PENGILANGAN MINYAK BUMI DAN NABATI DHDT (DESTILLATE HYDROTREATER)

oleh Aldi Okta Priyatna Arbhy Indera I Dedi Meier Silaban Fitri Lasmini Indah Fitriani Nia Amelia Nurul Annisa Silvia Rahmi Yopalim Zanstra (kelas B) (kelas A) (kelas B) (kelas C) (kelas A) (kelas A) (kelas B) (kelas A) (kelas A)

JURUSAN SARJANA TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS RIAU PEKANBARU 2011

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis sampaikan kepada Tuhan Yang Maha Esa yang telah memberikan limpahan rahmat dan hidayah-Nya makalah tentang Destilat Hydrotreating (DHDT). . Pada kesempatan ini kami mengucapkan terima kasih kepada dosen pembimbing mata kuliah ini yang mana telah banyak memberikan arahan sehingga makalah ini dapat diselesaikan dengan baik, demikian juga kepada semua pihak yang telah membantu penyelesaian makalah ini sehingga dapat menyelesaiakan

Kami menyadari dalam menulis makalah ini masih banyak kekurangan ,oleh karena itu diharapkan penulisan makalah ini. kritik dan saran yang bersifat membangun demi perbaikan

Pekanbaru, Oktober 2011

Penulis

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ........................................................................................................... i DAFTAR ISI ........................................................................................................................ ii BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang................................................................................................................ 1 1.2 Tujuan ............................................................................................................................. 4 BAB II ISI 2.1 Distillate Hydrotreater .................................................................................................... 5 2.2 Teori Proses Dehydrotreating ......................................................................................... 5 2.2.1 Penjenuhan Olefin ................................................................................................. 6 2.2.2 Reaksi Penghilangan Belerang .............................................................................. 6 2.2.3 Penghilangan Nitrogen .......................................................................................... 7 2.2.4 Penghilangan Oksigen .......................................................................................... 8 2.2.5 Penghilangan Logam ............................................................................................. 8 2.2.6 Penghilangan Halida ............................................................................................. 9 2.2.7 Lain-Lain ............................................................................................................... 9 2.3 Feed dan Produk Hydrotreating...................................................................................... 9 2.4 Deskripsi dari Aliran Proses .......................................................................................... 10 2.4.1 Seksi Reaktor........................................................................................................ 10 2.4.2. Reactor feed and combined feed /effluent exchanger ........................................ 11 2.4.3. Reactor Charge Heater 220-H1 .......................................................................... 11 2.4.4. Reaktor 220-V2 dan Reaktor 220-V3 ................................................................ 12 2.4.5. Fin fan Condenser 220-E2 ABCD dan High Pressure Separator 220V4 ........... 12 2.5. Seksi Fraksionasi ......................................................................................................... 13 2.5.1. Product Stripper 220-V8 .................................................................................... 14 2.5.2. Product Splitter 220-V10 ................................................................................... 14 2.6. INFORMASI PERANCANGAN ................................................................................ 15 2.6.1 Diskripsi ............................................................................................................. 15

2.6.2 Basis Perancangan (Design basis) ..................................................................... 15 2.6.2.1 Rate Of Flow .................................................................................................... 15 2.6.2.2 Kualitas Umpan (Quality of feed) .................................................................. 16 2.7. VARIABEL -VARIABEL PROSES ........................................................................... 16 2.7.1. Temperatur Reaktor............................................................................................ 16 2.7.2. Feed Boiling Range ............................................................................................ 16 2.7.3. Liquid Hourly Space Velocity (LHSV) ............................................................. 17 2.7.4. Hydrogen purity - Tekanan parsial hidrogen .................................................... 17 2.7.5. Hydrogen / Hydrocarbon Ratio .......................................................................... 17 2.8. P E R A L A T A N ................................................................................................... 18 2.8.1. REAKTOR (220-V2 & 220- V3) ..................................................................... 18 2.8.1.1. Tipe reaktor................................................................................................ 18 2.8.1.2. Tipe inlet distributor dan distributor tray untuk reaktor no.1 (220-V2) . 18 2.8.2. CHARGE PUMP (220 -P1 A/B) ....................................................................... 18 2.8.3. RECYCLE & MAKE UP COMPRESSOR (220-C1A/B) ................................ 19 2.8.4. CHARGE HEATER ( 220-H1) ........................................................................ 19 BAB III PENUTUP 3.1 Kesimpulan ................................................................................................................... 20 3.2 Saran ............................................................................................................................. 21 Daftar pustaka ...................................................................................................................... 22 Lampiran ............................................................................................................................. 23

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang Pertamina didirikan berdasarkan UU No. 08 tahun 1971 dengan nama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara. Bidang usahanya adalah melaksanakan pengelolaan minyak dan gas bumi untuk memperoleh hasil yang sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat dan negara serta memenuhi kebutuhan bahan bakar migas dalam negeri. Dalam bidang pengolahan minyak bumi, sampai saat ini Pertamina memiliki tujuh unit pengolahan yang tersebar di beberapa daerah di Indonesia, antara lain:

Tabel 1.2 Kapasitas Unit Pengolahan Pertamina di IndonesiaNo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Unit Pengolahan Unit Pengolahan (UP) I Unit Pengolahan (UP) II Unit Pengolahan (UP) III Unit Pengolahan (UP) IV Unit Pengolahan (UP) V Unit Pengolahan (UP) VI Daerah Pangkalan Brandan Dumai & Sei Pakning Plaju & Sungai Gerong Cilacap Balikpapan Balongan Kapasitas (Barrel/hari) 5.000 180.000 134.000 300.000 252.000 125.000 10.000 1.010.000

Unit Pengolahan (UP) VII Kasim Sorong JUMLAH

Sumber : Litbang PE UP II Dumai Note : UP I idle/ dihentikan produksinya

Saat ini, Pertamina UP II dumai mengoperasikan 2 buah kilang, dengan kapasitas total sekitar 180 MBSD, yaitu : 1. 2. Kilang Minyak Putri Tujuh Dumai, dengan kapasitas 130 MBSD Kilang Minyak Sei Pakning dengan kapasitas 50 MBSD

Pembangunan kilang Pertamina Unit Pengolahan II Dumai dilaksanakan mulai bulan April 1969 dan merupakan hasil kerjasama Pertamina dengan Far East Sumitomo Japan. Pembangunan kilang dikukuhkan dalam SK direktur utama Pertamina No.334/Kpts/DM/1967. Pelaksanaan teknis pembangunan dilaksanakan oleh kontraktor asing, yaitu: 1. IHI ( Ishikawajima-Harima Heavy Industries) untuk pembangunan mesin dan instalasi. 2. TAISEI construction, Co, untuk pembangunan konstruksi kilang. Unit yang pertama didirikan adalah Crude Distilation Unit (CDU/100) yang selesai pada bulan Juni 1971. Unit ini dirancang untuk mengolah minyak mentah jenis Sumatera Light Crude (SLC) dengan kapasitas 100 MBSD. Tetapi saat ini, Pertamina UP II Dumai beroperasi dengan menggunakan bahan baku SLC 85 % dan Duri Crude Oil 15 %, dengan kapasitas pengolahan rata-rata 127 MBSD. Peresmian kilang ini dilakukan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 8 September 1971 dengan nama Kilang Putri Tujuh. Produk yang dihasilkan dari kilang ini antara lain: Naphtha Kerosene Solar/Automotive Diesel Oil (ADO) Bottom Product berupa 55 % volume Low Sulphur Wax residu (LSWR) untuk diekspor ke Jepang dan Amerika Serikat. Pada tahun 1972, Kilang Putri Tujuh mengalami perluasan untuk mengolah bottom product menjadi bensin premium dan komponen mogas dengan mendirikan unit-unit baru seperti: 1. Platforming Unit. 2. Naphtha Rerun Unit. 3. Hydrobon Unit. 4. Mogas Component Blending Plant.

Perluasan selanjutnya dilakukan pada tanggal 2 April 1980 dengan ditandatanganinya persetujuan perjanjian kerjasama antara Pertamina dengan Universal

Oil Product (UOP) dari Amerika Serikat dengan kontraktor utama Technidas Reunidas Centunion dari Spanyol berdasarkan lisensi proses dari UOP. Setelah proyek perluasan ini selesai dibangun, kilang baru ini diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 16 Februari 1984. Proyek ini mencakup beberapa proses dengan teknologi tinggi yang terdiri dari unit-unit proses sebagai berikut : 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. High Vacuum Distillation Unit (110) Delayed Coking Unit (140) Coke Calciner Unit (170) Naphtha Hydrotreating Unit (200) Hydrocracker Unibon (211/212) Distillate Hydrotreating Unit (220) Continous Catalyst Regeneration-Platforming Unit (300/310) Hydrobon Platforming Unit/PL-1 (301) Amine-LPG Recovery Unit (410) Hydrogen Plant (701/702) Sour Water Stripper Unit (840) Nitrogen Plant (940) Fasilitas penunjang operasi kilang (utilitas) Fasilitas tangki penimbun dan dermaga baru. Kilang Minyak Sei Pakning dibangun pada tahun 1968 oleh Refining Associater (Canada) Ltd atau Refican dan selesai pada tahun 1969, dengan kapasitas desain 25 MBSD. Beberapa sejarah penting Kilang Sei Pakning: 1. 2. 3. 4. Penyerahan kilang dari pihak Refican pada Pertamina pada tahun 1975 Peningkatan kapasitas produksi menjadi 35 MBSd pada tahun 1977 Peningkatan kapasitas produksi menjadi 40 MBSD pada tahun 1980 Peningkatan kapasitas produksi menjadi 50 MBSD pada tahun 1982.

Beberapa jenis Bahan Bakar Minyak (BBM) yang telah diproduksi oleh Kilang Pertamina UP II Dumai saat ini adalah : 1. 2. Premium Jet Petroleum Grade

3. 4. 5.

Aviation Turbin. Kerosin Automotive Diesel Oil (ADO)

Sedangkan non-BBM antara lain : 1. 2. LPG Green Coke. Saat ini, Pertamina UP II Dumai berencana untuk menghasilkan produk baru dengan nama solar plus untuk bahan bakar busway.

1.2. Tujuan Penjelasan mengenai DHDT dari berbagai sisi,dicontohkan disini DHDT Pertamina UP II Dumai, membantu kita memahami mulai dari pengertian , fungsi, hingga cara kerja, serta instrumen instrumen yang digunakan pada unit proses ini. Selain itu juga untuk memenuhi tugas pengilangan minyak bumi dan nabati.

BAB II ISI

2.1 DISTILLATE HYDROTREATER Distillate Hydrotreating adalah suatu proses hidrogenasi katalitik dengan menggunakan katalis terseleksi untuk memperbaiki (improve) kualitas cracked diesel atau light coker gas oil. Proses hydrotreating bertujuan mengolah Light Coker Gas Oil (LCGO) dari Delayed Coker Unit (DCU) dengan menjenuhkan material yang tidak stabil dari hasil cracking dan membuang impurities seperti sulfur dan nitrogen dengan bantuan gas hydrogen bertekanan. Campuran produk dari hasil reaksi dipisahkan dikolom stripper dan splitter. Unit DHDT Pertamina UP II dirancang untuk mengolah 12,659 BPSD

LCGO. Light Coker Gas Oil (LCGO) dihasilkan oleh Delayed Coking Unit (DCU). LCGO mengandung sejumlah unsaturated material dan impurities. Melalui proses

hydrotreating unsaturated material dikonversi ke saturated material dan impurities dihilangkan dari minyak (oil). Unit Unibon Hydrotreater menggunakan katalis UOP jenis S-12. Katalis ini terdiri dari oksida cobalt dan molybdenum yang dimasukkan (impregnated) pada base alumina. Selama periode start up oksida logam (metal oxides) dikonversi kedalam bentuk sulfida yang akan mem-promote aktivitas katalis selama operasi normal. Reaksi hidrogenasi muncul dalam reaktor dan effluent reaktor diumpankan ke seksi fraksionasi untuk pemisahan. Produk dari Unit Distillate Hydrotreating adalah Light Kero sebagai komponen produk kero atau sebagai komponen produk diesel.

2.2. TEORI PROSES DEHYDROTREATING. Unibon Distillate Hydrotreating adalah suatu proses hidrogenasi katalitik dengan menggunakan katalis terseleksi untuk memperbaiki (improve) kualitas cracked diesel atau light coker gas oil. Ada 2 tujuan reaksi hydrotreating, pertama adalah penjenuhan dari material yang

tidak jenuh (unsaturated) dan yang kedua adalah reaksi penghilangan impurities.

Reaksi hydrotreating di-promote oleh katalis S-12, yang dirancang UOP dan severitas reaksi akan tergantung pada variabel-variabel proses operasi. Contoh Reaksi Hydrotreating : 2.2.1. Penjenuhan olefin (Olefin saturation) :

a. (Linear Olefin). C-C-C-C-C=C + H2 ---> C-C-C-C-C-C (dan isomers)

b. (Cyclic olefin) Aromatic

C C C + H2 -----> C C Catatan: C C C

C C --------> C C C C

C C

C C

Beberapa penjenuhan aromatik dapat muncul, akan tetapi pada tekanan rendah (500 psig ) hal ini akan dibatasi.

2.2.2. Reaksi Penghilangan Belerang. (Sulfur removal reaction).

a. Merkaptan.

C - C - C - C - SH + H2 ------ > C - C - C - C + H2S

b. Sulfide.

C - C - S - C - C + 2 H2 ------ > 2 C - C + 2 H2S

c. Disulfide.

C-C-S-S-C-C

+ 3 H2 ------ > 2 C - C + 2 H2S

d. Sulfida Siklis (Cyclic Sulfide).

C

C

C

C

C

+ 2 H2 ------ > C - C - C - C

( dan C - C - C ) + H2S

S

e. Thiophenic.

C

C

C

+ 4 H2

------ > C - C - C - C

( dan C - C - C ) + H2S

C

C

S

2.2.3. Penghilangan Nitrogen (Nitrogen Removal). a. Pyridine. C C C C + 5 H2 ------ > C - C - C - C - C ( C - C - C - C ) + NH3

C N

C

b. Quinoline. C C C C C C C C

C C

C N

C + 4 H2 -----> C C

C

C

C

C

+

NH3

c. Pyrrole.

C

C

C

C N

C

+ 4 H2 ----> C - C - C - C ( dan C - C - C ) + NH3

H

2.2.4. Penghilangan Oksigen (Oxygen Removal).

Phenole

C C C C

C C

C C OH

C

+ H2

-------->

C C

C

+ H2O

2.2.5. Penghilangan Logam (Metal Removal).

Mekanisme dekomposisi senyawa organometalik tidak diketahui dengan baik. Selama operasi normal logam-logam ini akan sedikit demi sedikit terakumulasi pada puncak (top) bed katalis oleh kombinasi antara absorbsi dan reaksi kimia. Pada tingkat tertentu dari akumulasi logam di bed katalis, katalis harus diganti dengan katalis yang fresh. Logam tidak dapat dihilangkan dari katalis dengan regenerasi.

2.2.6. Penghilangan halida. (Halide Removal). Halida organik terdekomposisi di dalam reaktor dan garam anorganik yang dihasilkan dilarutkan dengan injeksi air ke efluen reaktor.

2.2.7. Lain - lain. Beberapa proses hydrocracking mungkin terjadi, khususnya pada saat akhir dari cycle operasi dimana temperatur reaktor naik. Reaksi hydrocracking dibatasi untuk menjaga produk overhead tidak melampaui 1-2 %vol dari satuan umpan, dibawah keadaan yang normal. Semua reaksi hydrotreating adalah eksotermis karena itu temperatur outlet reaktor dibatasi sekitar 400 C maksimum atau delta temperatur pada sekitar 55C maksimum. 2.3. Feed dan Produk Hydrotreating Unit hydrotreating dapat berupa naphtha hydrotreater atau distillate/diesel hydrotreater. Umpan naphtha hydrotreater adalah naphtha yang dapat berupa straight run naphtha, naphtha dari tangki penyimpan, ataupun cracked naphtha. Jika umpan naphtha berasal dari tangki maka harus diyakinkan bahwa tangki dilengkapi dengan gas atau nitrogen blanketing. Jika tangki tidak dilengkapi dengan gas atau nitrogen blanketing, maka naphtha kemungkinan akan bereaksi dengan oksigen (yang berasal dari udara; biasanya tangki naphtha adalah floating roof yang sangat mungkin terdapat kebocoran seal sehingga dapat menyebabkan udara luar masuk ke dalam tangki) yang kemudian akan menyebabkan terbentuknya gums. Gums ini biasanya terbentuk pada preheater atau bahkan pada permukaan katalis. Sedangkan umpan distillate/diesel hydrotreater adalah straight run diesel atau cracked diesel. Jika mengolah cracked diesel, maka perlu diketahui batasan maksimumnya karena cracked diesel membawa cracked material/olefin yang akan

mempengaruhi operasi hydrotreater. Selain itu cracked diesel sangat mungkin mengandung nitrogen yang tinggi. Kandungan nitrogen yang tinggi akan mempengaruhi tingkat color stability produk diesel. Produk unit hydrotreating dapat berupa hydrotreated heavy naphtha atau hydrotreated diesel. Hydrotreated heavy naphtha merupakan intermediate product yang kemudian merupakan umpan unit platforming. Hydrotreated heavy naphtha harus mempunyai kandungan sulfur dan nitrogen maksimum 0,5 ppmwt dan kandungan logam maksimum 2 ppmwt. Sedangkan hydrotreated diesel merupakan produk jadi siap dipasarkan dengan kandungan sulfur antara 10 ppmwt, 30 ppmwt, atau 500 ppmwt.

2.4. Diskripsi dari Aliran Proses (Description of Process Flow) Unit Distillate HDT terdiri dari sebuah seksi reaktor dan sebuah seksi fraksionasi. Pada seksi reaktor, umpan dicampur dengan hydrogen rich recycle gas stream, dipanaskan di combined feed exchanger serta di fired heater dan kemudian mengalir kedalam reaktor. Didalam reaktor ini perbaikan yang diinginkan dari light coker gas oil terjadi. Efluen produk reaktor dipakai sebagai media pemanas di combined feed exchanger. Pendinginan akhir dari efluen reaktor dicapai di fin fan condenser. Air diinjeksikan ke efluen reaktor sebelum memasuki condenser dengan tujuan untuk mencegah deposisi (deposition) dari garam-garam yang dapat menyebabkan korosi (corrode) dan penyumbatan (foul) condenser. Setelah didinginkan, produk masuk ke High Pressure Separator, dimana hydrocarbon liquid, air dan gas di-recycle sebagai recycle gas dan sejumlah kecil gas di-vent ke fuel gas system untuk menjaga minimum 75 % H2 di recycle gas. Air di-drain dari water boot dan hydrocarbon liquid di kirim ke seksi fraksionasi, dimana ia dipisahkan menjadi light dan heavy kerosene.

2.4.1 Seksi Reaktor. Seksi reaktor terdiri dari : a. Reactor feed and combined feed / effluent exchanger. b. Reactor charge heater 220-H1. c. Reactor 220-V2 dan 220-V3.

d. Fin fan condenser 220-E2 ABCD. 2.4.2. Reactor feed and combined feed /effluent exchanger . Umpan untuk Unit Distillate Hydrotreating adalah LCGO dari trim cooler di Unit Delayed Coking. Ia mengalir ke Feed Surge Drum 220-V1 melalui line 6. Surge Drum dilengkapi dengan level indicator dengan High & Low Alarm. Ia dilengkapi dengan split range pressure control system 220-PRC2 dan safety valve 220PSV1.Sistem split range akan menolong untuk mendapatkan tekanan yang konstan di surge drum selama operasi normal. Apabila tekanan surge drum jatuh ke nilai dibawah setting pressure, split range control valve no. 2B akan secara otomatis membuka dan gas mengalir dari make up compressor suction drum melalui line 2 ke surge drum selama tekanan surge drum naik ke nilai diatas setting pressure, split range control valve no.2A secara otomatis membuka dan gas yang berlebihan (excessive gas) mengalir ke flare, control valve menutup pada saat tekanan turun kembali ke normal. Gas oil dari feed surge drum mengalir ke suction dari feed charge pumps 220P1AB, melalui line 8. Kedua pompa adalah multi stage, yang digerakkan dengan motor listrik. Untuk melindungi pompa ini dari kerusakan yang disebabkan oleh low flow, pompa dilengkapi dengan automatic shutdown device system yang digerakkan (actuated) oleh low flow signal 220-FRCAL-51. Pada keadaan flow rate jatuh ke nilai dibawah rate yang dibolehkan (allowable rate), pompa akan stop secara otomatis. Untuk initial start up terdapat bypass switch untuk low flow shutdown. Feed dipompa ke reactor charge heater melalui sederetan combined feed/effluent exchanger 220-E1ABCDE melalui line 8 dan flow controller 220FRCAL-51. Sebelum masuk ke Combine Feed Exchanger (CFE), feed dicampur dengan hydrocarbon rich gas dari recycle gas compressor. Temperatur outlet CFE dijaga konstan dengan memakai 220-TRC-47 yang mengontrol CFE by pass flow.

2.4.3. Reactor Charge Heater 220-H1. Setelah dipanaskan (preheated) di sederetan CFE, feed mengalir ke reactor charge heater melalui line 10.

Feed dipanaskan di Reactor Charge Heater (220-H1) ke temperatur yang diinginkan (kira-kira 315C) dan dikontrol oleh 220-TRC-36. Heater adalah tipe cylindrical forced draft dengan automatic shut down devices. Heater akan shut down secara otomatis pada keadaan berikut : 1. High pressure dari reactor charge heater cabin (220-PIAH-24). 2. High pressure dari stripper reboiler heater cabin (220-PIAH-138). 3. High pressure dari splitter reboiler heater cabin (220-PIAH-175). 4. High temperature dari combined flue gas ke air preheater inlet (220-TIAH-7). 5. Low pressure dari combustion air dari air preheater outlet (220-PIAL-8). 6. Low pressure dari pilot gas (220-PIAL-10). 7. Low pressure dari atomizing steam (220-PIAL-11). 8. Low flow dari recycle gas ke reactor circuit (220-FRAL-52). 9. Dengan menekan emergency push button.

2.4.4. Reaktor 220-V2 dan Reaktor 220-V3. Setelah dipanaskan sampai sekitar 315C, feed masuk reaktor melalui inlet distributor, kemudian ke liquid/vapor distributor tray untuk mendapatkan distribusi yang baik melintasi daerah bagian-bagian (sectional area) dari katalis. Ketika feed turun melalui bed katalis, reaksi muncul dan panas dibangkitkan. Outlet reaktor 220-V2 dilengkapi dengan High Temperature Alarm 220-TRAH38, yang di set pada 399 C untuk mencegah reaksi perengkahan yang berlebihan (excessive cracking reactions). Cold recycle gas dibawa ke efluen reaktor 220-V2 untuk meng-quench reaksi. Aliran quench dikontrol dengan temperatur inlet reaktor no.2, 220-TRC-41. Reaktor ini juga dilengkapi dengan inlet dan outlet pressure gauge serta outlet temperature recorder high alarm 220-TRAH-44. Efluen reaktor mengalir ke CFE 220E1 melalui line 10.

2.4.5. Fin fan Condenser 220-E2 ABCD dan High Pressure Separator 220V4. Dari CFE efluen reaktor mengalir ke empat prallel fin fan cooler melalui line 10.Sulfur dan nitrogen dalam feed dikonversikan ke hidrogen sulfida (H2S) dan ammonia (NH3).

Kedua material ini bergabung (combine) untuk membentuk garam ammonium yang dapat mengeras (solidify) dan mengendap (precipitate) ketika efluen reaktor didinginkan. Air diinjeksikan ke efluen reaktor untuk mencegah garam menyumbat tube condenser. Didalam fin fan coolers 220-E2 A/B/C/D efluen reaktor didinginkan sampai 49C dan kemudian masuk High Pressure Separator 220-V4 melalui line 8. Didalam high pressure separator gas, hydrocarbon liquid dan air dipisahkan tersendiri (individually). Gas dikirim ke suction drum dari recycle gas compressor 220-V5 melalui line 8 dan sejumlah kecil gas dikirim ke feed drum sebagai gas blanketing. Recycle compressor suction drum dilengkapi dengan monel wire mesh untuk menghindari liquid entainment ke recycle gas compressor. Dari suction drum 220-V5 gas dikirim ke recycle gas compressor melalui line 8. Dengan menggunakan recycle gas compressor 220-C1 A/B gas di-recycle dan dicampur dengan feed sebelum mengalir ke reaktor dan sejumlah lain dipakai sebagai quench di dalam line inlet reaktor 220-V3. Gas hidrogen diperoleh dari unit platforming, mengalir melalui line 4 ke make up compressor suction drum 220-V6 dimana setiap liquid yang terbawa (carried over) dipisahkan. Liquid dikirim dan dicampur dengan produk liquid high pressure separator ke seksi fraksionasi. Gas H2 dari suction drum di kirim ke make up compressor 220C1 A/B melalui line 4. Hidrogen ditekan (compressed) dan dikirin ke sistem recycle gas melalui line 3.Kecepatan make up hidrogen dicatat dengan 220-FRQI-68. Make up compressor dilengkapi dengan spill back control valve 220-PV-66. Wash water yang dikumpulkan didalam water boot dari high pressure separator di-drain ke sour water system pada level controller 220-LC-60. Liquid dari HPS dikirim ke seksi fraksionasi melalui line 6 pada level controller 220-LC-63.

2.5. Seksi Fraksionasi. Seksi fraksionasi terdiri dari : a. Product Stripper. b. Product Splitter.

2.5.1. Product Stripper 220-V8. Sebelum masuk kolom stripper, HPS liquid dipanaskan didalam sederet exchanger; stripper feed/light kerosene exchanger 220-E4, stripper feed/heavy kerosene exchanger 220-E5 ABCDE dan stripper feed/bottom exchager 220-E6. Dari exchanger feed mengalir ke kolom stripper melalui line 6 diatas tray no. 6 pada sekitar 266C. Hidrogen sulfida dan material yang ringan mengalir ke upper section dari stripper dan yang lebih berat ke bottom section. Sebagian dari bottom stripper dipompa melalui line 4 ke stripper reboiler heater 220-H2. Didalam reboiler, fraksi bottom dipanaskan sampai sekitar 330C untuk meyakinkan penghilangan yang sempurna (complete removal) dari H2S, sebelum mengalir ke seksi splitter. Sisanya dikirim ke kolom splitter melalui line 6 dan stripper feed/bottom exchanger 220-E6. Vapor meninggalkan puncak (top) dari kolom stripper, didinginkan didalam fin fan condenser 220-E7 dan cooler 220-E8, kemudian dikirim ke stripper receiver drum 220-V9. Didalam stripper receiver drum 220-V9, gas, air dan hydrocarbon liquid dipisahkan. Hydrocarbon liquid dipompa dengan pompa overhead stripper 220-P2 AB, sebagian dari hydrocarbon liquid dikirm kembali ke puncak stripper sebagai reflux untuk mengontrol end point dari produk overhead. Kecepatan reflux dikontrol dengan flow controller 220-FRC-159 (cascade dengan receiver drum level controller, 220-LICAHL166). Sisanya dikirim melalui line 2 ke LP flash drum di HC Unibon pada flow control 220-FRCQI-156. Air secara manual didrain ke sour water system. Net gas dikirim ke suction drum dari Unit Amine LPG Recovery melalui line 4.Tekanan stripper receiver drum dikontrol dengan pressure controller 220-PRC-165.

2.5.2. Product Splitter 220-V10. Bottom stripper pada level controller 220-LC-130 masuk kolom splitter diatas tray no.10 dan dipisahkan menjadi 2 fraksi : light kerosene sebagai top product dan heavy kerosene sebagai bottom product. Beberapa dari bottom splitter dipompa melalui line 6 ke splitter reboiler heater sampai sekitar 273C, untuk mencapai vaporisasi yang

diinginkan. Sisa heavy kerosene dipompa dan didinginkan di stripper feed/heavy kerosene exchanger 220-E5 ABCDE , cooler 220-E11, trim cooler 220-E12 dan kemudian dikirim ke penampungan (storage). Produk overhead meninggalkan puncak kolom melalui line 14 dan dikondensasikan didalam overhead condenser 220-E7. Tekanan kolom dikontrol dengan pressure controller 220-PRC-199, dan splitter receiver dikontrol dengan sistem bypass yang dilengkapi dengan pressure differential controller 220-PDIC-201. Low pressure di splitter receiver akan membuka pressure differential controller untuk menjaga tekanan yang konstan. Produk overhead dikirim ke suction dari pompa splitter overhead 220-P4A atau B. Beberapa dari produk overhead dipompa ke puncak kolom sebagai reflux pada level controller 220-LICAHL-200. Temperatur puncak dari kolom sekitar 228C. Sisanya dipompa ke stripper feed/light kerosene exchanger 220-E4 melalui line 3. Setelah dipakai untuk memanaskan (preheat) feed stripper, lalu dikirim ke tanki penampungan sebagai produk light kerosene melalui light kerosene product cooler 220E10. Aliran dari produk light kerosene dikontrol oleh temperatur puncak column dengan temperature controller 220-TRC-171.

2.6. INFORMASI PERANCANGAN (DESIGN INFORMATION).

2.6.1. Diskripsi : Proses hydrotreating dengan katalis fixed bed adalah untuk meng-up grade kualitas LCGO menjadi komponen produk blending yang lebih stabil. Product

stripper dan low pressure product splitter melengkapi penghilangan H2S, kontrol flash point, dan menghasilkan light dan heavy blending component untuk produk blending akhir kerosene dan diesel.

2.6.2 Basis Perancangan (Design basis) : 2.6.2.1. Rate Of Flow. Rate of flow : LCGO Charge rate M3/Hr Stripper net of gas NM3/Hr Stripper Net OVH liquid M3/Hr Stripper Reboiler rate M3/Hr rate total. Splitter light kero product , M3/Hr Splitter heavy kero product M3/Hr Splitter OVH reflux M3/Hr : 11,43 : 73,34 : 53,15 : 83,86 : 1048 : 0,24 : 94,5 liquid return to column 190,26 reboiler

2.6.2.2. Kualitas Umpan (Quality of feed) : Feed stock API Gravity IBP/EP,C Sulfur content wt : Coker Gas Oil : 44,0 : 155/307 : 0,1

2.7. VARIABEL -VARIABEL PROSES (PROCESS VARIABLES) Pengertian tentang efek dari feed stock dan variabel operasi adalah sangat penting, untuk mengontrol kondisi reaksi hydrotreating. Tiap perubahan variabel proses akan mempengaruhi severitas reaksi dan kecepatan deaktivasi dari katalis. Pengaruh umum dari perubahan variabel-variabel operasi ini ditunjukkan dibawah ini.

2.7.1. Temperatur Reaktor Dibawah limit (400C), kenaikan temperatur reaktor tingkat konversi dan kecepatan deaktivasi katalis. Pada operasi diatas limit 400C temperatur bed katalis maksimum, pembentukan coke menjadi sangat cepat dan peningkatan performance katalis yang diamati hanya akan menaikkan

sedikit. Temperatur inlet reaktor harus selalu dikontrol pada minimum yang diperlukan untuk mencapai reaksi hidrotreating yang dikehendaki.

2.7.2. Feed Boiling Range (Rentang titik didih umpan) Karena end point dari umpan naik maka juga akan memerlukan temperatur yang lebih tinggi untuk menghilangkan kandungan nitrogen dan logamnya. Juga penghilangan sulfur lebih sulit. Disamping itu, yang nantinya akan umpan yang lebih berat akan mendeaktivasi katalis dan

mengandung lebih banyak coke memperpendek cycle operasi.

Pressure drop reaktor akan juga naik bila unit dioperasikan dengan feed yang lebih berat disebabkan oleh akumulasi padatan didalam bed katalis. Oleh karena itu, umur katalis (catalyst life) berkurang karena akumulasi yang cepat dari coke pada reaktor dengan pressure drop yang lebih tinggi.

2.7.3. Liquid Hourly Space Velocity (LHSV) Kenaikan space velocity (feed rate) akan menghendaki temperature reaktor yang lebih tinggi untuk mempertahankan konversi yang sama dan akan mengakibatkan peningkatan kecepatan deaktivasi. Pada pengurangan yang besar dari LHSV, umpan (feed) akan berkontak dengan katalis untuk waktu yang lebih lama, menghasilkan lebih banyak coke. Untuk tujuan ini unit tidak boleh dioperasikan pada feed rate dibawah minimum LHSV yang diberikan . Alasan utama adalah bahwa distribusi flow yang tidak baik melalui bed katalis dapat dihasilkan pada LHSV yang sangat rendah.

2.7.4. Hydrogen purity - Tekanan parsial hidrogen Ini adalah 2 term yang dapat dipertukarkan (interchangeable) karena pada tekanan sistem yang diberikan purity dari recycle gas akan menentukan tekanan parsial hidrogen dalam reaktor. Kenaikan purity hydrogen (dalam hal ini tekanan parsial ) akan menaikkan reaksi hydrotreating dan akan menurunkan kecepatan deaktivasi dari katalis. Purity hydrogen harus dijaga minimum 75% atau lebih.

2.7.5. Hydrogen / Hydrocarbon Ratio Kenaikan kecepatan sirkulasi gas menaikkan hydrogen to hydrocarbon ratio. Kenaikan hydrogen to hydrocarbon ratio akan menaikkan reaksi hydrotreating dan akan menurunkan kecepatan deaktivasi katalis. Disain minimum H2/HC ratio adalah 204 NM3/M3.

2.8. P E R A L A T A N (Equipment). 2.8.1. REAKTOR (220-V2 & 220- V3). Unit hydrotreationg kilang Dumai dilengkapi dengan dua seri aliran reaktor. Unit hydrotreating didirikan pada plant site yang dirancang dengan pertimbangan yang dibuat oleh kontraktor atau pemakai (costumer) setelah konsultasi dengan

lisensor, kontraktor atau costumer seperti yang dikehendaki. 2.8.1.1. Tipe reaktor. Reaktor unit hydrotreating kilang Dumai adalah hot type reactor. Dinding reaktor dirancang untuk menahan full design temperature 430C. Shell side reaktor dibuat dari metal khusus ASTM A-387 Gr 11 (11/4 Cr - 1/2 Mo) yang dilapisi (cladded) dengan stainless steel A-240-TP 4105 (13 Cr -TP 410). 2.8.1.2. Tipe inlet distributor dan distributor tray untuk reaktor no.1 (220-V2). Reaktor no.1 (220-V-2) dilengkapi dengan inlet distributor tipe spray (lihat gambar no.1) dan juga dilengkapi dengan liquid /vapor distributor tray (lihat gb. no. 3). Distributor ini diapakai untuk menjamin distribusi yang baik dari umpan dalam bed katalis, dengan maksud untuk mencapai reaksi hidrogenasi yang baik didalam bed katalis. Reaktor no. 2 (220- V-3) dilengkapi dengan inlet distributor tipe radial (lihat gbr..3), tanpa distributor tray. Ini karena feed ke reaktor no. 2 adalah vapor

sementara start up ke reaktor no.1 mungkin campuran antara liquid dan vapor.

2.8.2. CHARGE PUMP (220 -P1 A/B) (Pompa Umpan) Unit dilengkapi dengan 2 buah charge pump yang digerakkan oleh motor (motor driven). Pompa-pompa ini adalah multi stage centrifugal pumps. Tiap stage

berfungsi seperti pompa yang terpisah, mempunyai impeller, diffuser dan wear rings. Untuk memproteksi pompa ini dari kerusakan karena low flow, pompa dilengkapi dengan automatic shutdown device. In case aliran feed jatuh kebawah nilai setting flow, 220-FRCAL akan memberikan signal ke automatic shutdown system dan automatic shut down akan men-shut down-kan pompa secara otomatis. Pompa ini adalah type yang tidak boleh dijalankan dengan kerangan discharge valve tertutup untuk waktu tertentu. Tujuannya adalah karena pompa dapat menjadi panas dengan sangat cepat disebabkan discharge yang tertutup dan merusak seals serta internalnya. 2.8.3. RECYCLE & MAKE UP COMPRESSOR (220-C1A/B) HDT Unibon kilang Dumai dilengkapi dengan 2 set gas compressor 220-C1 A&B. Jenis kompresor adalah horizontal, heavy duty, single stage, multi cylinders, non lubricated. Recycle & make up compressor digerakkan oleh steam turbine. Dalam keadaan normal satu kompresor beroperasi , yang lain sebagai spare. 2.8.4. CHARGE HEATER ( 220-H1) Reactor charge heater HDT Unibon adalah heater jenis silinder. Umpan dipanaskan dalam pass tube heater sekitar 315C melalui seksi konveksi dan radiasi dari heater. Heater ini juga dilengkapi dengan set kombinasi burner fuel oil dan fuel gas. Tube heater dibuat dari baja 9 Cr-1 Mo alloy steel. Untuk melindungi heater dari high pressure draft, ia dilengkapi dengan sebuah automatic shut down device. Pada kejadian (induce atau force draft) gagal, pressure indicator dan high pressure alarm 220-PIAH - 24 mengirim sinyal ke automatic shut down system dan heater akan stop secara otomatis.

BAB III PENUTUP

3.1 Kesimpulan 1. Hydrotreating atau disebut juga hydroprocessing adalah proses hidrogenasi katalitik untuk menjenuhkan hidrokarbon dan menghilangkan sulfur, nitrogen, oksigen, dan logam dari aliran proses 2. Ada 2 tujuan pada reaksi hydrotreating, pertama adalah penjenuhan dari material yang tidak jenuh (unsaturated) dan yang kedua adalah reaksi penghilangan impuritis. 3. Unit hydrotreating dapat berupa naphtha hydrotreater atau distillate/diesel hydrotreater. 4. Hydrotreated heavy naphtha merupakan intermediate product yang kemudian merupakan umpan unit platforming. 5. Unit Distillate HDT terdiri dari sebuah seksi reaktor dan sebuah seksii fraksionasi 6. Seksi reaktor terdiri dari : a. Reactor feed and combined feed / effluent exchanger. b. Reactor charge heater 220-H1. c. Reactor 220-V2 dan 220-V3. d. Fin fan condenser 220-E2 ABCD. 7. Seksi fraksionasi terdiri dari : a. Product Stripper. b. Product Splitter. 8. Variabel -Variabel Proses hydrotreater adalah : Hydrogen / Hydrocarbon Ratio, Hydrogen purity , Tekanan parsial hidrogen, Liquid Hourly Space Velocity (LHSV) , Feed Boiling Range , Temperatur Reaktor. 9. Peralatan hydrotreating adalah : hydrotreating reactor (V-2 dan V-3), stripper (V-8), splitter (V-10) , Feed surge drum (V-1), heater (H-1, H-2, H-3), vessel (V-7), suction drum (V-5, V-6), separator (V-4, V-9, V-11).

3.2 Saran Penjelasan tentang aliran proses pada DHDT seharusnya dapat diadopsi dengan menggunakan bahasa yang lebih sederhana sehingga lebih mudah memahaminya saat dibaca maupun saat mencocokkannya dengan flow chart yang telah disediakan.

DAFTAR PUSTAKA Buku Pintar Migas Indonesia , Bab IV, 2008. Panduan manual proses Dehydrotreating kilang minyak pertamina UP II Dumai

Lampiran

GAMBAR 1. Blok Diagram Konfigurasi Minyak Bumi