Hydrotreating Unit (HTU) - Distillation and Hydrotreating Complex (DHC)

IV.2 Distillation and Hydrotreating Complex (DHC)

IV.2.2 Hydrotreating Unit (HTU)

Unit HTU terdiri dari beberapa unit pendukung, yakni Hydrogen Plant, Gas Oil Hydrotreating (GO HTU), dan Kerosene Hydrotreating (Kero HTU). Fungsi utama dari HTU adalah mengurangi atau menghilangkan impurities yang terikut bersama minyak bumi dan fraksi-fraksinya serta memperbaiki color stability dengan proses hidrogenasi, yaitu mereaksikan impurities tersebut dengan hidrogen yang dihasilkan dari hydrogen plant dengan menggunakan bantuan katalis.

Kandungan impurities yang ingin dihilangkan adalah nitrogen, sulfur organik dan senyawa logam-logam.

A. Hydrogen Plant (Unit 22)

Unit ini berfungsi untuk menghasilkan gas hidrogen yang dibutuhkan dalam reaksi hydrotreating. Umpan unit ini adalah gas alam. Proses yang terjadi dalam hydrogen plant dapat dibagi menjadi tiga tahapan besar, yakni pemurnian umpan, pembentukan gas hidrogen, dan pemurnian 𝐻2. Pada tahap pemurnian umpan, umpan dialirkan ke kompresor (22-K-101 ABC) untuk meningkatkan tekanannya.

Umpan kemudian dipanaskan menggunakan Intercooler (22-E-105 ABC).

Selanjutnya gas alam menuju ke reaktor (22-R-101) untuk dilakukan reaksi hidrogenasi. Katalis yang digunakan dalam reaksi ini memiliki logam aktif cobalt/molybdenum. Reaksi yang terjadi:

𝐶𝑂𝑆 + 𝐻2 → 𝐻2𝑆 +𝐶𝑂 𝑅𝐻𝑆+ 𝐻2 →𝑅𝐻+ 𝐻2𝑆

Dalam reaksi ini dihasilkan gas 𝐻2𝑆. Gas ini kemudian diserap menggunakan Sulphur Absorber pada reaktor terjadi reaksi desulfurisasi antara gas 𝐻2𝑆 dengan ZnO. Reaksi yang terjadi:

H2𝑆 + 𝑍𝑛𝑂 → 𝑅𝐻 + 𝐻2O

Umpan kemudian dicampurkan dengan HP steam melewati flow ratio control dengan rasio steam/carbon tertentu untuk mengkonversi gas hidrokarbon yang direaksikan dengan steam menjadi gas hidrogen, CO, dan 𝐶𝑂2. Selanjutnya gas dialirkan menuju reformer (22-F-101), sehingga gas alam bereaksi dengan steam menghasilkan hidrogen, karbon dioksida, dan karbon monoksida. Reaksi reforming yang terjadi pada reformer (22-F-101) adalah sebagai berikut:

𝐶𝑛𝐻𝑚 + (𝑛)𝐻2𝑂 → (𝑛)𝐶𝑂 + (𝑛 + m/2 ) 𝐻2

𝐶𝐻4 + 𝐻2𝑂 → 𝐶𝑂 + 3𝐻2

Produk keluaran reformed kemudian dialirkan menuju reformer waste heat boiler (22-WHB-101 dan reaktor fixed bed (HTSC) (22-R-103) yang berisi katalis Fe-Cr. Reaksi yang terjadi adalah reaksi pergeseran sehingga CO terkonversi menjadi 𝐶𝑂2 dan gas hidrogen. Produk keluaran reformer dengan dialirkan melalui seksi HTSC dan WHR, gas hidrogen kemudian didinginkan kembali dengan menggunakan fan cooler (22-E-106) (22-V-103), kemudian kondensatnya dipisahkan pada K.O. Drum. Setelah itu kondensat dari K.O. Drum masuk ke seksi proses pemurnian kondensat yang bertujuan memurnikan kondensat agar dapat digunakan sebagai umpan pembangkit kukus (boiler feed water). Gas hidrogen dimurnikan menggunakan Unit Pressure Swing Adsorber (22-A-105). Proses tersebut berlangsung secara kontinyu. Aliran keluaran PSA unit ini terdiri dari hidrogen murni pada tekanan tinggi dan tail gas yang mengandung impurities pada tekanan rendah. Kedua aliran tersebut kemudian dapat digabung langsung dan kemudian dikirim ke unit RCC, sebagian lagi didinginkan dan kemudian disimpan ke dalam tangki. Gas H2 kemudian akan disaring dari padatan dengan menggunakan Filter (22-S-102). Gas 𝐻2 yang kemudian didinginkan menggunakan produk cooler (22- E-106) dan disalurkan ke unit yang membutuhkan gas hidrogen.

B. Gas Oil Hydrotreating (GO HTU) (Unit 14)

Unit ini mengolah gas oil yang masih bersifat tidak stabil dan masih mengandung senyawa sulphur dan nitrogen. Feed untuk gas oil diperoleh dari Crude Distillation Unit (CDU) dan Atmospheric Reside Hydrometalization Unit (AHU), Dalam pengoperasiannya, reaksi dalam unit ini dibantu dengan katalis.

Hydrotreating yang digunakan mengandung oksida nikel/molybdenum dan merupakan alumina base. Feed pertama-tama dialirkan menuju feed filter (14-S- 101) untuk menghilangkan partikel padat (25 mikron) yang masih terbawa dalam umpan. Pemisahan fase dilakukan pada unit Feed Surge Drum (14-V-101). GO yang terpisah pada surge drum dipanaskan menggunakan Combined Feed Exchanger (14-E-101). Campuran GO dan gas hidrogen dicampurkan dan dipanaskan pada Charge Heater (14-F-101). Umpan kemudian dialirkan menuju reaktor (14-R-101). Produk atas yang dihasilkan didinginkan menggunakan fin fan (14-E-102) dan dilakukan pemisahan fasa menggunakan Product Separator (14-V- 102). Air yang terkumpul diproses kemudian ke unit SWS, sedangkan gas yang kaya hidrogen keluar dialirkan menuju Recycle Gas Compressor menggunakan Recycle Gas Knock Out Drum (14-V-103) Hidrokarbon yang terkumpul dalam produk separator (14-V-102) dikirim ke High Pressure Stripper (14-C-101) dan didinginkan pada Interstage Cooler (14-E-103) dengan Seksi Recycle Gas Compressor Recycle gas yang terpisah dari cairan dalam separator akan dikirimkan ke Recycle Gas Knock Out Drum (14-V-103). Kemudian pada alat Vessel dilengkapi dengan dua buah tray. Feed yang mengalir ke High Pressure Stripper (14-V-106) dipanasi oleh produk bawah dari Fractionator (14-C-102), di dalam High Pressure Stripper Feed Exchanger (14-E-104) yang dilengkapi dengan sistem bypass pada temperatur tinggi. High Pressure Stripper (14-C-101) dilengkapi dengan stripping steam untuk menghilangkan H2S dari produk menuju Fractionator (14-C-102). Vapour yang keluar dari (14- C-101) diinjeksi dengan inhibitor melalui Pompa (14-P-105). Untuk mencegah korosi, vapour tersebut didinginkan oleh High Pressure Stripper Condensor (14-E-105) dengan menggunakan fin fan dari produk Fractionator Overhead Condensor (14-E-106). Lalu dikirim ke High Pressure Stripper Receiver (14-V-106) melalui distributor. Cairan hidrokarbon yang terbentuk dikembalikan sebagai feed (14-E-101) sebelum masuk (14-E-104) dengan menggunakan High Pressure Stripper Overhead Pump (14-P-104). Sebagian cairan dipakai sebagai pengencer unicorn dan sebagian lagi disirkulasi ke (14-V-106). Gas yang tidak terkondensasi keluar dari (14-V-106) disalurkan ke Amine Treatment Unit (Unit 23) untuk menghilangkan kandungan HE bersama dengan sour water

dari (14-V-102). Liquid yang telah bebas dari HE keluar dari bottom (14-C- 102) yang terbagi menjadi dua aliran yang sama. Kemudian masuk ke Preheater Product Fractionator (14-F-102). Vapour yang meninggalkan telah top product Fractionator, didinginkan dalam produk Fractionator Kondensor (14-E106) dengan pendingin fin fan. Aliran ini kemudian masuk ke produk Fractionator Receiver (14-V-107) melalui inlet distributor, di mana air yang terbawa dipisahkan dari liquid hidrokarbon. Sebagian hidrokarbon dipompa dengan (14-P-108).

sebagian lagi menjadi refluks untuk mengontrol endpoint dari fraksi overhead, sedangkan sisanya didinginkan dalam Net Naphtha Cooler (14-E-107) sebagai wild naphtha dan diteruskan ke Stabilizer CDU (Unit 11). Air dipompakan dengan menggunakan Combined Water Pump (14-P- 107) menuju Suction Pump (14-P- 103) setelah didinginkan di Wash Water Cooler (21E-109) sebagai wash water untuk effluent reaktor. Air make-up berasal dari cold kondensat yang dimasukkan ke dalam tangki untuk kondensat berat (14-V-109) dan dipompakan ke suction (14- P-107) menggunakan pompa make-up (14-P-109). Karena tidak ada gas yang diproduksi di (14-C-102) untuk mempertahankan tekanan dari fractionator dilakukan pengontrolan dengan memasukkan fuel gas ke dalam (14-V-107), Produk hydrotreating GO dipompakan dengan (14- P-106) ke HE (14-E-104) yang dilengkapi dengan saluran bypass dan Net GO cooler (14-E-108) yang didinginkan.

Sebelum dikirim ke tangki penyimpan, produk dimasukkan ke Coalescer (14-S- 102) untuk memisahkan air yang terikut dan dikeringkan menggunakan salt dryer (14-V-108). Air dan keluaran dari Coalescer kemudian dialirkan ke SWS. Diagram Alir Proses Unit 14 : Gas Oil Hydrotreating (GO-HTU) dapat dilihat pada Gambar IV. 9 berikut ini:

Gambar IV. 9 Diagram Alir Proses Unit 14 : Gas Oil Hydrotreating (GO-HTU) C. Kerosene Hydrotreating (Kero HTU) (Unit 21)

Unit Kerosene Hydrotreating (Kero-HTU) dulunya digunakan untuk memproses Light Cycle Oil (HTU), namun unit ini pada saat ini digunakan untuk menghilangkan kandungan senyawa sulphur dan nitrogen yang ada pada kerosene umpan. Pada umumnya proses yang dilakukan pada LCO unit ini memiliki

kesamaan dengan proses yang ada pada Gas Oil Hydrotreating Unit (GO HTU).

Umpan yang digunakan pada unit ini adalah kerosene dan sedikit LCO yang berasal dari RCU, sedangkan produk yang dihasilkan adalah off gas, wild naphta, dan treated kerosene. Pertama-tama umpan dialirkan menuju Feed Surge Drum (21-V- 101) untuk dipisahkan antara minyak dan air. Air kemudian dialirkan ke SWS dan minyak dipompakan (menggunakan 21-P- Pertama-tama 102 A/B) menuju Heat Exchanger (21-E-101) untuk dipanaskan. Pemanasan lebih lanjut dilakukan menggunakan Reactor Charge Heater (21-F-101). Aliran minyak panas kemudian dimasukkan ke dalam reaktor yang memiliki 2 bed katalis. Di dalam reaktor terjadi reaksi desulfurisasi, deoksigenasi, denitrifikasi, dan penjenuhan olefin. Reaksi yang terjadi bersifat eksotermis sehingga produk yang dihasilkan masih memiliki energi panas yang besar dan dimanfaatkan untuk memanaskan umpan pada Heat Exchanger (21-E-101). Produk atas kemudian didinginkan menggunakan fin fan (21- E-102) dan dipisahkan minyak, air, dan fase gasnya menggunakan unit Product Separator (21-V-102). Produk air diolah lebih lanjut pada unit SWS, sedangkan fraksi gas dan minyak diolah pada Unit 21. Fraksi gas dialirkan ke K.O. Drum (21- V- 109) untuk dipisahkan apabila masih ada cairan yang terikut dalam gas. Fraksi gas yang telah dipisahkan dari kandungan cairan yang terbawa kemudian di recycle menggunakan unit Recycle Make Up Gas Compressor (21-K-101 A/B). Produk minyak kemudian dipanaskan menggunakan Heat Exchanger (21-E-104). Aliran ini kemudian dimasukkan ke dalam High Pressure Stripper (21-C-101). Produk atas yang dihasilkan didinginkan menggunakan fin fan (21- E-105) dan dipisahkan dari air dan gas menggunakan Vessel (21-V-106). Gas yang dihasilkan dikirim ke Amine Treatment sedangkan air diolah menggunakan unit SWS. Produk bawah kolom dipanaskan pada 21-F-102 dan dialirkan menuju Product Fractionator (21-C-102) untuk memisahkan minyak menjadi kerosene dan naphta. Produk atas yang diperoleh berupa wild naphta kemudian didinginkan menggunakan fin fan (21-E- 106) dan dipisahkan dari fraksi-fraksi hidrokarbon ringan pada Vessel (21-V-107).

Produk bawah yang diperoleh merupakan kerosene kemudian didinginkan menggunakan Heat Exchanger (21-E-104) dan fin fan (21-E-109). Produk yang telah dingin kemudian dialirkan menuju Coalescer (21-S-101) untuk dipisahkan

dari garam- garam yang terkandung pada produk. Produk kerosene kemudian didinginkan menggunakan Product Dryer (21-V-108).

Dalam dokumen LAPORAN KERJA PRAKTEK april (Halaman 66-72)