengan pembakaran menggunakan furnace secara radiasi yang temperaturnya dapat mencapai 360℃.
CDU dapat mengolah minyak mentah menjadi produk berdasarkan perbedaan titik didih dan titik embun. Hasil produk keluaran dari CDU adalah fraksi gas, naphtha, kerosin, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO), dan Atmospheric Residue.
CDU bertujuan untuk memaksimalkan produk akhir sehingga sebagian hasil produk keluaran CDU akan diproses lagi pada unit AHU/ARHDM dan sebagian langsung di proses pada unit RCC. Unit CDU dirancang untuk mengolah campuran wild naphtha dari gas oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater dapat beroperasi baik pada kapasitas 50-100% kapasitas desain dengan faktor on stream 0,91, sedangkan
