Laporan Kerja Praktek 3.2 Deskripsi Proses Pengolahan
3.2.2 Hydro Cracking Complex (HCC)
Fungsi utama bagian ini adalah melakukan perengkahan hidrokarbon dengan bantuan hidrogen menghasilkan fraksi-fraksi yang lebih ringan. Bagian ini termasuk dalam new plant, yang terdiri dari lima unit operasi, antara lain
1. Hydrocracker Unibon Unit (HCU) – unit 211 dan unit 212 2. Hydrogen Plant – unit 701 dan unit 702
Laporan Kerja Praktek
3. Amine & LPG Recovery – unit 410 4. Sour Water Stripper (SWS) – unit 840 5. Nitrogen Plant – unit 940
1. Hydrocracker Unibon (HCU) – 211/212
HCU berfungsi mengolah HVGO (Heavy Vacuum Gas Oil) dan HCGO (Heavy Coker Gas Oil) menjadi fraksi-fraksi yang lebih ringan melalui proses perengkahan berbantuan gas hidrogen (hydrocracking). Katalis yang digunakan pad unit ini adalah DHC-8. Katalis ini terdiri dari metal site Ni dan W untuk reaksi hidrogenasi dan acid site Al2O3.SiO2 sebagai power cracking. Katalis mempunyai dua fungsi, yaitu membantu proses perengkahan hidrokarbon yang memiliki berat molekul tinggi dan hidrogenasi minyak tak jenuh. Reaksi perengkahan parafin dimulai dengan pembentukan olefin pada metallic center dan pembentukan ion karbonium dari olefin pada acidic center. Laju reaksi hydrocracking meningkat seiring dengan kenaikan berat molekul parafin. Pembentukan fraksi C4 dalam isobutana perlu dicegah karena fraksi tersebut cenderung membentuk tersier butil karbonium.
Produk yang dihasilkan unit ini adalah gas dan LPG yang akan diolah lebih lanjut di unit Amine & LPG Recovery, light naphtha yang akan digunakan sebagai komponen blending premium, heavy naphtha yang akan digunakan sebagai umpan unit NHDT, light dan heavy kerosene yang akan dipakai sebagai komponen blending kerosin dan atau avtur, Automotive Diesel Oil (ADO), serta bottom product yang akan digunakan sebagai komponen blending ADO.
Umpan HVGO dan HCGO dimasukkan ke dalam V-24 untuk menampung dan menjaga kestabilan aliran sistem. Sebelum masuk ke V-24, umpan dilewatkan F-1 untuk menghilangkan pengotor. Kemudian umpan dicampur dengan gas H2 tekanan tinggi (170 kg/ ) dan dipanaskan dalam H-1 hingga temperature sebelum masuk ke reaktor V-1 dan V-2 yang disusun seri. Sedangkan umpan dari bottom fractionator masuk ke V-25 dan dipanaskan di H-1 lalu masuk ke reaktor V-3 pada suhu . Di dalam ketiga reaktor ini terjadi reaksi perengkahan hidrokarbon menjadi fraksi-fraksi ringannya. Temperatur keluaran reaktor adalah . Produk keluaran V-2 akan digunakan untuk memanaskan
Laporan Kerja Praktek
umpan untuk mengurangi beban H-1. Produk dari V-2 dan V-3 kemudian didinginkan dengan dilewatkan E-1, E-2, E-3, dan E-4.
Kemudian produk diteruskan ke V-8 untuk dipisahkan antara fasa gas dan fasa cairnya. Fasa gas yang mengandung H2 akan dialirkan ke C-1 dan digabung dengan recycle gas yang akan ditambahkan ke umpan. Air yang dihasilkan akan dikirim ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut. Sedangkan hidrokarbon yang telah dipisahkan diteruskan ke V-9 dan V-10 untuk memisahkan gas-gas yang masih tersisa. Gas yang diperoleh dari kedua flash drum tersebut akan dikirim ke unit Amine & LPG Recovery. Sedangkan air yang dipisahkan akan kirim ke unit SWS. Hidrokarbon yang telah dipisahkan akan masuk ke kolom fraksionator.
Fasa cair dari V-10 dialirkan ke V-12 untuk dihilangkan fraksi C1-C4nya. Fraksi ringan ini akan dtampung di V-13 untuk dipisahkan fasa gas dan fasa cairnya. Fasa gas yang mengandung LPG dikirim ke Amine & LPG Recovery, fasa cairnya sebagian juga dialirkan ke unit tersebut dan sebagian lagi digunakan sebagai refluks V-12. Air yang berhasil dipisahkan dialirkan ke unit SWS. Produk bawah V-12 sebagian digunakan sebagai refluks melalui H-2 dan sebagian lagi diumpankan ke kolom fraksionator V-14 setelah sebelumnya dipanaskan dengan H-3.
Produk atas V-14 berupa gas dikondensasikan dan ditampung di V-19. Fasa gas dari V-19 dibakar di flare, sebagian fasa cair digunakan sebagai refluks dan sebagian lagi masuk ke V-20 untuk diambil naftanya. Produk atas V-20 berupa gas yang didinginkan dialirkan ke V-21, fasa gas dari V-21 diteruskan ke fuel gas system atau dibakar di flare, sedangkan fasa cair sebagian digunakan sebagai refluks, dan sebagian lagi dialirkan ke V-22. Produk bawah V-20 adalah heavy naphtha. Produk atas V-22 dipisahkan di V-23, fraksi gas dialirkan ke fuel gas sistem atau dibakar di flare, sedangkan fraksi cair Amine & LPG Recovery, dan sebagian dikembalikan sebagai refluks. Produk bawah V-22 adalah light naphta.
Produk samping dari V-14 diambil pada temperatur dan dialirkan ke kolom V-18. Fasa gas dari V-18 dikembalikan ke V-14, sedangkan fasa cairnya diambil sebagai produk berupa light kerosene dan sebagian dikembalikan ke kolom V-18. Produk samping kedua diambil pada temperatur dan
Laporan Kerja Praktek
dipisahkan di kolom V-17. Produk atas V-17 dikembalikan ke kolom V-14, sedangkan fasa cair sebagian dikembalikan ke kolom V-17 dan sebagian lagi diambil sebagai produk berupa heavy kerosene. Aliran samping ketiga diambil pada temperatur dan dimasukkan ke kolom V-16. Fasa gas dari V-16 dikembalikan ke V-14, fasa cair sebagian dikembalikan ke kolom V-14 dan sebagian lagi diambil sebagai produk berupa ADO (solar). Produk bawah V-14 dialirkan ke V-103 dan V-104 dan digunakan sebagai recycle feed untuk reaktor V-3.
2. Hydrogen Plant – 701/702
Unit ini berfungsi untuk memproduksi hidrogen dengan kemurnian lebih dari 97%. Gas hidrogen akan digunakan dalam proses hydrotreating dan hydrocracking, sebagai make up serta sebagai recycle gas untuk beberapa unit proses. Umpan yang digunakan dalam unit ini adalah LPG dari unit Amine & LPG Recovery dan gas yang berasal dari unit platforming dan Amine & LPG Recovery. Reaksi – reaksi yang terjadi dalam unit ini antara lain adalah desulfurisasi, steam reforming, HTSC dan LTSC untuk menghilangkan CO, CO2 absorption, serta metanasi.
Kapasitas produksi unit ini adalah 43.455 /jam untuk masing–masing plant. Umpan unit ini terdiri dari 86.3 %-w offgas dari Amine & LPG absorber, 13.7 %-w net offgas dari unit Platforming, dan LPG sebagai cadangan. Produk gas hidrogen yang dihasilkan unit ini diharapkan memiliki kemurnian lebih dari 97 %, kandungan oksida karbon maksimum 30 ppm, kandungan metan maksimum 3 %, dan tidak mengandung nitrogen serta sulfur.
Umpan yang terdiri dari gas kaya hidrogen dilewatkan melalui E-2, kemudian dihilangkan kandungan sulfurnya dalam V-6A dan V-6B pada suhu tinggi. Produk V-6 dicampur dengan steam, dipanaskan pada tungku pemanas hingga temperatur kemudian masuk ke H-1 dan mengalami proses reforming menghasilkan gas hydrogen dan CO2 dengan bantuan katalis nikel yang berada di dalam tube reformer. Gas keluar dari H-1 pada temperatur dan diambil panasnya dengan E-4 serta E-5.
Laporan Kerja Praktek
Gas keluar dari E-5 dan masuk ke HTSC V-7 pada temperatur . Kemudian produk V-7 didinginkan melalui E-6. Gas masuk ke E-7 yang dimanfaatkan untuk memproduksi MP steam. Gas kemudian diproses lebih lanjut di LTSC V-8 untuk konversi CO yang tersisa menjadi CO2. Produk reaksi V-8 dikondensasikan di E-11. Kondensat yang banyak mengandung H2S atau produk bawah dicampurkan dengan air hasil reaksi metanasi di V-11, menghasilkan H2SO4. Cairan yang banyak mengandung asam ini lalu dialirkan ke V-15 bersama-sama dengan produk atas V-12 yang banyak mengandung gas CO2. Produk atas kolom V-15 adalah gas CO2 sedangkan produk bawah dialirkan ke unit SWS.
Produk atas separator V-11 yang banyak mengandung gas CO2 dimasukkan ke V-17 untuk menghilangkan kandungan CO2. Gas CO2 ini akan diabsorbsi oleh larutan Benfield dengan zat pengaktif DEA (dietanolamin). Larutan Benfield yang kaya kandungan CO2 dimasukkan ke V-12 untuk pengambilan CO2 dengan cara pemanasan. Produk atas 12 masuk ke kolom V-15 sedangkan cairan Benfield yang miskin CO2 (lean benfield) dialirkan ke separator V-13, kemudian digunakan kembali sebagai absorber CO2 di V-17. Produk atas V-17 dialirkan ke V-18 untuk pencucian dengan air, lalu masuk ke E-6, dan akhirnya ke V-9 untuk proses metanasi. Pada kolom V-9, CO dan CO2 yang masih tersisa diubah menjadi metana dan air. Gas hidrogen dan metana dipisahkan dari air di V-10. Gas hidrogen dengan kemurnian 97% dan metana dikirim ke unit-unit proses sedangkan air digunakan untuk melarutkan gas H2S.
3. Amine & LPG Recovery – 410
Unit ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan sulfur dalm gas dan LPG yang dihasilkan unit-unit lain. Penghilangan sulfur ini bertujuan untuk mencegah teracuninya katalis dalam unit proses dan mencegah terjadinya korosi dalam tangki LPG.
Kapasitas amine dan LPG recovery pada unit ini masing–masing adalah 20.000 Nm3/jam dan 15 m3/jam. Umpan unit ini dapat dikategorikan menjadi dua jenis yaitu gas dan LPG. Gas berasal dari berbagai unit proses seperti HCU, PL-I, NHDT, dan DHDT. Sedangkan umpan LPG berasal dari HCU dan Pl-II. Produk
Laporan Kerja Praktek
dari unit ini berupa gas dan LPG yang diharapkan sesuai dengan spesifikasi yang telah disebutkan di atas.
Umpan gas dari berbagai unit ditampung dalam V-1 untuk menghilangkan kandungan cairan yang terbawa. Gas yang dipisahkan dipakai sebagai fuel gas, sedangkan fasa cairnya dialirkan ke unit SWS untuk diolah lebih lanjut. Fasa gasnya kemudian dipanaskan dengan E-1 dan ditambah dengan MP gas yang berasal dari HCU. Gas ini kemudian masuk ke V-3 untuk pemisahan cairan yang masih tersisa. Produk bawah V-3 dialirkan ke unit SWS dan HCU sedangkan produk atasnya masuk ke V-5 untuk pemisahan gas ringan. Gas yang berhasil dipisahkan sebagian dipakai untuk unit H2 plant dan sebagian lagi digunakan sebagai fuel gas. Produk bawah V-5 yang kaya amine dialirkan ke V-7.
Produk V-7 berupa cairan yang banyak mengandung H2S dialirkan dari bawah dan dipanaskan dengan E-4, kemudian menuju V-8. Produk atas V-8 dengan temperatur didinginkan dengan E-4, kemudian masuk ke V-9. Produk V-9 berupa gas dialirkan ke flare, sedangkan cairan yang mengandung MEA dikembalikan ke V-8. Produk bawah V-8 berupa lean amine (MEA yang mengandung sedikit H2S) sebagian dialirkan ke E-3 untuk pemisahan lebih lanjut dan sebagian lagi dibagi menjadi dua aliran yaitu ke V-7 dan ke V-5. Lean amine yang menuju E-3 juga dibagi menjadi dua, sebagian langsng dialirkan ke E-3 dan sebagian lagi didinginkan melalui E-2 kemudian masuk ke F-1AB. Dari F-1AB, lean amine dialirkan ke V-5, V-6, V-7, dan V-8. Lean amine yang ke E-3 dipanaskan kembali dengan MP steam kemudian dikembalikan ke V-8.
Debuthanizer net liquid dan naphtha stripper overhead liquid dari unit HCU dialirkan ke V-6. Lean amine dari F-1AB diinjeksikan pada bagian puncak V-6, sehingga H2S dalam LPG terabsorbsi oleh lean amine contaminated. Produk atas V-6 ditampung di V-18 untuk pemisahan fasa gas dan fasa cairnya. Fasa cair berupa rich amine dialirkan menuju V-8 bersama dengan produk bawah V-6 yang juga berupa rich amine. Sedangkan fasa gasnya dialirkan ke V-11 untuk dilakukan pencucian menggunakan soda kaustik sehingga H2S yang tersisa bereaksi membentuk garam natrium sulfida. LPG yang sudah mengalami pencucian dialirkan ke V-12 untuk difiltrasi. Garam hasil reaksi di V-11 dan filtrat V-12
Laporan Kerja Praktek
dialirkan ke treatment sehingga bisa digunakan kembali. Sedangkan LPG dialirkan ke deethanizer (V-13) setelah dipanaskan dengan E-7AB.
Produk atas V-13 berupa fraksi ringan (C1 dan C2) dialirkan menuju V-14 setealah sebelumnya didinginkan dengan E-8. Kondensat V-14 dipompakan dengan P-3AB ke puncak kolom sebagai total refluks sedangkan gas yang tak terkondensasi dialirkan ke V-3 untuk diolah menjadi feed gas off absorber. Sedangkan produk bawah V-13 berupa LPG dialirkan ke sphere tank system setelah sebelumnya digunakan untuk memanaskan umpan V-13 dan didinginkan dengan E-15.
4. Sour Water Stripper – 840
Unit ini berfungsi untuk menurunkan kandungan H2S dan NH3 yang mengkontaminasi air proses sehingga dapat digunakan kembali dan tidak mencemari jika dibuang ke lingkungan. Unit ini mampu menghilangkan 97%-v H2S dan 90%-v NH3 dari umpan..
Kapasitas pengolahan unit ini adalah 10.3 MBSD. Umpan unit ini berasal dari unit NHDT, HCU, HVU, DCU, DHDT, Amine & LPG Recovery, dan KO drum dari flare system. Produk dari unit ini diharapkan memenuhi standar baku mutu kandungan dan yang telah disebutkan di atas.
Umpan berupa air buangan proses (sour water) dari berbagai unit dipisahkan antara fasa gas dan fasa cairnya di V-1. Fasa gas berupa sour gas dibakar di flare, sedangkan fasa cair berupa minyak dipompakan dengan P-2 ke slope oil tank untuk diolah kembali. Air dari V-1 dipompakan dengan P-1AB ke V-2 untuk pemisahan gas NH3 dan H2S. Sebelum menuju V-2, air dipanaskan terlebih dahulu dengan E-1AB dan E-5AB hingga temperatur . Di V-2, air dicuci dengan soda kaustik yang berasal dari T-1 untuk menghilangkan kandungan asam. Produk atas V-2 berupa gas dibakar di flare, sedangkan cairan dari puncak kolom didinginkan dengan E-4 kemudian dipompakan kembali ke V-2 dengan P-4AB. Produk bawah V-V-2 sebagian dikembalikan ke kolom setelah dipanaskan dengan E-2 menggunakan LP steam dan sebagian lagi dialirkan ke unit HVU setelah sebelumnya digunakan untuk memanaskan umpan V-2.
Laporan Kerja Praktek
5. Nitrogen Plant – 940
Unit ini berfungsi untuk menghasilkan gas nitrogen yang digunakan untuk startup dan shut-down unit proses, regenerasi katalis, dan media blanketting tangki. Gas nitrogen diperoleh dengan cara pemisahan oksigen dan nitrogen dari udara berdasarkan titik embunnya dengan temperatur operasi - C. Nitrogen akan mengalir ke bagian atas kolom dan oksigen akan berkumpul di bagian dasar kolom sebagai cairan karena nitrogen mempunyai titik embun lebih rendah dari oksigen. Kapasitas pengolahan unit ini adalah 500 /hari. Proses ini menggunakan molecular sieve absorber untuk menyerap uap air dalam udara.
Udara bebas bersama udara recycle dihisap dengan C-81AB yang masingmasing terdiri dari dua stage. Udara yang telah dimanfaatkan kompressor stage satu didinginkan di intercooler kemudian di stage kedua dimanfaatkan hinggga tekanan 6 kg/ , selanjutnya udara dialirkan ke E-90. Sebagai media pendingin adalah air garam yang didinginkan dengan system fresh refrigerant di E-94. Embun yang terjadi dipisahkan dalam V-84.
Sebelum diumpankan ke kolom, udara didinginkan di pendingin udara E-85. Di E-58 ini, udara proses dibagi menjadi dua yaitu udara tekanan tinggi keluaran E-85 yang akan dialirkan menuju engine turbine untuk diambil energi kinetiknya dan udara keluaran E-85 pada titik cairnya ( ) yang akan diumpankan ke V-83 dari bagian bawah. Nitrogen yang mempunyai titik didih lebih rendah dari oksigen akan menguap ke bagian atas kolom dan oksigen akan mengumpul di dasar kolom sebagai cairan. Oksigen dari dasar kolom dialirkan ke E-86 untuk didinginkan. Cairan dingin ini kemudian dialirkan ke E-95 untuk pengembunan. Nitrogen cair sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dan sebagian lagi dialirkan ke tangki penyimpanan. Nitrogen cair keluaran E-95 diambil sebagai produk dan dialirkan ke V-18AB. Sebelum dikirim ke unit proses, nitrogen cair diuapkan terlebih dahulu dengan E-81, E-82, E-83, dan E-88.