bab ii.deskripsi proses

Laporan Praktek Kerja PT PERTAMINA (Persero) RU VI Balongan

BAB II DESKRIPSI PROSES Proses utama yang ada pada pengolahan minyak bumi di PT PERTAMINA (Persero) RU-VI Balongan, dapat dibedakan menjadi tiga yaitu: 1. Hydro Skimming Complex (HSC) Unit ini terdiri dari Distillation Treating Unit (DTU) dan Naphtha Processing Unit (NPU). 2. Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Unit ini terdiri dari Atmospheric Hydrotreating Unit (AHU) dan Hydrotreating Unit (HTU). 3. Residue Catalytic Craker Complex (RCCC) Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End Unit (LEU). CDU merupakan unit distilasi untuk memisahkan minyak mentah menjadi produk-produknya berdasarkan perbedaan titik didih. Produk-produk unit CDU adalah gas C1-C4, naphta, kerosene, gas oil, dan residu. Residu dari unit CDU sebagian langsung sebagai umpan unit RCC, sebagian diolah terlebih dahulu pada unit ARHDM (Atmospheric Residu Hydrodemetallizer), dan sebagian dikirim ke tangki penyimpanan untuk cadangan apabila terjadi gangguan. Unit ARHDM berfungsi untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak diiginkan oleh unit RCC khususnya logam Ni dan Va yang merupakan racun bagi katalis pada unit RCC dan juga sulfur yang korosif pada peralatan proses. Umpan RCC adalah treated residu yang merupakan campuran dari DMAR (Demetallizing Atmospheric Residu) produk ARHDM dan AR (Atmospheric Residu) produk CDU. Pada RCC terjadi proses perengkahan dengan bantuan katalis di reaktor. Residu yang berantai panjang akan terengkah menjadi hidrokarbon berantai pendek. Hasil perengkahan dipisahkan berdasarkan titik didih oleh fraksinator untuk menghasilkan produk off gas, LPG, propilen,S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

31


polygasoline (bahan campuran mogas dengan bilangan oktan 98), naphta, Light Cycle Oil (bahan dasar minyak diesel dan bahan pencampur solar), serta Decant Oil (bahan dasar minyak bakar). Produk-produk dari fraksinator unit RCC kemudian diproses pada unit pemurnian untuk memurnikan produk kilang dari pengotor agar memenuhi spesfikasi pasar yang diinginkan. Pada akhir tahun 2005, PERTAMINA membuka unit baru untuk memproses dan meningkatkan angka oktan dari naphta tanpa menggunakan TEL dan MTBE, yaitu Naphta Processing Unit (NPU) atau lebih dikenal dengan Proyek Langit Biru Balongan (PLBB). Seluruh proses pada kilang tersebut dibantu oleh sistem utilitas yang terdiri dari generator (generator utama dan generator cadangan), ketel uap, menara pendingin, sistem udara tekan, dan pabrik nitrogen. Tabel 2-1 Kapasitas Produksi Unit Proses Kapasitas CDU 125000 BPSD Amine Treatment, SWS dan Sulphur 30 ton/hari Plant NPU ARHDM Hydrogen Plant GO HTU LCO HTU RCC Unsaturated Gas Plant LPG Treatment Gasoline Treatment Propylene Recovery Catalytic Condensation 2.1. Hydro Skimming Complex Unit (HSC) 2.1.1. Distillation & Treating Unit (DTU) 52000 BPSD 58000 BPSD 76 MMSCFD 32000 BPSD 15000 BPSD 83000 BPSD 83000 BPSD 22500 BPSD 47500 BPSD 7150 BPSD 13000 BPSD Unit Proses

S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

32


Pada unit ini terdiri dari Crude Distilation Unit (CDU) (Unit 11), Amine Treatment (Unit 23), Sour Water Stripper (Unit 24), Sulfur Plant (Unit 25), dan Caustic soda (Unit 64). 2.1.1.1. Unit 11: Crude Distillation Unit (CDU) Unit ini pada mulanya dibangun untuk mengolah campuran minyak mentah yang terdiri dari 80% Duri Crude Oil dan 20% Minas Crude Oil. Dengan kapasitas keseluruhan sebesar 125.000 BPSD (Barrel Per Stream Day) atau 8281 m3/jam. Namun pada perkembanganya dengan pertimbangan optimasi, sekarang unit ini dioperasikan pada perbandingan 50% Duri Crude Oil dan 50% Minas Crude Oil. Feed pada CDU masih mengandung kontaminan logam serta komponen lain yang tidak dikehendaki pada proses. Bahan baku diolah dengan proses fraksinasi atmosferis (atmospheric fractionation). Produk dari unit ini adalah: Off gas Naphta Kerosene LGO (Light Gas Oil) dan HGO (Heavy Gas Oil) Atmospheric Residue (AR) : 170 BPSD : 5.460 BPSD : 11.270 BPSD : 23.300 BPSD : 86.760 BPSD


33


Tabel 2-2 Analisis+

Spesifikasi Produk CDU Satuan % wt Psia % vol ppm vol o Co o

Kandungan C5 RVP (Rate Vapor Pressure) 20% vol ASTM Kandungan air Gap antara 5% ASTM vol Kerosene dan 95% vol Naphta Flash Point Gap antara 5% vol LGO dan 95% vol Kerosene Flash Point Overlap antara 5% vol HGO dan 95% vol LGO 40% evaporated Flash Point 10% vol Evaporated Point Tabel 2-3 Produk Naphta Kerosene LGO HGO Atmospheric Residue

Spesifikasi 2 max 9 max 200 max 0 12 min 41 min 7 68 10 300 90 350

C C o C o C o C o C o C

Spesifikasi Produk CDU berdasarkan TBP TBP Cut Point dari Crude, oC 65 145 145 240 240 330 330 370 >370

Naphta dari CDU diolah lagi untuk menaikkan bilangan oktan di dalam NPU. Kerosene digunakan untuk campuran pembuatan gasoil. Gasoil dari CDU masih bersifat tidak stabil sehingga perlu diolah di Gasoil Hydrotreating Unit (GOHTU), sedangkan residu atmosferis kemudian diolah di unit AHU dan RCC. Unit ini mempunyai 2 seksi pengolahan, yaitu: 1. Seksi Crude Distilation. Seksi ini dirancang untuk mengolah minyak mentah menjadi residu, Gas Oil, dan distilat overhead terkondensasi. 2. Seksi Overhead Fraksinasi dan Stabilizer. Seksi ini dirancang untuk mengolah kondensat overhead menjadi produk LPG, Naphta, dan Kerosene.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

34


Unit CDU ini juga dirancang untuk mengolah campuran Wild Naphta dari Gas Oil dan Light Cycle Oil (LCO) Hydrotreater. Unit ini beroperasi dengan baik pada kapasitas antara 50-100% kapasitas desain dengan faktor On Stream 0,91. Tahapan Proses: Duri dan Minas crude dicampur di offsite (area tank farm) dan dipompakan ke unit, masuk disuction crude oil charge pump 11-P-101 A/B. Kemudian crude oil dipompakan melalui cold preheat train dan desalter. Crude oil pertama kali dipanaskan oleh produk L gas oil, cold heavy gas oil product, cold residue, top pump around dan intermediate residue pada exchanger 11-E-101 sampai 11-E105 secara berurutan sebelum masuk desalter yang dipasang dua tingkat 11-V-101 A/B. Crude oil di up stream mixing valve pada desalter crude oil charge dipompa oleh 11-P-102 A/B, melalui hot preheated train dimana nanti akan dipanaskan oleh mid pump around, intermediate residue, hot heavy gas oil product, bottom pump around dan hot residue pada exchanger 11-E-106 sampai 11-E-111 secara berturutan. Crude oil yang keluar dari preheat exchanger yang terakhir tekanannya masih cukup untuk menekankan terjadinya penguapan sehingga flow measurement dan control untuk delapan pass dari crude charge heater 11-F-101 masih memenuhi syarat sebagaimana mestinya. Crude oil mengalir melalui bagian conveksi dan radiant heater dimana sebagian sudah berupa vapor kemudian masuk ke flash zone dari main fractionator 11-C-101 untuk fraksinasi. Overheat stream dari 11-C-101 (terdiri dari off gas (C1-C4), nafta dan kerosene) mengalir ke overhead condensor 11-E-114 dan akan terjadi kondensasi di sini. Aqueous amonia dan corosion inhibitor diinjeksikan ke line overhead untuk mengurangi korosi. Overheat stream dari 11-E-114 sebagian besar terkondensasi kecuali inert gas dena sedikit hydrocarbon ringan dan akan terpisah di overhead accumulator 11-V-102. Gas yang terkondensasi dilewatkan offgas KO. Drum 11-V-103 dan kemudian ke 11-F-101 untuk dibakar di burner. Condensat dari overhead distilatS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

35


dipompakan ke stabilizer unit. Sour condensat dari 11-V-102 dipompakan ke Sour Water Stripper Unit. Light dan Heavy Gas Oil dikeluarkan dari 11-C-101 dengan level control sebagai side stream produk masuk ke stripper 11-C-102 dan 11-C-103, dimana fraksi ringannya akan distrip oleh stream. Stripping menggunakan low pressure steam yang sudah dipanaskan di bagian konveksi 11-F-101 menjadi superheated stream sebelum diinjeksi ke stripper. Light Gas Oil produk dipompakan dari 11C-102 dan digunakan sebagai pemanas crude di preheat train (11-E-101). Heavy Gas Oil produk dipompakan dari 11-E-102 dan juga digunakan sebagai pemanas crude di preheat train (11-E-108 dan 11-E-103) secara berurutan. Produk dialirkan ke Gas Oil Hydrotreater Unit. Campuran dari gas oil bisa juga dialirkan ke storage melalui pressure control sesudah didinginkan di gas oil trim cooler 11E-112. Residu di strip dengan di dalam bagian stripping bottom 11-C-101 dengan menggunakan superheated stripping steam. Residu kemudian dipompakan dari 11-C-101 dan digunakan untuk memanaskan crude di preheat train (11-E-111, 110, 107, 105 dan 103) secara berurutan. Normal operasi residue dialirkan ke Atmospheric Residue Hydrodemetallization Unit (ARHDM) dan ke Residue Catalytic Cracker Unit (RCC). Selain itu residu didinginkan dalam residue tempered water exchanger 11-E-115. Untuk mengambil panas dari 11-C-101 selain dengan overhead condensing system juga menggunakan tiga pump around stream, yaitu: a. Top pump around stream diambil dari tray no. 5 dari 11C-101 dan dipompakan ke crude preheat train (11-E-104) untuk memanaskan crude dan kemudian dikembalikan ke top tray. b. Mid pump around diambil dari tray no. 5 pada lokasi yang sama diambil lokasi light gas oil stram dan dipompakan ke splitter reboiler (11-E-104) di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer. Kemudian dialirkan ke crude preheat train (11-E-106) sebelum dikembalikan ke tray no. 5.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

36


c.

Bottom pump around stream diambil dari tray no. 5 pada

lokasi heavy gas oil stream dan dipompakan ke stabilizer reboiler (11-E-120) yang ada di seksi overhead fraksinasi dan stabilizer reboiler. Kemudian dialirkan ke crude preheat train (11-E-109) sebelum dikembalikan ke tray no. 22. Condensat overhead distilate ditampung di 11-V-102 selanjutnya dipanaskan dengan hot kerosene product dan stabilizer bottom (11-E-118 dan 119) secara berturut-turut sebelum dialirkan ke 11-C-104, setelah itu dikondensasikan di stabilizer condensor (11-E-121). Produk atas dimasukan ke stabilizer overhead drum (11-V-104). Liquid yang terkondensasi di 11-V-104 dipompakan kembali sebagai reflux dan produksi vapor dialirkan ke amine treating facilities dikontrol dengan pressure control. Stabilizer bottom dipanaskan kembali oleh bottom pump around (11-E-120). Bottom produk berupa naphta yang sudah stabil dan kerosene kemudian dialirkan ke splitter (11-C-105) dan diatur oleh level control sesudah memanaskan feed 11-C-104 di exchanger 11-E119. Overhead dari 11-C-105 dikondensasikan lagi dengan Finfan di splitter condensor (11-E-123) dan dimasukan ke splitter overhead drum (11-V-105). 11V-105 menampung naphta reflux dan naphta product, reflux dikembalikan ke 11C-105 dengan dikontrol oleh flow control dan naphta product dialirkan ke storage setelah didinginkan (11-E-124 dan 11-E-126). Splitter bottom (kerosene product) dipanaskan lagi dengan mid pump around (reboiler 11-E-122). Kerosene product didinginkan oleh feed 11-C-104 (exchanger 11-E-118) dan didinginkan lagi di exchanger 11-E-125 dan 11-E-127 setelah itu masuk ke clay treater untuk dijaga stabilitas warnanya kemudian produk kerosene masuk ke storage. 2.1.1.2. Unit 23: Amine Treatment Unit

Pada unit ini digunakan untuk mengolah sour gas serta untuk menghilangkan kandungan H2S yang terikut dalam sour gas. Proses yang dipakai adalah SHELL ADIP dengan menggunakan larutan MDEA (methyl diethanolS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

37


amine) sebagai larutan penyerap. Kadar larutan MDEA yang digunakan adalah 2 kgmol/m3. Pada unit ini diharapkan supaya kandungan H2S produk maksimal sebesar 50 ppm volume. Pada unit ini terdapat tiga alat utama, yaitu: 1. Off Gas Absorber Berfungsi untuk mengolah gas yang berasal dari CDU, AHU, GOHTU dan LCO HTU. Hasilnya dialirkan ke fuel gas system, dan dipakai sebagai umpan gas H2 plant. Kapasitasnya 18522 Nm3/jam. 2. RCC Unsaturated Gas Absorber Berfungsi untuk mengolah sour gas dari unit RCC yang kemudian dikirim ke fuel gas system sebagai bahan bakar kilang. Kapasitasnya 39252 Nm3/jam. 3. Amine Regenerator Befungsi untuk meregenerasi larutan amine yang telah digunakan pada kedua absorber di atas dengan kapasitas 100% gas yang yang keluar dari kedua menara. Spesifikasi produk keluar masing-masing menara adalah maksimal 50 ppm volume H2S. Sedangkan aliran prosesnya meliputi tiga seksi, yaitu: 1. 2. 3. Seksi Amine Regenerator. Seksi Absorber, yang terdiri atas seksi offgas absorber dan seksi RCC Seksi Amine Make-Up and Drain, yang terdiri dari alat pengisian/ make-

Unsaturated Gas Absorber. up larutan amine selama start-up dan untuk menampung larutan amine saat shutdown. Tahapan Proses: Umpan unit ini berasal dari off gas CDU (Unit 11), GOHTU (Unit 14), LCOHTU (Unit 21), beserta AHU (Unit 12 dan 13). Umpan dicampur menjadi satu, kemudian dilewatkan Exchanger (14-E-201) dengan menggunakan pendingin air. Kemudian ditampung dalam Vessel Gas KO Drum (14-V-101). Hasil bawah berupa HC drain yang dibuang ke flare. Hasil atas masuk ke Off Gas Absorber (14-C-201) dimana hasil atas berupa treated off gas yang akan dijadikanS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

38


fuel gas. Hasil bawahnya dicampur dengan hasil bawah RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105) dan RCC Unsaturated Gas KO Drum (16-V-107). RCC Unsaturated Gas Absorber mengolah off gas dari Lean Gas KO Drum, hasil atas treated off gas yang ditampung di (16-V-107). Off gas tersebut digunakan untuk fuel gas system dan sebagai umpan H2 Plant. Campuran dari sebagian treated off gas dari 16-V-107, hasil bawah Off gas Absorber (14-C-201) dan hasil bawah dari RCC Unsaturated Gas Absorber (16C-105) tersebut sebagian dilewatkan Rich Amine Filter (23-S-103) sebagian dibypass dan dicampur lagi. Kemudian dilewatkan Exchanger (23-E-102), disesuaikan dengan kondisi Regenerator (23-C-101). Reboiler pada regenerator menggunakan LP Steam. Produk cair reboiler dikembalikan ke dasar kolom regenerator, sedangkan uapnya juga dikembalikan juga dikembalikan ke regenerator, setingkat di atas cairannya. Hasil atas Regenerator (23-C-101) dilewatkan Kondensor (23-E-104), ditampung di Vessel (23-V-101). Cairan keluar vessel ditambah make up water, dipompa sebagai refluk. Uap dari vessel merupakan sour gas yang merupakan umpan Sulphur Plant. Hasil bawah regenerator dicampur dengan amine dari Amine Tank (23-T-101) yang dialirkan menggunakan Pompa (23-P-103). Campuran digunakan sebagai pemanas pada (23-E-102), dipompa menggunakan Pompa (23-P-101-A/B), sebagian dilewatkan Lean Amine Filter (23-S-101) dan Lean Amine Carbon Filter (23-S-102), hasil keluarannya dicampur kembali. Kemudian sebagian dilewatkan Exchanger (23-E-101), sebagian dibypass, kemudian masuk RCC Unsaturated Gas Absorber (16-C-105). 2.1.1.3. Unit 24: Sour Water Stripper Unit Unit ini berfungsi menghilangkan H2S dan amoniak yang terkandung dalam air sisa proses, agar air buangan bersifat ramah lingkungan. Pada unit ini terdiri dari 2 seksi, yaitu: 1. Seksi Sour Water Stripper (SWS)S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

39


Seksi ini terdiri atas 2 train yang perbedaanya didasarkan atas air buangan proses yang diolah, yaitu: Train 1: dengan kapasitas 67 m3/jam, yang berfungsi untuk mengolah air buangan proses yang berasal dari CDU, AHU, GO HTU dan LCO HTU. Train 2: dengan kapasitas 65,8 m3/jam, berfungsi untuk mengolah air buangan proses yang berasal dari RCC Complex. Selain itu, kedua train juga berfungsi untuk menghilangkan H2S dan NH3 yang ada dalam air sisa proses. Kemudian air tersebut disalurkan ke Effluent Treatment Facility atau diolah kembali di CDU dan AHU. Sedangkan gas yang mengandung H2S cukup tinggi (Sour Gas) di treatment di sulfur plant 2. Seksi Spent Caustic Treating. Seksi ini berfungsi untuk mengoksidasi komponen sulfur dalam larutan Spent Caustic dari beberapa unit operasi, untuk selanjutnya dinetralisir dengan menggunakan asam sulfat. Kapasitasnya 17,7 m3/hari. Dilihat dari sumber Spent Caustic yang diproses, seksi ini dapat dibedakan menjadi 2, yaitu: a. Spent Caustic yang rutin (routinous) dan non-rutin (interminent), yang berasal dari: LPG Trater Unit (LPGTR) Gasoline Treater Unit (GTR) Propilene Recovery Unit (PRU) Catalytic Condensation Unit (CCU) b. Spent Caustic yang merupakan regenerasi dari unit-unit: Gas Oil Hydrotreater (GOHTU) Light Oil Hydrotreater (LCOHTU) Komponen sulfur yang terdapat dalam Spent Caustic dapat berupa S2- atau HS. Reaksi yang terjadi:S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

40


2S2- + 2O2 + H2O 2HS- + 2O2S2O32- + O2 + 2OHTahapan Proses:

S2O32- + 2OH+ S2O32- + H2O 2SO42- + H2O

Selanjutnya Tiosulfat dioksidasi menjadi:

Sour water yang berasal dari CDU, AHU, LCO-HTU dan GO-HTU dicampur kemudian dimasukkan di surge drum (24-V-101), sebagian dimasukkan ke sour water tank bersama dengan sebagian sour water dari unit RCC. Dari surge drum dipompa dengan 24-P-101 A/B melalui preheat exchanger 24-E-101 dan 102 berturut-turut dan masuk ke H2S stripper (24-C-101) untuk dipisahkan antara H2S dan air yang masih mengandung NH3. Hasil atas berupa off gas kaya H2S dikirm ke sulphur plant untuk diolah lagi sulfurnya. Hasil bawah dikirim ke NH3 stripper (24-C-102), panas dari produk bawah ini dimanfaatkan untuk pemanas 24-E-101. Didalam NH3 stripper dipisahkan NH3 untuk menghasilkan treated water. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke incinerator untuk dibakar. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent Treatment Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water dimanfaatkan untuk memanaskan 24-E-101. Sour water dari unit RCC dimasukkan ke surge drum (24-V-201) kemudian dengan pompa 24-P-201 A/B dimasukkan ke prefilter (24-S-201 dan 202) untuk disaring kotoran dan gel yang terbentuk karena sour water dari RCC ini kaya akan kandungan olefin. Dari prefilter dilewatkan preheat exchanger (24-E-201) kemudian dimasukkan ke Sour Water Stripper (24-C-201) untuk dipisahkan treated water dan NH3. Hasil atas berupa off gas kaya NH3 yang dikirim ke incenerator. Hasil bawah berupa treated water yang dikirim ke Effluent Treatment Facility, CDU dan AHU, sebelumnya panas dari treated water dimanfaatkan untuk memanaskan 24-E-201. 2.1.1.4. Unit 25: Sulphur Plant


41


Pada unit ini digunakan untuk mengambil sulfur dari Off Gas Amine Treatment Unit dan dari H2S stripper train 1 di unit SWS. Unit ini terdiri dari unit Claus yang berfungsi untuk menghasilkan cairan sulfur yang kemudian diikuti oleh pembentukan serpihan sulfur, unit penyimpanan sulfur padat dan unit pembakaran untuk mengolah gas sisa dari unit Claus dan untuk membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari unit SWS. Kapasitas unit ini dirancang untuk menghasilkan sulfur 29,8 ton/hari. Pada unit ini terdiri dari lima seksi, yaitu: 1. 2. 3. 4. 5. Seksi Gas Umpan Seksi Dapur Reaksi dan Waste Heat Boiler Seksi Reaktor dan Sulfur Condensor Seksi Incinerator Seksi Sulfur Pit Tahapan Proses: Proses Claus terdiri dari 2 tahap, yaitu: 1. Thermal Recovery Pada tahap ini, gas asam dibakar di dalam furnance dengan pasokan udara sedemikian rupa hingga membakar sekitar 1/3 H2S serta hidrokarbon dan amonia yang terdapat dalam gas umpan. Senyawa SO2 yang terbentuk dari pembakaran akan bereaksi dengan senyawa H2S yang tidak terbakar menghasilkan senyawa sulfur. Produk pembakaran didinginkan di waste heat boiler dan thermal sulphur condenser. Panas yang diterima di waste heat boiler digunakan untuk membangkitkan kukus. Sekitar 60% lebih sulfur diperoleh pada tahap ini. 2. Catalytic Recoveries Setelah tahap thermal recovery dilanjutkan dengan 3 tahap catalytic recoveries. Tiap tahapnya terdiri dari reheat (reheater), catalytic conversion (converter), dan cooling with sulphur condensation. Sulfur mengalir keluar dari tiap kondensor ke sulphur pit dimana dilakukan proses deggased. Pada


42


unit ini sulfur yang berasal dari unit Claus yang berfasa cair diubah menjadi fasa padat dan dibentuk serpihan kemudian disimpan. Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses Claus adalah sebagai berikut: H2S + O2 SO2 + H2O (thermal) H2S + SO2 S + H2O (thermal dan catalyst) Pada Sulphur Plant terdapat incinerator yang berfungsi untuk membakar sulfur yang tersisa dari unit Claus, membakar gas-gas yang mengandung NH3 dari unit SWS dan membakar gas dari sulphur pit. 2.1.2. Naphtha Processing Unit (NPU) Seksi NPU atau dikenal juga sebagai Kilang Langit Biru Balongan mengolah bahan baku naphta menjadi gasoline dengan angka oktan tinggi. Seksi ini terdiri dari 3 unit, yaitu: Naphtha Hydrotreating Unit (Unit 31), Platforming Unit (Unit 32), Continuous Catalyst Regeneration (CCR) Unit (Unit 32) dan Penex Unit (Unit 33). 2.1.2.1. Unit 31: Naphtha Hydrotreating Unit (NTU)

Unit Naphtha Hydrotreating Process (NHDT) dengan fasilitas kode 31 didesain untuk mengolah nafta dengan kapasitas 52.000 BPSD atau (345 m3/jam) dari Straight Run Naphtha. Tabel 2-4 Analisis API Parafin Naften Aromatis Distillasi IBP 10% 30% 50% 70% 90% EP Spesifikasi Bahan Baku Naphta Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 63,4 61,8 62,2 53 28,2 36,2 9,6 10,8 54 72 86 102 121 147 180 54 71 84 99 118 147 180

Satuan % vol % vol % vol o C o C o C o C o C o C o C o C


43


Sulfur Nitrogen Fluoride Chloride Bromine Index Total Olefin Total Metal

ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat % vol ppb berat

10 max 2 max 0,5 max 0,5 max 0,1 max 0,1 max 40 max

10 max 2 max 0,5 max 0,5 max 0,1 max 0,1 max 40 max

Bahan yang digunakan sebagian besar diimpor dari beberapa Kilang PT PERTAMINA (Persero) dengan menggunakan kapal serta dari kilang sendiri, yaitu Crude Distillation Unit (unit 11). Unit NHDT merupakan proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2 yang terdapat dalam fraksi hidrokarbon. Selain itu berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama dari NHDT dapat disebut juga sebagai operasi pembersihan. Dengan demikian, unit ini sangat kritikal untuk operasi kilang unit selanjutnya (downstream).

Tahapan Proses: Unit ini terdiri dari 4 seksi,yaitu: 1. Seksi Oxygen Stripper 2. Seksi Reaktor 3. Seksi Naphta Stripper 4. Seksi Naphta Splitter Seksi Oxygen Stripper Feed naphta masuk ke unit NDHT dari tangki intermediet yaitu (42-T-107A/B/C) atau dari proses lainnya. Tangki tersebut harus dilengkapi dengan gas blanketing untuk mencegah O2 dalam yang terlarut dalam naphta khususnya feed dari tangki. Kandungan O2 dan olefin dalam feed dapat menyebabkan terjadinya polimerisasi olefin dalam tangki bila disimpan terlalu lama. Polimerisasi dapatS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

44


pula terjadi jika kombinasi feed reaktor yang keluar exchanger tidak dibersihkan sebelumnya. Hal ini mengakibatkan terjadinya fouling yang berakibat pada menurunnya efisiensi perpindahan panas. Keberadaan O2 juga dapat merugikan operasi Unit Platformer. Setiap campuran O2 yang tidak dihilangkan pada Unit Hydrotreater akan menjadi air pada Unit Platformer, yang mengakibatkan kesetimbangan air-klorida pada katalis platforming akan terganggu. Seksi reaktor mencakup antara lain: reaktor, separator, recycle gas compressor, sistem pemanas atau pendingin. Campuran sulfur dan nitrogen yang dapat meracuni katalis di Platforming Unit akan membentuk H2S dan NH3 di dalam reaktor yang selanjutnya dibuang ke seksi downstream. Recycle gas yang mengandung H2 dengan kemurnian tinggi disirkulasian oleh recycle gas compressor saat reaksi hydrotreating, dengan tekanan H2 pada kondisi atmosferis. Seksi naphta stripper didesain untuk memproduksi sweet naphta dan membuang gas H2S, air, hidrokarbon ringan, serta melepas H2 dari keluaran reaktor. Seksi naphta splitter didesain untuk memisahkan sweet naphta yang masuk menjadi 2 aliran, yaitu: light naphta yang dikirim langsung ke Penex Unit dan heavy naphta sebagai feed pada Platforming Unit. Tabel 2-5 Analisis C4 C5 nC6 Sikloheksan Benzen +C7 HCl Copper Lead Arsenic Water Total Sulfur Spesifikasi Produk Light Hydrotreated Naphta Satuan % vol % vol % vol % vol % vol % vol ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 1,56 3,24 70,55 62,43 8,06 8,99 9,60 max 9,36 max 5,48 max 7,15 max 2,82 max 2,83 max 0,5 max 6 max 10 max 1 max Jenuh pada temperatur desain 0,1 max


45


Total Nitrogen Fluoride Total Olefin Bromine Index Total Oksigen Tabel 2-6 Analisis API Parafin Naften Aromatis Distillasi IBP 10% 30% 50% 70% 90% EP Sulfur Nitrogen Fluoride Chloride Bromine Index Total Oksigen Total Metal 2.1.2.2.

ppm berat ppm berat % vol ppm berat

0,1 max 0,1 max 0,1 max 0,1 max 0,5 max

Spesifikasi Produk Heavy Hydrotreated Naphta Satuan % vol % vol % vol o C o C o C o C o C o C o C o C ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat ppm berat ppb berat Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 54,9 53,1 51,02 37,51 33,41 48,34 15,57 14,15 104 114 119 127 137 154 180 0,5 max 0,5 max 0,5 max 0,5 max 10 max 2 max 40 max 104 115 121 129 139 156 180

Unit 32: Platforming (PLT)

Unit Proses Platforming dengan fasilitas kode 32 didesain untuk memproses 29,000 BPSD (192 m3/jam) heavy hydrotreated naphtha yang diterima dari unit proses NHT (Facility Code 31). Tujuan unit proses platforming adalah untuk menghasilkan aromatik dari nafta dan parafin untuk digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor (motor fuel / gasoline) karena memiliki angka oktan yang tinggi (angka oktan minimum 98). Unit Platforming terdiri dari beberapa seksi:S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

46


1. 2. 3. 4.

Seksi Reaktor Seksi Net Gas Compressor Seksi Debutanizer Seksi Recovery Plus Tahapan Proses: Sebelum memasuki reaktor, heavy naphta (umpan) dari NHDT dipanasi

melalui beberapa heat exchanger dan furnance. Setelah itu umpan memasuki reaktor yang dipasang seri bersusun. Katalis platformer dari unit CCR dimasukkan ke dalam reaktor dari bagian atas. Katalis tersebut memiliki inti metal berupa platina dan inti asam berupa klorida, oleh karena itulah unit ini dinamakan platformer (dari kata platina). Reaksi yang berjalan di dalam reaktor adalah reaksi reforming, yaitu penataan ulang struktur molekul hidrokarbon dengan menggunakan panas dan katalis sehingga bersifat endoterm. Hasilnya diharapkan berupa senyawa aromatik atau naphtenik dari reforming parafin. Umpan masuk ke reaktor 1 (paling atas), kemudian keluarannya dipanaskan oleh furnance karena terjadi penurunan suhu akibat reaksi. Setelah itu masuk ke reaktor 2 dan terus berlanjut sampai reakor 3. Katalis yang keluar reaktor 3 di olah lagi di CCR. Gas buangan dari furnace dimanfaatkan untuk pembangkit steam. Hasil dari reaktor 3 digunakan untuk memanaskan umpan (32-E-101) dan pemanas pada (32-E-102), lalu dimasukkan ke separator untuk memisahkan fraksi gas (berupa H2, senyawa klorin dari katalis, off gas, dan fraksi LPG dari reaksi hydrocracking sebagai reaksi samping reforming dan fraksi naphta hasil reaksi. Hasil reaksi yang berupa gas dialirkan melalui kompresor, sebagian di gunakan untuk purge gas katalis (membersihkan hidrokarbon yang menempel pada permukaan katalis) sebelum dikirim ke unit CCR dan sebagian didinginkan. Fraksi gas yang terkondensasi dicampur dengan naphta dari reaktor pada vessel recovery. Fraksi gas yang tidak terkondensasi dicampur dengan gas dari CCR dan debutanizer kemudian diolah menjadi fuel gas, booster gas untuk CCR, dan hidrogen, akan tetapi sebelumnya dialirkan ke net gas chloride treatment dahuluS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

47


untuk menghilangkan kandungan klorida yang akan berbahaya jika berada dalam bentuk gas. Net gas (hidrogen, off gas, dan LPG) dari unit proses CCR Platforming sebagian digunakan untuk fuel gas. Sebagian lagi dipisahkan dengan sistem kompresor menjadi H2 untuk unit NHT dan Penex dan gas hidrokarbon (LPG dan offgas) untuk dikembalikan ke separator (32-V-101) atau dicampur dengan aliran naphta dari vessel recovery. Aliran campuran naphta dari vessel recovery diproses di debutanizer untuk memisahkan fraksi naphta dengan fraksi gas yang mengandung LPG. Sumber panas yang digunakan berasal dari heat exhanger dari sebagian bottom product yang dipanaskan. Top product didinginkan dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi airnya. Fraksi gas ringan dikembalikan ke net gas chloride treatment, fraksi LPG sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian diolah menjadi unstabillized LPG yang akan dikirim ke Penex dengan menghilangkan kandungan klorinnya terlebih dahulu, sedangkan fraksi airnya ke SWS. disimpan dalam tangki. Tabel 2-7 Analisis Liquid Density C2 C3 iC4 nC4 Lain-lain Spesifikasi Produk Unstabilize LPG Satuan Kg/m3 % vol % vol % vol % vol % vol Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 554 574 5,1 4,6 30,7 28,9 23,6 23,9 39,2 41,7 1,4 0,9 Bottom product sebagian lagi di gunakan untuk pemanas feed dan kemudian didinginkan untuk


48


Tabel 2-8 Analisis Liquid Density Berat Molekul Vapor Pressure Octane 2.1.2.3.

Spesifikasi Produk Reformate Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 818 823 107,1 108,3 0,13 0,13 98 98

Satuan Kg/m3 Kg/m3

Unit 32: Continuous Catalyst Regeneration (CCR)

Tugas unit CCR adalah untuk meregenerasi katalis yang telah terdeaktivasi akibat reaksi reforming pada seksi platforming. Dalam seksi reaksi tersebut, katalis reforming terdeaktivasi lebih cepat karena coke menutupi katalis dengan laju yang lebih cepat. Oleh sebab itu, pemulihan kembali aktivitas dan selektivitas katalis dalam seksi regenerasi katalis akan memastikan kontinuitas reaksi platforming. Dengan cara ini reaksi platforming akan tetap kontinyu beroperasi, sementara katalis diregenerasi secara kontinyu. Tahapan Proses: Dua fungsi utama CCR Cyclemax adalah sirkulasi dan regenerasi katalis dalam suatu sirkuit kontinyu yang berlangsung melalui 4 langkah seksi regeneasi, yaitu: 1. Pembakaran coke 2. Oksi-klorinasi 3. Pengeringan 4. Reduksi Kemudian katalis siap berfungsi pada reaksi platforming pada sirkuit berikutnya. Urutan logika tersebut dikendalikan oleh The Catalys Regenerator Control System. Katalis dari reaktor platformer di semprot dengan purge gas terlebih dahulu untuk membersihkan hidrokarbon yang menempel. Katalis yang masih panas dan banyak mengandung coke di kirim ke regenerator melalui hopper. Katalis tersebut


49


dikontakkan dengan udara panas sehingga terjadi pembakaran yang akan menghilangkan coke, reaksinya: C(s) + O2 CO2 (g) Setelah dibakar, katalis diklorinasi karena inti asamnya telah berkurang akibat reaksi. Kandungan air dihilangkan dengan dryer menggunakan udara panas agar tidak mengganggu proses. Setelah kering katalis didinginkan dengan udara dingin dan kemudian dibawa ke hopper untuk diangkut ke reaktor platformer secara fluidisasi udara melalui pipa. Selama proses banyak katalis yang rusak, salah satu sebabnya karena berbenturan dengan pipa dan dinding, untuk menjaga kestabilan sistem maka dilakukan make-up katalis di unit CCR ini. 2.1.2.4. Unit 33: Penex

Tujuan unit Penex adalah proses catalytic isomerization dari pentana, hexana dan campuran dari CCR Regeneration Process Unit. Reaksi yang terjadi menggunakan hidrogen pada tekanan atmosfer, dan berlangsung di fixed bed catalyst pada pengoperasian tertentu yang dapat mengarahkan proses isomerisasi dan meminimisasi proses hydrocracking. Proses ini sangat sederhana dan bebas hambatan. Pelaksanaannya pada tekanan rendah, temperatur rendah, LHSV yang tinggi, dan tekanan hidrogen parsial rendah. Tahapan Proses: Unit Penex terdiri dari 7 bagian utama sebagai berikut: 1. Sulfur Guard Bed 2. Liquid Feed and Make-up Gas Dryer 3. Reactors and Associate Heaters & Exchager 4. Product Stabilizer 5. Caustic Scruber and Spent Caustic Degassing Drum 6. LPG Stripper 7. Deisohexanizer Sulfur guard bertujuan untuk melindungi katalis dari sulfur yang terikut dalam liquid feed, walaupun sebagian besar sulfur telah dihilangkan di Unit NHT. Diharapkan agar kandungan sulfur berada di bawah level aman selama operasiS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

50


Hydrogen One Throught (HOT) Penex, dan sebagai jaminan jika Unit NHT mengalami gangguan yang mengakibatkan kandungan sulfur dalam feed cukup tinggi. Semua normal paraffin sebagai feedstock dan make-up hydrogen harus dikeringkan terlebih dahulu sebelum masuk reaktor. Kandungan air yang diijinkan adalah 0,01 ppm. Drier berfungsi sebagai alat untuk membersihkan/ menghilangkan air dari normal paraffin, karena air akan menganggu kapasitas dan bereaksi dengan inti asam katalis pada saat digunakan. Katalis yang digunakan pada Penex sama dengan katalis pada Platformer, hanya komposisinya yang berbeda. Seksi reaktor terdiri dari heat exchanger yang berfungsi untuk mengoptimalkan energi utilitas. Proses isomerisasi berlangsung dalam reaktor yang merubah normal parafin menjadi isoparafin dan sikloparafin dengan efisiensi sampai 100%. Untuk mengurangi kerugian akibat pemkaian katalis, katalis dapat diganti sebagian. Untuk tambahan dengan menaikkan LHSV seperti butiran katalis yang kecil, jumlah biaya kebutuhan katalis bisa dikurangi. Proses isomersasi dan benzen hidrogenasi bersifat eksotermis sehingga akan menaikkan temperatur reaktor. Oleh karena itu digunakan sistem 2 reaktor untuk mengontrol temperatur dan heat exchanger dengan pendingin cold feed. Sebagian besar isomerisasi berlangsung dengan kecepatan tinggi pada reaktor pertama dan sisanya temperatur rendah pada reaktor kedua, untuk menghindari reaksi balik. Sebagai promotor ditambahkan perchloride secara kontinyu yang akan terpecah menjadi HCl dalam jumlah yang sangat kecil. Produk reaktor dipisahkan dalam stabilizer. Keluaran reaktor disebut product (yaitu Penexate, yang mengandung iso dan siklo parafin) dicampur dengan unstabillized LPG dari Platformer dan dipisahkan fraksi gas dan fraksi naphta dengan product stabilizer. Produk gas keluar stabilizer sangat kecil karena pemilihan jenis katalis yang menghasilkan hydrocracking dari C5/C6 feed yang berubah. Komposisi produk gas stabilizer adalah sebagai berikut: Gas H2 yang tidak dipakai dalam reaktor.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

51


Gas-gas ringan (C1 C4) yang masuk bersama make-up gas dan yang timbul di dalam reaktor akibat proses hydrocracking. Gas HCl yang berasal dari perchloride yang kemudian dibersihkan dalam Caustic Scrubber. Setelah itu stabilizer gas didinginkan dan dipisahkan, fraksi gas ringan masuk

caustic scrubber untuk diolah sebelum ke refinery fuel gas system, sedangkan fraksi LPG dimurnikan di LPG stripper. Fraksi naphta menuju kolom deisohexanizer dan sebagian direfluks. Caustic scrubber sangat diperlukan untuk membersihkan hidrogen klorida (HCl) dalam fraksi gas yang akan masuk ke refinery fuel gas system. Material balance untuk scrubber ini menunjukkan 10% wt larutan caustic diturunkan hingga 2% wt yang dipakai untuk proses pemurnian, selanjutnya akan dibuang dan diganti setiap minggu kira-kira 104,3 m3. Teknik khusus dapat dikembangkan untuk penetralan dari caustic yang dipakai, dengan menginjeksikan sulfuric acid ke dalam aliran ini. LPG Stripper Top product di recycle ke stabilizer receiver untuk mengolah fraksi ringan dan meminimalkan LPG yang terikut. Bottom product sebagian direfluks dan sebagian lagi didinginkan menjadi produk LPG. Deisohexanizer Produk bawah stabilizer yang mengandung komponen berat di masukkan dalam kolom untuk di fraksinasi. Metil pentan dan n-heksan yang membuat angka oktan rendah ditarik dari kolom untuk direcycle bersama feed. Sedangkan hasil isomerisasi C5 dan C6 yang lainnya karena panas menuju bagian atas kolom kemudian dikondensasikan. Bagian bawah kolom (fraksi C7) yang bernilai oktan tinggi dialirkan dan digabung dengan produk atas yang telah dikondensasikan dan disimpan pada tangki. Angka oktannya bernilai > 82. Keberadaan fraksi C5 dikarenakan pertimbangan RVP dalam produk gasoline untuk penyalaan awal mesin.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

52


Tabel 2-9 Analisis Liquid Density Berat Molekul Vapor Pressure Octane

Spesifikasi Produk Isomerate Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 661 662 81,36 81,68 0,74 0,72 82,7 87,8 Spesifikasi Produk LPG Spesifikasi Lean Feed Case Rich Feed Case 547 547 52,9 52,98

Satuan Kg/m3 Kg/m3

Tabel 2-10 Analisis Liquid Density Berat Molekul 2.2. Satuan Kg/m3

Distillation & Hydrotreating Complex (DHC) Proses ini terdiri dari beberapa unit, yaitu ARHDM (Unit 12 dan Unit 13),

dan HTU yang terdiri dari Hydrogen Plant (Unit 22), GO HTU (Unit 14) dan LCO HTU (Unit 21) 2.2.1. Unit 12 & 13: Atmospheric Residue Hydrodemetalization Unit (ARHDM / AHU) Unit ini berfungsi untuk mengolah atmosferis residue yang berasal dari CDU yang masih mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium, serta Carbon (C) dalam jumlah yang tinggi, menjadi Hydrodemetalized Atmospheric Residue yang mengandung logam Nickel (Ni) dan Vanadium serta Carbon (C) dalam jumlah yang relatif kecil. Proses yang terjadi menggunakan katalis pada temperatur dan tekanan yang tinggi. Unit ini mempunyai kapasitas 58.000 BPSD (384 m 3/jam). Produk unit ini kemudian digunakan sebagai feed RCC Unit. Unit ini terdiri dari dua train yang diberi nomor 12 dan 13. Masing-masing train memiliki tiga buah reaktor, sedangkan fraksionator yang hanya satu digunakan bersama-sama. Tabel 2-11 Analisis Satuan Spesifikasi Bahan Baku ARHDM Spesifikasi Residu Atmosferis


53


Specific Gravity Boiling Point Carbon Residue Sulphur content Hydrogen content Nitrogen content Vanadium Nikel Natrium Viscosity (50 oC) Asphalteness Wax content Neutralization number

C % wt % wt % wt % wt

o

cSt % wt % wt mg KOH/gr

Duri 0,952 370 9,8 0,24 12,06 0,422 2 43 1 1380 0,5 18,5 0,68

Minas 0,896 370 4,9 0,12 13,3 0,182 2 15 1 82,3 0,85 42 0,05

Campuran 0,943 370 9,1 0,22 12,24 0,387 2 39 1 819 0,55 22 0,59

Produk yang dihasilkan unit ini berupa: Off gas Naphta : 170.500 Nm3/jam : 900 Nm3/jam

Kerosene : 2.500 Nm3/jam Gasoil : 5.900 Nm3/jam : 50.300 Nm3/jam Range 2 max

Demetallized Atmospheric Residue (DMAR) Tabel 2-12 Analisis Satuan % wt

Spesifikasi Produk off gas ARHDM

C5+


54


Tabel 2-13 Analisis Boiling Point RVP Copper Strip Corrosion Colour Merchaptan Sulphur Existent Gum Induction Periode Tabel 2-14 Analisis Boiling Point Flash Point TAG Copper Strip Corrosion Colour Water content Smoke Point Tabel 2-15

Spesifikasi Produk Hydrocracked Naphta Satuan o C psi 3 hr/50 oC % wt mg/100 ml min Range 145 9 max 1 max Stabil 0,0015 max 4 max 240

Spesifikasi Produk Hydrocracked Kerosene Satuan o C o C 3 hr/50 oC Range 145 40,5 min 1 max Stabil Free 17 min

Spesifikasi Produk Hydrocracked Gas Oil Satuan o C o C o C % wt o C Range 240 370 80 min 350 max 0,1 max 15 min

Analisis Boiling Point Flash Point PMCC ASTM D 90 % vol Corrosion Carbon Distilation gap between 95 % vol kerosene and 5 % vol gas oil


55


Tabel 2-16

Spesifikasi Produk Hydrodemetalized Atmospheric Residue Satuan o C ppm wt % wt Range 240 370 20 3,5

Analisis Boiling Point Metal (Ni + V) Micro Carbon Residue Reaksi-reaksi yang terjadi: 1. Carbon Residue Removal

Micro Carbon Residue (MCR) merupakan bagian dari residue yang berbentuk padat apabila dipanaskan dengan temperatur tinggi tanpa adanya hidrogen. Tahapan pengambilan MCR adalah: a. b. c. Penjenuhan cincin Polyaromatic dengan hydrogen Pemecahan cincin jenuh polyaromatic Konversi molekul-molekul besar menjadi molekul-molekul

yang lebih kecil. Dengan menggunakan hidrogen, akan terjadi pemecahan reaksi polimerisasi yang akan menyebabkan terbentuknya coke. Sebagai hasilnya adalah produk yang mengandung sedikit molekul-molekul besar dimana hal ini akan menghasilkan rendahnya konsentrasi MCR dalam produk. 2. Hydrodemetalization Kandungan nikel adalah yang terbanyak disamping vanadium merupakan metal utama dalam campuran residu dari Minas dan Duri. Pada reaksi ini terjadi dua tahapan, yaitu: a. b. 3. Initial Reversible Hydrogenation (Reaksi Hydrogenasi) Terminal Hydrogenolisis dari Ikatan Metal Hydrogen Hydrodenitrogenasi

Nitrogen secara parsial diambil dari bahan baku dengan hidrogenasi membentuk amonia dan hidrokarbon. Amoniak diambil dari reaktor effluent, sehingga hanya hidrokarbon yang tertinggal dalam produk. 4. HydrocrackingS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

56


Merupakan proses pemecahan dari molekul hydrocarbon dengan boiling range yang tinggi menjadi molekul dengan boiling range rendah, terjadi hampir pada semua proses dengan lingkungan hydrogen yang berlebih. Contoh reaksi pemecahan: R(CH2 )3CH3 + H2 5. Hydrodesulfurization CH3CH2CH3 + RH3

Pada proses ini bahan baku mengalami proses desulfurisasi, yaitu hydrogenasi dari komponen yang mengandung sulfur membentuk hidrokarbon dan H2S. Kemudian H2S diambil dari reaktor effluent sehingga hanya hidrokarbon yang terdapat dalam produk minyak. 6. 7. Hydrogenasi dari Aromate Olefin Hydrogenation Unit ARHDM mempunyai 2 reaktor paralel, modul 12 dan modul 13, masing-masing dilengkapi dengan reaktor secara seri. Modul-modul tersebut dirancang dimana modul dapat beroperasi sendiri-sendiri. Tahapan Proses: Secara umum, proses pengolahan di unit ARHDM terbagi dalam lima seksi, yaitu: 1. 2. 3. 4. 5. Seksi feed atau umpan Seksi reaksi Seksi pendinginan dan pemisahan produk reaktor Seksi recycle gas Seksi fraksionasi Seksi ini menangani pemanasan awal dan penyaringan kotoran umpan dengan filter sebelum dialirkan ke Feed Surge Drum. Umpan atmospheric residue (AR) dapat langsung dialirkan dari CDU atau tangki 42-T-104 AB (cold AR). Setelah kedua jenis umpan digabungkan dan dipanaskan, umpan kemudian dialirkan melalui feed filter untuk menyaring padatan yang menyebabkan deposit pada top katalis reaktor pertama.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

Seksi Feed atau Umpan

57


Setelah disaring, umpan dialirkan ke Filtered Feed Surge Drum 12-V-501 yang dilapisi atau dilindungi dengan nitrogen. Sebelum direaksikan, umpan akan dipanaskan kembali ke tungku kemudian dialirkan secara paralel ke unit 12 dan 13. Seksi Reaksi Unit 12 dan 13 masing-masing terdiri atas tiga reaktor utama yang disusun secara seri dengan spesifikasi yang sama. Pada reaktor ini terjadi reaksi hydrotreating yang bersifat eksotermis, sehingga temperatur residue dan gas naik saat bereaksi. Untuk mengatur kenaikan temperatur dan mengontrol kecepatan reaksi, maka diinjeksikan Cold Quench Recycle Gas pada reaktor. Seksi Pendinginan dan Pemisahan Produk Reaktor Pendinginan pertama dilakukan di exchanger (13-E-101-A/B) dimana effluent reaktor diambil sebagian panasnya dengan Combined Feed Reactor. Effluent Feed selanjutnya dialirkan ke Hot High Pressure Separator (HHPS). Fungsinya adalah untuk mengambil Residue Oil dari effluent reaktor sebelum didinginkan, karena mengandung endapan Ammonium Bisulfide yang dapat menyumbat exchanger di Effluent Vapor Cooling Train. Pada suhu 370 oC, residu sudah mempunyai cukup panas untuk dapat memisahkan naphta, kerosene, dan produk gasoil pada atmospheric fractionator. Aliran liquid panas dari HHPS dimasukkan ke dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS). Uap yang terpisah dari HHPS ini banyak mengandung H2, NH3, CH4, gas ringan hidrokarbon dan liquid hidrokarbon lainnya. Uap tersebut kemudian didinginkan dengan HE, dimana sebaigan panas ditransfer ke combined feed reaktor. Kemudian campuran uap tersebut dialirkan ke Effluent Air Cooler. Dua hal yang harus diperhatikan dalam sistem Effluent Vapor Cooling adalah kebuntuan dan korosi. Ada empat area yang berpotensi terjadinya kebuntuan dan korosi selama pendinginan, yaitu: 1. Chlorida dengan konsentrasi yang kecil ditambahkan dengan adanya ammonia akan membentuk ammonia chlorida solid yang terbentuk pada suhu di bawah 2000C. Solid ini akan membentuk deposit pada tube-tube exchanger,S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

58


menyebabkan buntu dan mengurangi perpindahan panas. Untuk mengurangi kemungkinan terjadinya kebuntuan dan korosi, maka kandungan chlorida dalam air dibatasi hingga maksimal 12 ppm. 2. Ammonia dengan konsentrasi yang kecil dengan adanya H2S akan membentuk solid ammonium bisulfida pada temperatur di bawah 1500C. Solid ini akan membentuk deposit pada tube exchanger. 3. 4. Adanya ion cyanida sedikit sekali berpengaruh terhadap terjadinya Produksi korosi dari H2S dan ion sulfida akan membentuk scale lunak korosi pada tube exchanger. pada tube dan pipa exchanger. Untuk mengatasi problem di atas, maka diinjeksikan kondensat dari larutan polysulfida masuk dalam aliran uap. Kondensat yang diinjeksikan pada aliran uap dapat melarutkan ammonium chlorida dan ammonium bisulfida, sehingga depositdeposit garam pada tube exchanger dapat dibatasi. Sulfur bebas dalam larutan polysulfida yang diinjeksikan akan bereaksi dengan ion cyanate yang bersifat non korosif, sementara senyawa polysulfida sendiri akan mendorong terbentuknya lapisan keras pada tube yang melekat melindungi metal dari korosi selanjutnya. Setelah didinginkan uap dari HHPS 12-V-101 masuk Cold High Pressure Separator (CHPS) 12-V-102. Recycle gas yang kaya hidrogen terpisah dari minyak dan air, kemudian keluar dari separator drum dan sebagian masuk ke Recycle Gas Compressor 13-K-101 sementara sebagian yang lain dialirkan ke Hydrogen Membrane Separator Unit untuk memisahkan recycle gas, CHPS ini juga ditujukan untuk memisahkan air dan minyak. Sesudah meninggalkan CHPS 12-V-102 air mengalir ke CLPS 12-V-503. Cold Low Pressure Separator (CLPS) dirancang untuk memisahkan air dan minyak, karena sejumlah minyak dan air tidak terpisah secara keseluruhan dalam CHPS. Air yang terkumpul di bagian bawah separator dialirkan ke unit Sour Water Stripper (SWS), sementara minyaknya dipanaskan terlebih dahulu dengan HE sebelum dialirkan ke Atmospheric Fractionator 12-C-531.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

59


Liquid dari bottom HHPS di-flash di dalam Hot Low Pressure Separator (HLPS).Uap yang kaya H2 dipisahkan untuk recovery dan produk minyak berat digabung dengan produk HLPS modul 13, kemudian dialirkan ke Fractionator. Flash gas dari HLPS modul 12 dan 13 didinginkan dengan exchanger dan air cooler sebelum di-flash di Cold low Pressure Drum (CLPFD). Flash gas dari CLPFD yang kaya akan H2 dialirkan ke make up gas compressor untuk dikompresi dan dikembalikan ke unit ARDHM. Liquid ringan di-flash kembali bersama dengan liquid dari CHPS ke CLPS. Seksi Recycle Gas Aliran yang kaya H2 dari CHPS dikembalikan ke reaktor dengan Recycle Gas Compressor 13-K-101, sehingga sirkulasi gas tekanan tinggi dapat dipertahankan. Vapor dari CHPS terbagi dua, sebagian dialirkan ke Recycle Gas Compressor Suction dan sebagian lagi dialirkan ke Membrane Separation Unit 12-V-501. Aliran ke membran unit diperlukan untuk mempertahankan kemurnian H2 yang tinggi dalam recycle gas. Jika kemurnian H2 turun di bawah 88,8 % vol H2, aliran ke Membran Separation Unit harus ditambah hingga target kemurnian H2 tercapai. Membran Separation Unit ini mampu meningkatkan kemurnian H2 hingga 90 %. Recycle Gas dari keluaran kompressor dibagi dalam dua aliran, sebagian dialirkan sebagai aliran feed menuju reaktor, sementara sebagian lagi sebagai aliran Charge Gas yang bergabung dengan umpan reaktor sebelum dipanaskan dalam tungku. Bila aliran umpan reaktor di atas 1292 m3/jam per unit, maka aliran gas recycle minimum adalah 850 Nm3/m3 umpan reaktor. Namun bagaimanapun juga, jumlah aliran recycle gas tidak boleh melebihi 183.700 Nm3/jam karena problem korosi pada Tube Effluent Air Cooler 12-E-105. Seksi Fraksinasi Seksi fraksinator memisahkan produk ARHDM menjadi naphta, kerosene, diesel dan hydrodemetallized AR. Produk-produk ini diperoleh denganS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

60


atmospheric fractinator dengan dua buah stripper. Sebelum ke tangki produk, naphta dimurnikan di stabillizer 12-C-509 A/B dan kerosene dalam Clay Treater. Atmospheric Fractinator terdiri dari 2 seksi, yaitu: Seksi atas, dengan diameter 3,2 m dan 32 tray Seksi bawah, dengan dimeter 3,66 m dan 51 tray

Jarak antar tray di kedua seksi masing masing 610 mm. Produk Heavy Oil dari HPLS masuk ke fraksionator pada tray 33. Cold feed dari CPLS masuk ke fraksionator pada tray 28 (tray di atas flash zone). Pada seksi bawah fraksionator diinjeksikan sripping steam yang telah dipanaskan lebih lanjut (superheated steam) di seksi konveksi pada furnace. Produk dari Atmospheric Fractinator adalah: Sour gas Unstabillized naphta Kerosene Gas Oil RCC Feed Overhead vapor dari fractinator, yang berupa campuran steam dan uap hidrokarbon, sebagian terkondensasi dalam Fractinator Overhead Air Cooler. Campuran uap dan cairan ini dialirkan ke Overhead Accumulator. Uap dari air cooler dinaikkan tekanannya dengan off gas compressor. Kompressor ini mempunyai dua tahap dimana outlet kompressor tahap pertama didinginkan pada interstage cooler dan cairan kondensat dipisahkan dalam interstage KO drum, kemudian vapor dikompresikan ke kompressor tahap kedua. Unstabillized naphta dari Overhead Accumulator dicampur dengan aliran vapor yang sudah dikompresikan. Aliran dua fase ini kemudian didinginkan dalam cooler. Unstabillized naphta, sour water dan net off gas dipisahkan dalam sour gas separator, off gas dialirkan ke fuel treating, sedangkan unstabillized naphta kemudian didinginkan lalu dikirim ke tangki penyimpanan produk.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

61


Feed untuk Gasoil Stripper diambil dari tray ke-24 fraksinator dan di refluks ke tray 22. Produk gasoil yang keluar dari stripper dibagi menjadi dua, sebagian dikirim langsung ke GOHTU dan yang sebagian didingikan terlebih dahulu baru kemudian dikirimkan ke tangki produk. Kerosene dialirkan sebagai down comer pada tray ke-10 fraksinator, kemuadian dipanaskan kembali dengan Bottom Fraksinator Stripper Vapor pada Kerosene Sidecut Stripper untuk direfluks pada tray ke-9. Selanjutnya produk kerosene dari stripper diproses dalam Clay Treater untuk memperbaiki kestabilan warna sebelum dikirim ke tangki produk. Bottom fractinator yang menghasilkan DMAR dipompa dan dibagi menjadi dua aliran, yaitu: 1. 2. Aliran terbanyak digunakan untuk memanasi umpan dingin fraktinator Aliran yang sedikit digunakan untuk memanaskan Kerosene Stripper dan selanjutnya memanasi AR yang akan masuk Feed Filter. Reboiler. Kedua aliran di atas digabung dan dapat langsung dikirim ke unit RCC atau didinginkan lebih lanjut sebelum dialirkan ke tangki. Sebagian aliran bottom fraksinator pada down stream digunakan sebagai backwash pada Feed Filter kemudian bergabung kembali dengan aliran produk DMAR ke RCC dan tangki. 2.2.2. Hydro Treating Unit (HTU). 2.2.2.1. Unit 22: H2 Plant Hydrogen Plant (Unit 22) merupakan unit yang dirancang untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian 99% sebesar 76 MMSFSD (Million Metric Standart Cubic Feet per Day) dengan feed dan kapasitas sesuai desain. Pabrik ini dirancang dengan feed dari Refinery Off Gas dan natural gas. Fungsi utama dari unit ini adalah untuk mengurangi atau menghilangkan impurities yang terbawa bersama minyak bumi atau fraksi-fraksinya dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari hydrogen plant.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

62


Kandungan impurities yang dimiliki minyak mentah relatif cukup tinggi, antara lain: nitrogen, senyawa sulfur organik, dan senyawa-senyawa metal. Produk gas hidrogen dari Hydrogen Plant digunakan untuk memenuhi kebutuhan di unit AHU, LCO Hydrotreater unit, dan Gas Oil Hydrotreater Unit. Tabel 2-17 Analisis H2 N2 H2O CO2 CH4 C2H6 C3H6 C3H8 C4H8 iC4H10 nC4H10 C5+ H2S Spesifikasi Bahan Baku Hydrogen Plant Satuan % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol ppm vol Spesifikasi Refinery Off Gas Natural Gas 45,33 2,98 0,86 0,62 1,19 24,74 79,45 8,49 6 8,7 2,5 6,15 2,61 50 6,79 1,16 1,57 0,82 50

Unit ini mempunyai 7 seksi aliran proses, yaitu: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Feed Gas Supply Desulphurizer Steam Reforming High Temperature Shift Converter dan Waste Heat Recovery. Proses pemurnian kondensat. Pressure Swing Adsorber. Pendingin Produk. Pada dasarnya, proses melalui 3 tahapan, yaitu: Pemurnian umpan Pembentukan H2 Pemurnian H2S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

Tahapan Proses:

63


Hidrogenasi dan Desulfurisasi Tujuan dari proses ini untuk menghilangkan kandungan sulfur dalam feed gas, sehingga kadar sulfur masuk reformer sesuai dengan batas yang diijinkan (0,2 ppm max). Hal ini dilakukan karena sulfur merupakan racun bagi katalis di reformer. Umpan hidrokarbon masuk ke Reaktor Hidrogenasi (22-R-101) untuk mengkonversi sebagian senyawa merkaptan (RSH) dan COS menjadi H2S, dengan reaksi sebagai berikut: COS + H2 RSH + H2 reaksi sebagai berikut: H2S + ZnO ZnS + H2O Umpan hidrokarbon bebas sulfur kemudian dicampur dengan High Pressure Steam melewati Fow Ratio Control dengan rasio tertentu, kemudian dialirkan menuju reformer. Steam Reforming Bertujuan mereaksikan gas hidrokarbon dengan steam menjadi H2, CO, dan CO2. Produksi bergantung pada kecepatan feed masuk reformer dan konversi yang dicapai. Feed masuk tube katalis di dalam reformer, sehingga terjadi reaksi reforming yang bersifat endotermis. Produk keluar reformer pada suhu 850 oC dan dialirkan melalui Reformer Waste Heat Boiler (22-WHB-101) sehingga suhu syngas (gas sintetis) menjadi 375 oC. Minimasi sisa metan yang tidak bereaksi dilakukan dengan suhu reaksi yang tinggi. Suhu pembakaran bahan bakar di seksi radiasi di dalam reformer harus cukup tinggi untuk menjaga ketersediaan panas pada reaksi reforming yang bersifat endotermis. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut: CH4 + H2O CO + H2O CO + 3H2 CO2 + H2 CO + H2S RH + H2S

Kemudian H2S diserap dalam Sulfur Adsorber (22-R-102-A/B), dengan


64


Pemurnian Hidrogen Pemurnian hidrogen dilakukan dalam 2 tahap: High Temperature Shift Converter (HTSC) Bertujuan mengubah CO menjadi CO2 dengan reaksi: CO + H2O CO2 + H2 Pressure Swing Adsorption (PSA) Setelah bereaksi di HTSC, feed didinginkan dan kondensat dalam feed gas dipisahkan di Raw Gas KO Drum sebelum masuk ke Unit PSA. Unit PSA didesain untuk memurnikan gas hidrogen secara kontinyu. Aliran gas keluar PSA terdiri dari H2 murni bertekanan tinggi dan tail gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah. Adsorber beroperasi secara bergantian antara adsorpsi dan regenerasi. Adsorber Feed gas mengalir melalui adsorber dari bawah ke atas. Impurities (air, hidrokarbon, CO2, CO, dan N2) akan diadsorpsi secara selektif. H2 dengan kemurnian tinggi akan mengalir ke line produk. Regenerator Proses ini meliputi 4 tahap, yaitu: 1. Penurunan tekanan 2. Penurunan tekanan lanjut, dengan membuat tekanan ke arah berlawanan dengan feed 3. Purging H2 murni (melepas impurities) 4. Menaikkan tekanan menuju tekanan adsorpsi Kemudian produk H2 dari adsorber disaring dalam Product Filter (22-S102) sehingga padatan yang terikut dalam gas akan tertahan. Kemudian H2 didinginkan sampai suhu 40 oC oleh Product Cooler (22-E-106) sebelum disalurkan ke unit lain. Tabel 2-18 Analisis H2 Spesifikasi Produk Hydrogen Plant Satuan % mol Range 99,9 min


65


CO N2 CH4 2.2.2.2. korosif

ppm mol ppm mol ppm mol Unit 14: Gas Oil Hydrotreating Unit (GOHTU)

70 max 1000 max 25 min

Unit ini berfungsi untuk mengolah gas oil yang tidak stabil dan bersifat (yang mengandung sulfur dan nitrogen) dengan bantuan katalis dan hidrogen agar dapat menjadi gas oil yang memenuhi spesifikasi pasar dengan kapasitas 32.000 BPSD (212 m3/jam). Feed untuk GO HTU diperoleh dari DTU dan AHU. Tabel 2-19 Analisis Specific Gravity 15/4 Boiling Point Total Sulphur content Nitrogen content Flash Point Cetane Index Viscosity (50 oC) Pour Point Conradson Carbon Residue Acidity Colour Spesifikasi Bahan Baku GOHTU (Straight Run) LGO Duri 0,88 240 330 0,12 100 90 min 39 3,3 -39,5 0,001 1,6 unstabil Spesifikasi Straight Run LGO Minas HGO Duri 0,822 0,906 240 330 330 370 0,036 0,24 15 530 90 min 90 min 58 40 2,6 9,5 -5 min 2 0,002 0,003 0,02 unstabil 1,6 unstabil HGO Minas 0,839 330 370 0,07 175 90 min 61 5,2 26 0,002 0,02 slightly & unstabil

Satuan C % wt ppm wt o C cSt o C % wt mg KOH/gro

Tabel 2-20 Analisis Specific Gravity 15/4 Boiling Point Total Sulphur content Nitrogen content Flash Point Cetane Index Viscosity (50 oC) Pour Point

Spesifikasi Bahan Baku GOHTU (Hydrocracked) Satuan C % wt ppm wt o C cSt o Co

Spesifikasi Hydrocracked Gas Oil from start of run from end of run 0,886 0,884 240 370 240 370 45 50 265 310 108 107 42 43 4,2 4,2 6 6


66


Conradson Residue Acidity Colour

Carbon

% wt mg KOH/gr

0,02 0 unstabil

0,02 0 Unstabil

Katalis yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum dan cobalt/molybdenum di dalam alumina base yang berbentuk bulat atau extrude. Make up hydrogen akan disuplai dari Hydrogen Plant yang telah diolah sebelumnya oleh steam methane reformer dan Pressure Swing Adsorption (PSA). Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 5 seksi, yaitu: 1. 2. 3. 4. 5. Seksi Feed Gas Oil Seksi Reaktor Seksi Make Up Compressor Seksi Recycle Gas Compressor Seksi Fraksinasi

Tahapan Proses: Seksi Feed Feed GO HTU yang berasal dari ARHDM, CDU dan storage dialirkan melalui feed filter (14-S-101) untuk menghilangkan partikel padat yang lebih besar dari 25 mikron, kemudian masuk ke feed surge drum (14-V-101). Air yang terbawa oleh feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum, sedangkan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terikut ke suction pompa feed kemudian dialirkan ke Sour Water Stripper. Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai pressure balance section dari reaktor charge pump. Hal ini dilakukan untuk mencegah tercampurnya feed dengan udara. Gas oil dari surge drum dipompa oleh pompa (14-P-102) bersama dengan recycle gas hidrogen ke combined feed exchanger (14-E-101), sebagian feed bypass (14-E-101) langsung masuk ke inlet effluent reaktor yang sebelumnya masuk ke heat exchanger kedua. Setelah keluar dari heat exchanger kedua, feedS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

67


diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (14-P-103). Selama start up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (14-C-101). Seksi Reaktor Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di dalam combined feed exchanger (14-E-101), kemudian sebagian campuran GO dan H2 bergabung dan langsung ke charge heater (14-F-101) dan dipanaskan sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk di bagian atas reaktor (14-R-101) dan didistribusikan dengan merata diatas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray. Di dalam reaktor, sulfur dan nitrogen dihilangkan dari gas oil melalui reaksi hidrogenasi dengan bantuan katalis. Karena reaksinya bersifat eksotermis, maka temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh combined feed exchanger untuk memanaskan feed. Dalam reaktor juga terjadi reaksi penjenuhan sebagian fraksi gas oil yang tidak jenuh. Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk dengan menggunakan kondensor (14-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank, kemudian didistribusikan secara merata. Sebelumnya, air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor sebelum masuk ke heat exchanger ini. Setelah didinginkan, effluent reaktor lalu masuk ke dalam product separator (14-V-102) melalui distributor inlet, dimana hidrokarbon dapat terpisah dengan sendirinya.Wire mesh blanket demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas, fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon. Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed. Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke SWS Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3. Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (14-V-105). Fraksi gas yang terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (14-V-102) masukS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

68


ke interstage cooler (14-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke makeup gas interstage drum (14-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak menuju kolom stripper (14-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari separator (14-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi (14-C-102) di heat exchanger (14-E-104) sebelum memasuki stripper (14-C-101). Seksi Recycle Gas Compressor Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (14-V-102) masuk ke recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor. Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak dari separator (14-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor. Seksi Make-Up Compressor Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure separator (14-V-102). Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (14-V-104) bergabung dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (14-V-102) yang sebelumnya telah didinginkan oleh interstage cooler (14-E-103), kemudian masuk ke make up kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (14-E103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu, dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua.S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

69


Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju combined feed exchanger dan bed kedua reaktor. Seksi Fraksinasi Seksi ini betujuan untuk memisahkan wild naphta/heavy naphta yang masih terbawa oleh gas oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi minyak yang berasal dari produk separator (14-V-102) dikirim ke high pressure stripper (14-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari 15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (14-C-101) dipanasi oleh produk bawah dari fraksionator (14-C-102), di dalam high pressure stripper feed exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur tinggi. High pressure stripper (14-C-101) dilengkapi dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (14-C-102). Vapour yang keluar dari (14-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui pompa (14-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh high pressure stripper condenssor (14-E-105) dan dikirim ke high pressure stripper receiver (14-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (14-C-101) dan sebelumnya masuk (14-E104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (14-P-104). Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi disirkulasi ke (14-V-106). Air yang terpisah dalam (14-V-106), dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (14-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (14-E102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (14-V-106) untuk menjaga minimum aliran pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (14-V-102).S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

70


Liquid yang telah bebas dari H2S keluar dari bottom (14-C-101) yang terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke preheater product fraksinator (14-F-102). Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan dalam produk fraksinator condensor (14-E-106) dengan pendingin fan. Lalu masuk ke produk fraksinator receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompa dengan (14-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (14-E108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air dipompakan dengan menggunakan combined water pump (14-P-102) menuju suction pump (14-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (14-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (14-V-109) dan dipompakan ke suction (14-P-107) dengan menggunakan pompa make-up (14-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (14-V-107), maka untuk mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan memasukkan fuel gas ke dalam (14-V-107). Produk bottom fraksinator berupa hydrotreating GO dipompakan dengan (14-P-106) ke heat exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass dan net GO cooler (14-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (14-S-102) untuk memisahkan air yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi garam (salt dryer) di (14-V-108). Air dan keluaran dari terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment. (14-S-101) yang


71


Tabel 2-21 Analisis Specific Gravity 15/4 Cetane Index Flash Point Colour Water content Sediment Ash content Conradson Carbon Residue Acid Number Viscosity 100 oF Pour Point Sulphur content 2.2.2.3.

Spesifikasi Produk Hydrotreated Gas Oil Satuano

C

% vol % wt % wt % wt mg KOH/gr F % wto

Range 0,82 0,87 48 min 80 min 3 max 0,05 max 0,01 max 0,01 max 0,1 max 0,6 1,6 5,8 65 max 0,5 max

Unit 21: Light Cycle Oil (LCOHTU)

Unit ini mengolah LCO yang berasal dari RCC yang masih mengandung banyak senyawa organik, seperti sulfur dan nitrogen, agar kandungan senyawa tersebut dalam umpan berkurang, namun tanpa adanya perubahan boiling point range gas produk yang dihasilkan sesuai dengan spesifikasi pasar. Aliran proses pada unit ini dibagi menjadi 2 seksi, yaitu: 1. Seksi Reaktor Pada seksi ini terjadi reaksi antara Feed LCO ex RCC dengan katalis dan hidrogen. 2. Seksi Fraksinasi. Seksi ini berfungsi untuk memisahkan LCO hasil reaksi produk lain, seperti off gas, wild naphta dan hydrotreated light cycle oil. Distribusi feed dan produk yang diolah dari unit LCO HTU ini meliputi: a. b. Feed stock LCO diperoleh dari RCC Complex Katalis hydrotreating UOP mengandung oksida nickel/molybdenum

(S-12) dan cobalt/molybdenum (S-19 M) di dalam alumina base dan dibuat berbentuk bulat atau extrude. c. Make up hydrogen di suplay dari H2 plant Produk LCO HTU berupa:S1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

72


LCO yang telah diproses akan dikirim ke tangki produk dan siap untuk dipasarkan Hydrotreated LCO dapat digunakan langsung sebagai bahan untuk mencampur solar tanpa harus diolah lebih lanjut. Offgas dikirim ke refinery fuel gas system Wild naphta dikirim ke unit CDU atau RCC untuk diproses lebih lanjut. Tahapan Proses:

Seksi Feed Feed LCO HTU berasal dari unit RCC dan storage dimasukkan ke dalam feed surge drum (21-V-101). Untuk menghilangkan pertikel padat yang lebih besar dari 25 micron, LCO dimasukkan ke feed filter (21-S-101) kemudian ke feed surge drum. Air yang terbawa feed dari tangki akan terpisah di bottom feed surge drum dan yang tidak terpisah ditahan oleh wire mesh blanket agar tidak terbawa ke suction pump feed. Selanjutnya air dialirkan ke SWS. Tekanan fuel gas dalam drum ini diatur oleh split range sebagai penyeimbang tekanan suction dari reaktor charge pump dan mencegah feed tercampur udara. LCO dari surge drum dipompa oleh pompa (21-P-102) bersama dengan recycle gas hydrogen ke combined feed exchanger (21-E-101). Sebagian feed dibypass (21-E-101) langsung ke inlet effluent reactor sebelum masuk ke heat exchanger kedua. Keluaran dari heat exchanger kedua diinjeksikan air yang berasal dari wash water pump (21-P-103). Selama start-up, feed dapat langsung dialirkan ke high pressure stripper (21-C-101). Seksi Reaktor Feed dan recycle gas dipanaskan terlebih dahulu oleh effluent reaktor di dalam combined feed exchanger (21-E-101). Kemudian campuran LCO dan hidrogen bergabung dan langsung ke charge heater (21-F-101) dan dipanaskan sampai suhu reaksi, sebagian lagi bypass. Feed dari dapur kemudian masuk ke bagian atas reaktor (21-R-101) dan didistribusikan dengan merata di atas permukaan bed katalis melalui inlet dari vapour/liquid tray.


73


Di dalam reaktor terjadi reaksi hidrogenasi antara umpan LCO dari RCC, nitrogen, dan sulfur, serta penjenuhan olefin dengan hidrogen dan bantuan katalis. Make up hidrogen disuplai dari Hydrogen Plant. Karena reaksi eksotermis, temperatur yang keluar dari reaktor akan lebih tinggi dari temperatur feed. Panas hasil reaksi bersama panas yang terkandung dalam feed reaktor akan diambil oleh combined feed exchanger untuk memanaskan feed. Selanjutnya effluent reaktor didinginkan dalam effluent produk kondensor (21-E-102) yang terdiri dari 8 tube bank dan didistribusikan secara merata. Sebelumnya air diinjeksikan ke dalam effluent reaktor. Injeksi air dilakukan di effluent reaktor sebelum masuk HE ini. Setelah effluent reaktor didinginkan, kemudian masuk ke dalam produk separator (21-V-102) melalui distributor inlet dimana hidrokarbon terpisah dengan sendirinya. Wire mesh blanket demister yang dipasang di separator berfungsi untuk memisahkan fraksi gas, fraksi air, dan fraksi minyak hidrokarbon. Fraksi gas yang kaya hidrogen keluar dari separator dan kemudian dikirim ke recycle gas compressor. Recycle gas kembali ke reaktor bersama feed. Fraksi air terkumpul dalam water boot separator akan diatur oleh level controler dan dikirim ke Sour Water Stripper Unit. Air tersebut mengandung H2S dan NH3. Fraksi minyak hidrokarbon bergabung dengan hasil kondensasi di seksi recycle gas (21-V-109), make-up gas suction drum (21-V-105). Fraksi gas yang terikut dalam aliran minyak akibat tekanan tinggi di separator (21-V-102) masuk ke interstage cooler (21-E-103) dengan pendingin air, kemudian masuk ke makeup gas interstage drum (21-V-104) untuk menghilangkan cairan yang terbentuk akibat pendinginan untuk dikembalikan ke aliran minyak. Aliran fraksi minyak menuju kolom stripper (21-C-101) dan bergabung dengan fraksi minyak dari separator (21-V-106) kemudian dipanaskan oleh produk bawah kolom fraksinasi (21-C-102) di heat exchanger (21-E-104) sebelum memasuki stripper (21-C-101). Seksi Recycle Gas Compressor


74


Fraksi recycle gas yang terpisah dari separator (21-V-102) masuk ke recycle gas knock out drum (21-V-109) yang dilengkapi dengan dua buah tray untuk keperluan regenerasi, kemudian terjadi pemisahan fraksi gas dan fraksi minyak. Fraksi gas yang sebagian besar H2 direcycle melalui recycle gas compressor dan bergabung dengan make up gas kembali menuju reaktor. Sedangkan fraksi minyak yang terkondensasi bergabung dengan aliran minyak dari separator (21-V-102). Wire mesh blanket digunakan pada recycle gas knock out drum ini untuk mencegah kondensat terbawa ke kompresor. Seksi Make-Up Compressor Tekanan pada reaktor diatur oleh hidrogen dari H2 plant yang dinaikkan tekanannya menggunakan kompressor make-up dua stage. Aliran make-up hidrogen masuk ke seksi reaktor untuk mempertahankan tekanan di high pressure separator (21-V-102). Make up H2 masuk ke suction drum tingkat satu (21-V-104) bergabung dengan gas dari aliran fraksi minyak dari separator (21-V-102) yang sebelumnya telah didinginkan oleh interstage cooler (21-E-103), kemudian masuk ke make up kompresor tingkat satu. Sebelumnya gas dari make-up kompressor tingkat satu didinginkan dengan melewatkannya ke dalam make-up interstage cooler (21-E103) sebelum masuk ke suction drum tingkat dua. Pada suction drum terdapat pengembalian kondensat yang terbentuk ke aliran fraksi minyak yang disebut spill back. Spill back digunakan untuk mengontrol pressure suction drum tingkat satu, dimana diperlukan pendingin sebelum kembali ke suction drum. Discharge dari tingkat satu akan tergabung dengan spill back H2 dari discharge tingkat dua. Gas keluar melalui top make up kompresor tingkat dua langsung menuju suction dari compressor recycle gas. Kemudian H2 dimasukkan ke discharge recycle gas compressor. Make-up hidrogen bersama recycle gas menuju combined feed exchanger (14-E-101). Recycle gas dikirim ke combined feed exchanger bersama umpan cair. Kemudian aliran terbagi menjadi dua, menuju combined feed exchanger dan bed kedua reaktor. Seksi FraksionasiS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

75


Seksi ini betujuan untuk memisahkan off gas dan wild naphta yang masih terbawa oleh Light Cycle Oil melalui perbedaan titik didih. Campuran aliran fraksi minyak yang berasal dari produk separator (21-V-102) dikirim ke high pressure stripper (21-C-101) yang masuk melalui bagian samping atas tray nomor satu dari 15 tray. Feed yang mengalir ke high pressure stripper (21-C-101) dipanasi oleh produk bawah dari fraksionator (21-C-102), di dalam high pressure stripper feed exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur tinggi. High pressure stripper (21-C-101) dilengkapi dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk menuju fraksionator (21-C-102). Vapour yang keluar dari (21-C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui pompa (21-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh high pressure stripper condenssor (21-E-105) dan dikirim ke high pressure stripper receiver (21-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (21-C-101) dan sebelumnya masuk (21-E104) dengan menggunakan high pressure stripper overhead pump (21-P-104). Sebagian cairan hidrokarbon dipakai sebagai pengencer unicor dan sebagian lagi disirkulasi ke (21-V-106). Air yang terpisah dalam (21-V-106), dikirim ke effluent reaktor sebelum ke (21-E-102) dan ke masing-masing tube bundle (21-E102) sebagai wash water atau ke (21-V-109). Kemudian sisanya ke SWS (Unit 24) dan sebagian lagi dikembalikan ke (21-V-106) untuk menjaga minimum aliran pompa. Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (21-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan H2S bersama dengan sour water dari (21-V-102). Liquid yang telah terbebas dari H2S keluar dari bottom (21-C-101) terbagi menjadi dua aliran yang sama, kemudian masuk ke dalam preheater produk fraksinator (21-F-102). Top produk yang meninggalkan fraksinator berupa vapour didinginkan dalam produk fraksinator condenssor (21-E-106) dengan pendingin fan. Lalu masuk ke produk fraksinator receiver (21-V-107) melalui inlet distributor, dimana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Fraksi hidrokarbon dipompaS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

76


dengan (21-P-107), sebagian menjadi refluks untuk mengontrol end point dari fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam net naptha cooler (21-E108) sebagai wild naptha dan diteruskan ke stabilizer CDU (Unit 11). Air dipompakan dengan menggunakan combined water pump (21-P-102) menuju suction pump (21-P-103) setelah didinginkan di wash water cooler (21-E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (21-V-109) dan dipompakan ke suction (21-P-107) dengan menggunakan pompa make-up (21-P-109). Karena tidak ada gas yang terbentuk di (21-V-107), maka untuk mempertahankan tekanan dari fraksinator dilakukan pengontrolan dengan memasukkan fuel gas ke dalam (21-V-107). Produk bottom fraksinator berupa hydrotreated LCO dipompakan dengan (21-P-106) ke heat exchanger (21-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass dan net LCO cooler (21-E-108) yang didinginkan. Sebelum dikirim ke tangki penyimpan, produk dimasukkan ke coalecer (21-S-102) untuk memisahkan air yang terikut dan dikeringkan dengan melewatkannya ke dalam bejana yang berisi garam/salt dryer di (21-V-108). Air dan keluaran dari terpisahkan bersama, dikirimkan ke waste water treatment. 2.3. Residu Catalytic Craker Complex (RCCC) RCCC terdiri dari beberapa unit operasi di kilang RU VI Balongan yang berfungsi mengolah residu minyak (crude residue) menjadi produk-produk minyak bumi yang bernilai tinggi, seperti: LPG, gasoline, Light Cycle Oil, Decant Oil, propylene, dan polygasoline. Pengolahannya dimulai dari perlakuan awal, perengkahan, fraksionasi, dan pemurnian produk-produknya. Unit ini menghasilkan produk antara lain: C2 and lighter Propylene Propane Mixed C4 : 2.350 Nm3/h : 6.950 BPSD : 1.950 BPSD : 5.050 BPSD (21-S-101) yang


77


Polygasoline Naphta Decant Oil Unit (LEU). 2.3.1

: 6.000 BPSD : 46.450 BPSD

Light Cycle Oil (LCO) : 15.850 BPSD : 400 BPSD Unit ini terdiri dari Residue Catalytic Craker (RCC / RCU) dan Light End

Unit 15: Residue Catalytic Cracker (RCC) Unit ini berfungsi sebagai kilang minyak tingkat lanjut (secondary

processing) untuk mendapatkan nilai tambah dari pengolahan residu yang merupakan campuran dari DMAR produk ARDHM dan AR produk CDU dengan cara perengkahan memakai katalis. Reduced crude sebagai umpan RCC adalah campuran dari paraffin, olefin, naphtene, dan aromatik yang sangat kompleks merupakan rangkaian fraksi mulai dari gasoline dalam jumlah kecil sampai fraksi berat dengan jumlah atom C panjang. Di dalam RCC terdapat reaktor, regenerator, catalyst condenser, main air blower, cyclone, catalyst system, dan CO boiler. Unit ini berkaitan erat dengan Unsaturated Gas Plant Unit yang akan mengelola produk puncak main column RCC Unit menjadi stabilized gasoline, LPG dan non condensable lean gas. Produk-produk yang dihasilkan antara lain: Liquified Petroleum Gas (LPG) Gasoline dari fraksi naphta Light Cycle Oil (LCO) Decant Oil (DCO) Sedangkan stream yang tidak diproduksi antara lain: Heavy naphta Heavy Cycle Oil (HCO)


78


Produk bawah DCO dijual ke Jepang, dimanfaatkan untuk Independent Power Plant untuk pembangkit listrik, dan digunakan untuk carbon black. Produk lainnya dikirim ke LEU untuk diolah lebih lanjut. RCC dirancang untuk mengolah Treated Atmospheric Residue yang berasal dari unit AHU dengan desain 29500 BPSD (35,5 % vol) dan Untreated Atmospheric Residu yang berasal dari unit CDU dengan desain 53.000 BPSD (64,5 % vol). Kedua jenis residu ini kemudian dicampur. Kapasitas terpasang adalah 83.000 BPSD. Reaksi yang terjadi di unit ini adalah reaksi cracking (secara katalis dan thermal). Thermal cracking terjadi melalui pembentukan radikal bebas, sedangkan catalytic cracking melalui pembentukan ion carbonium tersier. Reaksi cracking merupakan reaksi eksotermis. Katalis yang digunakan terdiri atas zeolit, silica, dan lain-lain. Salah satu fungsi bagian asam dari katalis adalah untuk memecah molekul yang besar. Persamaan reaksi cracking antara lain: Parafin terengkah menjadi olefin dan paraffin yang lebih kecil CnH2n+2 CmH2m + CpH2p+2 paraffin olefin parafin dimana n = m + p Olefin terengkah menjadi olefin yang lebih kecil CnH2n CmH2m + CpH2p olefin olefin olefin dimana n = m + p dimana n = m + p Perengkahan rantai samping aromatik AromatikCnH2n-1 AromatikCmH2m-1 + CmH2m+2 Naphtene (cycloparaffin) terengkah menjadi olefin Cyclo-CnH2n Cyclo + CmH2m + CpH2p olefin olefin dimana n = m + p

Jika sikloparafin mengandung sikloheksana Cyclo-CnH2n C6H12 + CmH2m + CpH2p sikloheksana olefin olefin dimana n = m + p


79


Tahapan Proses: Reactor-Regenerator System Umpan untuk RCC unit ini disebut raw oil dan biasanya reduced crude. Raw oil berasal dari campuran Treated Atmospheric Residue dan Untreated Atmospheric Residu yang berasal dari unit AHU, CDU, dan storage. Campuran tersebut dicampur di surge drum (15-V-105) dengan syarat tertentu dan dipompakan ke riser sambil melewati beberapa heat exchanger untuk dipanaskan oleh produk bottom main column dan produk bottom stripper sampai. Syarat campuran tersebut antara lain kandungan logam Ni, V, dan MCRT. Logam-logam tersebut akan menjadi racun dan perusak katalis RCC. MCRT yang diijinkan adalah 5,6%-v. Sebelum mencapai riser, raw oil panas di atomize (dikabutkan) oleh steam berdasarkan perbedaan tekanan dan masuk ke dalam reaktor dengan metode tip and plug. Pada reaksi ini diperlukan katalis. Katalis yang digunakan terdiri atas zeolit, silika, dan zat lain. Pengontakan katalis dengan feed dilakukan dengan cara mengangkat regenerated catalyst dari regenerator ke riser menggunakan lift steam dan lift gas dari off-gas hasil Gas Concentration Unit. Lift gas juga berfungsi sebagai nickel vasivator. Katalis kemudian kontak dengan minyak dan mempercepat reaksi cracking, selain itu katalis juga memberikan panas pada hidrokarbon (raw oil) sehingga lebih membantu mempercepat reaksi cracking yang terjadi. Katalis dan hidrokarbon naik ke bagian atas riser karena kecepatan lift steam dan lift gas yang sangat tinggi. Aliran katalis ke riser ini diatur untuk menjaga suhu reaktor. Setelah reaksi terjadi di bagian atas riser (reaktor) maka katalis harus dipisahkan dari hidrokarbon untuk mengurangi terjadinya secondary cracking sehingga rantai hidrokarbonnya menjadi lebih kecil dan akhirnya membentuk coke. Pada bagian atas, sebagian besar katalis akan terpisah dari atomized hidrocarbon dan jatuh ke seksi stripping, selain itu katalis juga dipisahkan pada cyclone dekat reaktor dengan memanfaatkan gaya sentrifugal sehingga katalis terpisah dari atomized hidrocarbon berdasarkan perbedaan densitasnya dan jatuhS1 Teknik Kimia Universitas Sebelas Maret Surakarta

80


ke seksi stripping. Steam diinjeksikan ke stripping untuk mengambil hidrokarbon yang masih menempel pada permukaan spent catalyst. Atomized hidrocarbon yang terkumpul di plenum chamber keluar dari top riser mengalir ke main column (15-C-101) pada seksi fraksinasi. Regenerator dibagi menjadi dua bagian, yaitu bagian atas dan bagian bawah. Dari stripping, spent catalyst turun ke regenerator (15-R-101) pada bagian upper regenerator. Spent catalyst diregenerasi dengan membakar coke yang menempel pada permukaan katalis dengan mengalirkan udara pada katalis. Coke terjadi akibat reaksi cracking dan tidak bisa diambil oleh steam pada stripping sehingga mengurangi aktivitas katalis. Pada bagian upper regenerator terjadi partial combustion, dimana coke akan dibakar menjadi CO. Coke yang dibakar hanya 80%. Sedangkan pada bagian lower regenerator terjadi total combustion, dimana semua sisa coke dibakar menjadi CO2. Gas CO dari upper regenerator ini tidak langsung dibuang karena dapat mencemari lingkungan, tetapi dibakar terlebih dahulu pada CO boiler menjadi CO2. Hal ini dilakukan dengan melewatkan fuel gas yang mengandung CO tersebut ke dalam cyclone terlebih dahulu untuk mengambil partikel katalis yang terikut. Tekanan fuel gas yang keluar dikurangi dengan memanfaatkan panas hasil pembakaran CO menjadi CO2 dalam. CO boiler untuk memproduksi steam tekanan tinggi. Biasanya electostatic presipitator digunakan untuk mengambil debu katalis yang masih ada sebelum keluar dari stack, namun saat ini RCC belum dilengkapi alat tersebut. Setelah dibakar di upper regenerator, katalis dialirkan ke lower regenerator. Aliran katalis ini diatur untuk mengontrol level lower regenerator, temperatur lower regenerator slide valve, dan catalyst cooler slide valve. Kelebihan udara dalam lower regenerator digunakan untuk membakar coke yang tersisa pada katalis dan diarahkan pembakarannya menjadi CO2. Katalis panas dari lower generator dialirkan ke riser melalui regenerated slide valve untuk kembali beroperasi, tetapi sebelumnya didinginkan dengan catalyst cooler terlebih


81

Laporan Praktek K

bab ii.deskripsi proses

Documents