KATA PENGANTAR

Dengan memanjatkan puji syukur kehadirat Allah S.W.T, berkat rahmat dan bimbinganNya, sehingga penulis dapat menyelesaikan Kertas Kerja Wajib ini yang merupakan syarat untuk mengikuti ujian akhir dan ujian lisan Perguruan Tinggi Kedinasan STEM pola berjenjang tahun akademik 2008/2009, program studi Gas Processing diploma I (satu).

Kertas Kerja Wajib ini disusun berdasarkan hasil studi di bangku kuliah serta Praktik Kerja Lapangan di Fuel Oil Complex II PT. PERTAMINA (Persero) RU. IV Cilacap, dari tanggal 23 Februari sampai dengan 20 Maret 2009 dengan judul : "PENGAMATAN PERALATAN DAN PENGOPERASIAN KOLOM DEPROPANIZER UNIT FOC II PT. PERTAMINA (Persero) RU. IV Cilacap". Dengan tersusunnya Kertas Kerja Wajib ini, penulis mengucapkan terima kasih kepada:1. Bapak Ir. Hermadi Sayono, MM. selaku Direktur STEM.2. Ibu Ir. Laksmi Damayanti, MM. Selaku ketua program studi Gas Processing. 3. Bapak Ir. Djoko Suprapto, MM. selaku Kepala Jurusan Proses dan Aplikasi

4. Bapak Lilis Harmiyanto selaku dosen pembimbing KKW.5. Bapak Subiyanto S.T selaku Ka. FOC II PT Pertamina (Persero) RU IV Cilacap6. Bapak / Ibu Dosen STEM7. Bapak Yulianto selaku pembimbing di lapangan8. Semua pihak yang tidak dapat kami sebutkan satu-persatu, yang telah

memberikan bekal ilmu selama penulisan.

Cepu, Mei 2009Penyusun,

Feri PriwidodoNIM. 350807 / A

i

INTISARI

LPG Recovery Unit 015 pada kilang PT. PERTAMINA (persero) Revinery Unit IV CILACAP mempunyai fungsi sebagai penyedia kebutuhan LPG untuk keperluan dalam negeri dan ekspor. Umpan LPG tersebut berasal dari overhead puncak kolom Stabilizer pada Crude Distilasi Unit 011 dengan kapasitas 665.102 ton per hari. Untuk mendapatkan komponen LPG yang memenuhi spisifikasi dan peningkatan kualitas, produk LPG mengalami proses distilasi bertekanan dan tejadi pada dua kolom distilasi yaitu "Deethanizer" dan "Depropanizer yang ditentukan dengan tekanan dan temperatur. Deethanizer diatur dengan tekanan 26 kg/cm2 dan temperatur 55°C, sedang Depropanizer diatur dengan tekanan 17 kglcm2 dan dengan temperature 46°C. Produk yang diperoleh dari Unit 015 ini adalah komponen LPG yaitu Propane (C3H8) dan Butane (C4HlO) serta sejumlah kecil Etane (C2H6,) dan Pentane (C5H12). .

Terdapatnya salah satu senyawa sulfur pada komponen LPG dapat menurunkan kualitas produk dengan indikasi naiknya tingkat Copper Strip Corrosion Test pada produk. Tingkat Copper Strip Corrosion Test produk Butane (C4H10) di dasar kolom Depropanizer pada saat ini tercatat 1B, sedangkan produk puncak kolom Depropanizer adalah Propane, tercatat 2C.

Senyawa-senyawa Sulfur yang menyebabkan penurunan kualitas produk LPG tersebut, maka dapat diatasi dengan melewatkan produk LPG Propane melalui suatu Vessel KOH TREATER sehingga produk tersebut memenuhi spesifikasi atau "on spec" yaitu pada Copper Strip Corrosion Test 1B terpenuhi.

Syarat-syarat spesifikasi lain dari produk LPG ini adalah prosentase komposisi dari masing-masing komponen, dengan cara mengatur proses variabel pada unit LPG Recovery. Selain itu produksi LPG propane (C3H8) yang dihasilkan juga digunakan sebagai pelarut pada PROPANE DEASPHALTING UNIT di Lube Oil Complek III.

ii

DAFTAR ISI

HalamanKATA PENGANTAR....................................................................................................iINTISARI......................................................................................................................iiDAFTAR ISI................................................................................................................iiiDAFTAR TABEL.........................................................................................................vDAFTAR GAMBAR....................................................................................................viDAFTAR LAMPIRAN...............................................................................................vii

I. PENDAHULUAN................................................................................................11.1 Latar Belakang....................................................................................................11.2 Tujuan.................................................................................................................21.3 Batasan Masalah..................................................................................................21.4 Sistematika Penulisan..........................................................................................3

II. ORIENTASI UMUM..........................................................................................52.1 Sejarah Singkat PT Pertamina (Persero) RU IV Cilacap..................................5

2.1.1 Kilang I.........................................................................................................52.1.2 Kilang II........................................................................................................52.1.3 Kilang Paraxylene........................................................................................62.1.4 Proyek Debottlenecking Cilacap (DPC).......................................................6

2.2 Tugas dan Fungsi Bagian FOC II (Fuel Oil Complex II)...................................72.2.1 Crude Distilling Unit (Unit 011).................................................................82.2.2 Naphta Hydrotreater Unit (Unit 012)..........................................................92.2.3 Aromatic Hydrogenation Unit (Unit 013)...................................................92.2.4 Platforming Unit (Unit 014)........................................................................92.2.5 Liquified Petroleum Gas (LPG) Recovery (Unit 015)..............................102.2.6 Merox Treater Unit (Unit 016)................................................................102.2.7 Sour Water Stripper (unit 017)..................................................................102.2.8 Thermal Distillate Hydrotreater (Unit 018)................................................112.2.9 Visbreaker (Unit 019)................................................................................11

2.3 Struktur Organisasi FOC II RU IV Cilacap......................................................122.4 Sarana dan Fasilitas..........................................................................................13

III. TINJAUAN PUSTAKA.................................................................................143.1 Pengertian Distilasi...........................................................................................14

3.1.1 Proses penguapan:......................................................................................143.1.2 Proses pengembunan:.................................................................................14

3.2 Macam-Macam Proses Distilasi.......................................................................163.3 Peralatan Utama Di Dalam Unit Distilasi.........................................................17

3.3.1 Kolom distilasi............................................................................................17

iii

3.3.2 Kolom stripper............................................................................................183.3.3 Furnace (dapur)...........................................................................................183.3.4 Heat Exchanger (HE)..................................................................................183.3.5 Condenser...................................................................................................193.3.6 Cooler.........................................................................................................193.3.7 Separator.....................................................................................................20

3.4 Variabel Proses.................................................................................................203.5 LPG...................................................................................................................21

3.5.1 Deethanizer.................................................................................................223.5.2 Depropanizer..............................................................................................23

IV. PEMBAHASAN..............................................................................................244.1 Konsep Proses...................................................................................................244.2 Aliran Proses....................................................................................................244.3 Kolom Depropanizer........................................................................................26

4.3.1 Kapasitas Rancangan..................................................................................264.3.2 Kondisi Operasi Kolom Fraksinasi Depropanizer 015C-102...................274.3.3 Produk Depropanizer................................................................................284.3.4 Peralatan Utama Di Kolom Depropanizer 015C-102...............................29

4.4 Variabel Operasi...............................................................................................334.4.1 Temperatur.................................................................................................334.4.2 Tekanan.....................................................................................................35

4.5 Menjalankan LPG Recovery Unit 015............................................................374.5.1 Persiapan.....................................................................................................374.5.2 Prosedur Menjalankan Unit 015.................................................................37

4.6 Menghentikan LPG Recovery Unit 015...........................................................384.6.1 Prosedur Unit Stop Normal (Normal Shutdown)......................................384.6.2 Prosedur Stop Unit Dalam Keadaan Darurat (Emergency Shutdown)......39

4.7 Permasalahan dan cara mengatasi....................................................................404.8 Keselamatan Kerja............................................................................................42

V. PENUTUP..........................................................................................................435.1 Simpulan............................................................................................................435.2 Saran..................................................................................................................44

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

iv

DAFTAR TABEL

HalamanTabel 3.1 LPG dalam bentuk cair.......................................................................21Tabel 4.1 Jumlah produk dari Unit LPG Recovery per-hari...............................27Tabel 4.2 Kondisi Operasi Depropanizer (015C102).........................................27Tabel 4.3 Spesifikasi Overhead produk Depropanizer (015C-102)....................28Tabel 4.4 Spesifikasi Bottom produk Depropanizer (015C102)........................29Tabel 4.5 Permasalahan dan cara mengatasi.......................................................40

v

DAFTAR GAMBAR

HalamanGambar 2.1 Struktur organisasi FOC II RU IV Cilacap.........................................12Gambar 3.1 Kolom distilasi sederhana...................................................................15Gambar 4.1 Diagram sistem kolom Depropaniser (015C102) .............................26

vi

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1. Struktur Organisasi Pertamina RU – IV CilacapLampiran 2. Spesifikasi Finish Produk LPG Propane PERTAMINA RU – IV CilacapLampiran 3. Spesifikasi Finish Produk LPG Butane PERTAMINA RU – IV CilacapLampiran 4. Spesifikasi Finish Produk LPG Mix PERTAMINA RU – IV CilacapLampiran 5. Flow diagram LPG Recovery Unit 015Lampiran 6. Blok diagram FOC IILampiran 7. Diagram alir kolom Deethaniser (015C101)Lampiran 8. Diagram alir kolom Depropaniser (015C102)Lampiran 9. Analisis data Material Balance FOC IILampiran 10. Analisis data Intake Selatan FOC II Lampiran 11. Analisis data komposisi sample LPG FOC II

vii

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dalam mengolah minyak bumi banyak proses yang terjadi di dalamnya.

Proses-proses tersebut bertujuan untuk menghasilkan produk-produk minyak bumi

yang memiliki kualitas sesuai yang dikehendaki. Produk-produk tersebut selain

produk utama juga dihasilkan produk sampingan yang juga memiliki nilai ekonomi

tinggi serta mendatangkan keuntungan bagi perusahaan. Salah satu produk sampingan

yang dihasilkan adalah gas. Di dalam industri perminyakan gas hasil samping

tersebut biasanya diproses kembali untuk dijadikan LPG (Liquified Petrolium gas),

sisanya untuk fuel gas sebagai pemanas proses dan sebagian dibuang ke flare.

Dewasa ini LPG digunakan sebagai sumber energi pengganti bahan bakar

minyak karena bahan bakar minyak semakin langka dan dalam pemakaiannya kurang

effisien. Sebelumnya gas hasil samping dari pengolahan minyak untuk pembuatan

LPG hanya dibakar karena kurangnya teknologi yang mendukung dalam

pengolahan gas tersebut. Dengan kemajuan teknologi dalam pengolahan kebutuhan

energi ini diharapkan menghasilkan suatu bahan energi yang bebas polusi, efisien dan

bermutu tinggi.

LPG dihasilkan dari serangkaian proses panjang yang ada di dalam kilang.

Untuk menghasilkan LPG tersebut diperlukan bermacam-macam peralatan sesuai

proses yang dibutuhkan, salah satu diantaranya adalah unit Depropanizer.

1

Di dalam unit Depropanizer, pengaturan kondisi operasi perlu dijaga agar

produk sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan. Apabila dalam pengoperasiannya

terjadi penyimpangan, maka hal tersebut dapat merusak spesifikasi produk.

Dengan alasan tersebut maka penulis menyusun Kertas Kerja Wajib ini

dengan judul “Pengamatan Peralatan dan Pengoperasian Unit Depropanizer di LPG

Recovery, Unit FOC II PT. PERTAMINA (Persero) RU-IV Cilacap.

1.2 Tujuan

Tujuan dari pengamatan proses pada Unit Depropanizer FOC II antara lain:

1. Mengetahui aliran proses pengolahan LPG Recovery.

2. Mengetahui peralatan-peralatan yang digunakan pada proses Depropanizer.

3. Mengetahui permasalahan-permasalahan yang terjadi selama terjadinya

proses pengolahan Depropanizer.

4. Mengetahui kondisi operasi yang optimal di unit Depropanizer, dalam upaya

mendapatkan propane dengan kemurnian minimum 95%.

5. Menerapkan ilmu yang didapat selama menempuh pendidikan di PTK

Akamigas-STEM.

1.3 Batasan Masalah

Dalam pengamatan proses Depropanizer pada Unit LPG Recovery di Fuel Oil

Complex II ini, masalah yang akan diamati dan dibahas antara lain:

Aliran proses

2

Variabel proses

Peralatan proses

Permasalahan-permasalahan yang terjadi dan cara mengatasinya

1.4 Sistematika Penulisan

Penulisan kertas kerja wajib ini disusun menjadi beberapa bab dan dijabarkan

menjadi beberapa bagian. Adapun sistematikanya adalah sebagai berikut:

I. Pendahuluan

Bab ini membahas pendahuluan yang meliputi latar belakang, tujuan

penulisan, batasan masalah dan sistematika penulisan.

II. Orientasi Umum

Bab ini membahas tentang orientasi umum yang meliputi sejarah singkat PT

Pertamina (Persero) Refenery Unit IV Cilacap, tugas dan fungsi unit yang diamati,

struktur organisasi, serta sarana dan fasilitas yang terdapat pada unit terkait.

III. Tinjauan Pustaka

Bab ini membahas tentang dasar teori yang meliputi dasar teori destilasi ,

jenis destilasi dan proses LPG Recovery.

IV. Pembahasan

Bab ini membahas tentang pengamatan proses Depropanizer pada unit LPG

Recovery PT. Pertamina (Persero) Rivenery Unit IV Cilacap. Pembahasan ini

meliputi tinjauan umum, pengamatan operasi, peralatan utama, fasilitas dan fungsi

3

kerja, data proses, spesifikasi produk, keselamatan kerja, start up / shut down,

permasalahan serta cara penyelesaian.

V. Penutup

Bab ini berisi tentang kesimpulan dan saran yang berupa hal-hal pokok yang

telah diuraikan pada bab IV dan saran penulis terhadap objek yang telah diamati.

4

II. ORIENTASI UMUM

2.1 Sejarah Singkat PT Pertamina (Persero) RU IV Cilacap

2.1.1 Kilang I

Seiring dengan kemajuan zaman dan meningkatnya kebutuhan akan bahan

bakar minyak maka pemerintah Indonesia mengambil kebijaksanaan dengan

membangun kilang minyak di Cilacap. Dipilihnya Cilacap dengan pertimbangan letak

geografis yang sangat strategis dan juga didukung dengan pelabuhan alamnya yang

dalam. Kilang minyak Cilacap yang berkapasitas 300.000 barrel perhari (bph)

dibangun dalam dua tahap. Pertama dibangun pada tahun 1974 yang meliputi Fuel

Oil Complex I (FOC I), Lube Oil Complex I (LOC I), dan Utilities I yang selesai

pembangunannya tahun 1976. Mulai beroperasi setelah diresmikan Presiden Soeharto

pada tanggal 24 Agustus 1976. Kapasitas kilang pertama adalah 100.000 barel

perhari, mengolah minyak mentah dari Timur Tengah, berupa Arabian Light Crude

(ALC), Iranian Light Crude (ILC) dan Basrah Light Crude (BLC).

2.1.2 Kilang II

Lima tahun setelah beroperasinya kilang pertama yaitu pada tahun 1981,

setelah diadakan evaluasi kebutuhan BBM dan NBM jangka panjang, kemudian

dilaksanakan pembangunan kilang tahap kedua, yang merupakan perluasan dari yang

telah ada, yang meliputi Fuel Oil Complex II (FOC II), Lube Oil Complex II (LOC

5

II), dan Utilities II. Pelaksanaan pembangunannya bersamaan dengan perluasan

kilang Balikpapan - Kalimantan Timur dan Dumai - Propinsi Riau. Kapasitas kilang

tahap kedua tersebut, 200.000 barel perhari, dan dirancang untuk mengolah minyak

mentah Indonesia yaitu Arjuna dan Attaka Crude Oil. Mulai beroperasi setelah

diresmikan oleh Presiden Soeharto tanggal 4 Agustus 1983. Dengan demikian maka

kapasitas kilang minyak Cilacap secara keseluruhan menjadi 300.000 barel perhari

(bph).

2.1.3 Kilang Paraxylene

Kemudian pada tahun 1988 dibangun juga kilang paraxylene yang bertujuan

memenuhi kebutuhan bahan baku industri petrokimia dalam negeri, dalam hal ini

pabrik aromatik di Plaju Sumatra Selatan guna memproduksi Purified Therepthalic

Acid (PTA) yang merupakan bahan baku pembuatan serat polyster bagi industri

tekstil. Kilang paraxylene ini mengolah naphtha (nafta) sebanyak 590.000 ton/tahun

menjadi produk utama paraxylene dan benzene.

2.1.4 Proyek Debottlenecking Cilacap (DPC)

Pada tahun 1995 dilaksanakan Debottlenecking Project Cilacap (DPC)

yang bertujuan membuat Lube Oil Complex III (LOC III), menaikkan kapasitas

kilang I dan II menjadi 118.000 bph dan 230.000 bph, serta merubah sistem kontrol

menjadi Distributed Control System (DCS) yang penggunannya diresmikan tahun

6

1997. Debottlenecking Project selesai dan mulai beroperasi setelah diresmikan pada

bulan Maret 1999.

Kemudian pada tahun 2004 dibangun kilang Sulfur Recovery Unit (SRU) yang

berfungsi memisahkan sulfur dari propane dan butane. Unit ini awal tahun 2006

sudah mulai beroperasi. Sehingga sampai saat ini total kapasitas pengolahan kilang

Cilacap menjadi 348.000 bph.

2.2 Tugas dan Fungsi Bagian FOC II (Fuel Oil Complex II)

Fuel Oil Complex II didesain oleh UOP (Universal Oil Product) dan

mempunyai fungsi utama menyediakan kebutuhan bahan bakar minyak (BBM),

sebagian besar untuk kepentingan dalam negeri dan beberapa produk untuk

kepentingan ekspor seperti Liquified Petroleum Gas (LPG) dan Naphtha. Kilang

FOC II pada awalnya berfungsi untuk mengolah minyak mentah dari dalam negeri,

yaitu Arjuna dan Attaka Crude Oil dengan perbandingan 80% dan 20%.

Kapasitas kilang FOC II ini pasca proyek Debottlenecking dinaikkan dari

200.000 barell menjadi 230.000 barell per hari. Kilang ini dapat juga mengolah

minyak mentah beberapa jenis sekaligus, hal ini dilakukan apabila kebutuhan minyak

mentah jenis Arjuna dan Attaka mengalami kekurangan.

Minyak mentah tersebut antara lain berasal dari Sumatra Light Crude (SLC),

Duri, Arun Condensate, Tapis, Katapa dan lain-lain, dengan perbandingan tertentu.

Kilang FOC II ini dibagi menjadi dua bagian (Unit) yaitu meliputi unit utara

dan unit selatan.

7

Unit-unit selatan terdiri dari

Crude Distiling Unit (C D U) Unit 011

LPG Recovery Unit 015

Merox Treater Unit 016

Sour Water Stripper Unit 017

Visbreaking Unit Unit 019.

Sedangkan Unit-unit utara terdiri dari

Naptha Hidro Treating (NHT) Unit 012

Aromatic Hidrogenasi Unibon /AH Unibon Unit 013

Platforming dan CCR Unit 014

Thermal Distilate Hidrotreating Unit 018

Unit-unit utara ini mengolah bahan / produk setengah jadi dari unit selatan

seperti Heavy Naptha, Kerosine, Light Diesel Oil, HDO, Light Gas Oil dan Heavy

Gas Oil menjadi produk jadi dengan persyaratan yang telah ditentukan.

2.2.1 Crude Distilling Unit (Unit 011)

Fungsinya untuk pemisahan awal minyak mentah sesuai dengan fraksi-

fraksinya berdasarkan perbedaan trayek titik didih dengan tekanan operasi sedikit

diatas tekanan udara luar, sehingga prosesnya disebut Distilasi Atmospheris.

Produk yang didapat antara lain : Off Gas, Liquified Petroleum Gas (LPG),

Light Naphtha (Nafta ringan), Heavy Naphtha (Nafta berat), Koresene (minyak

8

tanah), Light Diesel Oil (minyak diesel ringan), Heavy Diesel Oil (minyak diesel

berat), dan Reduced Crude.

2.2.2 Naphta Hydrotreater Unit (Unit 012)

Fungsi unit ini adalah menghilangkan atau menurunkan kandungan senyawa

sulfur sehingga 0,02 % wt di dalam heavy naphta sampai di bawah 0,5 ppm sebagai

umpan unit Platformer agar tidak meracuni katalis. Katalis yang digunakan adalah S-

15 atau S-16, tetapi sejak Turn Around tahun 2002 katalis diganti dengan UOP HC-5.

2.2.3 Aromatic Hydrogenation Unit (Unit 013)

Unit ini dirancang untuk mengolah fraksi kerosene (62% kerosene dan 38%

light diesel oil) dari CDU FOC II dan berfungsi untuk menaikkan titik asap (smoke

point) kerosene dari 16 mm hingga mencapai 25 mm.

2.2.4 Platforming Unit (Unit 014)

Unit dirancang untuk mengolah treated naphtha dari unit 012 untuk dijadikan

platformat sebagai komponen Hight Octan Mogas Component (HOMC). Katalis yang

digunakan UOP R-32 yang terdiri dari platinum dan oktanat khloride dengan

pembawa Al2O3. Selain menghasilkan platformat, unit ini juga menghasilkan LPG

yang diolah di LPG Recovery Unit, bahan bakar gas kilang dan gas H2 yang akan

digunakan di unit 012, 013, 018 dan Lube Oil Complex III.

9

2.2.5 Liquified Petroleum Gas (LPG) Recovery (Unit 015)

Fungsi dari LPG Recovery unit adalah untuk memisahkan propana dan butana

yang berasal dari Stabilizer kolom CDU II dan Debutanizer Platformer Unit.

Kemudian hasilnya dialirkan ke tanki penampung (047T-103/04) di bagian Terminal.

LPG (Liquified Petroleum Gas) adalah senyawa hidrokarbon yang pada kondisi

standar (14.7 psia dan 60 0F) akan berupa gas, yang dalam penggunaannya

dipertahankan dalam bentuk cair pada tekanan relatif tinggi.

2.2.6 Merox Treater Unit (Unit 016)

Unit ini mengolah Cracked Naptha yang berasal dari Stabilizer Unit

Visbreaker (Unit 019). Tujuannya adalah mengubah senyawa mercaptan yang

korosif menjadi senyawa disulfida yang kurang korosif dengan menggunakan udara

dalam reaktor. Hasil unit ini adalah Treated crack naptha dan prosesnya

menggunakan prinsip Treating.

2.2.7 Sour Water Stripper (unit 017)

Unit ini berfungsi untuk mengolah air buangan/limbah yang berasal dari unit

SRU, FOC II, LOC II serta kilang paraxylene. Tujuan unit ini untuk memisahkan

senyawa-senyawa Sulfida dan Aminida yang terikut dalam air, kemudian dibuang ke

flare untuk dibakar. Sedangkan air sisa stripper dapat dipakai pada stripper atau

dibuang.

10

2.2.8 Thermal Distillate Hydrotreater (Unit 018)

Unit ini dirancang untuk mengolah campuran Light Gas Oil (LGO) dan Heavy

Gas Oil (HGO) dari Visbreaker. Katalis yang digunakan adalah UOP S-16 yang

bertujuan untuk memperbaiki Cetane Number dan Diesel Indeks. Cetane Number

ditingkatkan dari 30 menjadi 54. Produk kilang ini adalah Treated Gas Oil (TGO)

sebagai komponen blending (campuran) solar.

2.2.9 Visbreaker (Unit 019)

Unit ini dirancang untuk mengolah Low Sulfur Waxy Residue (Reduced

Crude) yang mempunyai pour point (titik tuang) tinggi dan viskositas tinggi dari

dasar menara Crude Distilling Unit. Fungsi unit ini adalah untuk memperbanyak

minyak distillate dan memproduksi Industrial Fuel Oil (IFO) yang memenuhi

persyaratan pasar. Selain itu kilang ini berfungsi untuk menurunkan pour point dan

viskositas fuel oil serta menghasilkaan distillate dengan end point (suhu tertinggi

dimana suatu fraksi minyak bumi habis menguap) 350 °C dan ligher distillate.

Produk unit ini adalah Gas, Cracked Naphtha, LGO, HGO, Slop Wax dan IFO

(minyak bakar).

11

2.3 Struktur Organisasi FOC II RU IV Cilacap

Struktur Organisasi di FOC II terdiri dari : 1 Kepala Bagian, 2 Ka.sie Ops

(Utara dan Selatan), 1 PWS Penunjang Operasi, 16 PWS Jaga, 1 PNT Administrasi,

104 Operator dan Jumlah Kesluruhan Man Power di FOC II adalah 125 orang.

Gambar 2.1 Struktur Organisasi FOC II RU IV Cilacap

PNT ADM KA. SIE. OPS. FOC II B

PWS. SARANA FOC II A/B

PWS. JAGA

CDU, LPG

PWS. JAGA VISBREAKER, MEROX & SWS

PWS. JAGA

NHT, PLAT FORM, CCR

PWS. JAGA THDT & AH.

UNIBON

TOK SR-2PANEL

TOK SR-3

PLAT FORM

- REAKTOR

TOK SR-2PANEL

TOK SR-3AHU -

REAKTOR

TOK SR-3NHT

TOK SR-3CCR

TOK YR-1

NHT

SEKSI LPS

TOK SR-3THDT -

REAKTOR

TOK YR-1THDT SEKSI

TOK YR-1

AHU

SEKSI LPS

TOK SR-3PANEL AHU, THDT

TOK YR-1

FLARE &

NASH COMP.

TOK SR-1PANEL

TOK SR-2CDU &

LIGH END

TOK SR-1PANEL

TOK SR-2THERMAL

CRACK.

TOK SR-3PREHEAT& L. END

TOK YR-1LPG REC.

TOK SR-2 PANEL

MEROX &

LIGH END

TOK SR-3SWS

TOK YR-1 MEROX

KA. BAGIAN FOC II

KA. SIE. OPS. FOC II A

TOK SR-3 DISTILLATELIGHT END

12

2.4 Sarana dan Fasilitas

Untuk mendukung kelancaran proses operasi unit Fuel Oil Complex II

dibutuhkanlah sarana dan fasilitas penunjang kilang, antara lain:

a. Utilities

Bagian ini berfungsi untuk menyediakan dan menyalurkan tenaga listrik,

steam, air, fuel oil, fuel gas serta udara bertekanan.

b. Terminal

Bagian ini berfungsi untuk menampung, membongkar dan menyalurkan

umpan serta hasil produk operasi kilang pada instalasi tangki.

c. Laboratorium

Bagian ini berfungsi untuk menganalisa dan mengontrol kualitas minyak baik

umpan maupun produk.

d. Jasa Pemeliharaan Kilang

Bagian ini terbagi menjadi beberapa bagian antara lain mekanik, instrumen

maupun listrik untuk merawat, memelihara dan memperbaiki peralatan kilang.

e. Telkom Intern Pertamina

Bagian ini berfungsi untuk menyediakan, merawat dan memelihara sarana

komunikasi di Pertamina. Peralatan yang ada sekarang ini antara lain radio HT,

telepon, intercom, TV monitor dan CCTV yang berguna untuk keperluan operasi.

13

III. TINJAUAN PUSTAKA

3.1 Pengertian Distilasi

Distilasi adalah salah satu teknik pemisahan yang didasarkan atas perbedaan

volatility atau titik didih komponen-komponen dalam campuran. Proses ini dilakukan

didalam sebuah kolom yang didalamnya dilengkapi alat kontak yang tersusun diatas

tray dengan jarak antara tray tertentu.

Di dalam proses distilasi mencakup kegiatan proses pemenasan, penguapan,

pengembunan dan pemisahan.

3.1.1 Proses penguapan:

Campuran larutan dipanaskan pada suhu tertentu sehingga komponen-

komponen yang lebih ringan akan lebih banyak berubah fasenya menjadi uap.

3.1.2 Proses pengembunan:

Uap yang terbentuk diembunkan kemudian berubah fasenya menjadi cair

kembali dan kemudian ditampung di dalam tempat penampungan.

Didalam proses distilasi terjadi dua kejadian lain yaitu transfer panas dan

transfer masa. Transfer panas berlangsung pada saat campuran diberi panas dari

sumber panas tertentu. Transfer masa ditunjukkan oleh adanya perubahan fase cair

menjadi uap dan demikian juga sebaliknya, berkurangnya masa cairan sebanding

14

dengan bertambahnya masa uap. Fase uap kontak dengan fase cair dan sekaligus

terjadi transfer masa dari cairan ke uap dan dari uap ke cairan. Di dalam fase cair dan

uap biasanya mengandung komponen-komponen sama tetapi berbeda jumlahnya.

Sebagai contoh distilasi sederhana untuk memisahkan larutan yang terdiri dari dua

komponen A dan B (biner) seperti yang ditunjukkan dalam Gambar di bawah.

Gambar 3.1 Kolom distilasi sederhana

Komponen A adalah lebih volatile (atau lebih mudah menguap) sedangkan

komponen B kurang volatile. Feed (umpan) memasuki kolom distilasi berupa

campuran yang terdiri dari komponen A dan B pada suhu TF. Di dalam kolom

15

distilasi campuran tersebut terpisah berdasarkan titik didihnya, yang mempunyai titik

didih rendah berupa uap dan keluar melalui bagian puncak kolom dan setelah

dilewatkan melalui condenser berubah fasenya menjadi cair (condensate) pada suhu

TC. Sedangkan yang mempunyai titik didih lebih besar keluar melalui bagian dasar

kolom berupa cairan kemudian didinginkan oleh cooler dan keluar pada suhu TR.

3.2 Macam-Macam Proses Distilasi

Menurut tekanan kerjanya proses distilasi dibedakan dalam tiga macam

sebagai berikut:

• Distilasi atmosferik (Atmospheric distillation)

• Distilasi hampa (Vacuum distillation)

• Distilasi bertekanan (presurized distillation)

Distilasi atmosferik adalah distilasi yang tekanan kerjanya sebagaimana

tekanan atmosfir, distilasi hampa adalah distilasi yang tekanan kerjanya dibawah

tekanan atmosfir, sedangkan distilasi bertekanan adalah distilasi yang tekanannya

diatas tekanan atmosfir. Dengan distilasi hampa dimaksudkan untuk menurunkan titik

didih sehingga suhu operasinya dapat lebih rendah dari pada suhu pada distilasi pada

tekanan atmosfir. Cara ini diterapkan untuk memisahkan komponen-komponen

minyak berat (misalnya gasoil dalam residu) yang mana apabila dilakukan dengan

metoda distilasi atmosferik harus pada suhu kerja yang amat tinggi, dan hal ini dapat

mengakibatkan perengkahan (cracking) dan bahkan dapat menimbulkan

pembentukan arang (cooking) pada dinding tube yang tidak dikehendaki dalam proses

16

ini. Distilasi hampa dalam pelaksanaannya biasanya digabung secara integral dengan

distilasi atmosferik, yang mana residu yang diperoleh dari distilasi atmosferik

selanjutnya dipisahkan lagi fraksi-fraksi yang masih terikut didalamnya dengan cara

distilasi hampa. Distilasi bertekanan banyak diterapkan untuk memisahkan

komponen-komponen yang sangat ringan yang pada tekanan atmosfir suhu

operasinya harus jauh dibawah suhu atmosfir dan hal ini tidak mungkin dapat

dilakukan dengan mudah. Cara ini biasanya untuk memisahkan campuran antara

metane, etane, propane dan butane atau untuk memisahkan nitrogen dari udara.

3.3 Peralatan Utama Di Dalam Unit Distilasi

Banyak macam peralatan yang digunakan dalam unit distilasi, beberapa

peralatan utama yang perlu dikenal diantaranya adalah:

3.3.1 Kolom distilasi

Kolom distilasi yang berbentuk bejana silinder yang terbuat dari bahan baja

dimana di dalamnya dilengkapi dengan alat kontak yang berfungsi untuk memisahkan

komponen-komponen campuran larutan. Beberapa sambungan yang dipasang pada

kolom adalah untuk saluran umpan, hasil puncak, reflux, reboiler, hasil samping,

steam serta hasil bawah.

17

3.3.2 Kolom stripper

Bentuk dan konstruksi stripper seperti kolom distilasi hanya pada umumnya

ukurannya lebih kecil. Peralatan ini berfungsi untuk menajamkan pemisahan

komponen-komponen dengan cara mengusir atau melucuti fraksi-fraksi yang lebih

ringan di dalam produk yang dikehendaki. Prosesnya adalah penguapan biasa, yang

secara umum untuk membantu penguapan diinjeksikan steam dari bagian dasar

stripper.

3.3.3 Furnace (dapur)

Furnace yang dimaksud disini adalah berfungsi sebagai tempat mentransfer

panas yang diperoleh dari hasil pembakaran bahan bakar. Di dalam dapur terdapat

pipa pemanas yang tersusun sedemikian rupa sehingga proses perpindahan panas

dapat berlangsung sebaik mungkin. Minyak yang dialirkan melalui pipa-pipa tersebut

akan menerima panas dari hasil pembakaran di dalam dapur hingga suhunya

mencapai sekitar 300 C – 350 C, kemudian masuk kedalam kolom distilasi untuk

dipisahkan komponen-komponennya.

3.3.4 Heat Exchanger (HE)

Heat exchanger atau alat penukar panas berfungsi untuk berlangsungnya

proses perpindahan panas antara fluida satu ke fluida lain yang saling mempunyai

kepentingan.

18

Sebagai contoh crude oil dengan residu, dimana crude oil membutuhkan panas

sedangkan residu perlu melepaskan panas. Dengan demikian melalui pertukaran

panas ini dapat dimanfaatkan panas yang seharusnya terbuang, dan apabila dinilai

dari segi ekonominya hal ini akan memberikan penghematan biaya operasi.

3.3.5 Condenser

Sebagaimana hasil puncak yang berupa uap kiranya tidak dapat ditampung

dalam bentuk demikian, oleh karena itu perlu diembunkan hingga bentuknya berubah

menjadi kondensat. Untuk mengembunkan uap tersebut harus dilewatkan kedalam

condenser yang umumnya digunakan sebagai media pendingin adalah air. Panas yang

diserap didalam condenser sebagaimana panas pengembunannya (untuk merubah fase

uap menjadi fase cair) dalam hal ini setara dengan panas latennya. Secara teoritis

penyerapan panas didalam condenser tanpa diikuti dengan perubahan suhu.

3.3.6 Cooler

Bentuk dan konstruksi cooler seperti halnya pada condenser, hanya fungsinya

yang berbeda. Cooler berfungsi sebagai peralatan untuk mendinginkan produk yang

masih mempunyai suhu tinggi yang tidak diijinkan untuk disimpan di dalam tangki.

Jika condenser fungsinya untuk mengubah fase uap hingga menjadi bentuk cair, maka

cooler lain halnya, yaitu hanya untuk menurunkan suhu hingga mendekati suhu

sekitarnya atau suhu yang aman. Jika didalam condenser yang diserap adalah panas

19

latennya, lain halnya di dalam cooler yang diserap adalah panas sensibelnya, yaitu

panas untuk perubahan suhu tanpa diikuti perubahan fase.

3.3.7 Separator

Sesuai dengan namanya, peralatan ini berfungsi untuk memisahkan dua zat

yang tidak saling melarutkan, misalnya gas dan cairan, minyak dan air dan lain

sebagainya. Prinsip pemisahannya adalah berdasarkan pada perbedaan densitas antara

kedua fluida yang akan dipisahkan. Semakin besar perbedaan densitas antara kedua

fluida maka akan semakin mudah dalam pemisahannya.

3.4 Variabel Proses

Variable proses adalah kondisi fisik yang harus diatur pada proses dan

operasinya. Pengaturan ini berdasarkan kualitas dan kuantitas produk yang

dikehendaki. Perubahan variable proses akan mengakibatkan penyimpangan yang

menyeluruh terhadap mutu maupun jumlah produk . Oleh karena itu kontrol terhadap

kualitas produk sangat penting untuk mengendalikan atau mengatur variable proses.

Variabel proses yang pokok dan perlu dikendalikan secara cermat di dalam

proses distilasi adalah:

• Suhu

• Tekanan

• Laju alir (flow rate)

• Tinggi permukaan cairan (level) didalam kolom

20

3.5 LPG

LPG adalah singkatan dari Liquified Petroleum Gas, yang merupakan Bahan

Bakar Gas yang berbentuk cair, yang merupakan produk minyak bumi yang diperoleh

dari proses distilasi bertekanan tinggi. Fraksi yang digunakan sebagai umpan dapat

berasal dari beberapa sumber yaitu dari Gas alam maupun Gas hasil dari pengolahan

minyak bumi (Light End). LPG disini komponen utamanya terdiri dari Hidrokarbon

ringan berupa Propane (C3H8) dan Butane (C4H10), serta sejumlah kecil Etane (C2H6,)

dan Pentane (C5H12). LPG adalah senyawa Hidrokarbon ringan terutama digunakan

sebagai bahan bakar rumah tangga.

LPG dapat dibagi 3 yaitu:

LPG Propane

LPG Butane

LPG Mix. (Propane + Butane).

LPG dimana pada kondisi atmosfir (tekanan 14.7 psi dan 60°F) komponen

yang terdapat pada LPG berupa gas, dalam penyimpananya dapat dipertahankan

dalam bentuk cairan pada tekanan yang cukup tinggi.

Sebagai contoh:

Tabel 3.1 LPG bentuk cair

Temperatur ° F Tekanan psi. G

Propane 100 175

Butane 100 38

21

Pada dasamya untuk mendapatkan LPG yang memenuhi spesifikasi telah

ditetapkan persyaratan khusus, antara lain meliputi sifat fisika dan sifat kimia.

a. Sifat fisika.

Sifat umum: Ditunjukkan oleh analisa S.G. 60/60°F.

Sifat penguapan: Ditentukan oleh analisa, RVP. Pada 100 °F dan analisa

weathering Test pada 36°F.

Sifat pembakaran: Sifat ini dipengaruhi oleh analisa komposisi.

b. Sifat Kimia.

Sifat pengkaratan: Sifat ini dapat ditunjukan oleh analisa copper strip

corrosion test.

Proses pembuatan LPG berlangsung pada tekanan tinggi dan terjadi pada

dua buah kolom pemisahan yaitu:

1. Deethanizer

2. Depropanizer

3.5.1 Deethanizer

Deethanizer adalah proses pemisahan kandungan gas etane dan fraksi yang

lebih ringan yang terkandung didalam umpan yang berasal dari puncak kolom

stabilizer pada proses distilasi, dengan menggunakan prinsip distilasi bertekanan

tinggi. Pada proses Deethanizer ini akan beroperasi dengan baik apabila semua etane

dan fraksi yang lebih ringan yang terkandung dapat dipisahkan, sedang cairan di

dasar kolom yang berupa cairan propane dan butane akan dipisahkan di kolom

22

Depropanizer, sedangkan gas etane dan fraksi yang lebih ringan akan keluar dari

puncak kolom serta dialirkan sebagai gas sistim atau untuk diproses lebih lanjut.

3.5.2 Depropanizer

Di kolom Depropanizer ini umpannya dari cairan dasar kolom Deethanizer

yang akan dipisahkan antara propane dan butane plus, sistim proses di Depropanizer

dan di Deethanizer sama, baik kondisi maupun peralatannya. Adapun proses

Depropanizer diatur dengan tekanan tinggi dan temperatur relativ rendah. Diharapkan

fraksi ringan akan menguap dan keluar dari puncak kolom sebagai produk propane,

sedang cairan yang ada didasar kolom sebagai produk Butane plus.

23

IV. PEMBAHASAN

4.1 Konsep Proses

Liquified Petrolium Gas (LPG) adalah komponen hidrokarbon dimana pada

posisi standar (14.7 Psia,60 F) berada dalam bentuk gas tetapi dalam penggunaannya

dipertahankan dalam bentuk liquid dengan tekanan tinggi. Contohnya Propane dan

Butane pada 100 F, tekanan untuk mempertahankan kondisi ini adalah 175 Psig untuk

Propane dan 38 Psig untuk n- butane.

Tujuan dari unit Depropanizer adalah memisahkan antara Propane dan

Butane plus yang didasarkan atas perbedaan volatility atau titik didih komponen-

komponen dalam campuran. Proses ini dilakukan didalam sebuah kolom

Depropanizer yang didalamnya dilengkapi alat kontak berupa valve tray.

4.2 Aliran Proses

Temperatur dasar kolom Deethanizer diatur oleh Reboiler 015E-104 pada

suhu 104°C dan kemudian cairan dari dasar kolom yang terdiri dari propane dan

butane yang merupakan umpan kolom Depropanizer 015C-102. Dimana sebelumnya

dilewatkan dahulu pada tube side 015E-101 kemudian masuk kolom 015C-102 pada

tray #20 dengan temperature 86°C. Overhead Vapour 015C-l 02 dikondensasikan

pada condensor 015E-l07 disamping itu ada sebagian overhead vapour yang langsung

masuk ke kolom Depropanizer Receiver 015V-102 dengan melewati 015PDIC -003.

Sebagian overhead liquid digunakan sebagai reflux agar temperatur overhead 015C-

24

102 dijaga 52°C dengan menggunakan pompa 015P-102 A/B, sebagian lagi dengan

menggunakan pompa 015P-103 A/B setelah didinginkan pada propane cooler 015E-

108 dikirim ke KOH Treater untuk dihilangkan kandungan senyawa sulfurnya,

sehingga dapat diperoleh produk propana dengan copper strip corrosion test max.

no.1. Tekanan di KOH Treater diatur pada tekanan± 12 kg/cm2 dengan menggunakan

Presser Indikator Control.

Pada kenyataannya produk propane dapat langsung dikirim ke LPG Tank

atau propane vessel tanpa menggunakan pompa 015P-103 A/B, tetapi cukup dengan

mengandalkan tekanan yang ada pada sistem sekitar ± 15 kg/cm2. Temperatur dasar

kolom Depropanizer diatur oleh Reboiler 015E-106 pada 102° C dan produk dasar

kolom berupa butane yang kemudian dikirim ke storage atau LPG Tank setelah

terlebih dahulu didinginkan pada cooler 015E-103. Jika produk LPG yang dihasilkan

dari analisa laboratorium mempunyai copper strip corrosion test yang "off spec" bisa

diperbaiki di KOH Treater, ini dimungkinkan telah dibuatnya modifikasi line untuk

produk propane dan butane pada KOH Treater. Sehingga propane maupun butane

dapat dilewatkan KOH Treater secara bergantian. Sekarang ini KOH Treater dipakai

produk propane, karena produk propane dari Depropanizer Receiver 015V-102

copper strip corrosion testnya 2C, dengan dilewatkannya propane pada KOH Treater,

dapat diperoleh produk propane dengan copper stip corrosion test IB "on spec"

(memenuhi spesifikasi). Apabila suatu saat ada permintaan dari Lube Oil Complex

akan produk propana, maka kondisi kolom Depropanizer diatur sedemikian rupa

sehingga kemurnian produk propane dapat dicapai sekitar 95%.

25

Gambar 4.1 Diagram Sistem Depropanizer (015C-102)

4.3 Kolom Depropanizer

4.3.1 Kapasitas Rancangan

LPG recovery unit telah mengalami peningkatan kapasitas setelah adanya

proyek debottlenecking dan unit ini mampu memproses 7,740 BPSD dari campuran

propane dan butane, dimana 24,866 kg/jam dari stabiliser CDU II dan dari

Debutanizer pada unit platforming sebesar 1,972 kg/jam.

26

Table 4.1 Jumlah produk dari Unit LPG Recovery per-hari

Produk Kondisi Design Kondisi ActualGas to feed gas ton/day 14.688 10.37Propane ton/day 101.68 28.71Butane ton/day 450.264 284.58Loss / Gain ton/day ± 1.566 -1.27Total ton/day 665.102 322.39

4.3.2 Kondisi Operasi Kolom Fraksinasi Depropanizer 015C-102

Kolom fraksinasi depropanizer 015C-102 berkerja sesuai prinsip distilasi

multi komponen bertekanan berdasarkan titik didih dan volatilitas dari masing-

masing komponen.

Table 4.2 Kondisi Operasi Depropanizer 015C-102

AnalisaKondisi Design Kondisi Actual

Suhu 0CTekanan Kg/cm2 Suhu 0C

Tekanan Kg/cm2

Feed at reed tray Vapor Liquid

8686

16.716.7

95.193.7

16.1416.15

Over head, vapor to condenser

52 16.4 48.5 16.2

Reflux to column 48 15.7 48.5 15.67Net overhead liquid C3 to storage.

38 18.4 41.2 18.25

Depropanizer bottom to storage

38 8.8 40 8.2

27

4.3.3 Produk Depropanizer

4.3.3.1 Overhead Produk Depropanizer 015C102

Data-data kondisi operasi overhead produk Depropanizer diambil dari rata-rata

analisa sampel pada tanggal 23 Februari, 1 Maret dan 4 Maret 2009. Kondisi operasi

tersebut dibandingkan dengan kondisi rancangan dari PT. PERTAMINA (Persero)

RU IV CILACAP.

Table 4.3 Spesifikasi Overhead produk Depropanizer 015C-102

AnalisaKondisi Design

Kondisi actualMinimum Maximum

Spesifik grafity 60/60 0F 0.5 0.53 0.506Vapor pressure at 100 0F Psig 210 111.21Copper corrosion 1 1B

KomposisiC2 % volume - 0.53C3 % volume 95 99.3C4 + (C4 and heavier) % volume 2,5 i C4 : 0.17

n C4 : 0Total 100%

4.3.3.2 Bottom Produk Depropanizer 015C102

Data-data kondisi operasi bottom produk Depropanizer diambil dari rata-rata

analisa sampel pada tanggal 23 Februari, 1 Maret dan 4 Maret 2009. Kondisi operasi

tersebut dibandingkan dengan kondisi rancangan dari PT. PERTAMINA (Persero)

RU IV CILACAP.

28

Table 4.4 Spesifikasi Bottom produk Depropanizer 015C-102

AnalisaKondisi Design

Kondisi actualMinimum Maximum

Spesifik grafity 60/60 0F 0.55 0.59 0.588Vapor pressure at 100 0F Psig 70 61.23Copper corrosion 1 1B

KomposisiC3 % volume - 27.2C4 % volume 97.5 - iC4 : 27.4

nC4 : 45.3C5 % volume 2.5 iC5 : 0.1

nC5 : 0Total 100%

4.3.4 Peralatan Utama Di Kolom Depropanizer 015C-102

1. Kolom Depropanizer : 015C-102

2. Depropanizer reboiler : 015E-106

3. Depropanizer condenser (finfan) : 015E-107

4. Propana cooler : 015E- 108

5. Depropanizer receiver : 015V-102

6. KOH vessel : 015V-104

7. Depropanizer reflux pump : 015P-102 A/B

8. Depropanizer net overhead pump : 015P-103 A/B

29

4.3.4.1 Kolom Depropanizer 015C-102

Alat ini berbentuk silindris tegak, berfungsi untuk memisahkan propane dan

butane dari produk bawah kolorn deethanizer.

Data-data yang tercantum dalam name plate kolom Depropanizer (015C102)

adalah :

Ukuran diameter dalam : 2000 X 2600 mm

Ukuran tinggi : 29700 mm

Jumlah tray : 33 buah

Tipe plate : valve tray

Design temperature : 150 0C

Design tekanan : 18.3 kg/cm2g

Material : karbon steel

4.3.4.2 Depropanizer Reboiler 015E-106

Alat ini berbentuk silinder horisontal, berfungsi untuk menguapkan fraksi

ringan di dasar kolom, dengan media steam.

Duty : 3.21 X 1000.000 kcal/jam

Design Shell side Tube side

Temperature 131 OC 230 OC

Tekanan 18.7 kg/cm2g 5.3 kg/cm2g

Material Carbon steelL Carbon steell

OD - 1”

30

Length - 7 ft

4.3.4.3 Depropanizer Condenser (Finfan) 015E-107

Alat ini berfungsi untuk mendinginkan produk puncak dengan menggunakan

pendingin udara.

Duty : 3.38 X 1.000.000 kcal/jam

Design Inlet Outlet

Temperature 51.5 0C 480C

Tekanan 16.4 k g/cm2g -

Tubes :

OD 1”

Length 30 ft

Material Carbon steell

4.3.4.4 Propana Cooler 015E-108

Alat ini berbentuk silinder horisontal, berfungsi untuk mendinginkan produk

puncak kolorn Depropanizer dengan media air laut.

Duty: 0.08 X 1.000.000 kcal/jam

Design Shell side Tube side

Temperature 121 0C 121 0C

Tekanan 45 kg/cm2 g 19.1 kg/cm2 g

Material Carbon steell Titanium

31

OD - 5/8"

Length - 16 ft

4.3.4.5 Depropanizer Receiver 015V-102

Alat berbentuk silinder horisontal, berfungsi untuk menampung propane cair.

Design Operasi

Temperature 1210C 37.8 0C

Tekanan 18.3 kg/cm2 15.8 kg/cm2g

Diameter 2000 mm

Panjang 6000 min

Material Carbon steell

4.3.4.6 KOH Vessel 015V-104

Alat ini berbentuk silinder vertikal, berfungsi untuk memurnikan produk

puncak kolorn Depropanizer hingga didapat Copper Strip no: 1.

4.3.4.7 Pompa Depropanizer Refluk 015P-102A/B

Alat ini berfungsi untuk memompa kembali cairan propana, ke dalam kolom

Depropanizer sebagai refluk.

Kapasitas : 99.4 m3/jam

Jenis : centrifugal

Penggerak : motor listrik

32

RPM : 3000

Power : 28.2 HP

Temperatur : 48.3 0C

4.3.4.8 Pompa 015 P-103 A/B

Alat ini berfungsi untuk memompa cairan propane menuju ke KOH treater

untuk memurnikan cairan propane dari sulfur agar tidak korosif dalam penyimpanan.

Jenis : centrifugal

Penggerak : motor listrik

RPM : 3000

4.4 Variabel Operasi

Variabel operasi di proses kilang LPG unit 015, yang utama adalah:

Temperatur dan Tekanan.

Temperatur

Tekanan

Level

Aliran

4.4.1 Temperatur

Temperatur sangat penting dalam mengoperasikan LPG Recovery Unit.

Karena LPG Recovery mengolah fraksi ringan, dalam hal ini untuk memisahkan

33

propane dan butane plus (C3 dan C4+), sedang fraksi yang yang ada pada umpan

adalah metana sampai pentana (C1 sampai C5) jadi di sini untuk memisahkan

komponen-komponen campuran berdasarkan pada titik didihnya. Naik turunnya

temperatur akan mempengaruhi produk, ditinjau dari segi kualitas maupun kuantitas.

Hal-hal yang berpengaruh yang berhubungan dengan temperatur adalah:

Bila temperatur puncak kolom Depropanizer (015C-102) naik atau tinggi akan

mengakibatkan purity (kemumian) propane rendah karena banyak fraksi butane

yang terikut ke produk propane dan juga produk butane menjadi sedikit

berkurang.

Tindakan yang perlu dilakukan adalah mengurangi butane dengan menambah

reflux yang ke kolom Depropanizer (015C-102). Dengan bertambahnya reflux

yang ke kolom Depropanizer (015C-102) maka temperatumya akan turun

sehingga fraksi butana tidak terikut ke produk propane. Temperatur puncak

kolom Depropanizer 015C-102 diatur 45°C - 55°C.

Bila temperatur puncak kolom Depropanizer (015C-102) rendah mengakibatkan

banyak faksi propane yang terikut ke dalam produk butane sehingga kemumian

butane rendah, tetapi kemumian produk propane baik.

Tindakan yang perlu dilakukan yaitu menaikkan suhu Reboiler (015E106) dengan

menambah LP Steam Reboiler (015E1O6), reboiler ini letaknya di dalam dasar

kolom (015C102) sehingga temperatur dasar kolom Depropanizer (015C102)

naik, atau dengan mengurangi reflux yang ke kolom Depropanizer (015C102),

34

maka temperatur kolom akan naik. sehingga fraksi propane akan menguap keatas

kolom, dan relative sedikit yang terikut di produk butane. Temperatur dasar

kolom depropanizer (015C102) diatur ± 106°C.

Bila temperatur pada Reboiler (015C106) tinggi mengakibatkan suhu penguapan

terlalu tinggi. Hal tersebut akan memicu bertambahnya aliran refuk untuk

mendinginkan suhu pada kolom. Apabila aliran refluk terlalu banyak akan

menyebabkan banjir di sekitar tray sehingga proses pemisahan kurang sempurna.

Bila temperature pada Reboiler (015C106) rendah pemisahan juga akan kurang

sempurna karena aliran refluk akan terlalu sedikit sehingga fraksi berat akan

terikut ke overhead produk.

4.4.2 Tekanan

Sedangkan tekanan pada kolom Depropanizer (015C102) adalah untuk

mempertahankan komponen-komponen yang kita kehendaki yaitu propane dan

butane dalam bentuk cair tidak dalam bentuk gas. Tekanan di dalam kolom

mempunyai kecenderungan untuk mempercepat atau memeperlambat penguapan.

Jika tekanan rendah penguapan menjadi banyak sehingga fraksi butane plus

berkurang- Selain itu tekanan sangat berpengaruh terhadap kemurnian produk

propane dan butane baik dari segi kualitas maupun kuantitas.

35

4.4.3 Level

Level adalah ketinggian fase cair yang terletak pada bagian bawah kolom.

Level cairan pada bottom kolom diatur oleh control valve, Control valve ini

memungkinkan produk bottom kolom dapat mengalir keluar untuk selanjutnya di

alirkan menuju proses berikutnya. Apabila level pada bottom kolom terlalu kecil

maka akan menyebabkan suhu di dalam kolom sangat besar karena beban Reboiler

sangat rendah juga akan menyebabkan pompa bottom produk terjadi kavitasi karena

kekurangan fluida , dan jika level kolom terlalu tinggi maka akan menyebabkan

beban pemanasan Reboiler tinggi sehingga menyebabkan produk yang seharusnya

menjadi Overhead Product menjadi Bottom Product juga akan menyebabkan beban

pompa bottom product terlalu tinggi.

4.4.4 Aliran

Jumlah aliran akan mempengaruhi pemanasan juga sifat produknya, seperti:

1. Jumlah aliran feed

Jumlah aliran yang masuk pada tower sama dengan sistem kerja level.

2. Jumlah aliran reflux

Apabila jumlah aliran reflux terlalu tinggi maka dapat menyebabkan

pressure drop, sehingga tekanan yang berada dalam kolom naik. Dan sebaliknya jika

aliran reflux terlalu rendah maka akan menyebabkan penyaringan pada tray kurang

maksimum. Pada kolom Deethanizer, Aliran reflux berfungsi sebagai sistem kerja

feed gas. Pada kolom Depropanizer aliran ini berfungsi sebagai sistem kerja reflux

36

4.5 Menjalankan LPG Recovery Unit 015

4.5.1 Persiapan

Sebelum feed hydrocarbon masuk ke kolom LPG Recpvery unit maka semua

peralatan harus sudah bebas dari oksigen.

Steaming out vessel dan column.

Line up dan yakinkan unit sudah on line siap untuk dioperasikan.

Yakinkan semua drain dan venting sudah tutupan dan dipasang prop atau cup.

Siapkan umpan yang mau diproses.

Hubungi bagian terkait: terminal, utilities, pemeliharaan dan laboratorium.

Yakinkan alat-alat: instrumentasi, pompa-pompa, heat exchanger, cooler dan

condenser siap beroperasi.s

4.5.2 Prosedur Menjalankan Unit 015

Persiapan (line up unit)

Yakinkan bahwa semua alat instrumentasi, pompa sudah siap pakai

Hubungi bagian-bagian yang terkait ( Listrik, Utilities, dan Off site)

Steaming Out 015C-lOl, 015C-1O2, 015V-lOl, clan 015V-1O2 untuk

mengusir udara

Pressure up 015C-lOl, 015C-1O2, 015V-lOl, dan 015V-1O2 dengan fuel gas

sampai dengan ± 2 kg / cm2.

Start pompa umpan 011P-121 AIB

37

Isi level 0 15C-l 0 1 sampai ± 50%

Jalankan steam reboiler 015E-104

Jalankan fin fan 015E-107, semua cooler dan condensor

Atur temperatur bottom 015C-101 ± 108°C

Atur tekanan 01C-101 ± 26 kg/cm2.

Jika level 0I5V-l01 ± 40%, jalankan pompa 015P-101 A/B

Isi level 015C-l02 ± 50%.

Jalankan steam reboiler 015E-106.

Atur temperatur bottom 015C-l 02 ± 100°C

Atur pressure bottom 0 15C-lO 1 ± 17 kglcm2.

Alirkan produk ke storage.

Bila copper strip corrosion test produk (off spek) tidak memenuhi spesifikasi,

maka produk dialirkan ke KOH Treater.

4.6 Menghentikan LPG Recovery Unit 015

4.6.1 Prosedur Unit Stop Normal (Normal Shutdown)

Apabila kerusakan peralatan yang memerlukan perbaikan dan tidak bisa

dilakukan atau dikerjakan dalam keadaan unit beroperasi atau ada rencana

pembersihan peralatan maka perlu kita lakukan stop normal. Adapun urutan

pelaksanaannya sebagai berikut:

Hubungi bagian terkait (Listrik, Utilities dan Offsite)

38

By pass KOH Treater.

Turunkan umpan sampai dengan minimum operasi, lalu matikan pompa umpan

011P-121 A/B dan tutup kerangan discharge.

Stop steam reboiler 015E-104 dan 015E-l 06

Tutup kerangan produk propana dan butana.

Setelah temperatur Deethanizer dan Depropanizer rendah matikan pompa reflux

(015P-101 dan 015P-102)

Lakukan Depressuring ke Fuel Gas Sistim.

Venting semua sistem proses ke flare.

Stop cooling water ke condensor dan matikan fin fan.

Lakukan steaming out bila dipelukan untuk menghilangkan gas Hydrocarbon.

4.6.2 Prosedur Stop Unit Dalam Keadaan Darurat (Emergency Shutdown)

Keadaan darurat umumnya disebabkan oleh kegagalan listrik, misal elektrik

power, steam, air instrument dan cooling water, dan dapat pula disebabkan oleh

gangguan mekanis pada peralatan proses yang mengakibatkan kebocoran atau

kebakaran.

Keadaan darurat ini tidak bisa diduga dan direncanakan atau diketahui

sebelumnya, jadi operator harus waspada setiap saat dengan mengetahui langkah-

langkah penyelamatan yang harus dilakukan. Dalam menghentikan unit pada keadaan

darurat ini pada prinsipnya adalah sama seperti langkah-langkah pada waktu stop

normal (normal shutdown), akan tetapi pelaksanaannya hams lebih cepat dan harus

39

hati-hati sehingga tidak membahayakan bagi keselamatan manusia maupun alat-alat

proses, seperti: kebakaran.

4.7 Permasalahan dan cara mengatasi

Didalam sebuah industri pasti muncul permasalahan-permasalahan yang

timbul akibat proses operasi. Permasalahan tersebut dapat timbul akibat kesalahan

manusia maupun dari peralatan-peralatan proses itu sendiri. Tentu permasalahan

tersebut harus segera diatasi agar tidak mempengaruhi jalannya proses. Permasalahan

yang timbul pada unit Depropanizer FOC 2 antara lain:

Table 4.5 Permasalahan dan cara mengatasi

Permasalahan Penyebab Cara mengatasiFraksi yang lebih berat

seperti C4+ terikut dalam Overhead vapor

Karena suhu pada reboiler (E106) terlalu

tinggi dan tekanan kolom Depropanizer (015C102) terlalu

rendah selain itu juga kurangnya purifikasi pada aliran refluk.

Menambah flow pada refluk. Dengan

bertambahnya flow pada refluk dengan suhu yang

lebih rendah dari suhu pada overhead vapor, akan

mengurangi suhu overhead vapor sehingga fraksi yang lebih berat (C4) dapat turun

di bawah.Propane (C3) terikut di dalam bottom produk

Depropanizer.

Suhu pada Reboiler (015E106) terlalu

rendah sehingga C3 tidak dapat tervaporkan

secara maximal.

Menambah suhu pada reboiler (015E106) dan

mengurangi aliran reflux sehingga Propane (C3) akan

tervaporkan ke atas dan terpisah dari fraksi beratnya

secara sempurna.

40

Kegagalan copper strip Terlalu banyak campuran produk propane dengan

hydrogen sulfide (H2S), elemental sulfur (S), merkaptan (RSH), polisulfida, baik senyawa-senyawa

sendiri antara senyawa tersebut.

Dengan cara Treating (penghilangan sulfur)

sehingga LPG tidak korosif dan bau. Hal tersebut dilakukan dengan cara mengalirkan produk

propane dari depropanizer receiver (015V102) ke

dalam KOH treater. Proses treating di dalam KOH

treater dilakukan dengan cara pengabsorbsian dengan

molecular sieve.KOH treater sudah jenuh Endapan kandungan

hydrogen sulfide (H2S), elemental sulfur (S), merkaptan (RSH) di dalam KOH treater

sudah terlalu banyak, sehingga sudah tidak effektif untuk proses

treating.

Dilakukan drain dan Make up KOH treater dengan KOH fresh atau dengan

penggantian molekular sieve yang baru.

Tekanan didalam depripaniser receiver

(015V102) terlalu rendah sehingga dapat

menyebabkan kerja pompa (015P102) terlalu

keras.

DPC (Different Pressure Control) yang

mengalirkan overhead gas ke depropanizer receiver (015V102) tidak bekerja dengan

baik dan harus dilakukan perbaikan.

Hal tersebut dapat menyebakan aliran terhambat sehingga tekan berkuarang.

Mengalirkan overhead vapor pada control valve by

pass ke depropanizer receiver (015V102) untuk menambah sucsion pompa selama DPC masih dalam

perbaikan.

Gangguan pada pompa Kerusakan mekanis pada pompa.

Harus secepatnya menjalankan spare pump

(pompa cadangan)

41

4.8 Keselamatan Kerja

Kondisi operasi di LPG recovery sangat peka terhadap kebakaran karena

tekanan tinggi dan yang diolah adalah fraksi ringan. Gas methana adalah lebih ringan

dari udara, karena itu dapat terjadi campuran yang explosive yang dapat

menyebabkan hazard (keadaan yang bahaya).

Disamping itu jika terjadi kerusakan pada peralatan yang bertekanan tinggi

dan disekitarnya ada api maka besar kemungkinan akan terjadi kebakaran yang

serius. Dalam hal ini yang mutlak harus dilakukan adalah dengan cara mendinginkan

peralatan dengan fire water, juga dengan memberi steam untuk mengurangi

konsentrasi udara sekitar.

42

V. PENUTUP

5.1 Simpulan

Berdasarkan hasil pengamatan di kolom Depropanizer 015C102 dengan

didasarkan fakta yang terjadi, maka dapat disimpulkan.

1. Hasil pengamatan dari jumlah produk diperoleh gain yang sedikit (- 1,27)

tidak melebihi dari kondisi rancangan (± 1,566). Hal ini membuktikan bahwa

peralatan unit Depropanizer masih cukup baik karena feed yang masuk

hampir sama dengan jumlah produk.

2. Dari data actual spesifik overhead produk yang diperoleh dari hasil analisa

laboratorium terlihat bahwa komposisi propane rata-rata 99,3% vol. Hal ini

sudah mencapai komposisi kemurnian yang diinginkan yaitu dapat melebihi

97,55% vol.

3. Walaupun komposisi propane pada overhead produk Depropanizer sudah

sesuai dengan spesifikasi, tetapi masih terdapat fraksi yang lebih ringan yaitu

etane sebesar 0,53% vol sehingga belum mencapai kemurnian yang

diinginkan.

4. Dari data actual spesifik bottom produk yang diperoleh dari analisa

laboratorium terlihat bahwa komposisi propane terlalu banyak (27,2%) yang

terikut di dalam bottom produk sehingga belum mencapai kemurnian yang

diinginkan.

43

5. Copper corrosion yang diperoleh dari analisa laboratorium baik overhead

produk maupun bottom produk terlihat bahwa komposisi rata-rata 1B, maka

dapat disimpulkan bahwa kondisi molekular sieve di dalam KOH treater

masih baik atau belum jenuh.

5.2 Saran

1. Perawatan dan pemeriksaan peralatan unit Depropanizer harus secara berkala

dilakukan untuk menjaga keeffektifan dan memperoleh produk propane dan

butane yang sesuai dengan kondisi yang diinginkan.

2. Kondisi overhead kolom harus dipertahankan karena kemurnian propane

sudah sempurna. Hal tersebut dapat dilakukan dengan cara mempertahankan

suhu dan tekanan refluk karena sudah sesuai dengan kondisi design.

3. Pengaturan variable proses pada unit Deethanizer perlu diatur kembali karena

masih ada etane yang terikut ke dalam overhead column Depropanizer.

4. Pengaturan suhu pada reboiler perlu diatur kembali dengan cara menambah

aliran steam yang masuk reboiler agar propane dapat terpisah sempurna

didalam bottom column Depropanizer.

5. Pemeriksaan dan pengecekan sample produk propane dan butane harus

dilakukan untuk mempertahankan copper corrosion agar sesuai dengan

kondisi design.

44

DAFTAR PUSTAKA

1. Kardjono, 1995,"Proses Pengolahan Migas", Pusdiklat Migas,Cepu.2. ----------,1997" Flour Daniel Engineering and Contractor L TD " Design

Operating Fuel Oil Complex IT Cilacap. 3. ----------,2004, "SISTEM TATA LAKSANA KERJA FOC II", Cilacap.4. ----------,1994, "OPERATING MANUAL FOC II PERTAMINA UP IV

CILACAP", Cilacap.5. Spesifikasi Finish Produk UP IV Rev.3 No. 84/E14200/2003-S2, Cilacap 12

Desember 2003.6. ---------,1989,”PROJECT SPECIFICATION LPG RECOVERY UNIT

PERTAMINA UP IV CILACAP”,CILACAP.7. Subyanto,2008,”LPG RECOVERY UNIT 017 FOC II BIMBINGAN PRAKTIS

AHLI TEKNIK”,CILACAP.

45

LAMPIRAN

46

47

48