HydrodesulphurrizationSabtu, 13 Februari 2010 | By novanesk

I. PENDAHULUAN1.1 Latar Belakang

Crude oil memerlukan beberapa jenis pengolahan untuk menghasilkan berbagai macam jenis produk untuk keperluan bahan bakar di sektor industri, transportasi, dan keperluan lainnya; mengalami berbagai macam proses pengolahan minyak bumi. Salah satunya adalah dengan proses distilasi. Proses distilasi merupakan tahap awal dalam proses pengolahan minyak bumi (primary process) yaitu proses pemisahan crude oil menjadi fraksi-fraksinya sesuai dengan trayek didihnya. Proses distilasi sangat menentukan kualitas dari hasil produk dari minyak bumi. Oleh karena itulah diperlukan pemahaman yang baik tentang proses distilasi di kolom fraksinasi sehingga penulis mengambil judul “Pengamatan Proses Distilasi di Kolom Fraksinasi CDU FOC I PT Pertamina (Persero) UP IV Cilacap”. 1.2 Tujuan

Tujuan penulis melakukan pengamatan pada kolom solar stripper adalah :

1. Mengetahui jalannya proses solar stripper d bagian Hdyro Desulphurization.

2. Mengetahui variable proses pada kolom solar stripper.

3. Mengetahui cara mengatasi permasalahan yang muncul di kolom solar stripper.1.3. Batasan Masalah

Dalam penulisan Kertas Kerja Wajib ini, penulis hanya membatasi pada flow diagram proses Hydrodesulphurization, variable proses yang mempengaruhi proses solar strpper, serta cara mengatasi permasalah yang muncul.1.4. Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan dalam penyusunan KKW ini adalah :

BAB I PENDAHULUAN

Berisi tentang latar belakang pemilihan judul, tujuan penulisan, batasan masalah, serta sistematika penulisan.

BAB II ORIENTASI UMUM

Berisi tentang sejarah singkat PT Pertamina (Persero) UP IV Cilacap, tugas, fungsi, dan struktur organisasi FOC I (Fuel Oil Compleks I), sarana dan fasilitas pendukungnya.

BAB III TINJAUAN PUSTAKA

Berisi tentang teori proses distilasi, jenis-jenisnya, dan peralatan yang terdapat pada kolom fraksinasi.

BAB IV PEMBAHASAN

Memuat tentang aliran proses pada CDU FOC I secara garis besarnya, proses distilasi pada kolom fraksinasi, variabel proses,dan cara mengatasi permasalahan yang terjadi pada kolom fraksinasi.

BAB V PENUTUP

Memuat tentang simpulan dan saran penulis Kertas Kerja Wajib ini.

II. ORIENTASI UMUM

2.1 Sejarah Singkat PT Pertamina (Persero) Unit Pengolahan IV Cilacap

Seiring dengan pesatnya pembangunan di Indonesia, kebutuhan bahan bakar minyak juga terus bertambah. Untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak tersebut maka dibangunlah Kilang Minyak di Cilacap. Kilang Minyak I dibangun pada tahun 1974 dan mulai beroperasi pada 24 Agustus 1976. Kilang minyak ini dirancang oleh Shell International Petroleum Maatschappij, sedang kontraktor pelaksananya adalah Fluor Eastern Inc yang dibantu oleh beberapa sub-kontraktor dari perusahaan asing dan Indonesia. Kilang minyak yang dirancang untuk kapasitas 100 MBSD (Metrix Barrel Stream Day) atau 13.500 ton/hari ini mengolah minyak mentah dari Timur Tengah. Setelah Debottlenecking Project Cilacap (DPC) kilang minyak I dinaikkan kapasitasnya menjadi 118 MBSD atau 16.100 ton/hari.

Kilang Minyak I meliputi :

1. Fuel Oil Complex I (FOC I), untuk memproduksi bahan bakar minyak.

2. Lube Oil Complex I (LOC I), untuk memproduksi Lube Base dan Aspalht.

3. Utilities I (UTL I atau Area 50), berfungsi menyediakan kebutuhan utilitas seperti listrik, steam, angin instrument, air pendingin, dan fuel system.

Setelah beroperasi sekitar lima tahun, mulailah dibangun kilang minyak II dan beroperasi pada bulan Agustus 1983. Semula kilang minyak II dirancang dengan kapasitas 200 MBSD namun setelah Debottlenecking Project Cilacap kilang minyak II mampu mengolah 230 MBSD. Jenis minyak mentah yang diolah adalah minyak mentah dari dalam negeri campuran 20% Attaka Crude, dan 80% Arjuna Crude.

Pada perkembangan selanjutnya Kilang Minyak II dapat mengolah beberapa minyak mentah yang dikenal dengan Cock Tile Crude. Perluasan kilang minyak II dirancang oleh Universal Oil Product untuk bahan bakar minyak, Fluor Eastern Inc, dan Shell International Petroleum Maatschappij untuk Lube Oil Complex.

Kilang minyak II meliputi :

1. Fuel Oil Complex II (FOC II), untuk memproduksi bahan bakar minyak.

2. Lube Oil Complex II (LOC II), untuk memperoleh Lube Base dan Aspalht.

3. Utilities II (UTL II atau Area 05), menambah kebutuhan utilitas.

Kilang Paraxylene dibangun pada tahun 1988 dan mulai beroperasi pada bulan Desember 1990, sebagai kontraktor pelaksana Japan Gasoline Coorporation (JGC). Kilang Paraxylene mengolah naptha 590 MT (Metrix Ton) per tahun menjadi produk utama paraxylene dan benzena. Produk paraxylene sebagai bahan baku Purified Terephtalic Acid, sedangkan Benzena saat ini seluruhnya diekspor.

2.2 Tugas dan Fungsi Unit-Unit di Fuel Oil Complex I

Fuel Oil Complex I dibagi menjadi sembilan unit ditambah satu unit pendukung. Unit-unit tersebut antara lain :

2.2.1 Crude Distilling Unit I (CDU I)

Crude Distilling Unit (Unit 11.00) dirancang untuk mengolah minyak mentah dari timur tengah jenis Arabian Light Crude, Iranian Light Crude dan Basrah Light Crude dengan kapasitas terpasang 100 MBSD atau 13.500 ton/hari. Pada tahun 1997 dengan adanya Debottlenecking Project Cilacap kapasitas dinaikkan menjadi 118 MBSD atau 16.100 ton/hari. Proses yang terjadi adalah proses fisika yaitu distilasi atmosferik, dimana minyak mentah akan dipisahkan berdasarkan perbedaan trayek didihnya.

Produk-produk Crude Distilling Unit adalah :

1. Gas yang digunakan untuk fuel gas.

2. Naptha untuk umpan Naptha Hydotreating Unit.

3. Kerosene untuk umpan Merox Unit.

4. Light Gas Oil (LGO) untuk umpan Hydrodesulphurizer Unit.

5. Heavy Gas Oil (HGO) untuk komponen solar dan umpan atau feed Hydrodesulphurizer Unit.

6. Long Residue untuk diolah di kilang Lube Oil Complex I dan II.

2.2.2 Naptha Hydrotreating Unit

Naptha Hydrotreating Unit (Unit 12.00) adalah unit yang dirancang untuk menyediakan umpan atau feed unit platformer (Unit 14.00) dengan proses catalytic hydrotreating dengan adanya injeksi gas hidrogen pada tekanan dan suhu tertentu yang mempunyai kapasitas 2275 ton/hari, dengan umpan straight run naptha dari Crude Distilling Unit. Dengan adanya Debottlenecking Cilacap Project kapasitas dinaikkan menjadi 2805 ton/hari. Naptha Hydrotreating Unit berfungsi menghilangkan atau mengurangi impuritis seperti sulfur, oksigen, dan nitrogen yang dapat meracuni katalis pada Unit Platformer.

Produk-produk Naptha Hydrotreating Unit adalah:

1. Naptha dengan kandungan impurities rendah (Sweet Naptha).

2. Gas yang digunakan untuk fuel gas.

2.2.3 Hydrodesulphurizer Unit (HDS)

Hydrodesulphurizer Unit (Unit 13.00) adalah unit yang mengolah Light Gas Oil (LGO) atau Heavy Gas Oil (HGO) dengan kapasitas terpasang 2300 ton/hari. Umpan didapat dari proses distilasi Crude Distilling Unit dengan kandungan sulfur tinggi. Proses hidrodesulfurisasi adalah proses catalytic hydrotreating dengan diinjeksikan gas hidrogen pada tekanan dan suhu tertentu.

Produk-produk unit HDS adalah :

1. Desulphurized LGO bila mengolah LGO untuk blending minyak tanah maupun sebagai komponen Automotive Diesel Oil.

2. Desulphurized HGO bila mengolah HGO untuk komponen solar.

3. Gas yang digunakan untuk fuel gas .

2.2.4 Platforming Unit

Platforming Unit atau Unit Platformer (Unit 14.00) adalah unit dengan proses catalytic reforming naptha. Unit ini berfungsi untuk menaikan angka oktan dengan kapasitas terpasang 1650 ton/hari. Umpan sweet naptha didapat dari proses Naptha Hydrotreating Unit dengan nilai angka oktan rendah, ditingkatkan menjadi naptha dengan angka oktan tinggi. Prosesnya terbagi atas seksi reaktor dan seksi stabiliser.

Produk-produk Platforming Unit adalah :

1. Platformat dengan aromat yang cukup tinggi untuk blending premium.

2. Light end sebagai umpan Unit PMF.

3. Gas yang digunakan untuk fuel gas.

4. Gas hidrogen untuk digunakan sebagai recycle gas di Unit HDT, HDS, dan Platfomer.

2.2.5 Propana Manufacturing Facilities (PMF)

Propana Manufacturing Facilities Unit (Unit 15.00) adalah unit dengan proses distilasi bertekanan dengan kapasitas 43,5 ton/hari. Umpannya adalah light ends yang didapat dari Unit Platformer.

Produk yang dihasilkan Unit PMF adalah :

1. Gas yang digunakan sebagai fuel gas.

2. Propana yang digunakan sebagai solvent dan pendingin pada chiller di LOC I dan II atau sebagai produk Liqufied Petroleum Gases.

3. Butana sebagai produk Liqufied Petroleum Gases.

2.2.6 Merchapthan Oxidation Unit (Unit Merox)

Unit Merox (Unit 16.00) adalah unit dengan proses catalytic treating dengan injeksi O2 dan soda washing untuk kerosene. Umpan kerosene yang diolah didapat dari proses distilasi dari Crude Distilling Unit dengan kapasitas terpasang 2.119 ton/hari. Proses Merox menggunakan katalis Iron Group Chilate untuk mengubah merchapthan yang korosif menjadi disulfida yang kurang korosif dengan oksidasi. Produk yang dihasilkan Unit Merox adalah Aviation Turbine (Avtur) sebagai bahan bakar pesawat terbang.

2.2.7 Sour Water Stripper (SWS)

Sour Water Stripper (Unit 17.00) adalah unit dengan proses stripping menggunakan steam sebagai media pelucut. Unit ini bertujuan mengendalikan sour water hingga kandungan H2S dan NH3 dalam effluent water yang akan dibuang cukup rendah dan aman bagi lingkungan. Kapasitas terpasang unit SWS 773 ton/hari dengan umpan sour water dari Fuel Oil Complex I dan Lube Oil Complex I.

2.2.8 Nitrogen Plant (N2 Plant)

Nitrogen Plant (Unit 18.00) adalah unit yang mengolah udara untuk mendapatkan Nitrogen yang digunakan untuk pembebasan gas (gas free) dan untuk blanketing (inert gas).

Kapasitas produksi Nitrogen Plant adalah Gas Nitrogen 150 Nm³/jam dan Nitrogen cair 100 Nm³/jam.

2.2.9 Hg Removal Unit

Hg Removal Unit (Unit 19.00) bertugas menyediakan naptha hydrotreated dengan kandungan mercurinya kecil agar memenuhi spesifikasi pembeli (eksport). Fungsi dari Hg Removal Unit yaitu menurunkan kandungan mercuri (Hg) pada produk naptha. Kapasitas produksi unit ini adalah 1.600 ton/hari.

2.2.10 Unit Pendukung

1. Waste Heat Boiler (WHB)

WHB adalah unit yang memanfaatkan gas buang dari dapur 12F-1, 13F-1, dan 14F-1/2/3/4 untuk mendapatkan HP Steam Superheated.

2. Corrugated Plate Interceptor (CPI)

CPI adalah fasilitas untuk menampung dan menangkap buangan limbah minyak dari operasi kilang, dan selanjutnya minyak tersebut dipompakan ke tangki slop.

2.3 Struktur Organisasi

2.4 Sarana dan Fasilitas Pendukung Kilang

Dalam kegiatan dan kelancaran proses operasinya Fuel Oil Complex I didukung oleh sarana dan fasilitas penunjang kilang antara lain :

2.4.1 Utilities

Utilities berfungsi menyediakan dan menyalurkan listrik, steam, semua kebutuhan air baik air minum maupun proses, fuel oil atau fuel gas dan udara bertekanan untuk kebutuhan proses.

2.4.2 Terminal

Terminal berfungsi menampung, membongkar, menyalurkan umpan dan produk dari operasi kilang pada suatu instalasi tangki.

2.4.3 Laboratorium

Laboratorium berfungsi untuk mengontrol kualitas dan spesifikasi dari suatu minyak mentah, produk antara, dan produk akhir pada proses kilang. Laboratorium pada kegiatan proses di FOC I adalah untuk mengatur atau mengendalikan proses produksi sehingga laboratorium kilang sangat penting keberadaannya.

2.4.4 Jasa Pemeliharaan Kilang

Jasa Pemeliharaan Kilang berfungsi untuk memperbaiki peralatan kilang yang mengalami kerusakan, dan melakukan tindakan pencegahan agar tidak timbul kerusakan yang fatal dengan merawat peralatan yang ada secara berkala.

2.4.5 Lindungan Lingkungan dan Kesehatan Keselamatan Kerja

Sarana yang tak kalah penting dari fungsi lain adalah tersedianya sarana dan prasarana yang berkaitan dengan aspek Lindungan Lingkungan dan Kesehatan Keselamatan Kerja (LKKK), yang mendukung operasional dalam hal pengawasan keselamatan kerja dan proteksi lingkungan.

III. TINJAUAN PUSTAKA

3.1 Pengertian distilasi

Distilasi adalah salah satu teknik pemisahan yang didasarkan atas perbedaan volatility atau titik didih komponen-komponen dalam campuran. Proses ini dilakukan didalam sebuah kolom yang

didalamnya dilengkapi alat kontak yang tersusun diatas tray dengan jarak antara tray tertentu. Untuk pemisahan yang sangat komplek sering kali digunakan lebih dari satu kolom, dan untuk mendapatkan kemurnian yang tinggi pada hasil puncak dapat dilakukan dengan cara mengembalikan sebagian kondensat melalui puncak kolom tersebut sebagai reflux. Karena dari kolom ini diperoleh produk dalam berbagai fraksi maka proses ini dikenal sebagai distilasi fraksional atau fraksinasi. Di dalam proses distilasi mencakup kegiatan proses penguapan dan pengembunan.3.2 Proses penguapan:

Campuran larutan dipanaskan pada suhu tertentu sehingga komponen-komponen yang lebih ringan akan lebih banyak berubah fasenya menjadi uap.3.3 Proses pengembunan:

Uap yang terbentuk didinginkan kemudian berubah fasenya menjadi cair kembali dan kemudian ditampung di dalam tempat penampungan. Didalam proses distilasi terjadi dua kejadian lain yaitu transfer panas dan transfer masa. Transfer panas berlangsung pada saat campuran diberi panas dari sumber panas tertentu. Transfer masa ditunjukkan oleh adanya perubahan fase cair menjadi uap dan demikian juga sebaliknya, berkurangnya masa cairan sebanding dengan bertambahnya masa uap.

Fase uap kontak dengan fase cair dan sekaligus terjadi transfer masa dari cairan ke uap dan dari uap ke cairan. Di dalam fase cair dan uap biasanya mengandung komponen-komponen sama tetapi berbeda jumlahnya.3.4 MACAM-MACAM PROSES DISTILASI

Menurut tekanan kerjanya proses distilasi dibedakan dalam tiga macam sebagai berikut:

1. Distilasi atmosferik (Atmospheric distillation)

2. Distilasi hampa (Vacuum distillation)

3. Distilasi bertekanan (Presurized distillation)

Distilasi atmosferik adalah distilasi yang tekanan kerjanya sebagaimana tekanan atmosfir, distilasi hampa adalah distilasi yang tekanan kerjanya dibawah tekanan atmosfir, sedangkan distilasi bertekanan adalah distilasi yang tekanannya diatas tekanan atmosfir. Dengan distilasi hampa dimaksudkan untuk menurunkan titik didih sehingga suhu operasinya dapat lebih rendah dari pada suhu pada distilasi pada tekanan atmosfir. Cara ini diterapkan untuk memisahkan komponen-komponen minyak berat (misalnya gasoil dalam residu) dimana apabila dilakukan dengan metoda distilasi atmosferik harus pada suhu kerja yang amat tinggi, dan hal ini dapat mengakibatkan perengkahan (cracking) dan bahkan dapat menimbulkan pembentukan arang (cooking) pada dinding tube yang tidak dikehendaki dalam proses ini.

Distilasi hampa dalam pelaksanaannya biasanya digabung secara integral dengan distilasi atmosferik, dimana residu yang diperoleh dari distilasi atmosferik selanjutnya dipisahkan lagi fraksi-fraksi yang masih terikut didalamnya dengan cara distilasi hampa.

Distilasi bertekanan banyak diterapkan untuk memisahkan komponen-komponen yang sangat ringan yang pada tekanan atmosfir suhu operasinya harus jauh dibawah suhu atmosfir dan hal ini tidak mungkin dapat dilakukan dengan mudah. Cara ini biasanya untuk memisahkan campuran antara metane, etane, propane dan butane atau untuk memisahkan nitrogen dari udara.

3.5 Stripping

3.6 Kolom Stripper

Kolom stripper merupakan salah satu peralatan utama dalam proses distilasi karena kolom ini berfungsi untuk mempertajam pemisahan komponen – komponen, sehingga bisa memperbaiki mutu suatu produk dengan memisahkan fraksi ringan yang tidak dikehendaki dalam produk tersebut.

Pada dasarnya prinsip kerja kolom stripper adalah proses penguapan biasa, pada temperatur tertentu fraksi ringan yang temperatur didihnya lebih rendah dari temperatur top kolom akan menguap dan keluar melalui top kolom. Secara umum untuk membantu penguapan dilakukan dengan injeksi steam atau dengan bantuan alat penukar panas reboiler untuk menaikkan temperatur.

Ada dua macam jenis stripper yaitu :

Ø Stripper dengan Injeksi Steam

Injeksi steam bertujuan untuk menurunkan tekanan partial diatas permukaan cairan, sehingga fraksi ringan yang terikut ke dasar kolom stripper akan lebih mudah menguap dan kembali ke kolom fraksinasi.

Ø Stripper dengan Reboiler

Pemanasan kembali pada bottom solar stripper bertujuan agar terjadi penguapan. Uap dalam reboiler mempunyai Specific Gravity (SG) yang lebih rendah dari pada SG cairan di dasar stripper, cairan di dasar stripper akan mendorong uap kembali ke stripper dan seterusnya menguap kembali ke kolom fraksinasi. Stripper dengan reboiler ada dua macam :

w Stripper dengan Dapur Reboiler

Reboiler jenis ini banyak digunakan. Bentuknya seperti dapur yang berfungsi untuk memanaskan fluida cair dari dasar stripper yang masih banyak mengandung fraksi – fraksi ringan yang tidak dikehendaki. Dengan bantuan pompa cairan dilewatkan melalui dapur dan dipanaskan sampai suhu tertentu, sehingga fraksi ringan yang tidak dikehendaki didalam produk akan teruapkan melalui puncak stripper. Dengan menguapkan fraksi ringan maka produk dari dasar stripper flash pointnya akan naik.

w Stripper dengan Thermosiphon Reboiler

Reboiler jenis ini berbentuk seperti alat penukar panas yang terdiri dari shell and tube dan banyak digunakan pada unit yang mempunyai produk dengan temperatur yang masih tinggi sehingga panasnya dimanfaatkan sebagai reboiler stripper.

Prinsip kerja reboiler ini bekerja atas dasar perbedaan spesific Gravity yaitu dengan adanya pemanasan dari media pemanas cairan yang ada pada dasar stripper. Cairan yang lebih panas mempunyai Specific Gravity lebih kecil, sehingga cairan pada dasar stripper mendesak cairan yang berbeda pada alat penukar panas kembali ke stripper, sehingga terjadi aliran pada alat penukar panas tersebut. Dengan adanya aliran tersebut, fraksi ringan yang masih terkandung didasar stripper akan naik dan menguap melalui puncak stripper. Dengan demikian produk yang diambil dari dasar stripper diharapkan sudah sesuai dengan spesifikasinya.

3.7 Peralatan dan Fungsinya

Untuk mendapatkan produk yang sesuai dengan persyaratan yang ditentukan, maka pada kerosine stripper kolom, dilengkapi dengan peralatan – peralatan sebagai berikut :

3.7.1 Tray ( Plate )

Alat ini berfungsi sebagai alat kontak antara uap dan cairan agar terjadi pemisahan yang sempurna. Tray yang ada pada kerosine stripper adalah bubble cup.

Plate dapat dibuat dari carbon steel atau cast iron. Bila bahan plate adalah steel maka keliling plate dapat di las pada dinding kolom atau dengan support ring. Bila bahan plate cast iron maka keliling plate diletakkan pada dinding kolom dengan support ring. Cast iron tahan korosi daripada carbon steel, tapi cast iron lebih sulit dikerjakan.

Jenis plate : bubble cup, sieve plate, valve plate dan flexi plate, masing – masing tipe memiliki kelebihan dan kekurangan sendiri – sendiri.

3..7.2 Down Comer

Fungsi Down Comer ialah untuk menyalurkan cairan dari atas menuju plate yang ada dibawahnya, down comer ada dua macam :

- Down Comer yang berbentuk pipa

- Down Comer yang berbentuk alat pencurah.

Ujung bawah down comer harus mempunyai liquid seal yang cukup ( cukup tercelup dalam cairan pada plat dibawahnya ). Untuk mencegah mengalirnya uap hidrokarbon keatas melalui down comer.

3.7.3 Tab

Merupakan kaki dari cap yang berfungsi untuk menahan valve tray agar tidak lepas dari plate.

3.7.4 Weir

Adalah suatu alat yang berupa potongan pelat yang diletakkan pada plate untuk mempertahankan tinggi permukaan cairan dibawah down comer, agar ujung bawah down comer cukup tercelup didalam cairan, sehingga bertindak sebagai seal ( perapat) bagi uap yang akan keatas melalui down comer.

3.7.5 Support Ring

Berfungsi sebagai tempat dudukan tray ( plate ).

3.8 Variabel Proses

3.8.1 Flow Feed

Tingkat penyuplaian feed harus dijaga, dengan maksud apabila terjadi perubahan flow feed harus secara gradual (bertahap) sehingga temperatur outlet heater / dapur tidak berubah secara ekstrim. Penurunan flow yang cepat mengakibatkan termperatur outlet heater meningkat tajam dan berakibat pada peningakatan temperatur reactor.

3.8.2 Kwalitas Feed (Sulphur Content)

Pada kondisi normal operasi, perubahan pada RIT untuk menyesuaikan perubahan pada kwalitas feed tidak diperlukan. Berpengaruh terhadap konsumsi hydrogen, sehingga kebutuhan hydrogen harus diantisipasi dengan kemampuan kompresor yang baik. Tetapi perubahan kualitas feed dapat menyebabkan perubahan pada kualitas produk.

3.8.3 Temperatur Outlet Heater

Temperatur memberikan efek yang signifikan dalam menunjang reaksi hydrotreating. Desulphurisasi meningkat jika temperatur dinaikkan. Reaksi desulphurisasi mulai terjadi pada temperatur 230C dan laju reaksi semakin meningkat seiring kenaikan temperatur, tetapi diatas 340C kenaikan temperatur hanya sedikit menaikkan jumlah senyawa sulphur yang terambil.

Sedangkan untuk penjenuhan olefin terjadi menyerupai reaksi desulphurisasi. Karena reaksi di reactor bersifat eksothermis maka kandungan olefin dan sulphur dalam feed harus dibatasi untuk menjaga agar ROT berada pada kisaran temperatur yang diijinkan. Pada suhu diatas 340C akan terjadi reaksi keseimbangan pada penjenuhan olefin, hal ini terjadi karena residual olefin di produk meningkat pada temperatur yang lebih tinggi.

Untuk menghindari terjadinya rekombinasi seperti residual olefin dan penbentukan merkaptan (H2S dengan olefin) maka dapat dihilangkan dengan menurunkan tekanan reactor.

3.8.4 Tekanan Reaktor

Tekanan reactor dipilih berdasarkan umur katalis yang diperlukan dan pertimbangan kwalitas produk. Pada tekanan reactor yang lebih tinggi, umumnya katalis akan efektif untuk waktu yang lebih lama dan derajat kesempurnaan reaksi akan lebih tinggi.

Penentuan tekanan operasi dipengaruhi oleh rasio hydrogen / yang diset didesain. Paramater ini menentukan tekanan parsial hydrogen dalam reactor. Pada setiap unit sudah didesain sedemekian rupa sehingga reaksi desulphurisasi dapat berlangsung dengan sempurna dibawah temperatur desain reactor. Sedikit perubahan pada tekanan atau jumlah gas hydrogen tidak akan menyebabkan perubahan yang signifikan pada kwalitas produk.

3.8.5 Temperatur HHP Separator

Temperatur yang rendah di HHP separator tidak diharapkan karena gas yang flash off di separator akan menurun. Hal ini akan menyebabkan vapor di strpper.

3.8.6 Tekanan HLP Separator

Tekanan yang tinggi di HLP Separator tidak disarankan, karena dengan temperatur liquid yang mulai turun maka gas yang terikut dalam liquid lebih tinggi dari yang diharapkan. Hal ini juga akan menyebabkan peningkatan vapor di stripper.

3.8.7 Konsumsi Hydrogen

Konsumsi hydrogen tergantung pada karakteristik / kwalitas feed dan kwalitas produk yang dikehendaki. Pembentukan karbon uagn terakumulasi di katalis harus dengan menjaga batasan minimum tekanan parsial hydrogen, sehingga tekanan operasi harus dinaikkan apabila terdapat impurity di suplai gas. Untuk kesempurnaan pengambilan sulphur diperlukan gas hydrogen dengan kemurnian (purity) minimum 70%.

3.8.8 Wash Oil dan Wash Water

Wash Water diinjeksikan dari kondensat separator. Wash Water dan wash oil disirkulasikan untuk menurunkan konsentrasi gas yang tidak diinginkan dalam recycle gas (meningkatkan kemurnian ) dan untuk melarutkan NH4Cl yang mungkin terbentuk dan menimbulkan kebuntuan. Dengan kemurnian recycle gas yang tinggi akan menyebabkan tekanan parsial gas hydrogen di reactor. Fresh wash oil dapat disuplai dari kerosene storage dipompa dengan pompa wash oil.

3.8.9 Kondisi Stripping

Stripping dilakukan untuk memenuhi spesifikasi produk yang dihasilkan. Kandungan H2S yang masih terikut dalam produk akan distripped dan berfungsi untuk menaikkan flash point produk (mengusir fraksi hydrocarbon ringahn yang masih terikut). Temperature yang terlalu tinggi akan menyebabkan naiknya produk gas flash off dalam overhead stripper. Untuk temperature yang terlalu rendah maka steam akan terkondensasi di bottom srtipper.

3.8.10 Teori Solar

Solar merupakan campuran kompleks hidrokarbon C15-C20, dengan trayek didih 260-315C, yang dihasilkan dari proses pengolahan minyak (distilasi atmosfir, Hydrocracker).

Agar memberi jaminan mutu bagi pelanggan khususnya dalam hal keselamatan dan kenyamanan, maka minyak solar harus mempunyai sifat-sifat yang meliputi :

· Sifat umum

Sifat umum minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Spesifik Gravity 60/60F, ASTM D-1298

Density, ASTM D-1298

· Sifat mutu pembakaran

Sifat mutu pembakaran minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Cetane Index, ASTM D-976

Cetane Number, ASTM D-613

Diesel Index

· Sifat penguapan

Sifat penguapan minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Distilasi, ASTM D-86

Flash Point, ASTM D-93

· Sifat pengkaratan

Sifat pengkaratan minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Kandungan Sulfur, ASTM D-1266

Copper strip corrosion, ASTM D-130

Strong Acid Number, ASTM D-974

Total Acid Number, ASTM D-974

· Sifat kebersihan

Sifat kebersihan minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Color, ASTM D-1500

Water Content, ASTM D-96

CCR, ASTM D-189

Ash Content, ASTM D-482

Sediment by Extraction, ASTM D-473

· Sifat kemudahan mengalir

Sifat kemudahan mengalir minyak solar ditunjukkan pada pengujian :

Viskositas Kinematik, ASTM D-445

Pour Point, ASTM D-97

· Sifat keselamatan

Sifat keselamatan minyak solar ditunjikkan pada pengujian :

Flash Point, ASTM D-93

IV.PEMBAHASAN

4.1 Kolom Solar Stripper

Kolom solar stripper merupakan bagian dari proses Hydrodesulphurization. Proses Hydrodesulphurization merupakan proses pemurnian secara katalitik yang menggunakan katalis dan hydrogen rich gas untuk mendekomposisi senyawa-senyawa impurities seperti sulphur, niitrogen, oksigen yang terkandung dalam minyak gas oil. Khususnya yang dihilangkan adalah senyawa sulphur. Sehingga dalam proses ini bertujuan untuk memperbaiki kwalitas dari distillate (gasoil) menjadi intermediate atau final produk. Produksinya adalah sweat gasoil sebagai komponen blending HSD (solar) atau kerosene.

Prinsip proses Unit 13 adalah proses reaksi hydrogenasi senyawa sulphur dalam minyak gasoil dengan bantuan katalis. Komposisi kimia katalis yang dipergunakan disesuaikan dengan karakteristik feed yang diproses. Karena merupakan proses desulphurisasi maka katalis yang digunakan dalam reaktor adalah metal aktif Cobalt Molibdenum (Co-Mo) on alumina (Al2O3).

Feed yang digunakan dalam unit HDS adalah light gas oil (LGO) dan heavy gas oil (HGO). Proses di reaktor didesain pada tekanan 53-55 kg/cm2 dan temperatur 360C. Setelah melalui proses pemisahan liquid dan vapor di separator maka LGO/HGO akan distripped dan didried dengan maksud untuk mengatur flash point dan water content sesuai spesifikasi yang berlaku.

4.2 Peralatan Utama dan Fungsinya

4.2.1 Reaktor

Alat ini berfungsi untuk pemanasan feed sehingga dapat menghilangkan / mengurangi kandungan sulfur yang masih terikut dalam feed.

4.2.2 HE (Heat Exchanger)

Alat ini digunakan untuk memanaskan feed yang akan masuk furnace dengan cara pertukaran panas.

4.2.3 Separator

Alat ini berfungsi untuk memisahkan liquid dan gas yang terkandung dalam minyak.

4.2.4 Furnace

Alat ini bertugas untuk memanaskan feed agar tercapainya proses yang diinginkan.

4.2.5 Pompa

Alat ini digunakan untuk memindahkan fluida dari satu tempat ke tempat yang lain.

4.2.6 Ejector

Alat ini berfungsi untuk membuat kevakuman pada kolom stripper agar dapat memisahkan fraksi-fraksi ringan yang masih terkandung dalam feed.

4.2.7 KO Drum

Alat ini digunakan untuk memisahkan gas yang terikut dalam feed.

4.2.8 Condensor

Alat ini berfungsi untuk mendinginkan fluida dengan cara pertukaran panas.

4.3 Aliran Proses

Unit Hydrodesulphurization Fuel Oil Complex I pada dasarnya dapat dikelompokkan menjadi :

- Reactor Section

- Separator Section

- Compressor Section

- Stripping & Drying Section

4.3.1 Reactor Section

Feed unit HDS FOC I yaitu LGO dihasilkan dari distilasi di CDU Unit 1100 dan ditampung di tangki storage 33T-1. feed dipompa dengan menggunakan pompa 13 P-1. Di downstream flow control valve, feed bergabung dengan gas hydrogen (fresh dan recycle) kompresor 13K-1 A/B. Combine feed kemudian memasuki heat exchanger 13E-1CD/AB melalui shell side, kemudian dipanaskan dengan fuida effluent rector yang melewati tube side (counter corrent flow). Aliran combine feed mengalir ke heater 13F-1 di split ke dalam 4 pass sebelum memasuki heater. Panas dihasilkan dari pembakaran fuel oil / fuel gas dan dikontrol (setting 317C) yang dipasang pada sebuah titik di downstream gabungan ke empat pass yang keluar heater. Untuk unit 1300 bahan bakar di 13F-1 disuplai dari fuel gas system. Combine feed keluar heater dalam kondisi 100% vapor memasuki bagian atas reaktor 13R-1 dan mengalir ke bawah (downward) melalui bed katalis. Tekanan proses di

reaktor sekitar 40 kg/cm2. Reaksi hydrotreating terjadi di reaktor dan merupakan reaksi yang bersifat eksothermis (menghasilkan panas) sehinggga temperatur outlet reaktor lebih tinggi dari temperatur inlet reaktor (322C) Effluent reactor mengalir melalui tube side 13E1AB/CD dan temperatur combine feed turun menjadi berkisar 122C. Wash water diinjeksikan di line efflluent reactor antara 13E-1C dan 13E-1D. Injeksi wash water dipompa dengan 13P-3 yang memompakan kondensat dari accumulator 13V-7.

4.3.2 Separator Section

Di bagian ini terdiri dari empat separator, yaitu Hot Hi/Lo Pressure separator (HHP separator 13V-3 dan HLP Separator 13V-4) dan Cold Hi/Lo Pressure Separator (CHP Separator 13V-5 dan CLP Separator 13V-6). Dari produk heat exchanger effluent reactor yang berupa H2O, H2, H2S dan hydrocarbon diakumulasikan dalam HHP separator 13V-3 dimana gas dan cairan dipisahkan. Didalam separator dipasang vertical wire mesh blanket coalescer untuk memastikan pemisahan gas, air dan cairan hydrocarbon terjdi secara sempurna. Separator juga dilengkapi boot leg untuk mengumpulkan air yang diinjeksikan untuk penghilangan garam-garam. Air ini ditekan ke CLP Separator 13V-6 dan dikontrol menggunakan 13LIC-007 untuk menjaga supaya tidak ada cairan hydrocarbon yang terbawa. Liquid hydrocarbon dialirkan ke HLP Separator 13V-4 dikontrol dengan menggunakan 13LIC-006 dengan temperatur sekitar 118C. Dari 13V-4 liquid kemudian dialirkan ke stripper berdasarkan beda tekanan. Gas yang meninggalkan separator 13V-3 akan dikondensasikan melalui fin-fan 13E-2 kemudian dialirkan dalam CHP Separator 13V-5 Gas yang meningggalkan separator 13V-5 akan menuju ke recycle gas kompresor 13K-1A/B. Air akan ditampung di boot leg dan ditekan ke CLP Separator 13V-6. Liquid hydrocarbon juga kemudian ditekan ke CLP Separator 13V-6 dan setelah mengalami pemisahan lagi maka akan digunakan sebagai wash oil dan dipompa dengan 13P-2/2A disirkulasikan ke line effluent vapor 13V-3 dan sebagian dialirkan ke tangki slop untuk diolah kembali. Gas yang masih dihasilkan dari separator 13V-6 akan dibuang ke flare. Air yang terakumulasi dalam boot leg 13V-6 akan diproses kembali di Unit 1700 Sour Water System.

4.3.3 Compressor Section

Keperluan gas hydogen disuplai oleh kompresor 13K-1A/B dimana pada kondisi normal 13K-1A beroperasi sedangkan 13K-1B pada posisi stand by. Gas hydrogen yang dikompresikan terdiri dari dua macam yaitu recycle gas yang berasal dari CLP Sepatator 13V-5 dan make up fresh gas yang yang merupakan hydrogen rich gas dari Unit 1400 Platformer. Tiap kompresor terdiri dari 3 silinder, satu silinder untuk recycle gas dan dua silinder lain untuk fresh gas. Sebelum dikompresikan, gas hydrogen (fresh dan recycle) terlebih dahulu dimasukkan dalam knock out drum (13V-1, 13V-2, 13V-9) yang berfungsi untuk memisahkan komponen liquid yang mungkin terikut. Liquid yang terpisahkan di masing-masing KO drum selnjutnya dialirkan ke CLP Separator 13V-6 untuk kemudian diproses di Unit 1700. Recycle gas dari CHP Separator 13V-5 dimasukkan dalam KO drum 13V-2 kemudian dikompresikan di 13K-1A/B. Fresh gas dari 14K-1 dimasukkan kedalam KO drum 13V-1 kemudian dikompresikan melalui silinder pertama (first stage). Akibat dikompresi maka temperatur gas hydrogen naik menjadi 105C. Sebelum dikompresikan lagi di second stage, maka harus didinginkan melalui cooler 13E-10 dengan media pendingin cooling water. Kemudian effluent dari 13E-10 dimasukkan terlebih dahulu ke dalam KO drum 13V-9. Setelah tidak terikut liquid maka dikompresikan melalui silinder kedua (second stage) sehingga tekanan naik menjadi 45 kg/cm2. Effluent 13K-1A/B (fresh dan recycle) dalam satu line akan bergabung dengan aliran (flow) feed dari pompa 13P-1 sebagai combine feed.

4.3.4 Stripping & Drying Section

Hydrocarbon cair dari HLP Separator 13V-4 diatur dengan 13LIC-010 dialirkan by press (berdasarkan beda tekanan) melalui shell side heat exchanger 13E-4 untuk di preheat. Media pemanas adalah MP steam. Temperatur effluent 13E-4 dikontrol menggunakan 13TIC-010. Temperatur sebelum masuk stripper berkisar 147C. Effluent 13E-4 kemudian masuk ke stripper column C-1. fungsi dari stripper adalah menghilangkan hydrogen, fraksi ringan, air dan kontaminan hasil samping seperti H2S. Stripper terdiri dari 20 tray. Pinsip dari stripper adalah terjadinya kontak antara hydrocarbon dengan steam secara counter corrent flow. Sehingga fraksi ringan yang masih terikut dalam liquid akan terbawa bersama uap (steam) ke 13E-5. Selain itu dengan adanya MP steam akan menurunkan tekanan parsial stripper dan dengan temperatur sekitar 147C maka fraksi ringan akan menguap. Dengan semakin sedikitnya fraksi ringan dalam liquid akan berpengaruh terhadap nilai flash point produk. Sehingga itu jumlah fraksi ringan yang terikut ke column drier sangat tergantung dari proses di stripper. Input panas untuk membangkitkan vapor disuplai oleh MP steam dengan temperatur 314C dan tekanan 18 kg/cm2. Di unit stripper inilah untuk memenuhi spesifikasi produk yaitu untuk mengatur nilai flash point DLGO. Liquid di bottom stripper (temperatur 147,5C) kemudian didinginkan melalui fin-fan 13E-6 sehingga temperatur turun menjadi 100C. Effluent bottom stripper kemudian dimasukkan dalam column vacuum (drier) dengan tekanan 60 mmHg. Kondisi vacuum dimaksud untuk menghilangkan kandungan air (water content) dari kondensasi steam pada saat di stripper yang terikut dalam liquid hydrocarbon. Dengan kondisi vacuum / tekanan rendah maka akan menurunkan titik didih air dan gas-gas ringan sehigga akan menguap dan dialirkan lewat overhead column vacuum ke 13E-8. Kondisi kevacuuman dibuat dengan ejector 13J-1A/B. Precondenser 13E-8 mengkondensasikan sebagian fraksi ringan hydrocarbon dan steam sampai suhu 45C. Liquid yang terpisah akan masuk ke ejector separator 13V-8. Gas yang tidak terkondensasi di 13E-8 akan ditarik oleh 13J-1A. Effluentnya didinginkan di intercooler 13E-9A, hasil kondensasinya masuk ke ejector separator 13V-8. kemudian gas yang masih belum terkondensasi ditarik kembali dengan ejector 13J-1B second stage. Effluentnya dikondensasikan di intercooler 13E-9B, hasil kondensasinya masuk ke 13V-8. Air yang terakumulasi di 13V-8 kemudian dipompa dengan 13P-6 untuk diproses di Unit 1700 SWS, sedangkan hydrocarbon akan dipompa dengan 13P-5A/B untuk dimasukkan dalam tangki slop.

Jumlah water content dalam produk secara kasat mata dapat dilihat. Produk dikatakan kering (clear) apabila tidak terdapat semacam kabut dalam DLGO. Bila masih mengandung air maka produk dikatakan cloudy. Untuk kondisi cloudy bisa disebabkan karena kondisi kevakuman yang tidak optimal. Untuk mengurangi kandungan air tersebut bisa dilakukan dengan pemisahan berdasarkan perbedaan SG air dan DLGO dalam tangki storage. Jika air sudah settle (dalam tangki berada dibawah DLGO karena SG air lebih besar) maka bisa didrain. Effluent dari bottom 13C-2 akan ditarik dengan pompa 13P-4A/B dikontrol dengan menggunakan 13LIC-019. dengan temperatur effluent yang masih tinggi maka dilewatkan fin-fan 13E-7 sehingga temperatur turun menjadi 46C. Sebelum masuk ke DLGO tank storage 33T-8 maka masuk dalam intercooler 13E-11 dengan media pendingin tempered water. Temperatur sebelum masuk tangki sekitar 45C.

4.4 Permasalahan dan Cara Mengatasinya

Ø Crash Shut Down

Karena adanya crash shut down (stop unit secara cepat) dapat mengakibatkan adanya kerusakan dan katalis yang tidak bisa diperbaiki lagi.

Hal tersebut boleh terjadi apabila benar-benar bahaya terhadap manusia dan peralatan itu sendiri. Perubahan suhu yang menadadak dapat mengakibatkan bocoran pada flange dan timbul api.

Beberapa petunjuk prosedur untuk shut down unit secara cepat:

1. Matikan dapur 13F-1 dan segera buka snuffing steam ke dapur.

2. Matikan aliran fresh gas.

3. Matikan pompa feed 13P-1 dan pompa wash oil 13P-2.

4. Matikan steam dan pompa yang ada pada seksi stripper.

5. Buang terkanan HP separator dengan menggunakan hand valve 13 HC-002 dari panel, bila mungkin kecepatan penurunan 2.5 kg/cm2 tiap menit.

6. Bila tekanan HP system telah turun sampai 8.0 kg/cm2 matikan kompresor 13K-1 A/B.

7. Bila keadaan daruat memaksakan pengosongan minyak yang ada dalam vesel dan kolom, prosedur yang paling baik dapat diambil sbb:

a) Kurangi level pada 13V-3 dan 13V-5 melalui fasilitas by pass pada aliran buangan liquidnya.

b) Pisahkan seksi reaktor dengan seksi lain.

c) Turunkan level pada 13V-4 dan 13V-6 melalui fasilitas by pass pada aliran buangan liquidnya. Turunkan level pada 13C-1 melalui 13C-2 dengan pompa demikian pula untuk 13V-7.

8. Bila seksi reaktor harus dipurging, uang tekanan tutup kerangan liquid dari HP separator, kemudian masukkan nitrogen sampai akhirnya tekanan lebih tinggi dari atmosfer. Purging pula kompresor dengan nitrogen

Ø Kegagalan Listrik

Bila ada kegagalan listrik maka semua peralatan yang menggunakan listrik akan mati.

o Semua pompa

o Semua kompresor

o Semua instrrumen yang menggunakan tenaga listrik

o Fin fan

o Lampu penerangan

Tindakan yang bisa diambil :

1. stop pemanasan, matikan steam kedalam ruang pembakaran.

2. blok pompa feed dan HP system.

3. stop stripper dan dryer.

Tergantung pada lamanya kegagalan listrik, maka prosedur yang dapat diambil adalah :

a) bila kegagalan listrik sangat sebentar biasanya akibat yang terjadi tidak seperti yang diterangkan diatas. Misalnya : beberapa kompresor dan pompa akan mati dan secepatnya dijalankan pompa/kompresor cadangan tanpa harus mengganggu operasi.

b) Bila kegagalan terjadi dalam waktu yang relatif lama dan terpaksa unit harus shut down maka sebisa mungkin diterapkan prosedur normal shut down.

Ø Kegagalan Air Pendingin

Pada kegagalan air pendingin akan berakibat terhadap pendingin bearing pompa dan kondensor 13E-8 dan 13E-9 A/B.

Bila berdasar pertimbangan unti harus stop, maka :

1. matikan dapur, jalankan snuffing steam dapur.

2. matikan semua pompa dan tutup kerangan discharge, dimulai dari pompa feed 13P-1.

3. alirkan produk ke slop bila diperlukan.

4. bila suhu discharge kompresor telah mencapai 125C, kompresor dapat dimatikan.

5. tindakan selanjutnya sebisa mungkin diterapkan prosedur normal shut down.

Ø Keadaan Darurat Dapur

Keadaan dapur dapat terjadi bila ada kebocoran tubes. Tindakan yang dapat diambil adalah sbb :

Matikan semua api dengan menggunakan “push button emergency” di panel dan di local area dekat manifold snuffing steam. Selanjutnya stop unit sesuai prosedur “crash shut down”.

Catatan :

Jangan menggunakan alat pemadam api sebelum gas hydrogen dan hydrocarbon habis terbakar di dapur.

Ø Kegagalan Angin Instrumen

Kegagalan total angin instrumen adalah sangat kecil kemungkinannya. Bila hal ini terjadi, semua unit akan tertutup secara otomatis. Sehingga tindakan yang bisa diambil adalah harus berpikiran bahwa unit akan segera dijalankan bila dikehendaki.

Cara mengatasinya :

1. blok aliran fuel gas dan fuel oil dapur 13F-1, jalankan snuffing steam

2. stop semua pompa dan tutup kerangan discharge.

3. blok aliran liquid dari 13V-3 dan 13V-5.

4. tahan level pada dyrer dan stripper, bila perlu alirkan produksi ke slop system.

5. bila kegagalan angin instsrumen berlangsung lama berdasar pertimbangan yang ada maka unit bisa total shut down.

Ø Kegagalan Kompresor atau suply fresh gas

1. kerusakan mekanis dari salah satu kompresor, bila terpaksa kompresor cadangan.

2. kerusakan mekanis dari kedua kompresor yang ada berarti unit harus shut down.

3. kehilangan aliran fresh gas tindakan yang bisa diambil adalah untuk meminimize terjadinya pembentukan coke dalam katalis karena tekanan akan turun.

a. Secepatnya turunkan temperatur dari feed.

b. Jika fresh gas tidak bisa diperbaiki dengan segera, selanjutnya unit harus shut down, sebisa mungkin diatur normal shut down.

Ø Kegagalan Pompa Feed

Bila kegagalan mekanis pada feed 13P-1 maka pompa wash oil 13P-2 dapat dipakai sebagai pompa feed. Operasi tanpa ada sirkulasi was oil (tidak ada pemurnian H2 recycle gas) dapat diijinkan dalam jangka waktu tertentu maksimum 1 minggu.

4.7 Fasilitas Keselamatan Kerja dan Lingkungan

Fasilitas penunjang keselamatan kerja dan lindungan lingkungan yang disediakan pada proses pengoperasian kolom 11C-1, pada umumnya sama dengan fasilitas KKKLL yang disediakan untuk pengoperasian kilang minyak, seperti :

a. Fasilitas untuk keselamatan kerja antara lain :

1. Sarung tangan yang terbuat dari kulit dan karet.

2. Pelindung kepala (safety helmet).

3. Alat pelindung pernafasan (masker).

4. Pelindung telinga (ear plug dan ear muff).

5. Pelindung mata (kaca mata atau goggle).

6. Sepatu safety yang terbuat dari kulit dan karet.

b. Fasilitas pemadam kebakaran diantaranya :

1. Alat pemadam api ringan (APAR).

2. Fire hydrant dan perlengkapannya.

3. Fire blanket (foam) dan perlengkapannya.

4. Water springkle untuk pengamanan peralatan seperti pompa.

5. Mobil pemadam kebakaran yang selalu siaga.

c. Fasilitas lindungan lingkungan

1. Disediakan oil sump atau CPI untuk menampung buangan minyak, kemudian dipompakan dengan pompa 10P-1 dan pompa 10P-2 ke tangki slop 34T-4.

2. Disediakan unit sour water stripper yang mengolah air limbah dari unit-unit, kemudian stripped water nya dapat digunakan kembali sebagai tambahan untuk wash water desalter.

http://stripper-novanesk.blogspot.com/