bab-ii-tmb-2003

BAB II.

PEMBAHASAN

2.1 PT. PERTAMINA Refinery Unit (RU) II Dumai

PT. PERTAMINA RU II merupakan salah satu dari tujuh unit pengilangan

minyak bumi yang ada Indonesia. RU II mempunyai dua kilang yang mengolah

minyak mentah dari sumber yang sama yaitu Kilang Dumai dan Sei Pakning. RU

II memiliki visi dan misi sebagai berikut:

Visi : Menjadi Kilang Minyak Kebanggaan Nasional Yang Kompetitif mulai

tahun 2012

Misi : Melakukan usaha di bidang pengolahan minyak bumi yang dikelola secara

profesional dan kompetitif berdasarkan tata nilai unggulan untuk

memberikan nilai tambah lebih bagi pemegang saham, pelanggan,

pekerja dan lingkungan

2.2 Sejarah

Berdasarkan surat keputusan Direktur Utama PERTAMINA Nomor

334/KPTS/DM/1967, dibangunlah kilang minyak PERTAMINA Unit Pengolahan

II pada bulan April 1969. Pembangunan ini merupakan hasil kerja sama

PERTAMINA dengan Far East Sumitomo Jepang, atas dasar perjanjian “Turn

Key Project”. Pelaksana teknis pembangunan dilakukan oleh kontraktor asing

yaitu:

IHHI (Ishikawajima Harima Heavy Industries) yang membangun permesinan

dan instalasi.

TAISEI Construction Co. yang membangun kontruksi kilang minyak RU II

Dumai.

Unit yang pertama didirikan adalah Crude Distillation Unit (CDU), selesai

pada bulan Juni 1971 dan berhasil melakukan test run pengolahan minyak jenis

Sumatra Light Crude (SLC) dengan kapasitas 100.000 bbl/day atau 6 juta

liter/hari. Pada tanggal 9 September 1971 operasi kilang ini diresmikan dan diberi

nama Kilang Putri Tujuh, yang diambil dari cerita rakyat setempat. CDU ini

terdiri dari Topping Unit dan Plat Reformer dengan produk yaitu mogas,

kerosene, solar dan 55% - 60% residu. Kerosene dan solar dipakai untuk

kebutuhan dalam negeri, sedangkan residu diekspor ke Jepang sebagai dana

angsuran untuk pembayaran hutang pembangunan kilang.

Dalam jangka waktu tiga tahun, seluruh hutang pembangunan kilang dapat

dilunasi. Selanjutnya pengiriman residu ke Jepang tersendat-sendat karena pihak

Jepang menunda-nunda pembelian residu, sehingga residu yang menumpuk di

tangki menjadi melimpah. Karena kebutuhan akan bahan bakar dalam negeri

meningkat, maka pemerintah dalam hal ini PERTAMINA membangun proyek

Hydrocracking, yang bertujuan mengolah residu menjadi kerosene dan solar

semaksimum mungkin.

Pada tahun 1980 ditandatangani perjanjian pemakaian lisensi dan proses

kilang Dumai dari Universal Oil Product (UOP), dimana Amerika Serikat sebagai

pemegang hak patent. Pada tanggal 27 April 1981 ditandatangani kontrak

pembangunan perluasan kilang dengan kontraktor utama Technidas Reunidas dan

Centunion Spanyol.

Tahap – tahap pelaksanaan pembangunan proyek tersebut antara lain :

1. Survey tanah dilakukan oleh SOFOKO (Indonesia) dan dievaluasi oleh

HASKONING (Belanda).

2. Penimbunan area dilaksanakan oleh PT SAC Nusantara (Indonesia). Pasir

timbunan diambil dari pulau Jelintik (8 km dari area proyek) dengan cutter

section dredger.

3. Pemancangan tiang pertama dilaksanakan oleh PT Jaya Sumpiles Indonesia

dengan jumlah tiang pancang 18.000 buah dan panjang 706 km.

4. Pembangunan unit-unit proses beserta fasilitas penunjang dikerjakan oleh

kontraktor utama Technidas Reunidas dan Centunion Spanyol yang

bekerjasama dengan Jaya Group, dan sub kontraktor :

a. DAELIM (Korea) mengerjakan kontruksi: High Vacuum

Unit, HC Unibon Unit, Hidrogen Plant Unit, Naptha Hidrotreater Unit,

CCR Platformer Unit, Delayed Coking Unit, serta Amine dan LPG

Recovery Unit.

b. HYUNDAI (Korea) mengerjakan kontruksi unit penunjang

dan Offsite Facilities yang meliputi Power Plant, Boiler Unit, Coke

Calciner Unit, Water Treated Boiler, Waste Water Treatment Unit, Tank

Inter Connection dan Sewer System.

c. Pembangunan tangki – tangki penyimpanan dilakukan oleh

Toro Kanetsu Indonesia.

d. Pembangunan Fasilitas Jetty dikerjakan oleh PT. Jaya

Sumpiles Indonesia

e. Pembangunan sarana penunjang seperti pipa penghubung

kilang lama dan kilang baru, gedung laboratorium, gedung Fire & Safety,

perkantoran dan perumahan karyawan dikerjakan oleh kontraktor-

kontraktor Indonesia.

f. Pengawasan proyek dilakukan oleh TRC dan

PERTAMINA dibantu oleh konsultan CF dari Amerika Serikat.

Setelah proyek perluasan ini selesai dibangun, kilang baru ini diresmikan

oleh Presiden Soeharto pada tanggal 16 Februari 1984. Proyek ini mencakup

beberapa proses dengan teknologi tinggi, yang terdiri dari unit-unit proses sebagai

berikut:

1. High Vacuum Distillation Unit (110)

2. Delayed Coking Unit (140)

3. Coke Calciner Unit (170)

4. Naptha Hydrotreating Unit (200)

5. Hydrocracker Unibon (211/212)

6. Distillat Hydrotreating Unit (220)

7. Continuous Catalyst Regeneration – Platforming Unit (300/310)

8. Hidrobon Platforming Unit /PL-I (310)

9. Amine – LPG Recovery Unit (410)

10. Hydrogen Plant (701/702)

11. Sour Water Stripper Unit (840)

12. Nitrogen Plant (940)

13. Fasilitas penunjang operasi kilang (Utilitas)

14. Fasilitas tangki penimbun dan dermaga baru

Beberapa jenis Bahan Bakar Minyak (BBM) dan non BBM yang telah

diproduksi oleh kilang PERTAMINA RU II Dumai dan kapasitas produksinya

dapat dilihat pada Tabel 1.1 berikut :

Tabel 2.1 Kapasitas Produk Pertamina RU II Dumai

No Produk Kapasitas (ton/hari)

1. Fuel gas 14,93

2. LPG 14,2

3. Premium 81,28

4. Avtur 46,42

5. Kerosene 132,30

6. Automotive Diesel Oil (ADO) 418,05

7. Low Sulphur Wax Residue (LSWR) 81,27

8. Coke 41,7

Pada April 2006 PT. PERTAMINA melakukan proyek pembangunan unit

tambahan pada RU II Dumai yaitu unit Lube Base Oil (LBO) yang mengolah

Unconverted Oil (UCO) yang berasal dari unit Hidrocracker Unibon (HCU)

menjadi bahan baku minyak pelumas yaitu Lube Base Oil. Proyek LBO ini

dikenal dengan sebutan L-Project yang mana dijalankan selama periode 1 April

2006 hingga 30 juni 2008 dengan total investasi sebesar USD 215.000.000. L-

Project merupakan kerjasama antara PT. Patra Niaga (anak perusahaan Pertamina)

dengan SK Energi Asia (Anak Perusahaan SK Corporation) dengan rasio modal

35 : 65. L-Proyek dijalankan melalui empat perode yaitu

Pembentukan PT. Patra SK sebagai pengelola unit LBO pada September

2006

Revamp Mechanical Completion pada November 2007

LBO Plant Mechanical Completion pada Mei 2008

On stream LBO Plant pada juni 2008

Pembentukan PT. Patra SK oleh Pertamina dan SK Corporation didasari

pada kemampuan masing-masing pihak yaitu :

– Pertamina :

Mempunyai pengalaman dalam pengoperasian kilang

Mempunyai aset yang dapat mendukung adanya kilang

LBO Group III (feedstock, utility, lahan)

Lokasi kilang yang berdekatan dengan pasar LBO Group

III

– SK Corporation :

Mempunyai teknologi

Mempunyai pasar LBO Group III

Mempunyai brand LBO Group III yang sudah dikenal

pasar.

Mempunyai jaringan distribusi dalam pemasaran

Kegiatan L-Project meliputi :

Revamping Unit HVU (High Vacum Unit) 92.6 MBSD → 106.0 MBSD

Revamping Unit HCU (Hydrocracker Unibon) 55.6 MBSD → 63.0

MBSD

Pembangunan Unit VDU (Vacuum Distillation Unit) 25.0 MBSD

Pembangunan Unit CDW (Catalytic Dewaxing Unit) 9.0 MBSD

Pembangunan Fasilitas Utility dan Offsite antara lain Storage Tank, Waste

Water Treating Unit, Cooling Water System, Air Compressor, Nitrogen

Unit.

Pembangunan Control Room, Kantor dan Electric Substation

2.3 Lokasi Pabrik

PERTAMINA RU II terletak di kota Dumai, yang berjarak 200 km dari

kota Pekanbaru di tepi pantai Timur Sumatera, Propinsi Riau. Sebelah utara

kilang berbatasan dengan Pulau Rupat, sebelah selatan merupakan perkampungan

penduduk, sebelah barat terdapat perkantoran dan perumahan karyawan (sekitar 8

km dari kilang), dan disebelah timur terdapat perumahan penduduk.

Gambar 2.1 Lokasi dan Tata Letak Pabrik PT PERTAMINA UP II

Dipilihnya kota Dumai sebagai lokasi kilang minyak disebabkan beberapa

faktor yang menguntungkan yaitu :

1. Terletak di tepi pantai (selat Rupat) yang memiliki perairan tenang dan luas

sehingga dapat dikunjungi oleh kapal-kapal berat dan super tanker, serta

merupakan persimpangan lalu lintas dari barat ke timur.

2. Letaknya berdekatan dengan daerah pengeboran minyak yang

merupakan bahan baku kilang.

3. Daerah Dumai merupakan daerah dataran rendah dan cukup stabil sehingga

aman untuk mendirikan dan memperluas kilang di kemudian hari.

4. Daerah Dumai masih memiliki banyak hutan-hutan sehingga memungkinkan

perluasan daerah maupun pengembangan pabrik.

5. Kota Dumai termasuk daerah dengan kepadatan penduduk rendah sehingga di

harapkan dapat membantu pemerintah dalam program pemerataan penyebaran

penduduk.

6. Tanah Dumai merupakan tanah yang kurang subur sehingga

tidak merugikan bila didirikan kilang.

2.4 Struktur dan Manajemen Organisasi

Struktur organisasi di PERTAMINA RU II Dumai-Sei Pakning berbentuk

staff line yang dipimpin oleh General Manager yang bertanggung jawab langsung

kepada Direktur Pengolahan PERTAMINA Pusat di Jakarta. General Manager ini

membawahi bidang-bidang kegiatan seperti yang terlihat pada bagan organisasi

Pertamina RU II Dumai.

2.4.1 Struktur Organisasi Pertamina Pusat

Pertamina dikelola oleh suatu Dewan Direksi perusahaan dan diawasi

suatu komisaris atau pemerintah RI. Pelaksanaan kegiatan diawasi oleh

seperangkat pengawas yaitu lembaga negara unsur PERTAMINA itu sendiri.

Melalui Surat Keputusan Menteri BUMN selaku Rapat Umum Pemegang

Saham Nomor KEP-68/MBU/2010 tertanggal 5 Mei 2010 tentang Pemberhentian

dan Pengangkatan Anggota-Anggota Dewan Komisaris PT PERTAMINA

(Persero), telah diputuskan memberhentikan dengan hormat anggota Dewan

Komisaris yang diangkat berdasarkan Keputusan Menteri Negara BUMN Nomor:

KEP-10/MBU/2005, KEP-18/MBU/2010, KEP-122/MBU/2006,

KEP-29/MBU/2009 dan KEP-234/MBU/2009. Dewan Komisaris PERTAMINA

sebagaimana dicantumkan dalam Surat Keputusan Menteri BUMN terdiri dari

seorang Komisaris Utama, seorang Wakil Komisaris Utama, dan lima orang

Anggota Dewan Komisaris.

Dalam menjalankan operasinya, Direktur Utama PERTAMINA dibantu

oleh seorang Direktur untuk tiap Direktorat. Direktorat tersebut adalah:

a. Direktorat Pemasaran dan Niaga

Tujuan yang akan dicapai dari direktorat ini adalah meningkatkan

kelancaran distribusi produk BBM dan memperluas pemasaran produk Non-BBM

untuk kebutuhan dalam negeri dalam jumlah yang cukup, mutu yang baik dan

tepat waktu, ekonomi, efisien, sejalan dengan kebijakan Pemerintah dan tuntutan

Pembangunan Nasional.

b. Direktorat Umum dan Aset

Tujuan yang akan dicapai dari direktorat ini adalah meningkatkan

pembinaan organisasi dan sumber daya manusia. Mengusahakan peningkatan

volume penjualan dan perluasan daerah pemasaran luar negeri. Meningkatkan

citra PERTAMINA di mata masyarakat internasional dengan mempromosikan

iklim usaha yang menarik. Meningkatkan kesadaran hukum dan meningkatkan

kepastian hukum untuk setiap kegiatan perusahaan. Mengelola dan meningkatkan

sistem informasi terpadu melalui penerapan teknologi informasi mutakhir.

c. Direktorat Sumber Daya Manusia

d. Direktorat Keuangan

Tugas dari Direktorat ini adalah mengelola keuangan dan pendanaan proyek

perusahaan yang dinilai sehat dan baik sehingga mampu mendukung operasi dan

pengembangan proyek.

e. Direktorat Hulu

Tugas daripada Direktorat ini adalah mempertahankan atau meningkatkan

produksi minyak dan gas bumi, baik yang diperlukan di dalam negeri maupun di

luar negeri guna meningkatkan devisa negara den mengembangkan pemanfaatan

panas bumi sebagai sumber energi panas alternatif yang digunakan sehemat

mungkin.

f. Direktorat Pengolahan Pertamina

Tujuan yang akan dicapai Direktorat ini adalah mengusahakan tersedianya

produk-produk migas berupa BBM maRUun bahan baku untuk kebutuhan dalam

negeri serta pemasaran luar negeri. Pengolahan yang dapat dilakukan dengan cara

menggunakan seperangkat kilang-kilang minyak, gas dan petrokimia yang ada

maupun yang akan dibangun kemudian pengoprasiannya secara optimal, ekonomi

dan efisien.

Direktorat pengolahan ini membawahi 7 unit pengolahan yaitu:

- Unit Pengolah I di Pangkalan Brandan, Sumatera Utara

- Unit Pengolahan II di Dumai dan Sei Pakning, Riau

- Unit Pengolahan III di Plaju dan Sei Gerong, Sumatera Selatan

- Unit Pengolahan IV di Cilacap, Jawa Tengah

- Unit Pengolahan V di Balikpapan, Kalimantan Timur

- Unit Pengolahan VI di Balongan, Jawa Barat

- Unit Pengolahan VII di Kasim-Serong, Irian Jaya

2.4.2 Struktur Organisasi di PERTAMINA RU II Dumai

Struktur organisasi di PERTAMINA RU II Dumai-Sei Pakning dipimpin

oleh General Manager dan bertanggung jawab langsung kepada direktur

pengolahan PERTAMINA di Jakarta. General manager ini membawahi bagian-

bagian dibawah ini :

a. Manager Healthy Safety Enviromental ( HSE )

Dalam melaksanakan tugasnya HSE dibagi menjadi empat seksi yaitu :

1. Fire & Insurance Section Head

Tugas dan tanggung jawabnya :

Menciptakan sistem penanggulangan kebakaran yang handal bagi operasi

kilang, melalui pengadaan perangkat keras, perangkat lunak, dan

pembinaan sumber daya manusia.

Mengkoordinir pelaksanaan pembinaan

Melaksanakan penyelenggaraan tertib administrasi umum.

Sarana dan prasarana yang dimiliki oleh bagian ini adalah :

Mobil pemadam yang dilengkapi dengan water tender, foam tender,

powder tender, triple agent, dll.

Alat pemadam portable, terdiri dari APAR (Alat Pemadam Api Ringan),

alat pemadam beroda, pompa pemadam kebakaran dan perlengkapannya.

Alat pemadam tetap terdiri dari foam chamber, sprinkler, hydrant,

emergency pump, jockey pump.

Alat deteksi kebakaran yang terdiri dari alat deteksi panas dan alat

deteksi asap.

2. Safety Section Head

Tugas dan tanggung jawabnya adalah :

Membuat dan me-review prosedur kerja

Mengidentifikasi, menganalisis dan mengendalikan bahaya serta

melaksanakan audit K3.

Melakukan pengawasan penggunaan peralatan keselamatan kerja.

Memberikan penjelasan tentang pencegahan dan penanggulangan

kecelakaan kerja.

Sarana yang dimilikinya adalah :

Alat monitoring bahaya kesehatan, antara lain alat ukur bahaya kimiawi

dan fisika.

Alat perlindungan seperti helm dan safety shoes.

Perlengkapan P3K.

Pengendalian bahaya biologi.

3. Environmental Section Head

Tugas dan tanggung jawabnya adalah :

Menciptakan lingkungan bersih dengan mengupayakan pengurangan dan

pemantauan emisi udara, cair dan limbah padat yang menimbulkan

dampak negatif bagi lingkungan.

Menerapkan sistem manajemen lingkungan (SMR) ISO 14001.

Meyakinkan bahwa peralatan perlindungan lingkungan dirawat dan

dioperasikan dengan baik.

Menciptakan citra perusahaan yang berwawasan lingkungan.

Sarana dan prasarana yang dimilikinya adalah :

Tiga unit oil separator untuk memisahkan kandungan air dengan minyak

Sour Water Stripper (SWS) untuk mengurangi kandungan sulfide dan

ammonia dari air buangan.

Empat unit ballast tank untuk menampung air ballast dari kapal serta

pemisahaan settlement.

Tiga unit alat ukur debit limbah.

Satu unit return sea water pond yang berfungsi sebagai bak kontrol atau

separator terhadap buangan air pendingin.

Tempat penampungan sementara (TPS) limbah padat.

Empat unit flare.

Silencer yang berfungsi mengurangi intensitas kebisingan.

Peralatan penanggulangan tumpahan minyak.

Penghijauan sebagai buffer zone.

Sarana monitoring seperti pH, temperatur dan lainnya.

4. Occupational Health Section Head

Mengatasi masalah yang berkaitan dengan kesehatan tentang penyakit

yang ditimbulkan dari resiko pekerjaan.

b. Man. Procurement

Bertugas dan bertanggungjawab terhadap adanya kegiatan penyediaan,

pengadaan material suku cadang yang diperlukan operasi perusahaan. Bidang

ini membawahi bagian pengadaan, kontrak, fasilitas umum dan marine.

c. Senior Man. Operation & Manufacturing

Bertugas dan bertanggungjawab atas kegiatan pengolahan minyak menjadi

produk- produk kilang. Mulai dari strategi dan pola pengoperasian kilang,

pemeliharaan peralatan-peralatan produksi engineering. Dipimpin oleh seorang

manajer kilang dan membawahi bidang - bidang antara lain:

Man. Production Sei Pakning

Bertugas dan bertanggungjawab atas operasi kilang RU II Sei Pakning yang

dipimpin oleh seorang manajer produksi BBM Sei Pakning. Adapun bagian-

bagiannya :

1. Production Section Head

2. Maintenance Section Head

3. HSE Section Head

4. Procurement Section Head

5. General affairs Section

6. Reliability Sr. Engineer

7. Plant Engineering Supervisor

8. Distribution BBM Supervisor

Man. Production Dumai

Bertugas dan bertanggungjawab atas operasi kilang RU II Dumai yang

dipimpin oleh seorang manajer produksi BBM Dumai.

Bidang ini dibagi menjadi enam bagian yang masing-masing diketuai oleh

seorang section head. Bagian-bagian tersebut antara lain:

1. Hydro Skimming Complex (HSC)

Bertanggung jawab terhadap operasi unit-unit proses sebagai berikut:

Crude Distillation Unit (CDU)

Platforming I (Existing)

Naphta Rerun Unit (NRU)

Platforming II/ CCR

Naphta Hydrotreating Unit (NHDT)

2. Hydro Cracker Complex (HCC)

Bertanggung jawab terhadap operasi unit-unit proses berikut:

Hydrocracker Unibon

Hydrogen Plant

Amine & LPG Recovery

Sour Water Stripper

Nitrogen Plant

3. Heavy Oil Complex (HOC)

Bertanggung jawab terhadap unit-unit proses sebagai berikut:

HighVacuum Unit

Delayed Coking Unit

Distillate Hydrotreating Unit

Coke Calcining Unit

4. Utilitas

Bertanggung jawab terhadap unit - unit penunjang operasi kilang meliputi:

Unit Penjernihan Air (Water Treatment Plant)

Unit Penyediaan Uap (Boiler Plant)

Unit Air Pendingin (Cooling Water Unit)

Unit Penyediaan Udara Bertekanan

Unit Penyediaan Fuel

Unit Penyediaan Power

Unit Pengolahan Limbah

5. Oil Movement ( OM )

Berfungsi sebagai penunjang operasi kilang untuk kegiatan penampungan

produk dan pengapalan (distribusi). Bertanggung jawab atas pergerakan minyak di

dalam kilang yang meliputi kegiatan-kegiatan :

- mengatur pergerakan minyak, mengatur produk-produk unit proses untuk

ditampung dalam tangki produksi maRUun tangki lain yang berupa

fasilitas produksi

- mengatur pekerjaan BBM dan non-BBM untuk pengapalan ke tangker

- melaksanakan pencampuran (blending) produk-produk setengah jadi

menjadi bahan bakar yang memenuhi spesifikasi pasaran.

Dalam pelaksanaannya dibagi menjadi tiga bagian:

1. Area Tangki (tank farm)

a. Tank Yard

Kegiatan ini operasinya meliputi :

Menerima dan mempersiapkan crude oil dari PT Chevron

untuk bahan baku

Melayani kebutuhan bahan baku (feed) untuk unit-unit

Menyediakan flushing oil untuk

keperluan start-up

Menerima dan mengirim produk

intermediate dan produk akhir ke tangki-tangki produk sesuai dengan

jenisnya

Melaksanakan blending komponen

mogas untuk membuat premium 88/Pertamax

Mengatur pergerakan minyak

Menyediakan fuel oil untuk keperluan

operasi

Menerima dan mengolah kembali

ballast dari kapal

Pemompaan untuk loading unit.

Kapasitas tangki yang ada di tank yard yaitu:

Crude oil sebanyak enam buah masing-masing dengan

kapasitas 20967 KL

Intermediate dan Finished product sebanyak

54 buah dengan kapasitas masing- masing 638.740 m3

Tangki LPG sebanyak empat buah dengan

kapasitas 10.741 m3

Silo penampung Calcined Coke sebanyak

tiga buah dengan kapasitas masing-masing 30.000 ton.

b. Loading dan Unloading

Kegiatan ini operasinya adalah sebagai berikut

Pengiriman dan pengapalan minyak dari tangki ke kapal

Menerima pengiriman minyak dari kapal ke tangki

Pengiriman fuel oil ke kilang dan utilitas

Menerima slop oil dan ballast dari kapal

Fasilitas darat dalam pengiriman minyak ke PT Chevron.

c. Blending Part

Merupakan fasilitas pencampuran beberapa komponen minyak mentah

untuk mendapatkan produk jadi, antara lain :

Premium dari naphtha dan komponen mogas

Diesel dari LVGO, HCGO dan ADO

Kerosene dari komponen ADO dan kerosene.

2. Separator dan Deballasting

a. Separator

- Berfungsi untuk memisahkan minyak dengan air berdasarkan specific

gravity, dan mengolah limbah cair yang berasal dari seluruh unit produksi.

- Di bagian ITP terbagi dalam 3 buah separator

b. Deballasting

Berfungsi sebagai tangki penampungan ballast (air cucian kapal) yang

masih mengandung minyak yang dipompakan dari separator

3. Area Dermaga (Jetty)

Fungsi dari jetty adalah tempat loading atau unloading dari/ ke kapal, baik

distribusi BBM dalam dan luar negeri maupun pelaksanaan eksport/import. ITP

memiliki enam buah jetty, yakni:

a. Jetty I dengan kapasitas 10.000-100.000 ton memiliki fasilitas:

- 1 buah LSWR loading arm Ø 16’’

- 1 buah kerosene/solar loading arm Ø12’’

- 1 buah premium loading arm Ø 8’’

- 1 buah line bunker dengan selang Ø 3’’ dan Ø 6’’

b. Jetty II dengan kapasitas 5.000-10.000 ton memiliki fasilitas:

- 1 loading arm solar/kerosene Ø 8’’

- 1 loading arm premium Ø 12’’

- 1 line bunker dengan selang Ø 3’’ dan Ø 6’’

c. Jetty III dengan kapasitas 5.000-35.000 ton memiliki fasilitas:

- 1 loading arm solar Ø 12’’

- 1 loading arm kerosene/ avtur Ø 12’’



d. Jetty IV dengan kapasitas 10.000- 25.000 ton khusus diperuntukkan

pemuatan coke dengan belt conveyor

e. Jetty V dengan kapasitas 5.000- 35.000 ton memiliki fasilitas:

- 1 loading arm solar Ø 12’’

- 1 loading arm kerosene/ avtur Ø 12’’


- 1 loading arm LPG Ø 6’’


f. Jetty VI dengan kapasitas 1.000- 3.000 ton memiliki fasilitas 1 loading

arm LPG Ø 6’’

6. Laboratorium

Tugas utamanya adalah sebagai berikut:

Quality Control (QC)

Quality Insurance

Feed Intermediate Product

Feed Finished Product (Contoh : pengapalan)

Peralatan produksi dan saran-saran teknik pemeliharaan

Pemeriksaan kualitas material suku cadang.

Laboratorium di kilang menggunakan parameter - parameter penguji, peralatan

uji terdiri dari 2 bagian yaitu konvensional terdiri dari gravity dan titrimetry, dan

instrumental terdiri dari AAS, GC, spektro, dan potensiograf. Parameter-

parameter pengujinya khusus untuk :

Avtur

Premium

Kerosin

Air minum

Solar

LPG

Coke

Air limbah

Berdasarkan fungsinya, laboratorium terbagi atas bagian sebagai berikut:

a. Stream Produk dan Pengapalan (SPP)

Bagian ini berfungsi untuk melakukan analisa terhadap produk-produk jadi

hasil dari refinery dan produk dari atau ke kapal.

b. Laboratorium Analitika

Laboratorium ini menganalisa baik stream (produk setengah jadi) secara

kimia melalui reaksi-reaksi kimia, titrasi dan spektrometri. Adapun peralatan-

peralatan yang dimiliki antara lain: Flow Injection Analysis (FIA),

Potensiometer, Foster ATLAS dan spektofotometri.

c. Sub Seksi Gas Analisis

Bagian ini berfungsi menganalisa stream dari unit-unit khususnya produk gas

dan LPG. Analisa yang diambil meliputi komposisi, SG Schilin serta analisa

orsat. Peralatan yang dimiliki diantaranya adalah Gas Chromatography (GC).

d. Laboratorium Coke

Laboratorium ini khusus menganalisa produk coke dari Delayed Cooking

Unit DCU. Analisa terhadap coke tersebut meliputi:

Moisture Content

Volatile Matter

Ash Content

Carbon Content Fixed

Heating Value

Sulfur Content

Particle Size +4 Mesh

1. Pengembangan Lingkungan

2. Quality Insurance/ Quality Control (QA/QC)

Man. Refinery Planning & Optimization (RPO)

Terdiri dari 3 bagian :

1. Refinery planning section head

Membawahi bagian Perencanaan Crude, Produksi dan Keekonomian

atau keuntungan serta Bagian Penjadwalan Crude. Bertanggung jawab kepada

pengolahan dan produksi minyak. Perencanaan akan kapasitas produk yang

akan dihasilkan bisa berupa perencanaan tahunan, bulanan, maupun harian.

Sebagai contoh, untuk perencanaan produksi 2 bulan kedepan, maka jumlah

konsumsi BBM untuk masyarakat, jumlah BBM yang dihasilkan kilang,

jumlah crude oil yang tersedia di kilang, berapa banyak yang diolah dan berapa

jumlah yang diproduksi harus sudah diketahui bulan ini.

2. Supply Chain Optimization Section Head

Bertugas membuat rapat master program. Serta alokasi tangki dan jadwal

kedatangan kapal.

3. Budget & Performance Section Head

Bertugas membuat laporan, menghitung margin serta membuat bahan rapat

dari general manager.

Man. Maintenance Execution

Man. Maintenance Planning & Support

Man. Area P. Brandan

d. Manager Engineering & Development

Mempunyai tugas-tugas sebagai berikut :

Memberikan saran-saran kepada bagian kilang untuk mendapatkan kondisi

operasi yang optimum dari segi unjuk kerja, ekonomis, dan keamanan.

Evaluasi kondisi operasi dan bila diperlukan memberikan saran untuk

memodifikasikan peralatan produksi serta memajukan teknik perbaikan.

Evaluasi kondisi operasi unit untuk uji unjuk kerja, perbandingan kondisi

operasi sebelum dan sesudah Turn Around (TA).

Memberikan saran pada pemeliharaan sistem instrumentasi.

Melaksanakan studi-studi/modifikasi peralatan/ proses.

Bidang ini membawahi Bagian Proses Engineering, Fasilitas

Engineering, dan Proyek Engineering, Energy conservasi & loss control serta

Quality Management .

1. Process Engineering dibagi empat seksi yaitu :

a. Seksi Optimasi dan Kesisteman

b. Seksi Pengembangan

c. Seksi Proses Kontrol

d. Seksi Safety dan Environmental

e. Seksi Plant Engineering

2. Facility Engineering

Bertanggung jawab terhadap kehandalan peralatan kilang dari sisi engineering

mengenai non proses seperti rotating equipment dan non rotating equipment,

seperti :

Mengenai problem yang terjadi pada

peralatan operasi

Menganalisa rencana pengembangan pada

suatu alat operasi

1. Proyek Engineering

Bertanggung jawab atas pemeliharaan peralatan produksi, modifikasi peralatan

produksi, pembuatan paket kontak dan pengawasan proyek-proyek yang meliputi

kegiatan :

Teknik perencanaan, mekanikal, listrik, instrumentasi dan

sipil

Penyiapan pembuatan paket kerja yang dikontrak oleh

rekanan

Pengawasan proyek – proyek yang sedang dikerjakan di

kilang

2. Energy conservasi & loss control serta

3. Quality Management .

e. Man. Reliability

Terdiri dari 2 section head :

Plant Reliability Section Head

Equipment Reliability Section Head

f. Man. General Affairs

Bidang ini membawahi bagian hukum dan pertahanan, hubungan pemerintah

dan masyarakat, serta bagian sekuriti.


Legal Section Head

Public Relation Section Head

Security Section Head

g. Man. HR Area/Business Partner RU II


Head of People Development

Head of Industrial Relation

HR Consultant

Analyst Organization Development

Head of HR Service

Head of Medical

Tugas pokok bagian ini adalah bertanggung jawab atas pembinaan sumber

daya manusia dan fasilitas yang diberikan perusahaan kepada karyawan-

karyawan PERTAMINA. Bidang umum ini dipimpin oleh seorang manajer

umum yang membawahi sub bidang sesuai fungsinya seperti organisasi dan

tata laksana, personalia, kesehatan, hukum dan hubungan dengan pemerintah

serta masyarakat luas.

h. Man. Keuangan

Bertugas dan bertanggung jawab atas keuangan perusahaan yang meliputi

fungsi administrasi, kebendaharaan, dan anggaran keuangan minyak dan

akuntansi perusahaan. Bidang ini membawahi bagian kontroler, akuntansi

kilang dan perbendaharaan.

i. Man. IT

Membawahi bagian operasi telekomunikasi dan jaringan serta

pengembangan informasi.

j. Director of Pertamina Hospital


Head of Patient & Nursing

Head of Out Patient & Medical Support

Head og General Affairs

Head of Finance

2.5 Uraian Proses

Pada RU II Dumai ini terdapat tiga tahapan proses pengolahan minyak

bumi dimana masing-masing proses akan menghasilkan produk yang berbeda-

beda. Proses-proses tersebut adalah :

1. HSC (Hydro Skimming Complex)

2. HCC (Hydro Cracking Complex)

3. HOC (Heavy Oil Complex)

Gambar 2.2 Diagram Alir PT PERTAMNA (Persero) UP II)

2.5.1 HSC (Hydro Skimming Complex)

HSC meliputi kilang lama (Existing Plant) dan kilang baru (New Plant).

HSC ini terdiri dari pengolahan tingkat pertama (Primary Process) dan

pengolahan tingkat kedua (Secondary Process). Pada pengolahan tingkat pertama

fraksi-fraksi minyak bumi dipisahkan secara fisika, kemudian pengolahan tingkat

kedua dilakukan untuk menyempurnakan produk dari pengolahan tingkat pertama.

Unit-unit proses yang terdapat dalam HSC meliputi :

a. Crude Distillation Unit (CDU) / Topping Unit (# 100)

Feed : Crude SLC 85% + Duri 15% pada suhu 45 oC

Kapasitas : 870 m3/jam

Tabel 2.2 Sifat Fisika Kimia SLC(Sumatera Light Crude) dan Duri Crude

Klasifikasi SLC Duri

oAPI Gravity at 60oF 35.2 20.4

SG at 60/60oF 0.8487 0.9317

Pour point 95oF 75oF

Sulfur content wt% 0.088 0.203

Asphaltene content wt% 0.341 1.440

Wax content 15.75 8.770

Pada unit ini berlangsung proses pengolahan campuran SLC crude dan

Duri crude. Unit ini berfungsi memisahkan fraksi minyak bumi berdasarkan

perbedaan titik didih masing-masing fraksi pada tekanan atmosferik. Dimana

temperatur Top ±130 oC dan Bottom 330 oC, sedangkan tekanan Top kolom 0,9-1

kg/cm2 (Aktual) dan tekanan flash zone 1,4-1,5 kg/cm2 (Aktual). Proses

pengolahan crude oil terjadi secara kontinyu, crude ditarik dari tangki feed 101 –

106 dengan pompa booster P-10 dialirkan ke pompa P-1 melalui 2 train preheater

yang terdiri dari sembilan deret, ke heater H-1. Dari heater, crude bersuhu 330oC

dialirkan ke flash zone (fraksionator) T-1. Dalam fraksionator, crude oil

dipisahkan berdasarkan titik didihnya menjadi fraksi - fraksi. Dari puncak menara

diambil uap fraksi minyak teringan yang kemudian diembunkan didalam

kondenser E-8 dengan air laut. Kondensat ditampung dalam D-1 dan sebagian dari

liquid D-1 dengan pompa P-2 dikembalikan ke tray puncak T-1 sebagai reflux.

Uap yang tidak terkondensasi dari D-1 dikeluarkan dari fuel gas mengalir

menuju fuel gas kompresor KO drum D-3 dan dibakar sebagai bahan bakar untuk

heater dan penyalaan burner. Dari tray 32 dengan pompa P-7 ditarik sie stream

yang disebut TPA (Top Pump Around) yang setelah melalui penukar panas E-1

dan didinginkan dengan pendingin air laut dalam E-10 dan dikembalikan ke

puncak menara. Fraksi kerosene diambil dari tray 24 dan mengalir ke stripper T-

2A secara gravity.

Dalam stripper dimasukkan stream untuk mengalir fraksi ringan yang

tidak diinginkan. Dengan pompa P-3 kerosene diambil dari T-2A melalui penukar

kalor E-2 dan pendingin E-11 ke tangki produk. LGO diambil dari tray 12

mengalir ke dalam stripper T-2B secara gravity untuk dihilangkan fraksi

ringannya. Produk LGO diambil dari dasar T-2B dengan pompa P-4 dialirkan ke

crude exchanger E-5 dan pendingin E-12 ke dalam tangki penyimpanan dengan

menggunakan pompa P-5. Dari dasar menara T-1 diambil residue, setelah

dihilangkan fraksi ringannya dengan injeksi stripping steam ke dasar menara,

residue dialirkan dengan pompa P-6 menuju exchanger E-7, E-4 dan pendingin

box cooler E-14 dan akhirnya ke tangki penyimpanan.

Produk yang dihasilkan unit ini antara lain :

- Gas sebagai fuel gas atau dibuang ke flare

- Straight Run Naphta (SRN), diambil sebagai produk atau diolah lebih

lanjut dalam Naftha Rerun Unit (RNU)

- Kerosene, langsung dialirkan ke dalam tangki produk

- Light Gas Oil, diambil sebagai komponen blending kerosene atau ADO

agar produk yang dihasilkan memiliki spesifikasi yang sesuai dengan standar

mutu.

- Heavy Gas Oil (HVGO), diambil sebagai komponen blending ADO

- Long Residue, sebagian besar dialirkan ke unit Heavy Vacuum Unit

(HVU) dan sebagian kecil diambil sebagai Low Sulphur Wax Residue (LSWR)

yang digunakan juga dalam fuel oil.

b. Naphtha Rerun Unit / NRU (#102)

Feed : SRN (Straight Run Naphtha) dari Topping Unit

Kapasitas : Balance dengan Platforming (biasanya 62 m3/jam)

Unit ini mengolah Straight Run Naphtha (SRN) produk dari Topping Unit

Dumai dan Sei. Pakning. Dimana fungsinya adalah untuk memisahkan fraksi-

fraksi dari SRN, prosesnya disebut sebagai Distilasi bertekanan. Pada unit ini

terjadi pemisahan Light Naphhta (titik didih 36 oC – 90 oC) dengan Heavy

Naphtha (titik didih 80 oC – 140 oC).

SRN dari tangki dipompa P-1 menuju kolom (Tower) 1 yang sebelumnya

melalui pemanas Exchanger agar mencapai temperatur flash feed. Bagian atas

kolom ditarik ke kolom 2 dan bagian bawah kolom (bottom produk) dipompa

dengan pompa P-2 kembali ke HE yang semula berfungsi untuk memanfaatkan

panas, kemudian dilanjutkan ke cooler dan diperoleh hasil Heavy Naphtha yang

akan digunakan sebagai umpan Hydrobon Platforming (PL I). Sebagian dari

bottom produk dikembalikan ke kolom 2 yang sebelumnya masuk di boiler. Dari

atas kolom gas dimasukkan ke dalam kondenser dan cairannya ditampung dalam

drum D-1 kemudian di pompa kembali ke atas kolom dan sebagian didinginkan di

dalam cooler, dengan temperatur 127 oC akan menghasilkan Light Naphtha yang

akan digunakan sebagai komponen blending mogas menjadi premium, gas masuk

ke kondenser, liquidnya ditampung dalam D-1 dan dikembalikan ke top splitter

dengan pompa P-5 untuk sirkulasi saja, sedangkan gas yang tidak terkondensasi

dialirkan ke system flaire / fuel gas. Tekanan operasi pada kedua kolom yaitu 1,4

Kg/cm2 dan 5,2 Kg/cm2.

Produk yang dihasilkan :

- Off gas, yang digunakan sebagai fuel gas (dikirim ke tangki) atau dibuang ke

flare.

- Light Naftha, yang digunakan sebagai komponen blending untuk mogas

- Heavy Naftha, digunakan sebagai umpan Hydrobon Platforming I

c. Hydrobon Platforming Unit /PL-1 (#301)

Feed : Heavy Naphtha dari NRU


Unit ini berfungsi untuk mengolah light oktan mogas komponen menjadi

high oktan mogas komponen dengan menggunakan katalis platina (0,2 – 0,3%)

dan carrier alumina.

Sebagai umpan adalah Heavy Naphtha yang telah dimurnikan dari NRU

(mengandung C6-C11 parafin, nafthenes, dan aromatik) dan akan terjadi reaksi

pada reaktor bertekanan operasi 28 – 35 Kg/cm dan temperatur 500 oC. Heavy

Naphtha yang dicampur dengan hidrogen sebelumnya dipanaskan didapur dan

kemudian dialirkan ke reaktor-reaktor, produk yang keluar reaktor akan

dilewatkan pada cooler. Top dari stabilizer dialirkan ke kondensor dan

dimanfaatkan sebagai fuel gas. Sedangkan Bottom berupa cairan panas yang

masih menguap dan tidak menguap yang akan digunakan untuk blending

premium. Temperatur maksimum Platforming I adalah 482oC.

Reaksi – reaksi yang terjadi adalah :

a. Dehydrogenation of Nafthenes

Isomerisasi yang terjadi endotermik, dimana reaksi terjadi karena adanya

metal catalist, pada reaksi dengan temperatur tinggi dan tekanan rendah.

b. Isomerisasi nafthenes dan parafin

Reaksi isomerisasi merupakan hasil dari reaksi intermediate Ion Carbonium.

Reaksi ini terjadi karena adanya Acidic katalis dan hanya tergantung dari

tekanan operasi.

c. Dehydrocyclization of parafin

Dehydrocyclization ini berlangsung pada tekanan rendah dan temperatur

tinggi. Metal dan katalis dibutuhkan agar reaksi ini dapat berlangsung.

d. Hydrocracking

Hydrocracking parafin berlangsung cepat dan dalam kondisi tekanan dan

temperatur tinggi. Reaksi ini membutuhkan hidrogen dan hasil yield

(perolehan) dari reformate rendah.

e. Dealkylation of Aromatics

Reaksi ini berlangsung pada tekanan dan temperatur yang tinggi.

Tabel 2.3 Jenis-jenis Katalis yang Digunakan pada PL-I

Katalis Platinum (Wt%) Rhenium (Wt%) Chloride (Wt%)

R-9X

R-16F

R-16G

R-16H

R-18

R-22

R-50

R-56

R-62

R-72

0.735

0.2

0.375

0.375

0.375

0.375

0.25

0.25

0.22

0.3

-

0.2

0.375

0.2

0.375

-

0.25

0.4

0.44

-

0.9 – 1.0

0.9 – 1.0

0.9 – 1.0

0.9 – 1.0

1.1 – 1.2

0.9 – 1.0

0.9 – 1.0

0.9 – 1.0

1.0 – 1.1

1.0 – 1.1


- Reformate (octane number 92), yang kemudian disimpan didalam tangki

produk untuk digunakan sebagai komponen blending premium.

- LPG, yang kemudian dikirim ke LPG recovery

- Off Gas, digunakan untuk fuel gas dan sisanya dibuang ke flare

- Gas H2 dengan purity 75% yang digunakan sebagai recycle gas dalam proses

d. Naphtha Hydro Treating Unit / NHDT (#200)

Feed : - Naphtha dari HCU (heavy naftha)

- Naphtha dari DCU (crack naftha)

Kapasitas : 67,7 m3/jam

NHDT berfungsi untuk menghilangkan kontaminan seperti sulfur,

oksigen, nitrogen dan menjenuhkan olefin yang terdapat dalam stabilized naphtha

dari delayed coker dan naphtha dari hydrocracker dengan bantuan katalis

sehingga memenuhi spesifikasi untuk umpan CCR-Platforming Unit. Kandungan

sulfur dan nitrogen maksimal dalam umpan platformer masing – masing adalah

0,5 ppm untuk mencegah keracunan katalis.

Umpan untuk unit ini adalah Cracker Naphtha dari Delayed Cooking Unit

dan Heavy Naphtha dari Hydrocracker Unibon. Prosesnya disebut dengan

Hydrotreater Naphtha. Dimana besar temperatur inlet reaktor adalah 280 0C – 340 0C dan tekanan sistem 52,7 Kg/cm2. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah

gas untuk fuel gas, Light Naphtha sebagai over head produk yang akan digunakan

untuk blending mogas dan Heavy Naphtha treated sebagai produk bawah untuk

umpan CCR-Platforming.


- Light Naphtha, kemudian dialirkan ke dalam tangki penyimpanan

- Heavy naphtha, feed bagi unit Platforming-CCR

- Off gas

e. Continuous Catalitic Regeneration-Platforming II / CCR-PLII (#310-

#300)

Feed : Naftha dari NHDT

Kapasitas : 58,7 m3/jam

Unit ini berfungsi untuk menaikkan low octane number straigth run

naphtha menjadi octane tinggi blending komponen oleh reaksi kimia katalitik.

Reaksi-reaksi yang terjadi pada reaktor ini adalah :

1. Dehidrogenasi Naphtha menjadi aromatik; reaksi ini bersifat endotermik dan

berlangsung dengan mudah oleh fungsi metal katalis

2. Hydrocracking Paraffin; reaksi ini bersifat eksotermis, karena reaksi dapat

dilihat dari kenaikan temperatur, khususnya pada reaktor 3 (R-3)

3. Isomerisasi; perubahan rumus bangunan molekul tanpa merubah rumus

molekul, reaksi bersifat eksotermis.

4. Dehidrosiklasi Paraffin menjadi Naphtha berifat endotermis dan merupakan

reaksi yang paling sulit dilaksanakan dalam Platforming.

Pada CCR, unit ini dirancang untuk meregenerasi katalis bimetalitik R-134

yang digunakan di platforming secara terus menerus karena selama proses yang

terjadi di platforming I, katalis mengalami deaktivasi akibat keracunan dan

pembentukan coke.Temperatur reaktor adalah sebesar 498 0C – 515 0C dengan

tekanan 7,4 Kg/cm2 .

Tabel 2.4 Jenis-jenis Katalis yang Digunakan pada CCR-Platforming II

KatalisNominal

Diameter (mm)

Platinum

(Wt%)

Chloride

(Wt%)

R-30

R-32

R-34

R-132

R-134

1.6

1.6

1.6

1.6

1.6

0.6

0.375

0.29

0.375

0.29

1.1 – 1.2

1.1 – 1.2

1.1 – 1.2

1.2 – 1.3

1.2 – 1.3


- Reformate, dengan nilai octane 94

- LPG, dikirim ke LPG Recovery unit

- Off gas, yang kemudian digunakan sebagai fuel gas sistem

- Gas H2 dengan purity 85% yang kemudian di recycle dan sebagian dikirim ke

H2 plant.

2.5.2 HCC (Hydro Cracking Complex)

Hydrocracking Complex merupakan salah satu proyek perluasan kilang

Pertamina RU II Dumai, HCC ini didisain oleh Universal Oil Product (UOP)

yang terdiri dari 5 unit proses yaitu :

a. Hydrocarcker Unibon / HCU( #211 / #212)

Feed : 80% HVGO dari HVU

20% HCGO dari DCU


Fungsi unit adalah untuk merengkahkan hidrokarbon yang mempunyai

rantai molekul panjang menjadi hydrokarbon dengan rantai molekul pendek yang

mempunyai berat molekul lebih ringan dengan memakai Hydrocracking

menggunakan gas H2 dan katalis.

Disamping memecah rantai karbon juga terjadi penghilangan sulfur, nitrogen,

oksigen dan penjenuhan olefin.

Unit ini terdiri dari :

a. Seksi Reaktor

b. Seksi Fraksinasi

Variabel Proses :

1. Fresh Feed Quality. Merupakan kualitas feed yang akan mempengaruhi :

Temperatur yang dibutuhkan di katalis bed

Konsumsi Hydrogen

Lama waktu regenerasi katalis

Kualitas Produk

2. Fresh Feed Rate (LHSV)

3. CFR (Combined Feed Ratio)

4. Tekanan Parsial Hydrogen

5. Recycle gas rate

6.

7. Temperatur, normal temperature adalah 343 – 482oC

8. Kualitas make up hydrogen

Spesifikasi : H2 = 95% vol

Methane + H2 = 5%

CO dan CO2 = 10 – 50 ppm

9. Katalis, komponen CO, MO dan Tungsten dari VIII metal group on silica

Alumina base dalam 1/16 in sphare shape

Produk dari unit ini antara lain :

o Gas dari Top sebagai umpan LPG Recovery

o Heavy Naphtha sebagai umpan unit NHDT

o Light Naphtha yang digunakan untuk blending mogas

o Light Kerosene,yang merupakan komponen blending Kerosene/avtur/JP-5

o Heavy Kerosene, merupakan komponen blending kerosene/avtur/JP-5

o Automotive Diesel Oil (ADO)

o Bottom Fractinator/recycled feed

b. Hydrogen Plant / H2 Plant ( #701 / #702)

Feed : - Gas dari Platforming I dan Platforming II

- Gas Amine dan LPG Recovery

- LPG (sebagai cadangan)

Kapasitas : 2 plant @ 43.914 Nm2/jam

Unit Hydrogen Plant berfungsi untuk menghasilkan gas hidrogen dengan

kemurnian tinggi (97 %) untuk memenuhi kebutuhan hydrogen yang diperlukan

pada porses Hydrotreating dan Hydrocracking pada Hydrocracker Unibon.

Umpan yang diolah adalah gas yang berasal dari Delayed Coke dan HC Unibon.

Kandungan sulfur pada gas dari berbagai unit di Dumai diasimilasi didalam

kolom desulfurizer dengan katalis zineoxide. Aliran yag keluar desulfurizer

dicampur dengan steam menjadi gas H2 dan CO. selanjutnya gas CO dikonversi

menjadi CO2 dan terjadi absorbsi CO2 pada CO2 absorber. Gas CO dan CO2 yang

masih terbawa dikonversikan menjadi gas hydrokarbon kembali.

Tahapan reaksi yang terjadi di Hydrogen Plant :

a. Desulfurisasi (menggunakan katalis ZnO)

b. Steam Reforming (menggunakan katalis Ni)

c. Shift Converter (menggunakan katalis Cu)

d. CO2 Removal (menggunakan katalis Fe, Benfil DEA)

e. Methanator

Produk yang dihasilkan : - Gas H2 dengan purity minimum 97%,

- Kandungan CO + CO2 maksimum 30 ppm,

- Kandungan CH4 maksimum 3%

Diagram alir proses Hydrogen Plant / H2 Plant ( #701 / #702) di RU II

Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.8.

c. Amine & LPG Recovery (#410)

Feed : - Gas, LPG dan light naphtha dari HC Unibon

- LPG dari CCR-Platforming Unit

- Gas dari Platforming

- Gas dari Naphtha Hrydrotreating Unit

- Gas dari Destilat Hydrotreating Unit

Kapasitas : 1.7 MBSD

Unit ini dirancang untuk menghilangkan senyawa sulfur yang terkandung

dalam gas dan LPG yang dihasilkan unit-unit lain dengan proses absorber MEA

(Monoetamolamine) untuk mencegah terjadinya korosi di tangki LPG, dan untuk

mendapatkan produk-produk LPG dengan kadar C3 dan C4 yang diinginkan.

Amine dan LPG Recovery terbagi menjadi 2 bagian :

a. Absorben Section (off gas amine absorber and LPG amine absorber),

untuk menghilangkan H2S dari off gas dan LPG

b. Amine Regeneration (vapor amine stripper), untuk me-recovery lean

amine dari rich amine.

Variabel Operasi :

1. Absorbtion

Low Temperatur, dimana lean amine harus diatas 3oC dari

temperatur gas fee stream, untuk mencegah kondensasi uap

hidrokarbon.

Acid gas loading

High Amine Concentration

2. Regeneration

Temperatur yang tinggi sekitar 250oF

Low pressure (35-100 Kpa)

High stripping steam rates, operasi stripper kondisi normal

memerlukan heat input 1.2 lb steam reboiler per gallon etanol

amine.

Low amine concentration, membutuhkan 15-20%Wt amine

concentration.

Gas umpan dari unit – unit ditampung di drum V-1 untuk memisahkan

cairan yang terbawa bersama gas. Cairan di alirkan ke sour water stripper (SWS)

sistem sedangkan gas dipanaskan di E-3 kemudian dipanaskan lebih lanjut di H-1

sebelum masuk bagian atas recycle V-3. Hasil reaksi dialirkan dari bawah untuk

pemanas di E-3 dan didinginkan di E-4 dan masuk ke pemisah tekanan tinggi V-8.

Cairan low pressure dimasukkan ke debutanizer untuk menghilangkan gas

hidrogen. Bottom produk debutanizer sebagian dikembalikan ke kolom. Uap

setelah di embunkan ditampung di V-19. Cairannya sebagian diumpankan ke

naphtha splitter V-20.

Hasil bawah splitter didinginkan dan diambil sebagai produk naftha berat

dari settler drum LPG dialirkan ke soda wash drum V-11, gas dicuci dengan

larutan soda caustic. LPG yang telah ditreating di deetanizer diinginkan.

Produk dasar dialirkan ke spare tank sistem dengan terlebih dahulu membersihkan

panas untuk memanasi umpan di deetanizer feed/bottom exchanger dan

selanjutnya didinginkan di pendingin E-15.


- LPG dengan senyawa sulfur rendah

- Gas untuk fuel gas

d. Sour Water Stripper / SWS ( # 840)

Feed : Air dari HCU, DCU, DHU, NHDT, HVU

Kapasitas : 10.300 BPSD

Unit ini berfungsi untuk menurunkan kadar H2S dan

NH3 yang terkontaminasi air dari Refinery Sour Water sebelum

dikeluarkan/dibuang sebagai limbah. Proses yang terjadi adalah pemanasan dalam

kolom sampai 1100C (stripping) untuk menghilangkan gas-gas H2S, HCI, dan

NH3. H2S dan NH3 yang terlepas, kemudian dibuang/dibakar di Flare sedangkan

airnya digunakan lagi sebagai desalater water di HVU.

Air yang telah digunakan pada berbagai unit dikumpulkan di sour water

drum V-1 dimana air, minyak dan gas yang terikut akan dipisahkan. Air dialirkan

kemenara stripper V-2 bagian atas dengan pompa P-1A/B. Sebelum masuk

menara dipanaskan di E-1. Minyak yang terpisahkan dialirkan ke slop tank

dengan pompa P-2 sedangkan gasnya dialirkan ke sour drum dan selanjutnya

dibakar di incinerator.

Di stripper air akan kontak dengan caustic 20 Be yang diinjeksikan oleh

pompa P-5 yang akan menstabilkan pH air yang dihasilkan dari dasar menara.

Temperatur dasar kolom dijaga tetap 121oC dengan mengalirkan sebagian produk

dasar ke stripper reboiler E-2. Air bebas hydrogen sulfide dan amoniak dari dasar

menara dengan pompa P-3A/B dialirkan ke E-1 dan E-3 lalu dikirim ke desalter

water surge drum VDU. Bila air tersebut berlebih, maka dibuang dengan

didinginkan sebelumnya di E-5 dengan air laut.

Produk yang dihasilkan antara lain : Air dengan kadar 3% volume H2S dan 10%

volume NH3

e. Nitrogen Plant / N2 Plant ( # 300)

Feed : Udara bebas

Kapasitas : 12.000 Nm3/hari

Unit berfungsi menghasilkan nitrogen yang diperlukan untuk start-up dan

shut down unit-unit proses, regenerasi katalis dan blangketting. Prinsip operasinya

adalah pemisahan nitrogen (N2) dari oksigen (O2) dan CO2 dalam udara

berdasarkan titik embunnya pada temperatur operasi 1800C. Karena nitrogen

mempunyai titik embun lebih rendah daripada oksigen, sehingga nitrogen akan

mengalir ke bagian atas kolom dan oksigen akan berkumpul di bagian dasar

kolom sebagai cairan. Proses ini menggunakan molecular steve absorber untuk

menyerap uap air dalam udara.

Produk yang dihasilkan : N2 (nitrogen)

2.5.3 HOC (Heavy Oil Complex)

Heavy Oil Complex menghasilkan bahan bakar minyak dan coke. Bahan

yang diolah berupa Long Residue dari Topping Unit.

Unit-unit yang terdapat dalam HOC adalah :

1. High Vacuum Distillatiuon Unit (HVU)

2. Delayed Coking Unit (DCU)

3. Coke Calciner Unit (CCU)

4. Distillate Hydrotreating Unit (DHDT)

a. High Vacuum Unit/HVU ( # 110)

Feed : LSWR dari CDU


Fungsi High Vacuum Unit sama dengan Crude Distillation Unit yaitu

memisahkan residu. Residu untuk umpan HVU terdiri dari 70 % Long Residu dari

Topping Unit dan 30 % residu dari CDU Sei. Pakning, dipisahkan menjadi tiga

fraksi berdasarkan titik didihnya. Namun unit ini beroperasi pada tekanan yang

kurang dari 1 Atmosfir (Vacuum) supaya temperatur yang berlebihan dapat

dicegah agar tidak terjadi Cracking.

Prinsip dasar High Vacuum Unit adalah proses pemisahan fraksi dalam

LSWR dengan jalan penurunan titik didih dan akan meghasilkan Ligh Vacuum

Gas Oil (LVGO) sebagai komponen diesel. High Vacuum Gas Oil ( HVGO)

sebagai umpan Hydrocracker Unibon dan Short Residue sebagai umpan Delayed

Coker.

Variabel Prosesnya antara lain :

1. Suhu

Suhu keluar dapur dapat bervariasi guna mencapai spesifikasi produk bottom

coloum yang dikehendaki. Suhu yang terlalu tinggi atau terlalu rendahnya

aliran umpan yang dapat menyebabkan terbentuknya positif olefin pada

vacuum bottom, indikasi cracking terjadi pada tube dapur. Ini dapat diperbaiki

dengan menambah aliran injeksi steam kedalam tube. Tidak ada pengatur suhu

pada menara seperti kebanyakan menara.Vacuum dioperasi untuk

memanfaatkan condensable material.

2. Tekanan

Coloum dirancang beroperasi pada tekanan 45 mmHg absolute di area

flash zone, 15 mmHg pada puncak kolom hendaknya dioperasikan pada tekanan

yang terendah yang dapat dicapai tanpa menambah beban ejector atau condenser.

Kelebihan jumlah steam yang ke ejector bisa menambah beban condenser dalam

hasilnya dicapai vacuum yang tidak bagus. Tekanan vacuum coloum yang rendah

berarti rendahnya suhu keluar dapur yang dibutuhkan untuk spesifikasi produk

bottom coloum yang sama dan pemisahan gas oil dari produk bottom berjalan

sempurna. Pada HVU tekanan top 25 mmHg, dan tekanan bottom 30 – 35 mmHg.


- Gas 2%, akan dipakai sebagai fuel gas (untuk konsumsi sendiri)

- Light Coker Gas Oil (LVGO) 12% , digunakan untuk komponen blending

- Heavy Coker Gas Oil (HCGO) 14,2% , digunakan sebagai umpan HC

Unibon

- Short Residue 46,6%, digunakan sebagai umpan DCU

b. Delayed Cooking Unit / DCU ( # 140)

Feed : Short residu dari HVU


Unit ini berfungsi untuk mengolah Short Residue dari HVU menjadi

fraksi-fraksi minyak yang lebih ringan dengan cara Thermal cracking dengan

tujuan menghasilkan middle distillat dan green coke yang memenuhi persyaratan

sebagai feed calciner.

Proses yang terjadi adalah pemutusan rantai panjang Hydrocarbon

menjadi rantai-rantai yang lebih pendek pada temperatur tinggi (± 5000C),

sehingga disini juga terjadi reaksi polimerisasi membentuk padatan kokas (coke).

Feed gas dari bottom vacuum unit atau tangki dikumpulkan dalam charge surge

drum dan setelah melewati alat penukar panas dimasukkan ke fraksinator yang

menghasilkan :

f. Unstabillezed naphtha dari top

g. Light Coker Gas Oil (LCGO) dari side stream

h. High Vacuum Gas Oil (HVGO) dari side stream

i. Combined feed dari bottom

Variabel proses :

1. Crude Sources dan jenis Feed Stock

Kandungan karbon yang tinggi dari fuel akan menyebabkan yield coke

akan semakin tinggi. Kandungan asphaltent, resin dan aromatic, dan level

impurities akan berakibat terhadap kualitas coke.

2. Coke Chamber Temperature

Meningkatkan temperature drum, akan meningkatkan penguapan

hidrokarbon berat, hal ini akan mengurangi volatile carbon content dari

coke, sehingga akan dihasilkan coke yang lebih keras.

3. Coke Chamber Pressure

Tekanan top desain adalah 4.22 kg/cm2. Gunanya untuk meningkatkan

resident time akan meningkatkan yield dari coke naik.

4. Combine Feed Ratio (CFR)

Merupakan volume bottom fraksinasi dibagi dengan volume fresh feed.

Jika CCR diturunkan, produk heavy cooking gas oil akan meningkatkan

disbanding produk lainnya. Coke yang diproduksi akan lebih lembut, dan

memiliki Volatil Carbon Matter (VCM) dan level impurities yang lebih

tinggi.

Produk yang dihasilkan antara lain:

- Gas (Refinery fuel) : 10.000 m3/jam

- LPG : 9 ton/jam

- Cracked Naphta sebagai umpan Naphta Hydrotreater

- Ligh Coker Gas Oil ( LCGO) untuk umpan Distillation

Hydrocracker

- Heavy Coker Gas Oil ( HCGO) untuk Hydrocracker Unibon

(HCU)

- Green Coke sebagai umpan Calciner.

- Dengan Perbandingan tertentu LCGO dan HCGO di blend, untuk

menghasilkan JDF (Industrial Diesel Fuel)/ MDF (Marine Diesel Fuel)

c. Coke Calciner Unit /CCU ( # 170)

Feed : Green Coke

Unit ini berfungsi mengkalsinasi Green coke yang dihasilkan oleh

Delayed Cooking menjadi Calcined coke. Prosesnya menggunakan Rotary Kiln

pada temperatur 1300 oC untuk menghilangkan semua material karbon yang

mudah menguap dan kandungan air, kemudian dilanjutkan dengan menggunakan

Rotary Cooler dengan kemiringan tertentu untuk mendinginkan coke. Gas Panas

dari Calciner di manfaatkan sebagai panas pembantu pembuatan Steam di Waste

Heat Boiler untuk tujuan efisiensi.

Variabel Proses :

1. Tipe Green Coke

Sponge Coke, memiliki pori- pori kecil dan dilapisi oleh dinding tipis.

Honey Comb Coke, adalah coke intermediate, interconnent pores, dan

menunjukkan struktur honey comb.

Needle Coke, memiliki pori- pori besar, eliptikal dan dilapisi oleh lapisan

dinding tipis.

2. Coke Spesification

Real Density

Apprent Density

3. Ukuran Green Coke

Size Distribution

Size Segregation di dalam kiln

4. Rotary Kiln Capacity, 3 – 12% dari volume kiln terisi oleh material.

Green coke dari DCU, diperoleh dalam alat pemecah coke, dengan alat

belt conveyer melalui saringan, coke berukuran lebih besar 1225 mm

dikembalikan untuk dipecah lagi. Green coke halus dengan belt conveyer

dikumpulkan dalam stock pile selanjutnya dikirim ke calciner V-201 dengan belt

conveyer. Green coke akan bergerak secara lambat ke zone pemanasan sampai

suhu feed masuk. Untuk pemanasan dipakai hasil pembakaran bahan bakar gas

yang dimasukkan ke rotary calciner dari bagian bawah. Aliran gas berlawanan

dengan aliran cok. Coke keluar kiln dengan suhu 1204 – 1370oC dan didinginkan

di rotary cooler E-209 dengan menyemprotkan air keluar dengan temperatur

204oC. Udara keluar dari cooler dibersihkan di cooler dust colektor V-212 dan

dimanfaatkan di rotary cooler dan dialirkan ke incinerator untuk dibakar dengan

off gas dari kiln.

Selanjutnya gas proses incinerator dialirkan ke Waste Heat Boiler (WHB)

untuk menghasilkan steam pada suhu 398oC dan dialirkan ke stock untuk dibuang

ke atmosfir. Calciner coke cooler ditampung di storage silo.

Produk yang dihasilkan : Calcined Coke. Namun pada saat ini unit

calciner tidak diaktif lagi sehingga Pertamina tidak menghasilkan produk calcined

cokes.

d. Distillate Hydrotreating Unit/DHDT ( # 220)

Feed : LCGO dari DCU


Proses Hydrotreating bertujuan untuk meningkatkan kualitas Ligh Coker

Gas Oil (LCGO) dari Delayed Coker Unit (DCU) menjadi gas, Naphtha, Light

Kerosene melalui proses Hydrotreating Cataytis. Proses ini bertujuan untuk

menjenuhkan material yang tidak stabil dari hasil cracking dan membuang

impurities seperti sulfur dan nitrogen dengan bantuan gas hidrogen bertekanan.

Campuran produk hasil reaksi dipisahkan di coloum stripper dan splitter. Ada 6

reaksi yang terjadi pada DHDT yaitu penjenuhan olefin, sulfur removal, nitrogen

removal, oksigen removal, metal removal, dan halide removal.

Variabel Operasi :

1. Temperatur Reaktor

Dibawah 400oC, temperature reactor akan meningkatkan level dan deaktivasi

katalis. Jika temperature diatas 400oC katalis bed temperature, maka

pembentukan coke menjadi lebih cepat.

2. Feed Boiling Range

3. Liquid Hourly Super Velocity (LHSV)

Peningkatan LHSV membutuhkan temperature reactor yang lebih tinggi dan

akan meningkatkan laju deaktivasi.

4. Hydrogen Purity

Menaikkan hydrogen purity akan meningkatkan reaksi hidrocracking, dan

menurunkan laju deaktivasi katalis.

5. H2/HC ratio

Menaikkan H2/HC ratio akan meningkatkan reaksi hydrotreatingdan

menurunkan laju deaktivasi katalis.


- Naphtha untuk feed NHDT

- Gas untuk feed Amine dan LPG Recovery dan sebagai fuel gas

- Light Kerosene sebagai blending kerosene

- Heavy Kerosene sebagai blending diesel.

2.6 Utilitas

Utilitas merupakan suatu bagian yang penting guna menunjang operasi

kilang karena sebagian besar jalannya operasi ditentukan oleh adanya utilitas ini.

Fasilitas utilitas yang terdapat pada Pertamina RU II Dumai adalah :

1. Air tawar, yang berfungsi sebagai :

a. Air pendingin pompa

b. Air umpan boiler

c. Air minum

d. Water Hydrant

e. Air bersih untuk perumahan

2. Steam, yang berfungsi sebagai :

a. Penggerak turbin

b. Pemanas

c. Proses

3. Udara bertekanan (Pressed Air), yang berfungsi sebagai :

a. Udara instrument, untuk menjalankan instrument pengontrol

b. Pembersihan alat- alat

4. Air Laut, yang berfungsi sebagai :

a. Air pendingin pada cooler dan condenser

b. Pendingin mesin- mesin di power plant

c. Fire Safety

Unit- unit proses yang merupakan bagian dari unit utilitas adalah :

a. Unit Penjernihan Air (Water Treatment Plant)

Sumber air tawar diperoleh dari sungai Rokan. Pengolahan air ini terutama

ditujukan untuk memperoleh air yang memenuhi syarat sebagai air minum dan air

pendingin, sedangkan air untuk umpan boiler (Boiler Feed Water) perlu

pengolahan lebih lanjut di demineralizer. Air sungai Rokan diolah untuk

menghilangkan turbiditas, COD, suspended solid, dan warna atau untuk

menghindari korosi yang disebabkan oleh pH air yang rendah, maka diinjeksikan

larutan NaOH sampai netral. Untuk kebutuhan air minum dilakukan proses

sterilisasi dengan menginjeksikan desinfektan seperti Cl2 atau Ca(OCL)2.

Air baku dari sungai Rokan dipompa menuju WTP (Water Treatment

Plant) Bukit Datuk yang berjarak 45 km, kemudian ditampung dalam raw water

pond. Di dalam raw water pond terjadi pengendapan Lumpur, pasir, dan

partikulat. Kemudian air baku dipompa menuju clearator dan diinjeksikan :

Aluminium Sulfat : Al2(SO4)3.18H2O

Caustic Soda : NaOH

Coagulant Aid

Didalam clearator air baku dan bahan kimia diaduk dengan rapid mixer

sehingga akan terjadi reaksi koagulasi antara bahan kimia dengan kotoran dan

akan terbentuk flok. Reaksi yang terjadi adalah :

Al2(SO4)3.18H2O + 3Na2CO3 3Na2SO4 + 2Al(OH)3 + 18H2O

Flok-flok yang akan terbentuk akan mengendap dan dibuang secara periodik. Air

jernih akan mengalami over flow dan ditampung dalam intermediate pond.

Intermediate Pond hanya berfungsi sebagai bak penampung air jernih. Lalu air

jernih dialirkan ke sand filter yang berfungsi untuk memisahkan carry over flok

dari clearator. Air jernih dari sand filter secara gravitasi ditransfer menuju treated

water pond. Dari treated water pond air didistribusikan dengan pompa melalui

sistem manifold. Manifold untuk kilang diinjeksikan corrosion inhibitor,

sedangkan air untuk perumahan diinjeksikan Cl2 atau Ca(OCl)2 untuk desinfektan.

Refinery Water (raw water) dari WTP Bukit Datuk dikirim ke new plant

dan dikirim ke sand filter. Outlet sand filter ditampung pada filtered water tank.

Dari tangki tersebut diditsribusikan dengan pompa menuju :

1. Portable Water Tank

2. Plant Water Calciner

3. Demineralizer

4. Make RU Cooling Water

5. Plant Water dan House Station

b. Unit Penyediaan Uap (Boiler Plant)

Air umpan boiler memiliki persyaratan khusus karena dalam air masih

terdapat zat- zat yang bisa membentuk kerak pada tube boiler dan zat- zat yang

korosif. Kerak pada tube boiler disebabkan oleh garam-garam silikat dan

karbonat. Kerak ini akan menyebabkan over heating sebab menghambat transfer

panas. Korosi pada pipa disebabkan adanya gas-gas korosif seperti O2, CO2, pH

air yang rendah, karena itu gas-gas harus dihilangkan dan pH air dijaga tetap

netral di dalam BFW. Garam-garam mineral yang larut dalam air bisa

mengakibatkan buih sehingga perlu dihilangkan dengan demineralizer yang terdiri

dari kation dan anion.

Outlet demineralizer ditampung dalam tangki lalu dipompakan ke dearator

guna mengurangi kandungan O2 terlarut. Air yang keluar dearator diinjeksikan

hydrazine untuk menghilangkan O2 sisa kemudian didistribusikan ke boiler

dengan pompa. Steam yang dihasilkan terbagi menjadi tiga jenis :

1. High Pressure Steam (HPS), P = bar, T = 398oC, Kapasitas = 60

ton

2. Middle Pressure Steam (MPS), P = 11 bar, T = 200oC, Kapasitas = 60

ton

3. Low Pressure Steam (LPS), P = 3 bar, T = 190oC, Kapasitas = 60 ton

c. Unit Air Pendingin (Cooling Water Unit)

Unit ini berfungsi untuk menampung air yang akan digunakan sebagai air

pendingin pompa dan compressor. Air yang digunakan adalah air tawar dari WTP

Bukit Datuk. Cooling tower di new plant berpusat di utilitas circulation. Air dari

tangki didistribusikan ke cooling tower maka diperlukan make-upkarena air yang

kembali return cooling towersangat sedikit. Untuk membuang sludge dan lumpur

dilakukan dengan blow down. Untuk menghindari pertumbuhan jasad renik (algae

dan lumut), diinjeksikan chlorine ke dalam cooling tower sebanyak 10 kg selama

6 jam dalam satu hari. Di samping itu, diinjeksikan juga corrosion inhibitor

berupa dulcam 704 (untuk satu shift diberikan sebanyak 37,5 liter) yang berfungsi

untuk membentuk lapisan pada pipa sehingga tidak terjadi kontak langsung antara

air dengan material pipa yang bisa mengakibatkan perkaratan.

d. Unit Penyedia Udara Bertekanan

Fungsi dari udara bertekanan yang dihasilkan oleh unit ini adalah sebagai

berikut, yaitu :

1. Unit Instrumen

Udara bertekanan yang dihasilkan oleh kompresor masuk ke dalam

receiver. Udara biasa masuk melalui filter dihisap oleh kompresor dan ditekan

keluar melalui pendingin dan cyclone untuk memisahkan air, setelah itu masuk ke

receiver. Tekanan udara dijaga dengan pressure recorder controller (PRC)

sebesar 6,5 kg/cm2.

2. Udara Kilang

Digunakan sebagai pembersih dan flushing pipa-pipa. Didalam unit

kompresor juga terdapat cooling water untuk mengatur air pendingin yang

mendinginkan pompa dan kompresor. Untuk menjaga agar suhu air tetap rendah

digunakan fan. Untuk mencegah korosi, diinjeksikan polycrin I dan polycrin AI

(merupakan corrosion inhibitor).

e. Unit Penyediaan Fuel

Sistem penyediaan fuel oil di new plant berpusat di utilitas. Fuel oil dari

tangki penampungan didistribusikan dengan pompa menuju :

1. Boiler Utilitas

2. Vacuum Unit

3. Platforming Unit

4. Naphtha Hydrotreating Unit

5. Distillate Hydrotreating Unit

6. Hydrocracking Unibon

f. Unit Penyediaan Power (Power Plant)

Merupakan unit yang penting dalam operasi kilang. Unit berfungsi sebagai

penyedia tenaga listrik untuk kebutuhan kilang maupun perumahan karyawan.

Unit terbagi menjadi tiga bagian yaitu :

1. Power Generation

TG-I : 51,20 ton/h dengan 8,3 MW steam

TG-II : tidak beroperasi

TG-III : 31,47 ton/h dengan 8,3 MW steam

TG-IV : 43,77 ton/h dengan 10 MW steam

2. Power Distribution

3. Bengkel Listrik

Pembangkit listrik yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan lsitrik

perumahan, kantor dan pabrik adalah :

Kilang lama (existing plant), mempunyai Pembangkit Listrik Tenaga Diesel

(PLTD) dengan empat buah engine kapasitas masing-masing 3,5 MW dan

Pembangkit Tenaga Listrik Gas (PLTG) terdapat dua buah dengan kapasitas

masing-masing 17,5 MW.

Kilang baru (new plant), terdapat Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)

yang terdiri empat engine dengan kapasitas masing-masing 14 MW dengan

tegangan 11 kV, dengan supply steam dari boiler.

Untuk menggerakkan turbin generator dipakai steam yang digerakkan oleh

boiler, sedangkan untuk operasi pembangkit listrik di dua kilang tersebut

diintegrasikan dengan trafo integrasi. Untuk keperluan perumahan, PLTG dengan

tegangan 10,5 kV dinaikkan menjadi 11 kV dan dinaikkan lagi menjadi 27 kV.

2.7 Pengolahan Limbah

Adapun tindakan-tindakan yang dilakukan oleh pertamina RU II Dumai

dalam menekan dampak dari limbah industrinya, adalah :

1. Melaksanakan Good Housekeeping di lingkungan kerja,

dengan cara mengoptimasi pengunaan air, energi, dan bahan baku.

2. Pada saat pembangunan pabrik, pertamina RU II Dumai

dilengkapi dengan unit-unit untuk mengelola dan mereduksi limbah.

3. Sistem proses yang digunakan dilengkapi dengan recycle

dan recovery bahan, produk.

Adapun unit-unit yang digunakan untuk mengelola dan mereduksi

kuantitas dan bahaya limbah adalah :

Limbah Gas

Limbah gas yang dihasilkan oleh pertamina RU II Dumai adalah emisi gas

yang mengandung SOx, NOx, H2S, NH3, CO2, CO, hidrokarbon, debu, jelaga, dan

bau yang sebagian besar berasal dari flare atau gas cerobong. Upaya

penanggulangan yang dilakukan adalah dengan menggunakan stack atau cerobong

yang didesain dengan ketinggian tertentu agar memenuhi baku mutu emisi dan

baku mutu ambient. Upaya lain yang dilakukan oleh pertamina RU II Dumai

adalah dengan memasang CEM (Continuous Emission Monitoring), yang

diletakkan pada cerobong (stack) unit HVU, yang merupakan unit yang setelah

dianalisa menghasilkan emisi gas terbesar.

Tolak ukur yang digunakan untuk menilai kualitas udara di RU II Dumai

dicantumkan pada tabel berikut ini :

Tabel 2.5 Tolak Ukur Dampak Kualitas Udara

No. Parameter Baku mutu Satuan

1. SO20,1260

ppmkg/cm3

2. CO20

2260ppm

kg/cm3

3. NOx0,0592,5

ppmkg/cm3

4. HC0,24160

ppmkg/cm3

5. H2S 42 kg/cm3

6. Partikulat/debu 260 kg/cm3

Sumber :No.1 s/d 6 : Kep-02/menKLH/I/1998 lamp. III

Pendekatan yang ditempuh dalam rangka pengendalian dan

penanggulangan dampak terhadap kualitas udara adalah dengan menerapkan

program “waste minimization” yang didalamnya terdapat empat tahap :

a. Reduksi limbah dari sumbernya

b. Reuse

c. Recycle

d. Recovery (perolehan kembali)

Limbah Cair

Limbah cair yang dominant berasal dari aktivitas kilang, yaitu berupa

minyak, sludge, sour water. Limbah tersebut berasal dari hasil proses maupun

tumpahan dari sistem pemproses. Peralatan yang digunakan untuk menangani

limbah cair tersebut antara lain :

a. Untuk mengatasi tumpahan- tumpahan

minyak di perairan (laut) digunakan peralatan :

Oil boom, digunakan untuk menahan tumpahan minyak di perairan

agar tidak tersebar luas. Oil boom tersebut berupa pembatas yang ditarik

oleh dua buah kapal.

Oil skimmer, digunakan untuk menghisap tumpahan minyak yang

telah terkumpul.

Oil sorbent, digunakan untuk menyerap minyak yang masih tersisa

di perairan, yang berupa lapisan film.

Oil dispersant, merupakan senyawa kimia yang digunakan untuk

menghilangkan sisa- sisa minyak yang tidak dapat dihilangkan dengan

peralatan lainnya seperti diatas. Prinsip dari oildispersant adalah

membentuk koloid antara minyak dispersant sehingga berat jenisnya

meningkat dan larutan minyak dispersant tenggelam ke dasar laut.

b. Oil separator II, digunakan untuk memisahkan campuran air-minyakyang

terkandung di dalam air limbah. Pada tahap ini hanya akan terjadi pemisahan

antara minyak dan air. Oleh karena itu kandungan senyawa polutan lain selain

minyak yang ada di dalam air limbah akan tetap sama. Minyak yang tertampung

pada tahap ini akan dipompakan menuju slope tank untuk kemudian diproses lagi

menjadi produk, sedangkan air yang telah terpisahkan akan masuk ke tahap

selanjutnya untuk kemudian diolah lagi sebelum dibuang ke badan air. Pada unit

separator ini terdapat 2 buah pompa untuk memompakan minyak menuju slope oil

tank. Pompa yang digunakan menggunakan tenaga listrik.

Pertamina RU II Dumai memiliki 3 oil separator yang berada di bawah

tanggung jawab bagian Oil Mov (OM).

c. Sour Water Stripper, digunakan untuk mengolah limbah cair yang bersifat

asam yang keluar dari proses. Unit ini terletak pada area

hydrocrackingComplex (HCC). Baku mutu limbah cair yang harus dicapai

yakni :

Tabel 2.6 Baku Mutu Limbah Cair bagi Kegiatan Pengilangan Minyak Bumi

No. ParameterKadar Maksimum

(mg/L)Beban Pencemaran

Maks. (gr/cm3)1. BOD5 100 1002. COD 200 2003. Oil Content 25 254. Sulfida terlarut 1.0 1.05. Ammonia terlarut 10.0 10.06. Phenol total 1.0 1.07. Temperatur 45oC 45oC8. pH 6.0-9.0 6.0-9.09. Debit limbah maksimum 1000 m3/m3 bahan

baku minyak1000 m3/m3 bahan

baku minyakSumber : Laboratory Test Report (Identifikasi 18 Juli 2001, diterima 10 Juli 2006)

Air limbah unit produksi yang mengandung sulfat dan ammonia akan

dialirkan ke SWS. Kandungan sulfat dan ammonia pada air limbah tersebut akan

dikurangi kadarnya sampai seminimal mungkin untuk kemudian diproses dalam

pengolahan limbah cair selanjutnya. Dahulu, air yang keluar dari SWS ini

sebenarnya direncanakan untuk digunakan unit Desalter. Namun karena unit ini

tidak terpakai, maka air yang keluar dari SWS langsung dialirkan ke (930) ME-

57.

Unit 930 ME-57 menampung semua limbah yang berasal dari kilang baru

untuk kemudian dipompakan menuju separator II dan separator III (jika

mengaktifkan screw pump). Penggunaan pompa pada unit ini sangat dibutuhkan.

Pompa yang tersedia pada unit ini 3 buah pompa 930 P5ABC dan 2 buah screw

pump P54AB.

d. Kolam Ekualisasi

Pada dasarnya proses yang terjadi di kolam ekualisasi ini adalah secara

fisika yaitu menurunkan suhu, menangkap minyak yang masih terbawa dalam air

limbah. Minyak yang terkumpul akan dipompakan menuju slope tank untuk

kemudian diolah lagi ke dalam unit produksi dan menghasilkan suatu produk.

Selain itu bak ekualisasi ini juga berfungsi untuk menghindari shock loading

dalam pengolahan limbah secara biologi (pada kolam aerasi).

e. Kolam Aerasi

Proses yang terjadi pada kolam aerasi ini adalah proses lumpur aktif. Pada

proses ini kondisi lingkungan sangat mempengaruhi proses yang berjalan.

Mikroorganisme mempunyai peranan yang sangat penting dalam mendegradasi

senyawa polutan yang terdapat dalam air limbah. Kolam aerasi ini berukuran

besar dan menggunakan 3 buah aerator dalam pengoperasiannya. Pemberian

nutrisi dilakukan setiap harinya dengan perbandingan N : P adalah 15 kg N : 15

kg P. Unsur N dan P ini merRUakan mayor element nutrisi mikroorganisme dan

diperlukan mikroorganisme sabagai energinya dalam mendegradasi senyawa

polutan. Selain itu suplai udara juga sangat dibutuhkan mikroorganisme dalam

proses lumpur aktif ini. Untuk itulah digunakan aerator. Nutrisi diberikan secara

kontinyu setiap harinya pada kolam aerasi.

f. Kolam Pengendap

Limbah dari kolam aerasi yang masuk ke dalam kolam ini mengandung

partikel-partikel dari lumpur aktif dan hasil degradasi. Untuk itu perlu diendapkan

di kolam pengendap. Karena berfungsi sebagai pengendap, aliran air dikolam ini

diusahakan laminar. Endapan yang ada pada kolam pengendap ini sewaktu-waktu

dipompa dan ditampung pada tangki pembiakan. Di dalam tanki tersebut juga

terdapat mikroba yang akan dibiakkan. Hal ini dilakukan tidak tentu waktunya.

Namun lumpur yang telah aktif tersebut akan secara rutin dimasukkan ke dalam

kolam aerasi satu kali dalam seminggu.

g. Separator III

Separator III sebagai penampung terakhir air limbah yang berasal dari unit

biotreatment dan area ME-57. Di kolam ini akan terjadi pencampuran limbah hasil

proses pengolahan dengan limbah yang belum mengalami proses.

Limbah Padat

Upaya pengolahan limbah padat khususnya limbah B3 bertujuan untuk

menurunkan kadar parameter-parameter pencemar terhadap air tanah, air laut,

maupun kualitas udara agar memenuhi standar baku mutu yang ditetapkan.

Sedangkan pengolahan limbah padat domestik bertujuan untuk menciptakan

kenyamanan dan kebersihan lingkungan. Limbah padat yang dihasilkan di RU II

Dumai termasuk cara pengolahannya antara lain adalah :

Lumpur (sludge) bercampur minyak dari drain tangki dan oil separator.

Lumpur tersebut diolah dengan cara melakukan mixing bersama air

hangat, kemudian dilakukan pengenceran agar minyak terapung dan dapat

dipisahkan dari sludge. Dilakukan juga yang dinamakan SOR(Sludge Oil

Recovery) dengan cara mengencerkan sludge, lalu disentrifusi agar terpisah fase

minyak dan air. Minyak yang diperoleh dari metode ini akan dikembalikan ke unit

crude distilling untuk diolah kembali.

Spent katalis

RU II Dumai tidak mempunyai perangkat yang dapat digunakan untuk

mengolah spent katalis. Maka katalis yang sudah tidak digunakan biasanya dijual,

karena banyak mengandung unsure platina yang cukup bernilai ekonomis.

Karbon aktif

Karbon aktif yang tidak digunakan lagi, jika masih memenuhi spesifikasi,

dicampur dengan coke dan dijual.

Limbah perbengkelan berupa logam, kaleng, dan bungkus

Pertamina RU II Dumai tidak memiliki pusat pengolahan limbah yang

tersendiri, oleh karena itu limbah padat lainnya akan ditampung sementara

kemudian dibuang atau dikirim ke PPLI.

DAFTAR PUSTAKA

Geankoplis, Christie J. 1993; “Transport Processes and Unit Operation

thirdedition”. Boston: Allyn and Bacon, Inc.

Glitsch. 1993; “ Bulletin 4900 sixth edition“ ;Glitsch International Inc Companies.

Perry, Robert H & Green, D W. 1999; “Perry’s Chemical Engineer’s

Handbook”;7th Edition; McGraw Hill Book Company; New York.

SODC, Blue Esso Book., 1950.

Technical Data Book – Petroleum Refining. Volume I, 5th ed. 1992. American

Petroleum Institute.

Treybal, Robert Ewald. 1981;“Mass Transfer Operations”; 3rd Edition; McGraw

Hill Book Company; New York.

Universal Oil Product, Project Specification. UOP HC Unibon Process for Dumai

HCC.

http;//10.52.1.21.intra-net pertamina.com

bab-ii-tmb-2003

Documents