BAB III TINJAUAN PUSTAKA
3.8 Sistem Proses
3.8.3 Kilang Balikpapan II
3.8.3.1 Hydroskimming Complex (HSC)
Hydroskimming Complex terdiri dari 6 plant yaitu:
1. Plant 1 : Crude Distilling Unit IV (CDU IV) 2. Plant 4 : Naphta Hydrotreater Unit
3. Plant 5 : Platforming Unit 4. Plant 6 : LPG Recovery Unit 5. Plant 7 : Sour Water Stripping Unit 6. Plant 9 : LPG Treater Unit
3.8.3.1.1 Crude Distilling Unit (CDU) IV-Plant 1 a. Spesifikasi Umpan dan Produk
CDU IV digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi dalam minyak bumi berdasarkan titik didihnya pada tekanan atmosferik. Berdasarkan desainnya, unit CDU IV digunakan untuk mengolah campuran minyak bumi yang berasal dari handil dan bekapai dengan kapasitas pengolahan 200 MBSD. Karena keterbatasan pasokan minyak bumi dari handil dan bekapai, maka CDU IV juga mengolah minyak bumi dari tempat lain yang berasal dari dalam dan luar negeri. Sebelum masuk ke CDU IV, crude dari berbagai sumber tersebut dicampur (blending) hingga mencapai spesifikasi umpan yang sesuai dengan desain CDU IV.
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
63 CDU IV dirancang untuk mendistilasi minyak bumi menjadi tujuh macam fraksi produk yang masing-masing memiliki rentang titik didih yang spesifik. Pemilihan crude oil dimaksudkan agar menyerupai spesifikasi yang dibutuhkan oleh CDU IV. Berikut adalah spesifikasi bahan baku dan produk hasil dari CDU IV.
Tabel 3. 18 Spesifikasi Umpan CDU IV
Spesifikasi Nilai Metode Uji
API Gravity 36,1 ASTM D-1298
S.G. 0,8843 -
Titik Tuang (°C) 24 ASTM D-97
ASTM Distillation (°C)
5% 52
10% 106
20% 126
50% 158
69% 261
70% 296
95% 342
Sulfur (%-b) 0,09 ASTM D-4045
% Recovered 95 -
% Bottom 5 -
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
CDU IV digunakan untuk memisahkan fraksi-fraksi dalam minyak bumi
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
64 berdasarkan titik didih pada tekanan atmosferik.
Tabel 3. 19 Spesifikasi Produk CDU IV
Spesifikasi Light Naphta
Heavy
Naphta Kerosin Light Gas Oil
Heavy
Gas Oil Residu Sg. 60/60
(°F)
0,6791 0,7868 0,8332 0,8692 0,8742 0,902
IBP 39 90 164 182 260 305
10% 45 101 174 28 287 350
30% 48 107 189 247 298
50% 52 115 200 255 316
70% 59 125 213 261 315
90% 68 141 230 269 334
FBP 96 174 260 284 384
Smoke P.(mm)
15
Colour 1 ASTM<0,5 ASTM<0,5
Sulfur (ppm) 10,7
Flash Point 124 164 285 310
Corr.Copper 1.b 1.b
Col.Saybolt 30
RVP (psi) 11,6 1,6 Octane
Number
79 75
Doctor Test negative Pour Point
(°F)
<10 45
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
65 b. Sistem Proses
Sebelum memasuki kolom distilasi, crude oil akan dipersiapkan terlebih dahulu dalam beberapa tahap seperti pada gambar 3.14 berikut ini :
Gambar 3. 14 Diagram Alir Persiapan Umpan
Bahan baku CDU IV diperoleh dari Terminal Lawe-Lawe menggunakan pipa dan disimpan dalam tangki penyimpanan crude oil kemudian dipompa dan dibagi menjadi dua aliran paralel dan dipanaskan melalui tiga rangkaian heat exchanger. Minyak dipanaskan dari 32°C menjadi 49°C pada crude circulating naphtha exchanger, circulating naphta yang didinginkan kembali ke kolom sebagai top refluks, dan dilanjutkankan lagi sampai 81°C dengan crude/kero product exchanger, produk kerosene yang didinginkan kemudian disimpan, pemanasan diteruskan sampai 127C° dengan circulating kerosene, kerosene yang didinginkan dimasukkan sebagai refluks pada tray kolom ke 16. Temperatu crude sebelum memasuki desalter dapat dilihat pada tabel 3.20 berikut:
Tabel 3. 20 Pemanasan Crude Sebelum Masuk Desalter
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Minyak kemudian dialirkan menuju Desalter C-1-08A/B. Desalter beroperasi pada tekanan 8,8 kg/cm2g dan temperatur 124°C. Sebelum memasuki desalter, minyak mentah ditambahkan dengan air dan demulsifier. Air bertujuan untuk melarutkan impuritis yang
HE Fluida
Pemanas
Temp Minyak Mentah Masuk
(°C)
Keluar (°C) E-1-01A/B Circulating Naphta 32 49
E-1-02A/B Produk Kero 49 81
E-1-03A/B Circulating Kero 81 127
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
66 terkandung pada minyak dan demulsifier bertujuan untuk memecahkan emulsi antara air dan minyak sehingga air akan berada pada bagian bawah desalter. Pencampuran antara air dengan minyak dikendalikan oleh mixing valve. Pada desalter, minyak dikenakan medan elektrik yang bertegangan tinggi sehingga air menggumpal dan mengendap pada bagian dasar tangki, sedangkan minyak berada pada bagian atas tangki. Ketinggian air pada tangki diatur dengan sistem pengendali ketinggian. Desalter dirancang untuk menghilangkan lebih dari 95% garam yang terkandung dalam minyak. Minyak keluaran desalter dipompa dan mengalami preheating lagi sebelum memasuki Fired Charge Heater. Susunan HE yang dilalui adalah sebagai berikut:
Tabel 3. 21 Rangkaian Heat Exchanger Setelah Keluar dari Desalter
HE Fluida
Pemanas
Temp Minyak Mentah
Temp Fluida Pemanas Masuk
(°C)
Keluar (°C)
Masuk (°C)
Keluar (°C) E-1-04A/B Circulating Kerosene 124 146 193 149
E-1-05A/B Produk LGO 146 162 279 166
E-1-06A/B Produk HGO 162 179 293 189
E-1-07A/B Circulating LGO 179 223 260 204
E-1-08A/B Residue 223 249 325 253
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Setelah mengalami pemanasan awal, minyak akan memasuki furnace F-101A/B untuk dipanaskan lebih lanjut sebelum memasuki kolom fraksionasi. Masing-masing furnace terdiri atas dua boks api yang dilengkapi dengan 18 burner dengan bahan bakar fuel gas dan fuel oil. Crude dari desalter akan dipecah menjadi dua aliran dengan perbandingan 50:50 dan dipanaskan dalam beberapa HE hingga 230°C (Mixed Crude) atau 243°C (Minas Crude). Aliran ini dibagi lagi menjadi empat aliran sebelum masuk furnace. Umpan dalam furnace akan dipanaskan hingga 328°C (Mixed Crude) atau 341°C (Minas Crude). Pemanasan tersebut dilakukan sebelum memasuki Flash Zone CDU dimana 66% minyak teruapkan. Minyak mentah yang tidak teruapkan adalah residu yang dikirim ke HVU. Tekanan Flash Zone sekitar 1,44 kg/cm2 gauge. Berikut ini adalah diagram alir proses CDU IV:
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
67 Gambar 3. 15Diagram Blok Proses Crude Distillation Unit IV
Pada proses distilasi, kolom distilasi terdiri dari 53 valve tray dengan 3 sidecut stripper. Tekanan kolom adalah 0,97 kg/cm2. Produk pada kolom distilasi akan dikondensasikan menjadi nafta, HGO, LGO, dan kerosin pada tray yang berbeda-beda berdasarkan titik didih. Minyak mentah memasuki distilasi C-1-01 dimana 66% dari minyak akan menguap dan menuju bagian atas kolom. Stripping steam diinjeksikan ke dalam kolom sebagai pelucut. Steam digunakan untuk mengurangi tekanan uap parsial dari hidrokarbon sehingga fraksi ringan dapat terbawa oleh steam tersebut. Residu keluar pada temperatur 338°C dari tray 50. Residu akan memanaskan minyak sebelum masuk kolom dan temperatur turun menjadi 253°C lalu masuk ke Vacuum Unit (HVU II).
Uap yang berada pada bagian atas kolom distilasi terdiri atas semua jenis hidrokarbon. Uap bagian atas akan dinginkan dan dikondensasikan oleh Main Fractionator Overhead Condensor, kemudian dialirkan ke Main Fractionator Overhead Accumulator. Uap, air dan hidrokarbon akan dipisahkan pada unit ini. Tekanan gas pada akumulator dikontrol pada 0,32 kg/cm2 dengan mengalirkan gas ke fuel gas system atau membuang kelebihan gas ke flare. Uap dari akumulator akan dialirkan ke KO Drum dan dikompresi untuk selanjutnya dibawa ke Recontact Cooler dan Stabilizer Feed Surge Drum, sedangkan gas pada cairan yang terdapat pada KO Drum akan dikembalikan ke Main Fractionator Overhead Condenser. Hidrokarbon cair dari akumulator dialirkan ke Recontact Cooler untuk berkontak dengan aliran uap dari KO Drum dan dikembalikan ke
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
68 kolom untuk mencegah terjadinya kondensasi steam yang terbawa pada uap produk atas.
Air pada akumulator digunakan untuk melarutkan garam-garam pada minyak sebelum masuk desalter. Amonia (NH3) akan dinjeksian untuk menetralisir air yang terkondensasi pada akumulator serta menjaga pH berkisar 7-9. Inhibitor korosi juga diinjeksikan untuk melindungi sistem produk atas dari korosi dengan membentuk lapisan film tipis pada dinding bagian dalam pipa.
Uap yang tidak terkondensasi pada temperatur 49°C dan tekanan 0,7 kg/cm2g akan dikompresi menjadi tekanan 4,2 kg/cm2g oleh Crude Overhead Vapour Compressors.
Uap yang telah terkompresi dicampurkan dengan cairan dari produk atas pada Recontact Drum. Cairan tersebut akan mengabsorbsi propana sampai butana yang terkandung pada uap tersebut. Cairan yang terkondensasi telah mengandung produk light naphtha, heavy naphtha, dan stripping steam. Stripping steam akan dikirim ke Sour Water Stripper.
Hidrokarbon yang telah terkondensasi akan dikirim sebagai produk sebanyak 85% dan diembalikan ke kolom sebagai refluks sebanyak 15%. Produk hidrokarbon tersebut selanjutnya masuk ke Stabilizer Column dan Naphtha Splitter.
Produk samping bagian atas berupa kerosin akan keluar pada tray 18 dan 19 dengan temperatur 193°C. Refluks kerosin akan dikembalikan ke tray 19 tanpa mengalami pendinginan. Produk kerosin akan melalui stripper yang dipanaskan oleh HGO sirkulasi sehingga fraksi ringan akan menguap dan dikembalikan ke kolom. Produk kerosin yang keluar dari stripper bersuhu 212°C akan memanaskan minyak mentah dan melalui pendingin udara serta pendingin air sehingga suhunya menjadi 38°C. Produk kerosin kemudian masuk ke tangki penyimpanan.
Light Gas Oil (LGO) diambil dari tray 32 dan 33. Sebanyak 30% cairan bersuhu 260°C dikembalikan di tray 32 langsung tanpa pendinginan dan 60% cairan didinginkan sampai 200°C dan dikembalikan ke tray 30. LGO sirkulasi digunakan untuk memanaskan minyak dan menyediakan panas penguapan pada Naphtha Splitter Reboiler. Produk LGO akan melalui LGO Stripper sehingga fraksi ringan yang menguap akan dikembalikan ke kolom. Produk LGO yang keluar dari stripper akan memanaskan minyak mentah dan melalui pendinginan pada fin-fan sehingga temperaturnya menjadi 55°C. LGO kemudian dicampur dengan kerosin dan didinginkan menjadi 38°C.
Heavy Gas Oil (HGO) diambil dari tray 43 dan 44. Sebanyak 45% cairan bersuhu
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
69 299°C dikembalikan ke tray 44 langsung tanpa pendinginan dan 40% cairan didinginkan sampai 231°C dan dikembalikan ke tray 41. HGO yang disirkulasi digunakan untuk menyediakan panas penguapan pada Kerosene Stripper dan Stabilizer Column. Produk HGO akan memasuki HGO Stripper dengan Superheated Stripping Steam 10 kg/cm2g dengan jumlah 22 kg/m3 HGO untuk menghilangkan fraksi ringan. HGO kemudian akan memanaskan minyak mentah dan didinginkan hingga 55°C. Residu dialirkan ke Vacuum Feed Surge Drum setelah didinginkan hingga 159°C (Mixed Crude) atau 169°C (Minas Crude). Residu dapat dikirim ke tangki Fuel Oil atau LSWR setelah didinginkan hingga 85°C. Low Pressure Superheated Steam (LPSS) dengan tekanan 10 kg/cm2g diinjeksikan pada bagian dasar yang berfungsi untuk mengurangi tekanan parsial hidrokarbon sehingga fraksi-fraksi ringan yang masih terdapat pada bagian bottom dapat teruapkan.
Recontact Drum berfungsi untuk mengontakkan produk atas gas yang telah dikompresi dengan produk atas cairan yang terkondensasi sehingga cairan tersebut akan mengabsorpsi propana dan butana. Produk cair akan dialirkan ke Stabalizer. Tekanan padat alat ini adalah 4,2 kg/cm2-g.
Stabilizer
Nafta dari Recontact Cooler akan ditampung dalam Stabilizier feed surge drum dan akan dialirkan ke Stabilizer setelah dipanaskan hingga 127ºC. Tekanan Stabilizier feed surge drum dijaga dengan menginjeksikan off gas dari Stabilizier Overhead Accumulator atau membuang kelebihan gas ke flare.
Stabilizier berfungsi untuk memisahkan nafta dengan fraksi-fraksi yang lebih ringan. Stabilizier terdiri dari 35 sieve tray dimana tray umpan berada pada tray 18.
Tekanan operasi sekitar 10,1 kg/cm2 , temperature atas kolom 53ºC serta perbandingan refluks terhadap umpan yaitu 0,6 : 1. Umpan Stabilizer dipanaskan dari 59ºC ke 130ºC dengan fluida pemanas adalah produk bawah kolom yang didinginkan dari 200ºC ke 130ºC. Stabilizer memiliki reboiler yang menggunakan circulating HGO sebagai pemanas sehingga temperatur bawah kolom sekitar 200ºC.
Uap Overhead yang merupakan produk atas didinginkan dengan air laut dari tempratur 43ºC menjadi 38ºC kemudian dimasukan ke receiver. Sebanyak 18% cairan hasil kondensasi digunakan sebagai produk sedangkan sisanya digunakan sebagai refluks.
Refluxs dikendalikan oleh ketinggian cairan pada Stabilizer Receiver. Produk atas yang
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
70 telah terkondensasi di top condenser akan dikirimkan ke LPG Recovery Unit. Nafta pada produk bawah Stabilizer akan didinginkan hingga 142ºC dan dialirkan ke Splitter.
Amoniak (NH3) berfungsi untuk menetralisir air yang terkondesasi pada accumulator boot dan untuk mempertahankan pH over head system pada rentang 7-9.
Sedangkan UNICOR-LHS berfungsi sebagai penghambat korosi (corrosion inhibitor) yaitu untuk melindungi sistem overhead yaitu untuk melindungi sistem.
Naptha Splitter
Gambar 3. 16Proses Stabilizer Unit di CDU IV
Pada naphtha splitter terjadi pemisahan antara light naphtha dan heavy naphtha. Residu digunakan sebagai media pemanas pada splitter reboiler. Naphta splitter memiliki 20 valve tray. Light naphtha merupakan produk overhead yang kemudian dikondensasi dengan udara sampai 550C kemudian dikirim ke receiver. Sekitar 85%
dikembalikan sebagai reflux untuk menjaga suhu dalam kolom, sisanya merupakan net product yang didinginkan dengan air laut sebelum disimpan.
Produk bawah yang berupa heavy naphtha dikirim ke Naphtha Hydrotreater Unit (NHTU) dan ada pula yang dikirim ke tangki penyimpanan.
Produk bawah stabilizer dikirim ke Naphtha Splitter yang beroperasi pada 1,05 Kg/cm2 gauge pada bagian atas kolom. Perbedaan tekanan dari stabilizer ini menyebabkan umpan tidak perlu dipompa untuk sampai ke tray 15 dari kolom yang memiliki 28 valve tray ini. Naphta splitter memiliki reboiler sehingga suhu bawah kolom adalah 145°C.
Produk heavy naphtha akan diumpankan ke Naphtha Hydrotreater Unit dan kemudian ke Platformer Unit. Sebagian heavy naphtha ada yang dikirim ke tangki penyimpanan setelah mengalami pendinginan hingga 38°C untuk diekspor sebagai unfinished naphtha.
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
71 Light naphtha product cooler dan Heavy naphtha trim cooler menggunakan media pendingin air laut. Berikut gambar secara garis besar proses pemisahan naphtha.
Gambar 3. 17Proses Pemisahan Heavy Naphta dan Light Naphta Berikut ini merupakan diagram sederhana dari CDU IV :
Gambar 3. 18Diagram sederhana Proses CDU IV
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
72 3.8.3.1.2 Naptha Hydrotreater (NHT)−Plant 4
Unit Naptha Hydrotreater (NHT) berfungsi untuk menghilangkan kandungan impuritits khususnya senyawa-senyawa sulfur dan nitrogen pada Stok Sour Naphta (naphta dengan kandungan sulfur tinggi) untuk menghasilkan naphta dengan kandungan sulfur rendah (Sweet Naphta) untuk kemudian diproses lebih lanjut di unit Platformer.
a. Spesifikasi Umpan dan Produk
Naphta Hydrotreater Unit (NHTU) memperoleh umpan berupa heavy naphta dari CDU IV sebanyak 74,9% vol dan dari Hydrocracker Unit (HCU) sebanyak 25,1% vol.
b. Sistem Proses
Senyawa-senyawa seperti sulfur, nitrogen, oksigen dan senyawa-senyawa lain organometalik harus dihilangkan karena dapat mengakibatkan keracunan pada katalis pada Unit Platformer-Plant 5. Reaksi-reaksi yang terjadi didalam unit naphta hidrotreater adalah:
a. Desulfurisasi b. Denitrifikasi c. Hidrogenasi olefin d. Eliminasi olefin
Naphtha Hydrotreater Unit merupakan unit yang menentukan keberhasilan proses pada Platformer. Kondisi operasinya adalah 368°C dan 27,5 kg/cm2.
Gambar 3. 19Diagram Alir Proses Naphta Hydrotreating Unit
Heavy naphta yang merupakan keluaran dari HCU A/B dan CDU IV ditampung dalam feed surge drum yang ditambahkan H2 kemudian dipanaskan dalam HE dan Charge Heater. Sebelum melewati HE, umpan diinjeksikan butyl merkaptan, yang berfungsi
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
73 sebagai “sulfiding agent” bagi katalis, yang akan mempercepat kinerja katalis baru atau memperbaiki kereaktifan katalis yang telah diregenerasi. Setelah itu masuk reaktor pada suhu 368oC dan keluar pada suhu 371oC.
Aliran yang keluar dari reaktor dilewatkan HE, kemudian diinjeksikan dengan kondensat dari Wash Water Drum. Aliran tersebut ditampung dalam produk Separator untuk dipisakan antara H2O dengan H2. Air yang tertampung dalam Water Boot dikirim ke Sour Water Stripper, sedangkan H2 yang tidak bereaksi dikembalikan lagi ke aliran umpan.
Selanjutnya produk reactor diumpankan pada Stripper Column. Gas ringan keluar sebagai produk atas, sedang produk bawah berupa Sweet Naphta/ Hydrotreated Naphta yang siap diumpankan ke UnitPlatformer.
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
74 Gas ringan yang keluar dikondensasikan dan kondensat yang terbentuk diembalikan ke puncak Stripper Column sedangkan gas yang tidak terkondensasi dikirim ke Fuel Gas System.
Naphtha Hydrotreating Unit (plant 4), menerima umpan dari CDU IV (plant 1), dan dari UOP HC Unibon (plant 3) dengan komposisi campuran 25,1% nafta dari HCU (plant 3), dan 74,9% nafta dari CDU IV (plant 1). Umpan masuk NHT Unit mempunyai spesifikasi seperti pada tabel 3.22 dibawah ini.
Tabel 3. 22 Spesifikasi Umpan Naphta Hydrotreating Unit
Spesifikasi Umpan
Gravity (°API) 51,9
Sp.Gr. (mol wt) 0,7715
ASTM Distillation (°C)
IBP 100
50% 110
EP 150
Sulfur (%-wt) 0,07
Nitrogen (%-ppm) 1,0
Bromine No 1,0
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Sedangkan produk nafta dari NHT Unit memiliki EP maksimum 204°C dan mempunyai spesifikasi kontaminan setelah di-treat sebagai berikut:
Tabel 3. 23 Spesifikasi Produk Naphta Hydrotreating Unit Kontaminan Konsentrasi Maksimum Klorida dan Fluorida total 1 wt ppm
Sulfur total 0,5 wt ppm
Nitrogen Total 0,5 wt ppm
Timah 20 wt ppm
Arsenik 1 wt ppm
Tembaga dan logam berat 25 wt ppm
(Sumber : Data Pertamina RU V Balikpapan)
Reaktor untuk hydrotreating hanya berjumlah satu yang kemudian diikuti dengan
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
75 sebuah alat exchanger yang mempertukarkan panas antara effluent reaktor dengan umpan reaktor. Pada reaktor terdapat katalis pendesulfurisasi, yaitu cobalt-molybdenum (UOPS- 120), dengan volume katalis sekitar 13,25 m3. Reaktor hydrotreating sendiri beroperasi pada temperatur 368°C dan tekanan 28,6 kg/cm2g. Reaksi-reaksi yang terjadi di hydrotreating unit adalah reaksi penghilangan pengotor-pengotor pada heavy naphtha sebelum masuk platformer. Reaksi – reaksi yang terjadi antara lain yaitu desulfurisasi, denitrifikasi, hidrogenasi olefin, dekomposisi halida dan dekomposisi senyawa organo metalik.
Hidrogen yang tersisa dari reaksi penghilangan senyawa halida dikembalikan lagi ke umpan dengan bantuan kompresor yang menghisap hidrogen dari Reactor Product Separator, yang memisahkan produk dengan hidrogen dan pengotor lainnya. Make-up hidrogen dimasukkan dari Platforming Unit karena hidrogen telah terkonsumsi sebagian pada reaksi dengan senyawa belerang untuk membentuk hidrogen sulfida (H2S).
Cairan yang terpisah dari Reactor Product Separator dialirkan ke kolom stripper yang memiliki 20 tray, dan juga terdapat reboiler F-4-02 yang digunakan untuk membangkitkan uap pelucut di bottom. Uap ini melucuti H2S, air, hidrokarbon ringan, dan hidrogen dari nafta. Uap ini lewat di bagian atas stripper dan dikondensasi di fin-fan (Ea- 4-05) dan disimpan di Overhead Receiver (C-4-06). Semua H2S, air, hidrokarbon ringan dan hidrogen dibuang sebagai fuel gas. Produk bawah kolom stripper adalah sweet naphtha yang akan menjadi umpan unit platformer. Hidrogen yang terkonsumsi pada reaksi diperkirakan sekitar 6,2 Nm3 per 1 m3 umpan nafta. Karena itu, aliran make-up hidrogen yang telah masuk Net Gas Wash Column dari Platforming Unit haruslah berkisar 882 Nm3/h di saat Naphtha Hydrotreater beroperasi sesuai rancangan umpannya.
Stripper off-gas dibebaskan ke sistem fuel juga untuk menjaga tekanan stabil pada kolom stripper. Pada kondisi operasi rancangan, diharapkan off-gas akan diproduksi pada laju 3,9 Nm3 untuk setiap 1 m3 umpan nafta cair. Komposisi gas kurang lebih 76%
hidrogen, 11% hidrogen sulfida dan sisanya hidrokarbon ringan. Pada bagian overhead dari stripper, zat anti korosi UOP Unicor-LHS diinjeksikan ke sistem untuk mencegah morosi. Hasil bottom dari stripper berupa sweet naptha dialirkan ke Platforming Unit sebagai umpan dengan pompa.
Naphta Hydrotreating Unit mengkonsumsi hidrogen sebanyak 3,6 Nm3 untuk setiap 1 m3 umpan heavy naphta (rancangan). Sementara hidrogen yang tidak bereaksi berkisar
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
76 2,6 Nm3 per 1 m3 umpan. Gas kaya hidrogen disuplai ke proses Platforming Unit, yang tak lain adalah produsen dari hidrogen. Pada dasarnya Naphta Hydrotreater Unit hanya membutuhkan 3% dari total hidrogen yang terbentuk dari Platforming Unit. Hidrogen untuk Naphta Hydrotreater juga dapat disuplai dari Hydrogen Unit, plant 8 bila Platformer sedang tidak beroperasi. Dari Reactor Product Separator, dihasilkan sour water yang kemudian dikirim ke Degassing Drum dari Sour Water Treating, plant 7. Sour water juga akan bertumpuk pelan di Stripper Receiver dan dikuras berkala menuju Sour Water Treating Unit. Berikut merupakan proses pada Naphta Hydrotreating Unit secara sederhana :
Gambar 3. 20 Bagan Proses di Naphta Hydrotreater Unit 3.8.3.1.3 Platformer Unit−Plant 5
Plaforming Procesing Unit, plant 5 dirancang untuk membentuk molekul hidrokarbon tertentu yang dapat digunakan untuk bahan bakar mesin secara katalitik dalam rentang titik didih nafta dan menghasilkan komponen blending bahan bakar dengan nilai oktan yang lebih tinggi.
Unit ini dirancang untuk memproses 20000 barrel per hari dan menghasilkan 16638 barrel C5+ platformat per harinya dengan nilai oktan tidak kurang dari 96. Katalis yang digunakan adalah axens CR-607. Umpan yang digunakan adalah sweet naphta, yaitu umpan yang telah dihilangkan dari pengotor (terutama sulfur) dengan menggunakan Plant 4 (Naphta Hydrotreating Unit) yang kemudian dimasukkan ke reaktor. sebagian sweet naphta disimpan ke dalam tangki yang memiliki “selimut” nitrogen, naphta ini akan digunakan pada saat start up. Nitrogen ini berfungsi untuk menjaga sweet naphta tetap kering (tidak terkena air) dan tidak terkontakkan dengan oksigen.
Platforming Unit dirancang untuk mengubah Heavy Naphta bernilai oktan rendah menjadi bernilai oktan tinggi. Produk dari Platformer adalah komponen bahan
Laporan Magang Industri
PT. Kilang Pertamina Internasional RU V Balikpapan 01 Mei - 30 Juni
77 bakar mesin yang telah didebutanasi dan bernilai oktan tinggi, disebut reformat. Reformat adalah komponen utama blending dari bensin.
Gambar 3. 21 Diagram Alir sederhana Platforming Unit
Umpan nafta dicampur dengan recycle gas hidrogen sebelum memasuki Combined Feed/Effluent Exchanger E-5-01A/B. Umpan dingin dicampur dengan hidrogen, dipanaskan dan diuapkan semuanya sebelum memasuki charge heater F-5- 01A. Adapun reaksi yang terjadi antara lain :Dehidrogenasi naftena menjadi aromat, Isomerisasi naftena, dan Dehidrosiklisasi. Umpan campuran ini kemudian dipanaskan sampai 543°C dan masuk ke dalam reaktor C-5-01A dimana reaksi utama berlangung.
Kemudian umpan tersebut dipanaskan kembali pada Interheater F-5-01B hingga mencapai temperature 5430C. Reaktor C-5-01B lalu menerima umpan keluaran interheater untuk direaksikan dengan laju reaksi yang lebih lambat. Umpan dipanaskan kembali pada interheater F-5-01C. Reaksi terus berlanjut pada reaktor C-5-01C sehingga menghasilkan effluent yang panasnya akan dipertukarkan pada E-5-01A/B hingga mencapai temperatur 1240C. Produk reaktor kemudian didinginkan kembali dan dikondensasikan dalam aie cooled Reactor Product Condensor E-5-02A/B. Lalu effluent reaktor didinginkan kembali dalam Reactor Product Trim Cooler E-5-03A/B dengan air laut sebagai media pendingin sebelum aliran berfasa campuran memasuki Product Separator C-5-02.