BAB III TINJAUAN PUSTAKA
3.8 Sistem Proses
3.8.3 Kilang Balikpapan II
3.8.3.2 Hydrocracking Complex (HCC)
Hydrocracking Complex adalah bagian proses sekunder berlangsung. Unit utama dalam kompleks ini adalah Unit Hydrocracker, dimana dalam unit ini terjadi reaksi perengkahan dari produk destilasi vakum dengan bantuan gas hidrogen.
Kompleks hydrocracking terdiri dari beberapa plant :
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
86 1. Plant 2 : High Vacuum Unit II (HVU II)
2. Plant 3 : Hydrocracker Unibon Unit (HCU) 3. Plant 8 : Hydrogen Plant
4. Plant 17 : New Sour Water Stripper (SWS) 5. Plant 19 : Flare Gas Recovery Plant 6. Plant 38 : Hydrogen Recovery Unit
3.8.3.2.1 High Vacuum Unit (HVU) II - Plant 2
Umpan yang masuk ke HVU II terdiri dari 81.5% long residue yang berasal dari CDU IV dan 18.5% CDU V. HVU II mempunyai kapasitas pengolahan sebanyak 81 MBSD. Spesifikasi umpan yang masuk ke HVU II adalah :
Tabel 3. 26 Spesifikasi Bahan Baku pada HVU II
Parameter Umpan dari CDU IV Umpan dari CDU V
Gravity, API 24,5 25
TBP, cut point, ℃ 350+ 240/300
Sulfur, %wt 0,15
Conradson Carbon, %wt 3,3 Metals, wt ppm
N 0,2
V 0,8
Pour point, ℃ 46 43
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Tabel 3. 27 Spesifikasi Produk pada HVU II
Parameter LVGO HVGO Short Residue
SG 60/60 °F (15,56 ℃) 0,8852-0,8914 0,88 – 0,8827 0,9361 – 0,9473
°API 60/60 °F (15,56 ℃) 28,4 – 27,2 29,3 – 28,8 19,7 – 17,9
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
87 Dist./D-86 (℃)
IBP 10%
30%
50%
70%
90%
FBP
166 – 173 234 – 240 263 – 268 297 – 306 317 – 330 317 – 330
334
164 – 210 230 – 237 248 – 252 262 – 266 272 – 277 280 – 288 291 – 298
- - - - - - -
Flash Point (°F) - 180 – 194 -
Pour Point (°F) 110 60 – 65 -
Visc.Kin. 140oF (60 ℃),
CSt 11,0 – 11,09 2,9 – 3,1
-
170 °F (76,67 ℃), CSt 7,1-7,3 2,2 – 2,3 -
Sulfur (%-b) 0,09-0,1 - -
CCR (%-b) 0,09-0,1 - -
N2 (ppm) 308-511 - -
Hep.Insoluble (%-b) 0,01 - -
Metal (ppm) Nil - -
Colour ASTM D.8 - -
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Light Vacuum Gas Oil (LVGO) adalah aliran cairan hidrokarbon produk dari vacuum unit dengan rentang titik didih 350-382°C. Sementara Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO) adalah cairan hidrokarbon produk dari vacuum unit dengan rentang titik didih 382-510°C. HVGO adalah umpan bagi HC Unibon unit. Vacuum residue, yang disebut juga short residue, atau LSWR (Low Sulphur Wax Residue) adalah produk bottom dari vacuum unit.
Long residue yang merupakan produk CDU IV dikirim ke Charge Surge Drum C-2-02 yang beroperasi pada tekanan 1 atm dan 253°C. sementara umpan dari CDU V dikirim ke C-2-02 dan masuk HVU pada temperature 66°C. aliran dari C-2-02 dipompa dengan G-2-01A&B. Pompa A digerakkan dengan tenaga kukus dan pompa B digerakkan dengan tenaga listrik. Residu lalu mengalami pemanasan di Heat Exchanger E-2-01A/B
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
88 dan E-2-02A-D hingga mencapai temperature 277°C dengan media pemanas berupa HVGO dan bottom dari kolom fraksionasi. Residu lalu dialirkan ke furnace F-2-01A/B hingga mencapai suhu 400°C dan selanjutnya diolah di kolom fraksionator. Kolom HVU II beroperasi pada tekanan vakum 2,1 kg/cm2g dan memiliki dua packed sections serta empat tray dua pass.
Cairan Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO) sebagian diambil dengan pompa G-2- 09A/B dan sebagiannya dikembalikan sebagai refluks ke kolom pada tray pertama.
Sebagian lagi ditarik oleh pompa G-2-03A/B/C dan didinginkan sampai 135°C oleh serangkaian Heat Exchanger. Setelah dingin, HVGO ini sebagian dikembalikan ke kolom sebagai refluks dingin, sebagian lagi dikirim ke HCU dan ke tangki penyimpanan.
Cairan LVGO (Light Vacuum Gas Oil) ditarik dari kolom dengan pompa G-2- 02A/B. Selanjutnya LVGO kemudian didinginkan oleh fin-fan cooler sampai 55°C.
Sebagian LVGO keluaran fin-fan cooler didinginkan kembali dengan air laut pada E-2- 03A/B hingga temperature 38°C dan dikembalikan sebagai refluks. Sebagian lagi dialirkan dan ditampung sebagai bahan untuk blending diesel.
Slop wax diambil di tray ke 4. Slop wax ditarik melalui 2 pompa yakni wash pump dan recycle pump. Wash pump berguna untuk menyediakan wash water di tray tempat masuknya feed. Recycle pump mengalirkan slop wax ke furnace. Kelebihan slop wax dialirkan ke sistem fuel oil.
Residu vakum ditarik dari bagian bawah kolom dengan suhu 366°C dengan pompa. Residu ini kemudian didinginkan sampai 277°C dengan menggunakan heat exchanger E-2-02A/D. 30% dari residu vakum dingin ini dikembalikan ke kolom untuk menjaga temperature kolom. Sementara 70% sisanya didinginkan lagi sampai 149°C dan dialirkan ke sistem fuel oil.
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
89 Gambar 3. 26 Diagram Proses sederhana High Vacuum Unit II
3.8.3.2.2 Hydrocracker Unit (HCU)−Plant 3
Hydrocracker Unit berfungsi sebagai tempat pelaksanaan reaksi perengkahan katalitik/termal. Umpan yang berupa HVGO dan terdiri atas komponen parafinik kemudian dipecah-pecah menjadi rantai-rantai hidrokarbon yang lebih pendek dengan bantuan katalis.
Kapasitas unit Hydrocracker adalah 55.000 BPSD. Umpan yang masuk merupakan campuran antara HVGO dengan filter oil dari wax plant dengan konsentrasi 93,6% vol HVGO.
Pada kondisi desain, HVU dapat menyediakan 51588 BPSD sedangakan 3525 BPSD berasal dari POD Wax Plant. Hydrocracker memerlukan 236 Nm3/jam hidrogen untuk setiap m3 umpan. Berikut adalah spesifikasi bahan baku HCU adalah sebagai berikut :
Tabel 3. 28 Spesifikasi Bahan Baku pada HCU
Gravity, API Nilai
ASTM Dist, oC
IBP 352
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
90
10% 409
30% 423
50% 435
70% 452
90% 474
EP 516
Sulfur content, wt.% 0,09 Total Nitrogen, wt ppm 360 Conradson Carbon, wt.% 0,03 Heptane insolubles, wt.% max 0,05 Metals (Ni+V), wt.ppm max. 2
Color 4 max
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Gas kaya Hidrogen yang digunakan oleh proses Hydrocracking disuplai dari Platforming Unit (25%) dan sisanya dari Hydrogen Plant Unit. Berikut adalah spesifikasi produk dari HCU beserat diagram alir proses HCU sebagai berikut:
Tabel 3. 29 Spesifikasi Produk dari HCU
% Mol Hydrogen Plant Unit Platforming Unit
Hidrogen 97,0 93,5
Metana Balance 3,2
Etana - 1,6
Propana - 0,8
Iso Butana - 0,2
n-butana - 0,2
Iso Pentana - 0,1
n-Pentana - 0,1
Light Naptha - 0,4
CO + CO2, mol ppm
30 max -
Nitrogen, % mol 0,2 max -
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
91 Gambar 3. 27 Diagram Alir Proses pada Hydrcracker Unibon
Proses hydrocracking membutuhkan 236 Nm3/h hidrogen per 1 m3 umpan HVGO untuk menyokong proses. Hidrogen dari Platformer dibagi sama rata untuk dua train HCU. Hidrogen pada HCU selain bereaksi dalam reaksi hydrocracking, juga bereaksi secara simultan dalam penghilangan sulfur, nitrogen, serta oksigen dan berperan juga dalam penjenuhan olefin. Karena itu, produk dari HCU adalah senyawa parafin, naphtha, dan aromatik yang murni.
Reaksi hydrocracking berlangsung dengan kehadiran katalis yang berfungsi ganda yaitu acid activity dan hydrogenation-dehydrogenation activity. Katalis DHC merupakan kombinasi logam golongan VIII dengan substrat silika-alumina untuk memberikan fungsi denitrifikasi, desulfurisasi, dan hydrocracking. Sifat acid activity dan metal activity dari katalis DHC saling berlawanan untuk meng-hydrocrack secara selektif produk-produk pada rentang titik didih kerosene hingga diesel. Reaksi yang terjadi pada HCU antara lain:
• Penghilangan Sulfur - Merkaptan
C−C−C−C−SH + H2 → C−C−C−C + H2S
Basis Nitrogen 1 max -
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
92 - Sulfida
C−C−S−C−C + 2H2 → 2 C−C + H2S - Disulfida
C−C−S−S−C−C + 3H2 → 2 C−C + 2 H2S - Sulfida Siklik
- Thiophenic
• Penghilangan Nitrogen - Pyridine
- Quinoline
- Pyrrole
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
93
• Penghilangan Oksigen - Phenol
• Penjenuhan Olefin - Linear Olefin
C−C=C−C−C−C + H2 → C−C−C−C−C−C dan isomer - Siklik Olefin
• Penyingkiran Logam
Sebagian besar senyawa organometalik yang terkandung dalam umpan akan terdekomposisi dan logamnya akan tertinggal di katalis dengan kombinasi reaksi kimia dan absorpsi. Katalis mempunyai toleransi tertentu terhadap kandungan logam yang tertinggal, bila melebihi toleransi maka katalis akan terdeaktivasi.
Oleh karena itu kandungan logam dalam umpan harus dibatasi yaitu sekitar 2 ppm-berat.
• Hydrocracking
Reaksi Hydrocracking adalah pemutusan ikatan-ikatan karbon diikuti oleh penjenuhan molekul dengan hidrogen. Reaksinya selalu eksotermik, mengkonsumsi hidrogen dan menghasilkan produk dengan berat molekul lebih rendah. Parafin terfragmentasi dan terhidrogenasi untuk membentuk 2 atau lebih parafin dengan berat molekul lebih rendah.
C10H22 + H2 → C6H14 + C4H10 a. Sistem Hydrokarbon Recycle
HCU terdiri dari dua train kembar yang saling paralel dan mampu beroperasi sendiri. Umpan masuk terbagi dua ke dua train dan memasuki Fresh Feed Surge Drum secara terpisah setelah sebelumnya dihilangkan padatannya dalam Fresh Feed Filters.
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
94 Fresh Feed atau umpan segar adalah HVGO dari HVU ataupun dari tangki penyimpanan. HVGO ini pertama dilewati filter untuk menyaring dari padatan- padatan yang lebih besar dari 25 mikron sebelum masuk surge drum. Umpan HVGO dari HVU langsung memasuki feed surge drum tanpa melalui penyimpanan dahulu dalam tangki.
Umpan kemudian dipompa dari surge drum dengan tekanan discharge sekitar 203 bar dan memasuki Fresh Feed/Reactor Effluent Exchangers.
Aliran ini diinjeksikan gas recycle hidrogen sebelum memasuki heat exchanger pertama. Kemudian masuk ke heat exchanger yang terdiri dari 8 unit. Aliran HVGO ini mengalir di bagian shell dan di bagian dari tube adalah produk dari hasil dari reactor cracking ke 2. Umpan campuran ini kemudian dipanaskan dari 75°C menjadi 410°C, sementara effluent reactor didinginkan dari 449°C menjadi 211°C. Umpan campuran dibagi menjadi dua kemudian dipanaskan lebih lanjut pada Reactor Charge Heater dari 410°C menjadi 427°C. Saat memasuki heater, umpan terdiri dari campuran uap- cair dengan uap sebanyak 16% dan akan menjadi 18% setelah meninggalkan heater. Reactor Charge Heater dirancang beroperasi pada rentang 482°C sampai dengan 537°C dan tekanan 141 Kg/cm2g sampai dengan 971 kg/cm2g.
Semua reaksi yang terjadi dalam HCU adalah eksotermis sehingga temperatur meningkat selama reaktan melewati bed katalis. Panas reaksi eksotermis bervariasi dengan komposisi umpan dan dengan severity dari hydrocracking yang diinginkan.
Kenaikan suhu sepanjang bed katalis dibatasi pada 55°C untuk mengontrol penuh reaksi yang terjadi. Panas yang terbentuk dalam ketiga reaktor digunakan dalam heat exchanger untuk memanaskan umpan segar, umpan campuran, atau hidrogen recycle. Selain eksotermis, reaksi yang terjadi juga mengkonsumsi hidrogen. Karena itu, umpan hidrogen dalam gas yang masuk ke reaktor haruslah murni dan dijaga pada tekanan 70-175 Kg/cm2g agar tidak mempengaruhi umur katalis dengan kontaminasinya.
Setelah dipanaskan sampai suhu inlet reaktor yang dibutuhkan, umpan campuran masuk ke atas reaktor melalui inlet distributor pada atas reaktor. Fresh Feed Reactor pertama dibagi menjadi dua bed katalis dengan sebuah catalyst support grid, sebuah quench gas distributor, dan sebuah katalis-vapor/liquid redistributor tray. Fresh Feed Reactor kedua mempunyai satu bed katalis tanpa internal quench area. Reaktor pertama dibagi menjadi dua katalis bed yang berfungsi sebagai apabila gas dan cairan menjadi tidak terdistribusi pada setengah perjalanan dalam reaktor, katalis tidak akan berkerja
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
95 secara efektif. Dengan membagi reaktor menjadi dua bagian, reaktan akan didistribusikan kembali setelah melewati bed pertama. Dengan demikian, meski ada masalah distribusi pada bed pertama, katalis bed kedua tetap akan tergunakan secara efektif. Alasan kedua, panas reaksi akan menjadi terlalu tinggi sehingga peningkatan temperatur sepanjang bed katalis akan melampaui 55°C. Bila ini terjadi, reaksi akan menjadi tidak stabil dan berakibat temperature runaway. Karena itu, aliran gas recycle dingin (38− 65°C) dimasukkan pada pertengahan dua bed katalis untuk mendinginkan (quenching) reaktan.
Supaya proses quenching berjalan sempurna, gas harus terdistribusi sempurna sepanjang bed katalis. Quenching gas juga dimasukkan di antara reaktor pertama dan reaktor kedua agar membatasi temperatur masukan yang terlalu tinggi untuk reaktor kedua.
Keluar dari reaktor kedua, effluen reaktor masuk ke dalam combined feed exchanger di mana panas effluen reaktor diberikan kepada umpan campuran. Effluen kemudian memasuki Fresh Feed Product Condenser dimana aliran didinginkan dari 194℃ menjadi 54℃. Air diinjeksikan ke dalam effluen reaktor dengan volume 4−8% dari effluen. Tujuan air diinjeksikan adalah untuk melarutkan garam amonium yang mungkin terbentuk selagi effluen didinginkan dalam Reactor Product Condenser. Selagi effluen reaktor terkondensasi, amonium hidrosulfida terbentuk karena kehadiran amonia dan hidrogen sulfida dan kemudian terlarut dalam air. Air akan mengangkut garam-garam yang terlarut saat air dipisahkan di bottom High Pressure Separator. Effluen reaktor kemudian akan memasuki Low Pressure Separator sebelum akhirnya memasuki kolom debuthanizer.
Cairan LP separator masuk ke kolom debutanizer yang berguna untuk memisahkan produk butana sebelum masuk fraksionator. Sebelum masuk debutanizer, umpan dipanaskan sampai 177℃ dengan menggunakan produk heavy kerosene dari fraksionator.
Debutanizer mempunyai 30 tray dengan tray umpan 16 terhitung dari atas tray. Uap yang keluar dari kolom atas didinginkan dengan fin-fan condenser dan sea water heat exchanger E. Cairan yang terkondensasi sebagian direflux ke kolom debutanizer dan sebagian lagi dikirim sebagai umpan LPG plant. Sedangkan sisa uap dikirim ke sistem fuel gas. Uap pelucut di bagian bawah kolom diperoleh dari pemanasan produk bottom (reboiler) dengan menggunakan furnace. Bagian bottom yang tidak teruapkan dipanaskan sampai 371°C di furnace sebelum dikirim ke fraksionator.
b. Sistem Fraksinasi
Fraksionator memliki prinsip kerja yang sama dengan CDU. Umpan dari pemanas
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
96 diturunkan tekanannya sehingga menguap dan dilucuti di tiga tempat. Light kerosene dilucuti di tray 10−11. Dua puluh lima persen dari cairan diambil sebagai produk dan sisanya dikembalikan di tray 11 sebagai reflux panas. Light kerosene ini didinginkan dengan fin-fan cooler sebelum dimasukkan ke tangki penyimpanan. Heavy kerosene dilucuti di tray 22−23. Dua puluh satu persen (21%) cairan disimpan sebagai produk, 23%
cairan dikembalikan langsung sebagai reflux panas, sisanya lebih dari 50% cairan didinginkan dengan ditukar panas dengan umpan debutanizer. Minyak diesel diambil di tray 37−38. Tujuh persen diambil sebagai produk dan disimpan ke dalam tangki penyimpanan. Tiga puluh persen cairan dikembalikan langsung ke tray 38 sebagai reflux panas. Dan sisanya didinginkan dengan menukar panas dengan air dan dikembalikan sebagai reflux dingin di tray 35.
Uap yang keluar di bagian atas terdiri dari butana dan naphtha. Uap ini didinginkan dengan fin-fan cooler dan diumpankan ke naphta splitter. Cairan pada bagian bawah kolom sebagian digunakan sebagai bahan blending dengan minyak diesel tray 37−38 dan sebagian besar digunakan sebagai umpan untuk recycle reactor HCU.
Uap keluaran dari fraksionator mengandung 5−6% butana dan naphta. Uap dari fraksionator dipanaskan dengan menukar panas dengan bottom dari fraksionator. Naphta splitter terdiri dari 30 tray dimana umpan masuk pada tray ke 16. Produk cairan dikirim ke platformer untuk ditingkatkan angka oktannya. Produk uap terdiri dari light naphtha dan LPG. Uap ini dimasukkan ke light naphta stripper untuk memisahkan antara LPG dengan light naphtha. Uap LPG dikirim ke LPG recovery plant. Sedangkan cairan berupa light naphhta digunakan sebagai bahan blending bensin.
Produk dari Hydrocracker adalah LPG, light naphtha, heavy naphtha, light kerosene, heavy kerosene, dan diesel. Untuk net bottom fraksionator sendiri biasanya di recycle kembali untuk di cracking pada unit HCU karena masih memiliki rantai yang panjang dan juga biasanya digunakan untuk blending dengan LAWS, LSWR, LBO, dan lain-lain. Berikut adalah Spesifikasi Produk dari HCU.
Tabel 3. 30 Spesifikasi Produk dari HCU pada Overhead Product Komposisi LPG dari Naphta Splitter LPG dari Debutanizer
N2 - 0,1
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
97 Tabel 3. 31 Spesifikasi Produk dari HCU pada Side Product
Spesifikasi Light Naphta
Heavy Naphta
Light Kerosene
Heavy Kerosene
Diesel Oil Sg. 60/60 °F 0,664 0,7358 0,765 0,812 0,833
API Grav 81,6 60,8 53,5 42,8 38,4
Dist. (°C) IBP 10%
30%
50%
70%
90%
FBP
32 41 49 55 60 71 82
65 96 100 116 125 136 155
148 153 157 162 166 172 177
176 196 215 240 260 290 310
310 318 330 338 348 362 371
Butana (%-mol) Max 2 - - - -
Sulfur (%-wt) - - 5 ppm 5 ppm 5 ppm
Smoke Point (mm)
- - 38 - -
Freeze Point (°F)
- - -80 - -
Flash Point (°F) - - Min 100 (ratio 1:1) Min 154
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
3.8.3.2.3 Hydrogen Plant (Plant 8)
Hydrogen Plant Unit (plant 8) adalah plant yang menggunakan proses reformasi
C1 - 2,11
C2 - 7,91
C3 - 35,3
i-C4 - 35,62
n-C4 98,92 17,90
n-C5 1,10 0,74
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
98 steam atau hydrocarbon untuk menghasilkan hidrogen yang akan digunakan dalam proses hydrocracking di HCU. Hydrogen Plant memproduksi sekitar 80000 Nm3/MR hidrogen murni untuk make-up di HCU. Hydrogen Plant sendiri terdiri dari dua train yang masing- masing mampu membuat 39290 SM3/h (33,4 MMSCFD) hidrogen dengan kemurnian 96,6%. Umpan untuk plant ini terdiri dari gas alam dan LPG (bila diperlukan). Tetapi penambahan LPG akan memberikan konsekuensi yaitu, produksi hidrogen menurun sampai 85%, kebutuhan steam meningkat, peningkatan produk karbon dioksida.
Gambar 3. 28 Proses Flow Diagram Hidrogen Plant
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
99 Umpan gas alam masuk dengan laju maksimum 16744 SM3/h dan komposisi sebagai berikut :
Tabel 3. 32 Spesifikasi Natural Gas pada Bahan Baku HPU Komponen Komposisi (%-vol basis kering)
Nitrogen 0,1
Karbon dioksida 8,8
Metana 79,3
Etana 5,7
Propana 3,7
Butana 1,7
C5+ 0,7
H2S Tra
ce
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Sementara komposisi umpan tambahan LPG adalah sebagai berikut:
Tabel 3. 33 Spesifikasi LPG pada Bahan Baku HPU
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Pemakaian LPG sebagai umpan dibatasi pada laju 1358 kg/h. Plant ini dapat beroperasi untuk umpan LPG saja, tetapi kapasitas produksi hidrogen akan menurun menjadi 85% kapasitas maksimumnya karena kebutuhan pemakaian steam yang meningkat sementara kapasitas produksi karbon-karbon oksida akan meningkat karena tingginya rasio C/H. Produk hidrogen harus memenuhi spesifikasi sebagai berikut (%-vol basis kering).
Tabel 3. 34 Spesifikasi Produk Hidrogen pada HPU
Komponen Komposisi (%-vol basis kering)
Propana 59,7
Butana 39,8
C5+ 0,5
Jumlah 100
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
100
Komponen Komposisi
Hidrogen Min.
Nitrogen Metana
Max. 3% (digabung)
H2O Max.
C Max. 10 ppm (digabung)
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Hydrogen Plant (Plant 8) memproduksi hidrogen make-up untuk unit HCU dari gas alam, uap LPG, atau, campuran keduanya. Hydrogen Plant memiliki dua train saling paralel dengan rancangan 50% turndown yang masing-masingnya memiliki unit yang sama, sesuai proses reformasi steam, yaitu:
- LPG Vaporization
- Feed Gas Desulphurization - Steam/Hydrocarbon Reforming
- High and Low Temperature Shift Conversion - CO2 Removal by Absorption
- Methanation of Residual Carbon Oxides - Steam Generation
Feed Compression
Gas alam masuk ke dalam kompresor dengan laju alir 16744 SM2/h (15 MMSCFD) pada tekanan 3,1 Kg/cm2g dan dikompresi menjadi 9,6 Kg/cm2g pada tahap pertama dan dikompresi lagi pada tahap kedua menjadi 24,2 Kg/cm2g. Pendinginan antar tahap akan menurunkan suhu discharge dari 124°C menjadi 38°C.
LPG Vaporization
Pada unit LPG Vaporizers, LPG dari tangki penyimpanan pada 38°C dan 25 Kg/cm2g diuapkan hingga 93°C dan 23 Kg/cm2g dengan menggunakan steam bertekanan 3 Kg/cm2g. Laju normal penguapan untuk make-up diperkirakan sebesar 1353 Kg/h untuk mencapai laju produksi hidrogen sesuai rancangan. Proses reformasi steam di Hydrogen Plant ini membutuhkan umpan yang kaya akan metana. Plant ini membutuhkan umpan gas alam dengan 80% metana dan sisanya (secara berurutan) etana, propana, dan butana.
Umpan gas alam dipasok dari Unocal dan Vico. Saat persediaan gas alam tidak mencukupi, LPG dapat digunakan sebagai umpan. Akan tetapi, umpan LPG tidak lebih
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
101 baik dari gas alam karena mempertimbangkan umur katalis. Katalis dirancang untuk memproses gas alam dan bukan operasi dengan campuran propana-butana. LPG diperlukan ketika persediaan gas alam belum mencukupi kebutuhan umpan.
Hidrogenasi dan Desulfurisasi
Sulfur dalam bentuk H2S, merkaptan, atau karbonil sulfida harus dihilangkan dengan karena dapat meracuni katalis. Penghilangan sulfur melalui penambahan H2
sebanyak 3-5% volume pada gas umpan yang melewati cobalt-molybdenum catalyst bed dan zinc oxide bed. Umpan masuk ke desuphurizer akan dipanaskan hingga suhu 399°C dan tekanan 20,95 Kg/cm2g oleh produk reformer dan memasuki desulphurizer dari bagian bawah. Reaksi yang terjadi pada cobalt-molybdenum catalyst bed, dimana sulfur organik akan dihidrogenasi menjadi H2S, ialah :
Sementara pada zinc oxide bed, H2S akan diabsorpsi mengikuti reaksi :
Reformer
Umpan yang akan masuk ke reformer dicampur dengan steam 400°C bertekanan 32 Kg/cm2g kemudian dipanaskan hingga 538°C dalam Feed Preheat Coil. Umpan kemudian dilewatkan ke tabung berisi katalis pada radiant section dimana reaksi terjadi dan produk keluar pada temperatur 849°C Rentang temperatur masuk umpan adalah 480- 540°C dalam kapasitas operasi maksimum. Radiant section terdiri dari 168 tabung berdiameter 101,6 mm dengan total katalis reforming sebanyak 15.2 m3. Katalis yang digunakan adalah Ni-Alumina. Produk reformer didinginkan hingga 357°C dengan tiga heat exchanger. Produk reformer mengandung sekitar 25% karbon- karbon oksida yang harus dihilangkan untuk memperoleh hidrogen murni.
Karbon monoksida akan dikonversi pada reaksi pengubahan dua tahap menjadi CO2 dan dipisahkan pada kolom absorpsi. Bila masih ada karbon yang tersisa, sisanya akan dikonversi ke metana pada metanator. Sementara kandungan metana dalam produk reformer harus <2.2%-volume basis kering. Jika kandungan metana melebihi batas, berarti laju steam terlalu rendah, suhu keluaran terlalu rendah, atau tekanan keluaran yang terlalu tinggi. Reaksi yang terjadi sesuai reformasi steam adalah:
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
102 Reaksi terjadi secara endotermis dan berjalan pada temperatur yang tinggi dan tekanan yang rendah. Reaksi lain yang berjalan berdampingan dengan reaksi di atas adalah reaksi “CO shift”. Reaksi ini memerlukan temperatur yang rendah untuk dapat berlangsung sempurna. Karena itu, reaksi ini tidak berlangsung sempurna pada kondisi operasi reformer. Pada kondisi operasi reformer, hidrokarbon lebih berat dari metana bereaksi lebih dulu sehingga metana akan menjadi hidrokarbon terakhir yang tersisa.
Kandungan metana dalam produk dapat menjadi indikasi bahwa reaksi yang berlangsung berjalan tidak sempurna.
High and Low Temperature Shift Converter (HTSC dan LTSC)
Unit HTSC dan LTSC berfungsi mengonversi karbon monoksida menjadi karbon dioksida dan hidrogen dengan bantuan katalis melalui reaksi CO shift. Reaksi yang bersifat eksotermis tersebut berlangsung pada temperatur rendah, kondisi steam tinggi, dan tidak terpengaruh pada tekanan operasi. Berikut reaksi yang terjadi :
HTS converter mengeliminasi hampir semua karbon monoksida pada temperatur masukan 375°C dan keluaran 419°C, mengurangi kandungannya dari 13% menjadi 3.4%- volume basis kering. Reaksi tergolong eksotermis, tetapi berjalan pada temperatur rendah dan konsentrasi steam yang tinggi dan tidak terpengaruh oleh tekanan. Laju reaksi akan semakin tinggi dengan naiknya suhu, tetapi pada suhu yang rendah, keseimbangan tercapai dan konversi CO menjadi CO2 lebih sempurna. Karena alasan tersebut, reaksi dilakukan dua tahap. HTSC mengkonversi hampir semua CO, sedangkan LTSC membuat reaksi mencapai kesetimbangan dan konsentrasi CO diturunkan hingga mencapai yang diinginkan. Katalis untuk HTSC adalah besi oksida atau kromium oksida, sedangkan untuk LTSC adalah tembaga oksida atau alumina.
Produk reformer masuk ke HTSC pada suhu 375°C dan tekanan 16,9 Kg/cm2g, dan keluar pada suhu 419°C dan tekanan 16,74 Kg/cm2g. Produk HTSC kemudian didinginkan dari 419°C hingga mencapai 216°C. Temperatur produk yang rendah ini ideal untuk mengarahkan reaksi ke arah kanan sehingga mengurangi konsentrasi CO hingga 0,3%. Produk HTSC masuk ke LTSC pada 216°C dan 16,17 Kg/cm2g. Temperatur masukan tidak boleh melebihi 250°C atau akan menyebabkan kerusakan pada katalis tembaga oksida/alumina. Unggun katalis pada LTSC berdiameter 3100 mm dan kedalaman