Click here to load reader
Upload
aditya-kristianto
View
154
Download
29
Embed Size (px)
DESCRIPTION
berisi penjelasan mengenai pengolahan minyak bumi, bidang cracking, yaitu catalytic hydrocracking
Citation preview
1
Universitas Indonesia
BAB 1
HYDROCRACKING SECARA UMUM
1.1 Pengertian Hydrocracking
Hydrocracking merupakan proses dua tahap menggabungkan catalytic cracking dan
hidrogenasi, dimana bahan baku yang lebih berat akan terpecahkan dengan adanya hydrogen
untuk menghasilkan produk yang lebih diinginkan. Tujuan dari proses ini adalah untuk
mengkonversi gas oil yang bernilai rendah menjadi produk ï produk yang lebih berharga seperti
naftha, diesel, gas, dan lain ï lain. Proses ini menggunakan tekanan tinggi, suhu tinggi, katalis,
dan hidrogen.
Sebenarnya pada semua jenis proses cracking, selain terjadinya proses pemutusan rantai
(cracking) juga terjadi proses hidrogenasi. Proses hidrogenasi ini penting karena selain untuk
menjenuhkan beberapa produk yang dihasilkan dari proses cracking, penambahan hidrogen juga
berfungsi untuk menstabilkan produk hasil cracking. Dari sebuah hidrokarbon rantai panjang
kemudian di cracking pasti produk ï produk hidrokarbon rantai pendek yang dihasilkan
mempunyai bagian radikal bebas. Apabila radikal bebas ini tidak dikendalikan dengan cara
penambahan hidrogen, maka mereka akan menyerang produk hasil cracking yang lain sehingga
terjadi cracking yang tidak terkontrol (tidak selektif). Dalam proses catalytic hydrocracking ini
yang menjadi proses utamanya adalah hidrogenasi, dengan catatan proses cracking juga terjadi.
Hydrocracking digunakan untuk bahan baku yang sulit untuk diproses, baik dengan
catalytic cracking atau reformasi, karena bahan baku ini biasanya ditandai dengan kandungan
aromatic polisiklik tinggi dan / atau konsentrasi tinggi dari dua racun katalis utama, sulfur dan
senyawa nitrogen. Prinsip dari hydrocracking adalah mengkonversi hidrokarbon berat menjadi
fraksi ringan sehingga dapat meningkatkan kuantitas dari fraksi ringan tersebut.
Dalam proses ini, yang terpenting adalah system katalis dan kontrol suhu di reaktor. Suhu
reactor harus meningkat untuk mempertahankan konversi dan katalis sendiri menonaktifkan
karena pembentukan kokas dihindari pada permukaan katalis. Secara konstan hydrogen dalam
proses akan menipis sehingga dibutuhkan tambahan hidrogen. Surplus panas yang dilepaskan
saat proses hidrogenasi tersebut menyebabkan suhu reactor meningkat dan untuk mengontrol
suhu, dilakukan penyuntikan dingin untuk menambah hidrogen agar katalis tidak aus. Proses
hydrocracking sangat tergantung pada sifat dari bahan baku dan tingkat relatif dari kedua reaksi,
1
2
Universitas Indonesia
hidrogenasi dan cracking. Bahan baku aromatic dengan molekul yang berat diubah menjadi
produk yang lebih ringan dengan berbagai tekanan yang sangat tinggi (1000-2000 psi) dan
temperatur yang cukup tinggi (750 ° -1500 ° F), dengan adanya hydrogen dan katalis khusus.
Ketika bahan baku memiliki kandungan paraffin tinggi, fungsi utama dari hydrogen adalah untuk
mencegah pembentukan senyawa aromatic polisiklik. Peran penting hydrogen dalam proses
hydrocracking selain untuk menjaga selektivitas cracking adalah untuk mengurangi
pembentukan tar dan mencegah penumpukan coke di katalis. Hidrogenasi juga berfungsi untuk
mengkonversi senyawa sulfur dan nitrogen dalam bahan baku untuk hidrogen sulfide dan
amonia.
1.2 Sejarah Hydrocracking
Hidrocracking merupakan proses konversi hidrokarbon tertua di dunia. Hidrocracking
awalnya sudah didesain dan diterapkan untuk konversi batubara pada tahun 1915-1945 dalam
rangka mengamankan pasokan bahan bakar cair yang berasal dari tambang batu bara dalam
negeri. di Jerman. Proses hydrocracking dikembangkan secara komersial oleh I. G. Farben
Industrie pada tahun 1927 untuk mengubah lignit menjadi gasoline dan dikembangkan kembali
oleh Esso Research and Engineering Company pada awal tahun 1930an untuk meningkatkan
umpan dan produk perminyakan. Dimana Kondisi operasi yang digunakan untuk proses
hidrocracking sebagai berikut: Tekanan antara 200-700 atm dan Suhu yang digunakan sekitar
375-525 oC.
Pada pertengahan 1950-an, industri mobil memproduksi mobil dengan tingkat performa
yang mensyaratkan rasio kompresi mesin yang tinggi. Tentunya kebutuhan angka oktan bahan
bakar juga harus lebih tinggi. Hal ini pulalah yang memicu semakin pesatnya perkembangan
teknologi hydrocracking. Fleksibilitas unit hydrocracker yang memungkinkan berproduksi
dengan mode yang berbeda-beda dengan jenis katalis dan kondisi operasi yang berbeda sesuai
dengan kebutuhan refinery tersebut.
Pada akhir 1950-an, terjadi reformasi besar-besaran dalam dunia transportasi pasca
perang dunia II yakni penggunaan mesin diesel pada kereta yang awalnya memanfaatkan tenaga
steam dan juga adanya peningkatan kebutuhan jet fuel untuk bahan bakar pesawat terbang. Unit
hydrocracker komersial pertama kali dibangun di Chevronôs Rischmond CA Refinery pada tahun
1960. Hydrocracking ini merupakan salah satu proses konversi hidrokarbon tertua selama
3
Universitas Indonesia
perkembangan teknologi petroleum refining. katalis yang digunakan sebelum dan selama Perang
Dunia II adalah besi atau nikel dengan support fluorinated montmorillonite dan nikel dengan
support amorf alumina silika.
Pada tahun 1960-an, perkembangan teknologi hydrocracking semakin pesat seiring
penemuan katalis zeolit untuk hydrocracker. Peningkatan yang signifikan terlihat pada
pemakaian katalis berbahan dasar zeolit dibandingkan yang sebelumnya menggunakan katalis
amorphous antara lain aktivitas yang lebih tinggi, toleransi amonia yang lebih besar, dan
selektivitas terhadap gasolin yang lebih tinggi.
Pada tahun 1970-an, mode produksi yang awalnya berorientas untuk menghasilkan
gasoline dengan Oktan Number yang tinggi, mulai beralih ke produk middle distillates. Katalis
amorphous-pun kembali banyak digunakan meskipun pada masa itu mulai dikembangkan katalis
yang lebih fleksibel yang mampu menghasilkan produk dengan mode yang berbeda dengan
mengubah kondisi operasinya. Pada tahun 1980-an dan awal 1990-an, hydrocracking terus
tumbuh di Amerika Serikat secara perlahan. Pada saat yang sama, hydrocracking juga
mengalami pertumbuhan yang signifikan di Timur Tengah, Asia-Pasifik, dan Eropa yang
ditunjukkan pada Gambar 1.1. Pada awal tahun 2001, lebih dari 150 hydrocracker beroperasi di
seluruh dunia dengan total kapasitas lebih dari 3800000 B/D (500000 MT/D).
Gambar 1.1. Kapasitas hydrocracking diseluruh dunia
(Sumber: Scherzer, Julius, Gruia and adrian. 1996. Hydrocracking Science and technology Chemical Industries)
4
Universitas Indonesia
1.3 Mekanisme Reaksi Hydrocracking
Catalytic hydrocracking adalah proses catalytic cracking yang dilanjutkan dengan proses
hidrogenasi, penjenuhan hidrokarbon dengan bantuan hidrogen. Proses perengkahan
menghasilkan olefin untuk hidrogenasi, sedangkan proses hidrogenasi menyediakan panas untuk
perengkahan. Hal ini bisa terjadi karena reaksi perengkahan adalah reaksi endoterm dan reaksi
hidrogenasi bersifat eksoterm. Panas yang dihasilkan biasanya berlebih, sehingga temperature
reaktor akan meningkat dan mempercepat reaksi. Hal ini dikendalikan dengan menggunakan
injeksi hidrogen dingin untuk menggambil kelebihan panasnya.
Secara umum, reaksi hydrocracking dimulai dengan pembentukan olefin atau siklo-olefin
pada sisi logam katalis. Selanjutnya sisi asam akan menambahkan proton pada olefin atau siklo-
olefin tersebut untuk menghasilkan ion carbonium. Ion carbonium tersebut akan terrengkah
menjadi ion carbonium yang lebih kecil dan senyawa olefin yang lebih kecil. Produk tersebut
merupakan produk utama hydrocracking. Proses terminasi pada reaksi hydrocracking terjadi
dengan reaksi penjenuhan senyawa olefin pada sisi logam katalisator. Gambar 1.2 dan 1.3 adalah
tahapan reaksi pada rangkaian reaksi hydrocracking terhadap suatu senyawa n-parafin.
Gambar 1.2. Mekanisme reaksi hydrocraking pada senyawa n-parafin
(Sumber: Jechura, J. (2014). Hydroprocessing: Hydrotreating & Hydrocracking)
5
Universitas Indonesia
Gambar 1.3. Tahapan hydrocracking terhadap suatu senyawa n-parafin
(Sumber: Muklis. 2011. Plant Hydrocracking)
Dari reaksi pada gambar 1.2 dan 1.3 tersebut dapat diketahui bahwa pada awal reaksi
hydrocracking terbentuk senyawa olefin yang dikatalisis oleh sisi logam. Kemudian olefin
tersebut diubah menjadi ion carbonium. Ion carbonium tersebut terisomerisasi menjadi ion
carbonium tersier yang lebih stabil. Selanjutnya terjadi perengkahan ion carbonium tersebut pada
ikatan pada posisi ɓ terhadap muatan ion carbonium tersebut. Posisi ɓ merupakan ikatan kedua
dari muatan ion. Ion carbonium dapat bereaksi dengan olefin untuk mentransferkan muatan dari
satu fragmen ke fragmen lainnya. Dengan cara ini muatan dapat ditransfer dari senyawa
hidrokarbon rantai pendek ke senyawa hidrokarbon rantai lebih panjang yang dapat
mengakomodasi muatan dengan lebih baik. Akhirnya, reaksi penjenuhan terhadap olefin terjadi
pada sisi logam katalisator.
Reaksi hydrocracking merupakan reaksi yang selektif terhadap parafin dengan jumlah
atom karbon yang banyak. Hal ini terjadi dalam rangka mencapai kesetimbangan untuk
membentuk olefin dengan jumlah atom karbon yang banyak. Di samping itu, parafin dengan
jumlah atom karbon lebih banyak dapat mengadsorbsi lebih kuat. Ion carbonium intermedia
menyebabkan isomerisasi yang berlebih pada produk reaksi khususnya pada Ŭ-metil isomer. Hal
ini karena ion carbonium tersier lebih stabil. Oleh karena itu, produksi C1 dan C3 rendah karena
produksi gas hidrokarbon tersebut terjadi ketika terbentuknya ion carbonium primer dan
sekunder yang sebenarnya kurang dikehendaki. Senyawa-senyawa lain seperti alkil-naften, alkil-
6
Universitas Indonesia
aromat, dan lain sebagainya bereaksi dengan mekanisme serupa melalui reaksi pembentukan ion
carbonium. Selain reaksi hydrocracking terhadap paraffin, reaksi utama dan reaksi lain yang
yang terjadi pada proses hydrocracking adalah :
ü Reaksi utama:
¶ Hydrogenasi PNA (Poly Nucleic Aromatic).
¶ Ring opening dan pemisahan rantai samping.
¶ Reaksi cracking paraffine.
ü Reaksi lain:
¶ Isomerisasi (Senyawa cincin, rantai samping, paraffine)
¶ Penjenuhan olefin
¶ Penghilangan sulfur, nitrogen, oksigen
¶ Konversi polynaphthene dan PNA
¶ Akumulasi parafin di unconverted oil/UCO
Bersamaan dengan proses hydrocracking, impurities yang terkandung dalam feed, seperti
senyawa sulfur, nitrogen, oksigen, halide, dan metal juga dihilangkan. Selain itu senyawa olefin
juga dijenuhkan. Berikut ini merupakan proses penghilangan impurities dan penjenuhan olefin
pada hydrocracking:
a) Penghilangan Sulfur
Penghilangan sulfur dilakukan dengan cara mengubah senyawa sulfur organik menjadi
hidrogen sulfida dan hidrokarbon. Reaksi hydrodesulfurization (HDS) yang umum terjadi di
hydrocracker bisa dilihat pada gambar 1.4 berikut :
7
Universitas Indonesia
Gambar 1.4. Mekanisme reaksi Penghilangan sulfur
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
b) Penghilangan Nitrogen
Penghilangan nitrogen dilakukan dengan cara mengubah senyawa nitrogen organik menjadi
ammonia dan hydrocarbon. Reaksi hydrodenitrification (HDN), sebelum penghilangan
nitrogen, terjadi postulated mechanism yang ditunjukan pada gambar 1.5 berikut:
8
Universitas Indonesia
Gambar 1.5. Mekanisme reaksi Postulated
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
Kemudian reaksi penghilangan nitrogen yang umum terjadi di hydrocracker bisa dilihat pada
gambar 1.6 berikut:
Gambar 1.6. Mekanisme reaksi Penghilangan Nitrogen
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
c) Penghilangan oksigen
Penghilangan oksigen dilakukan dengan cara mengubah senyawa oksigen organik menjadi
air dan hydrocarbon seperti yang ditunjukan gambar 1.7 berikut:
9
Universitas Indonesia
Gambar 1.7. Mekanisme reaksi Penghilangan oksigen
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
d) Penghilangan Halida
Penghilangan halida dilakukan dengan cara mengubah senyawa halide menjadi chloride acid
dan hydrocarbon. Organic halides seperti chloride dan bromide terdekomposisi di dalam
reaktor hydrocracker seperti reaksi yang ditunjukan pada gambar 1.8 di bawah ini:
Gambar 1.8. Mekanisme reaksi Penghilangan halide
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
e) Penjenuhan olefin
Penjenuhan olefin dilakukan dengan cara meng-hydrogenasi senyawa olefin menjadi
parafin. Tujuan penjenuhan olefin adalah untuk peningkatan stabilitas produk saat
penyimpanan (warna dan sediment). Reaksi penjenuhan olefin yang umum terjadi di
hydrocracker seperti yang ditunjukan pada gambar 1.9 berikut :
10
Universitas Indonesia
Gambar 1.9. Mekanisme reaksi Penjenuhan olefin
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
f) Penghilangan logam
Senyawa organik metal akan terdekomposisi dan metal akan secara permanen diserap atau
beraksi dengan katalis. Metal ini merupakan racun katalis yang permanen (tidak dapat
dihilangkan). Reaksi penghilangan metal terjadi dengan mekanisme sebagai berikut :
Gambar 1.10. Mekanisme reaksi penghilangan logam
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
Semua reaksi di atas (dari poin a sampai f) bersifat eksotermis sehingga temperatur akan
naik saat feed melewati unggun katalis (catalyst bed). Urutan kemudahan reaksi yang terjadi di
hydrocracking adalah sebagai berikut (mulai dari yang paling mudah hingga yang paling sulit) :
1. Penghilangan logam
2. Penjenuhan olefin
3. Penghilangan sulfur
4. Penghilangan nitrogen
5. Penghilangan oksigen
6. Penjenuhan cincin (heteroaromatic Ÿ multiring aromatic Ÿ monoaromatic)
11
Universitas Indonesia
7. Cracking naphthene (multiring naphthene Ÿ mono naphthene)
8. Cracking parafin
Selain itu urutan reaksi hydrocracking pada reaktor hydrocracker ditunjukan gambar 1.11
berikut:
Gambar 1.11. Urutan reaksi hydrocracking pada reaktor Hydrocracker
(Sumber: Anonim. 2012. Refinery and Hydrocracking Process)
Kemudian berikut ini adalah data termodinamika dari beberapa reaksi utama pada proses
hydrocracking dan perbandingan catalytic cracking dengan hydrocracking yang ditunjukan pada
tabel 1.1 dan 1.2 secara berturut ï turut. Umpan yang biasa digunakan pada hydrocracking
ditunjukkan pada tabel 1.3.
Tabel 1.1. Data termodinamika dari beberapa reaksi utama pada proses hydrocracking
(Sumber: David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing)
12
Universitas Indonesia
Tabel 1.2. Perbandingan cataclytic cracking dengan hydrocracking
Catalytic cracking Hydrocracking
Carbon rejection Penambahan hidrogen
Produk: LPG, Gasoline Produk: Kerosene/diesel
Produk yang dihasilkan banyak mengandung
komponen tak jenuh
Produk yang dihasilkan mengandung:
beberapa aromatik, sedikit sulfur dan
nitrogen.
Biaya produksinya lebih rendah
dibandingkan hydrocracking
Biaya produksinya lebih tinggi
dibandingkan hydrocracking
(Sumber: Scherzer, Julius, Gruia and adrian. 1996. Hydrocracking Science and technology Chemical Industries)
Tabel 1.3 Umpan dan Produk Proses Hydrocracking
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
1.4 Katalis Pada Reaksi Hydrocracking
Katalis hydrocracking merupakan katalis bifunctional (acid function dan metal function)
atau fungsi ganda. Katalis hydrocraking mempunyai fungsi pada reaksi cracking dan hidrogenasi
(Gambar 1.12). Katalis yang berfungsi sebagai support asam digolongkan menjadi dua tipe yaitu
amorphous dan zeolite. Contoh katalis support asam yang biasa yaitu oksida amorphous (contoh:
silica-alumina), kristal zeolite (kebanyakan zeolite Y termodifikasi) ditambah pengikat (contoh:
alumina) atau campuran dari kristal zeolite dan oksida amorphous. Tipe amorphous digunakan
jika diinginkan memaksimalkan produk distilat (kerosene dan diesel), sedangkan tipe zeolite
digunakan jika diinginkan memaksimalkan produk naphtha. Hal tersebut dikarenakan struktur
kristalin dari zeolite memberikan aktivitas dan selektivitas yang tinggi dibandingkan amorphous.
13
Universitas Indonesia
Katalis tipe zeolite mempunyai banyak keunggulan dibandingkan tipe amorphous. Namun tipe
zeolite mempunyai kelemahan utama, yaitu lebih sedikit memproduksi distilat (kerosene dan
diesel). Oleh karena itu beberapa tahun belakangan ini diproduksi katalis tipe semi-zeolite, yaitu
katalis yang mempunyai keunggulan seperti tipe zeolite dan mempunyai kemampuan produksi
distilat (kerosene dan diesel) mendekati kemampuan tipe amorphous. Perbandingan antara tipe
amorphous dan zeolite pada tabel 1.4.
Gambar 1.12. Komposisi katalis hidrocraking
(Sumber: Scherzer, Julius, Gruia and adrian. 1996. Hydrocracking Science and technology Chemical Industries)
Tabel 1.4. Perbandingan katalis tipe amorphous dan zeolite
Katalis Tipe Amporhous Katalis Tipe Zeolite
Pori-pori besar Pori-pori kecil (+)
Moderate acidity High acidity (+)
Luas permukaan yang rendah Luas permukaan yang besar (+)
Laju deaktivasi yang tinggi Laju deaktivasi yang rendah (reaksi
lebih stabil) (+)
Memaksimalkan destilat (kerosene
dan diesel)
Memaksimalkan naptha
Lebih tidak tahan terhadap pengotor
(sulfur, nitrogen, oksigen)
Lebih tahan terhadap pengotor (sulfur,
nitrogen, oksigen) (+)
Umur katalis lebih cepat Umur katalis lebih lama
Design pressure lebih tinggi Design pressure lebih rendah (+)
Konsumsi H2 lebih rendah (+) Konsumsi H2 lebih tinggi
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
14
Universitas Indonesia
Logam yang digunakan untuk katalis pada reaksi hidrogenasi yaitu logam mulia
(palladium, platinum), atau logam sulfide dari golongan VI A (molybdenum, tungsten) dan
golongan VIIIA (cobalt, nikel). Logam ini membantu dalam hidrogenasi umpan sehingga
membuatnya lebih reaktif untuk cracking, dan penghilangan heteroatom, serta mengurangi laju
pembentukan coke. Logam tersebut juga menginisiasi reaksi cracking dalam pembentukan
intermediet olefin yang reaktif dari dehidrogenasi. Secara umum pemilihan katalis adalah
berdasarkan pada 5 faktor utama yaitu:
Å Initial activity (temperatur)
Å Selectivity (produk yang diinginkan)
Å Stability (deactivation rate)
Å Product quality (desired specification)
Å Regenerability (kemudahan untuk diregenerasi)
Untuk stabilitas dari katalis, keseimbangan antara sisi logam dan asam yang sesuai dan
pendispersi katalis logam perlu diperhatikan. Peningkatan aktivitas katalis dapat dilakukan
dengan cara meningkatkan kekuatan sisi asam, meningkatkan konsentrasi sisi asam, dan
meningkatkan kekuatan sisi logam. Kekuatan aktivitas katalis ditunjukkan pada tabel 1.5.
Sedangkan, peningkatan selektivitas katalis dapat dilakukan dengan cara mengurangi konsentrasi
asam, menyeimbangkan antara sisi asam dan logam, dan memilih struktur pori yang sesuai.
Maka dari itu, rasio antara katalis untuk cracking dan hidrogenasi harus diatur untuk
memaksimalkan aktifitas dan selektivitas.
Tabel 1.5. Kekuatan hidrogenasi dan cracking dalam katalis bifungsional
(Sumber: Scherzer, Julius, Gruia and adrian. 1996. Hydrocracking Science and technology Chemical Industries)
15
Universitas Indonesia
1.4.1 Deaktivasi Katalis
Katalis yang digunakan seiring dengan waktu akan mengalami deaktivasi. Deaktivasi
katalis atau penurunan aktivitas katalis dapat disebabkan oleh beberapa faktor yaitu:
a) Umur katalis
Umur katalis hydrocracker diukur berdasarkan kemampuan setiap satuan berat katalis
hydrocracker untuk mengolah umpan. Umur katalis hydrocracker dapat mencapai 18 m3 feed/kg
katalis atau sekitar 1-5 tahun pemakaian.
b) Akumulasi senyawa ammonia pada katalis
Reaksi hydrotreating yang terjadi di dalam reaktor hydrocracker akan mengubah
senyawa nitrogen organik yang ada dalam umpan menjadi ammonia. Ammonia akan berebut
tempat dengan umpan untuk mengisi active site katalis. Jika active site katalis tertutup oleh
ammonia maka aktivitas katalis akan langsung menurun. Untuk menghindari terjadinya
akumulasi ammonia pada permukaan katalis, diinjeksikan wash water pada effluent reaktor,
sehingga ammonia akan larut dalam air dan tidak menjadi impurities bagi recycle gas. Ammonia
bersifat racun sementara bagi katalis. Jika injeksi wash water dihentikan atau kurang maka akan
terjadi akumulasi ammonia pada permukaan katalis, namun setelah injeksi wash water dijalankan
kembali maka akumulasi ammonia pada permukaan katalis akan langsung hilang.
c) Coke
Pembentukan coke dapat dihambat dengan cara menaikkan hydrogen partial pressure
(tekanan reaktor atau hydrogen purity pada recycle gas), atau penggunaan carbon bed absorber
untuk menyerap HPNA. Berikut adalah beberapa penyebab terbentuknya coke:
¶ Terjadi reaksi kondensasi HPNA (heavy polynucleic aromatic).
¶ Temperature reaksi yang tidak sesuai (temperature terlalu tinggi atau umpan minyak
terlalu ringan).
¶ Tekanan parsial hidrogen yang rendah (tekanan reaktor atau hydrogen purity recycle
gas yang rendah).
¶ Jumlah recycle gas yang kurang (jumlah H2/Hidrokarbon yang kurang/lebih rendah
daripada disain).
d) Keracunan logam
Pada proses penghilangan logam dari umpan, senyawa logam organik terdekomposisi dan
menempel pada permukaan katalis. Jenis logam yang biasanya menjadi racun katalis
16
Universitas Indonesia
hydrocracker yaitu nikel, vanadium, ferro, natrium, kalsium, magnesium, silika, arsenik, timbal,
dan phospor. Keracunan katalis oleh logam bersifat permanent dan tidak dapat hilang dengan
cara regenerasi. Keracunan logam dapat dicegah dengan membatasi kandungan logam dalam
umpan. Batasan maksimum kandungan logam yang terkandung dalam umpan hydrocracker
adalah 1,5 ppmwt untuk nikel dan vanadium, 2 ppmwt untuk ferro dan logam lain, serta 0,5
ppmwt untuk natrium.
e) Kandungan air dalam katalis
Air dapat masuk ke dalam katalis jika pemisahan air dari umpan hydrocracker di dalam
tangki penyimpanan tidak sempurna ataupun terjadi kerusakan steam coil pemanas tangki
penyimpanan. Air dapat dicegah masuk ke dalam reaktor dengan memasang filter 25 mikron.
1.5 Lisensor dan Unit Hydrocracking di Kilang Pertamina
Teknologi hydrocracking merupakan salah satu proses yang sangat penting dalam
pengolahan minyak bumi. Maka dari itu banyak sekali perusahaan yang telah mengembangkan
teknologi hydrocracker di dunia. Tabel 1.6 dan 1.7 berikut menunjukan beberapa pengembang
teknologi hydrocracker dan lisensi teknologi hydrocracker di dunia secara berturut ï turut.
Tabel 1.6. Pengembang teknologi hydrocracker di dunia
(Sumber: Anonim. 2014. Refinery and Hydrocracking Process)
17
Universitas Indonesia
Tabel 1.7. Lisensi teknologi hydrocracker di dunia
Proses Teknologi Perusahaan
Unicracking UOP
Isocracking Chevron
Ultracracking Amoco
Shell Shell development Co
Unicracking UOP
MDDW (for destilates) Mobil
MLDW (lube oil) Mobil
(Sumber: Scherzer, Julius, Gruia and adrian. 1996. Hydrocracking Science and technology Chemical Industries)
Selain itu di Kilang Pertamina Indonesia juga memakai teknologi hydrocracking, namun
ternyata tidak semua kilang memiliki teknologi tersebut. Untuk lebih jelasnya tabel 1.8 berikut
menunjukan kilang Pertamina yang memiliki teknologi hydrocracking.
Tabel 1.8 Proses konversi kilang PERTAMINA
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
18
Universitas Indonesia
Berdasarkan tabel 1.8 bisa dilihat bahwa unit hydrocracking yang dikelola oleh pertamina
terdapat di Unit Pengolahan II Dumai dan Unit Pengolahan V Balikpapan.
1.5.1. Unit Pengolahan II Dumai
Unit ini berdiri dan dioperasikan sejak tahun 1971, kilang minyak Putri Tujuh Dumai dan
Sungai Pakning telah memberikan sumbangan nyata terhadap perkembangan dan kemajuan
daerah khususnya kota Dumai dan sekitarnya dan telah memberikan andil yang besar bagi
pemenuhan kebutuhan bahan bakar nasional. Berbagai produk bahan bakar Minyak (BBM) dan
Non Bahan Bakar Minyak (NBBM) telah dihasilkan dari kilang Putri Tujuh Dumai -Sungai
Pakning dan telah didistribusikan ke berbagai pelosok tanah air dan manca negara. Berikut
adalah penjelasan mengenai bahan baku, teknologi, dan produksi yang dihasilkan dari unit
pengolahan II Dumai.
a) Bahan Baku
Sumber bahan baku yang diolah di Unit Pengolahan II Dumai adalah:
¶ Minyak mentah Duri
¶ Minyak mentah Minas
¶ Minyak mentah Lirik
¶ Minyak mentah Pedada
¶ Minyak mentah Selat Panjang
b) Teknologi
Teknologi yang digunakan pada kilang ini terdiri atas 3 unit proses, yaitu Topping
Unit/Crude Distillation Unit (CDU), Naphta Reforming Unit (NRU) dan Hydrocarbon
Platforming Unit (PL-1). Kilang baru terdiri atas 11 unit produksi, High Vacuum Unit
(HVU), Delayed Coking Unit (DCU), Hydrocracking Unit (HCU), Naphta Hydrotreating
Unit (NHDU), CCR Platforming Unit (PL), Destillate Hydrotreating Unit (DHDT),
Amine & LPG Recovery Unit, Hydrogen Plant, Nitrogen Plant dan Sour Water System
Plant.
c) Produk yang dihasilkan
Produk-produk yang dihasilkan Pertamina UP II Dumai terdiri dari:
¶ Bahan Bakar Minyak (BBM) seperti aviation turbine fuel, minyak bakar, minyak
diesel, minyak solar, dan minyak tanah
19
Universitas Indonesia
¶ Produk Non BBM seperti solvent, green coke, dan LPG
Gambar 1.13. Skema Teknologi RU II Dumai
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
Berdasarkan gambar 1.13 menunjukkan bahwa Hydrocracker Unibon (HCU) berada pada
unit 211/212. Umpan untuk HCU pada unit ini:
¶ HVGO (Heavy Vacuum Gas Oil) yang berasal dari unit HVU dan DCU.
¶ HCGO (Heavy Coker Gas Oil) yang berasal dari unit HVU dan DCU.
Pada gambar 1.13 juga menunjukkan bahwa Hydrocracker Unibon (HCU) berada pada unit
211/212. HCU pada unit ini berfungsi untuk 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). Produk yang dihasilkan unit HCU
sebagai berikut:
¶ Offgas dan LPG yang diolah lebih lanjut di unit Amine & LPG Recovery.
¶ light naphtha sebagai komponen blending gasoline.
¶ heavy naphtha yang akan diumpankan ke unit NHDT..
20
Universitas Indonesia
¶ light kerosene dan heavy kerosene sebagai komponen blending kerosin atau avtur,
tergantung pada permintaan pasar.
¶ Automotive Diesel Oil (ADO).
¶ Bottom fractinator dialirkan sebagai umpan LBO Plant.
Kemudian berikut adalah tabel 1.9 yang menunjukan kapasitas masing ï masing unit di
pengolahan RU II Dumai.
Tabel 1.9. Kapasitas masing-masing unit pengolahan RU II Dumai
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
1.5.2 Unit Pengolahan V Balikpapan
Unit ini berlokasi di Balikpapan, Kalimantan Timur dan Didirikan oleh British
Petroleum. Unit ini mempunyai kapasitas produksi sebesar 260 ribu barrel/hari. Berikut adalah
penjelasan mengenai bahan baku, unit pengolahan, dan produk yang dihasilkan pada RU V
Balikpapan.
a) Bahan Baku
Sumber bahan baku yang diolah di Unit Pengolahan V Balik papan berasal dari:
¶ Minyak mentah Kalimantan Timur (Bekapai/Handil, Badak/Waluyo)
¶ Minyak mentah Domestik
¶ Minyak mentahimport (cokctacil crude)
b) Unit Pengolahan
21
Universitas Indonesia
Teknologi atau unit pengolahan yang digunakan pada kilang ini adalah:
¶ 2 Unit pengilangan minyak kasar (mentah). Hasil dari unit ini adalah Naphta,
kerosene, gasoline, diesel, dan residue.
¶ 1 Unit penyulingan hampa (High Vacuum Unit) hasil unit ini adalah : parafinic oil
destilate (POD); yang dipakai untuk bahan baku untuk 1 unit pabrik lilin dengan
kapasitas 100 ton lilin perhari.
¶ Kilang Hydroskiming dan kelompok Kilang Hydrocracking.
¶ LPG Recovery.
¶ Wax Plant
c) Produk yang dihasilkan
Produk-produk yang dihasilkan Pertamina RU V Balikpapan terdiri dari LPG, heavy
nafta, premium, kerosin, avtur, ado, ido, wax, food oil, pod, dan lswr.
Kemudian berikut adalah skema Teknologi Unit V Balikpapan yang ditunjukkan oleh Gambar
1.14.
Gambar 1.14. Skema Teknologi RU V Balikpapan
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
22
Universitas Indonesia
BAB 2
PROSES HYDROCRACKING
2.1 Pemilihan Proses Hydrocracking
Seperti yang sudah dijelaskan sebelumnya bahwa tujuan dari proses hydrocracking
adalah untuk mengkonversi gas oil yang bernilai rendah menjadi produk ï produk yang lebih
berharga seperti naftha, diesel, gas, dan lain ï lain. Pada aplikasi di lapangannya, terdapat
berbagai jenis proses hydrocracking seperti once through hydrocracking, single stage
hydrocracking, dan two stage hydrocracking. Terdapat beberapa hal yang mendasari pemilihan
berbagai jenis proses hydrocracking tersebut, seperti pada gambar 2.1 berikut.
Gambar 2.1. Kriteria pemilihan jenis proses hydrocracking
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
Seperti yang bisa dilihat pada gambar 2.1 bahwa penentuan pertama dalam proses
hydrocracking adalah dilihat dari sisi kandungan umpannya. Apabila umpan banyak
mengandung nitrogen dan sulfur maka proses hydrotreating harus dilakukan agar tidak meracuni
katalis di proses ï proses berikutnya. Lalu penentu berikutnya adalah apakah produk bawah dari
fraksionator setelah proses hydrocracking terjadi akan masuk ke proses catalytic cracking,
apabila iya maka jenis proses hydrocracking yang harus dilakukan adalah once through. Lalu hal
penentu yang terakhir adalah dilihat dari sisi kapasitas produk hydrocracking yang ingin
dihasilkan. Apabila kapasitas produk yang dihasilkan tidak terlalu besar maka single stage
hydrocracking bisa dilakukan, namun apabila kapasitas yang ingin dihasilkan besar maka two
22
23
Universitas Indonesia
stage hydrocracking (teknologi baru) harus dilakukan. Two stage hydrocracking bisa
menghasilkan kapasitas yang lebih besar karena terjadi 2 kali proses hydrocracking di reactor
yang berbeda, sehingga molekul ringan yang dihasilkan dari perengkahan molekul berat juga
semakin banyak (akan dijelaskan lebih lanjut di teknologi hydrocracking).
.
2.2 Single Stage Hydrocracking
Gambar 2.2. Skema proses single stage catalytic hydrocracking
(Sumber: Gary J, Handwerk G. 2001. Petroleum Refining Technology and Economics)
Berikut adalah tahapan ï tahapan yang menjelaskan proses single stage catalytic hydrocracking
pada gambar 2.2:
1. Umpan yang berupa atmospheric gas oil, vacuum gas oil, ataupun middle distilate
dipanaskan terlebih dahulu di furnace pada rentang suhu 350 ï 4200C.
2. Umpan bersamaan dengan hidrogen masuk ke reactor hidrocracking dengan kondisi
tekanan 6900 ï 13800 kPa. Jenis katalis yang digunakan pada reactor ini adalah
crystalline mixture of silica ï alumina, dan konversi reaksi yang dihasilkan adalah sekitar
40 ï 50%. Selain itu dikarenakan pada reactor ini terjadi reaksi cracking (endotermis) dan
hidrogenasi (eksotermis) secara bersamaan, dimana panas yang dihasilkan dari reaksi
hidrogenasi jauh lebih besar dari panas yang diambil oleh reaksi cracking maka suhu
reactor tentu akan meningkat. Peningkatan suhu reactor ini berpengaruh baik karena
mempercepat jalannya reaksi, namun peningkatan suhu ini perlu diatur dengan cara
menginjeksikan hidrogen dingin. Untuk memperjelas, gambar 2.3 berikut menunjukan
reaksi ï reaksi yang terjadi di reactor hydrocracking.
24
Universitas Indonesia
Gambar 2.3. Reaksi yang terjadi di reaktor hydrocracking
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
Seperti yang bisa dilihat melalui gambar 2.3 bahwa terdapat 7 jenis reaksi yang terjadi di
reactor hydrocracking. Secara dominan reaksi ï reaksi tersebut adalah reaksi hidrogenasi,
kemudian baru diikuti reaksi cracking dan hidroisomerisasi. Pada reaksi cracking yang
terjadi pun juga dilakukan penambahan hidrogen untuk menjaga selektivitas cracking.
3. Hasil aliran dari reactor kemudian akan didinginkan lalu masuk ke hidrogen separator.
Pada hidrogen separator, hidrogen yang tidak bereaksi akan dipisahkan dan akan di
recycle kembali ke reactor pertama.
4. Aliran produk bawah dari hidrogen separator akan masuk kembali ke separator
bertekanan rendah. Pada separator ini akan didapat produk atas yang berupa fraksi ringan
seperti gas C1 ï C4.
5. Produk bawah dari separator bertekanan rendah akan dipanaskan kembali sampai suhu
3990C lalu masuk ke fraksionator untuk memisahkan C1 ï C4 lebih lanjut sebagai produk
atas, naftha ringan dan berat, diesel, dan kerosin sebagai produk tengah. Kemudian hasil
produk bawah dari fraksionator akan di recycle kembali ke aliran feed agar proses
hydrocracking yang terjadi bisa lebih efisien. Selain itu berikut adalah gambar 2.4 yang
menunjukan hasil yield dari proses hydrocracking.
25
Universitas Indonesia
Gambar 2.4. Yield dari proses hydrocracking
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
Melalui gambar 2.4 bisa dilihat bahwa penggunaan jenis katalis yang berbeda akan
menghasilkan yield produk tertentu yang berbeda pula. Jadi tentu pemilihan jenis katalis yang
tepat akan sangat mempengaruhi jumlah produk yang dihasilkan dari proses hydrocracking.
Contohnya dalam menghasilkan diesel, seperti yang bisa dilihat pada gambar 2.4 bahwa jenis
katalis A menghasilkan yield yang paling besar (berkisar 63,7% vol), sedangkan katalis D yang
paling kecil (hanya berkisar 36,7% vol). Jadi ilmu dasar dan pengalaman dalam pemilihan katalis
yang cocok untuk menghasilkan produk tertentu merupakan hal yang penting dalam proses
hydrocracking.
2.3 Once Through Hydrocracking
Gambar 2.5. Skema proses once through catalytic hydrocracking
(Sumber: Gary J, Handwerk G. 2001. Petroleum Refining Technology and Economics)
26
Universitas Indonesia
Seperti yang bisa dilihat pada gambar 2.5 bahwa skema proses once through
hydrocracking sangat mirip dengan skema proses single stage hydrocracking. Namun
perbedaannya adalah produk bawah dari fraksionator tidak di recycle kembali, melainkan
langsung dialirkan ke proses catalytic cracking (misal dengan jenis FCC). Untuk memperjelas
berikut adalah tahapan ï tahapan yang menjelaskan proses once through hydrocracking pada
gambar 2.5:
1. Umpan yang berupa atmospheric gas oil, vacuum gas oil, ataupun middle distilate
dipanaskan terlebih dahulu di furnace pada rentang suhu 350 ï 4200C.
2. Umpan bersamaan dengan hidrogen masuk ke reactor hidrocracking dengan kondisi
tekanan 6900 ï 13800 kPa. Jenis katalis yang digunakan pada reactor ini adalah
crystalline mixture of silica ï alumina, dan konversi reaksi yang dihasilkan adalah sekitar
40 ï 50%. Selain itu diperlukan juga injeksi hidrogen dingin yang berfungsi sebagai
pengatur suhu di reaktor.
3. Hasil aliran dari reactor kemudian akan didinginkan lalu masuk ke hidrogen separator.
Pada hidrogen separator, hidrogen yang tidak bereaksi akan dipisahkan dan akan di
recycle kembali ke reactor pertama.
4. Aliran produk bawah dari hidrogen separator akan masuk kembali ke separator
bertekanan rendah. Pada separator ini akan didapat produk atas yang berupa fraksi ringan
seperti gas C1 ï C4.
5. Produk bawah dari separator bertekanan rendah akan dipanaskan kembali sampai suhu
3990C lalu masuk ke fraksionator untuk memisahkan C1 ï C4 lebih lanjut sebagai produk
atas, naftha ringan dan berat, diesel, dan kerosin sebagai produk tengah. Kemudian hasil
produk bawah dari fraksionator akan dialirkan ke proses catalytic cracking. Selain itu
berikut adalah data utilitas yang diperlukan untuk mengoperasikan unit hydrocracking
secara umum setiap barrel umpannya.
Gambar 2.6. Data utilitas unit hydrocracking
(Sumber: Gary J, Handwerk G. 2001. Petroleum Refining Technology and Economics)
27
Universitas Indonesia
2.4 Variabel Proses Hydrocracking
Keberhasilan proses hydrocracking dilihat atau diukur dari besarnya umpan yang
terkonversi menjadi produk yang lebih ringan. Konversi ini didefinisikan sebagai persen volume
umpan yang berubah menjadi produk dengan titik didih lebih rendah dari umpan tersebut. Maka
dari itu untuk membandingkan keberhasilan proses hydrocracking ini kita perlu memvariasikan
beberapa variabel. Variabel utama yang mempengaruhi reaksi hidrocracking adalah kondisi
tekanan dan suhu reaktor, space velocity, kandungan nitrogen dan sulfur di umpan. Berikut
adalah penjelasan lebih lanjut mengenai masing ï masing variabel tersebut.
a) Kondisi tekanan dan suhu reactor
Efek utama dari tekanan di dalam reactor berpengaruh pada tekanan parsial dari gas
hidrogen dan amoniak. Peningkatan tekanan total pada reactor berarti juga meningkatkan
tekanan parsial dari hidrogen dan amoniak. Konversi akan meningkat apabila tekanan parsial
hidrogen juga meningkat, namun akan menurun apabila tekanan parsial amoniak meningkat.
Namun dikarenakan umpan telah mengalami proses hydrotreating berarti kandungan amoniak
akan jauh lebih sedikit dibanding hidrogen. Sehingga secara keseluruhan peningkatan tekanan
reactor akan meningkatkan konversi karena efek tekanan parsial hidrogen jauh lebih besar.
Lalu suhu reactor juga berperan penting dalam mengatur besarnya konversi reaksi.
Seperti yang sudah dijelaskan sebelumnya bahwa reactor hidrocracking akan mengalami
penambahan suhu seiring berjalannya waktu karena efek dari reaksi hidrogenasi (eksotermis)
yang lebih besar. Peningkatan suhu reactor sebesar 100C dari kondisi operasi normal masih
berpengaruh baik, karena akan meningkatkan laju reaksi hampir dua kali lipat. Namun apabila
peningkatan suhu reactor yang terjadi lebih besar justru akan merugikan karena menyebabkan
kenaikan laju deaktivasi katalis. Maka dari itu dibutuhkan injeksi hidrogen dingin yang berfungsi
sebagai pengontrol suhu reactor.
b) Space velocity
Volumetrik space velocity adalah rasio antara laju alir liquid (barrel/jam), dengan volume
katalis (barrel). Volume katalis yang digunakan selama proses tentu konstan, sehingga space
velocity merupakan fungsi laju alir umpan. Apabila laju alir umpan ditingkatkan maka waktu
kontak antara katalis dengan umpan akan semakin sedikit sehingga menurunkan konversi.
Namun ketika laju alir umpan diturunkan maka konversi akan meningkat karena semakin
besarnya waktu kontak antara umpan dengan katalis, akan tetapi hal ini tidak efisien karena
28
Universitas Indonesia
mengurangi kapasitas produksi yang dihasilkan. Sehingga hal yang bisa dilakukan untuk
meningkatkan konversi dengan tetap menjaga laju alir umpan pada kondisi optimalnya adalah
dengan meningkatkan suhu operasi.
c) Kandungan nitrogen dan sulfur di umpan
Kenaikan jumlah senyawa sulfur dan nitrogen organik akan meningkatkan severity
operasi. Kandungan sulfur tinggi akan meningkatkan konsentrasi H2S dalam recycle gas
sehingga akan menurunkan purity recycle gas dan kemudian menurunkan tekanan partial
hydrogen. Namun hal ini tidak terlalu berpengaruh terhadap aktivitas katalis karena konsentrasi
H2S hanya berkisar ratusan ppm (part per million). Namun kandungan senyawa nitrogen organik
yang terkonversi menjadi ammonia dan terakumulasi dalam recycle gas akan menurunkan
aktivitas katalis. Oleh karena itu, umpan dengan kandungan nitrogen organik tinggi akan lebih
sulit diproses dan membutuhkan temperatur lebih tinggi.
29
Universitas Indonesia
BAB 3
TEKNOLOGI HYDROCRACKING
3.1 Two Stage Hydrocracking
Gambar 3.1. Skema proses two stage catalytic hydrocracking
(Sumber: Gary J, Handwerk G. 2001. Petroleum Refining Technology and Economics)
Melalui gambar 3.1 bisa dilihat bahwa skema dari two stage catalytic hydrocracking ini
merupakan pengembangan dari single stage catalytic hydrocracking. Hal yang paling
membedakannya adalah aliran produk bawah dari fraksionator akan di hydrocracking kembali di
reactor yang berbeda, kemudian produk hydrocracking tersebut akan dialirkan kembali dan
digabung dengan aliran hasil hydrocracking dari reactor pertama. Dengan kata lain two stage
hydrocracking ini merupakan proses penggabungan dari 2 single stage hydrocracking. Maka dari
itu kapasitas produksi yang dihasilkannya pun juga meningkat karena terjadi 2 kali proses
hydrocracking. Untuk lebih jelasnya berikut adalah tahapan ï tahapan yang menjelaskan proses
two stage catalytic hydrocracking pada gambar 3.1:
1. Umpan dipanaskan pada rentang suhu 350 ï 4200C.
2. Umpan bersamaan dengan hidrogen masuk ke reactor hidrocracking pertama dengan
kondisi tekanan 6900 ï 13800 kPa. Jenis katalis yang digunakan pada reactor ini adalah
crystalline mixture of silica ï alumina. Pada reactor pertama ini terjadi proses cracking
dan hidrogenasi secara bersamaan dengan konversi sekitar 50 ï 70%.
29
30
Universitas Indonesia
3. Hasil aliran dari reactor kemudian akan didinginkan lalu masuk ke hidrogen separator.
Pada hidrogen separator, hidrogen yang tidak bereaksi akan dipisahkan dan akan di
recycle kembali ke reactor pertama.
4. Aliran produk bawah dari hidrogen separator akan masuk kembali ke separator
bertekanan rendah. Pada separator ini akan didapat produk atas yang berupa fraksi ringan
seperti gas C1 ï C4.
5. Produk bawah dari separator bertekanan rendah akan dipanaskan kembali lalu masuk ke
fraksionator untuk memisahkan C1 ï C4 lebih lanjut sebagai produk atas, naftha ringan
dan berat, diesel, dan kerosin sebagai produk tengah. Kemudian hasil produk bawah dari
fraksionator akan melalui proses catalytic hydrocracking lagi di reactor kedua
(mempunyai tahapan yang sama seperti poin 1 ï 4). Hasil dari catalytic hydrocracking
tahap kedua ini akan digabung kembali dengan aliran pada proses hydrocracking pertama
sehingga pemisahan dan produk yang dihasilkan pada fraksionator bisa lebih baik.
3.2 Mild Hydrocracking
Gambar 3.2. Teknologi awal proses mild hydrocacking
(Sumber: Hori,Y. 2000. In: Modern Petroleum Technology.Volume 2: Downstream A.G. Lucas)
31
Universitas Indonesia
Gambar 3.3. Teknologi terbaru proses mild hydrocacking
(Sumber: Hori,Y. 2000. In: Modern Petroleum Technology.Volume 2: Downstream A.G. Lucas)
Teknologi ini menjelaskan proses untuk mild hydrocracking dari fraksi vacuum gas oil
(VGO), vacuum distillate (DSV), atau deasphalted oil (DAO) dengan tujuan untuk melanjutkan
aliran umpan dari unit catalytic cracking.
Feedstock dari unit (aliran 1) dapat berupa VGO, DSV, atau DAO. Sebagai contoh akan
diambil aliran VGO. Untuk lebih jelasnya deskripsi aliran proses dari gambar 3.3 adalah sebagai
berikut. Aliran VGO bersuhu 90oC dan tekanan rendah masuk ke dalam unit proses. Selanjutnya
VGO dipanaskan sampai temperatur mencapai 300-450oC dan lebih baik jika bersuhu antara
rentang 350-400oC (414oC pada aliran 5b), saat memasuki zona reaksi. Pemanasan VGO
biasanya dilakukan pada tahap pertama dengan tekanan rendah. Adanya diesel-circulating reflux
(aliran 20) yang memasuki exchanger E-4, aliran VGO akan meningkat suhunya. Selanjutnya
VGO akan dikompres dengan pompa P-2 dan diccampurkan dengan aliran kaya hidrogen (aliran
4c) dan dipanaskan pada tekanan tinggi. Aliran ini kemudian masuk ke dalam furnace F-1 dan
keluar (aliran 5b) menuju hydrocracking reactor (R).
Outlet dari R (aliran 6) didinginkan dengan heat exchanger E-1 sampai suhunya menurun
ke 280oC (secara umum 200-300oC). Fasa gas yang terbentuk selama proses pendinginan sampai
32
Universitas Indonesia
suhu 280oC dipisahkan dari cairan (aliran 12)menggunakan high-pressure tank B-1. Aliran gas
dari separator (aliran 7) kemudian didinginkan dan dikondensasikan parsial dengan pertukaran
kalor dengan hidrokarbon yang terjadi di E-2A, E-2B yang berasal dari tangki bertekanan rendah
B-3 (aliran 11) serta aliran 10 yang terjadi di E-3A dan E-3B yang berasal dari aliran campuran
hidrogen (aliran 9) dan aliran hidogen daur ulang (aliran 8b).
Akhirnya aliran gas tersebut (aliran 7) keluar dari E-3B (aliran 7d) menuju cooling tower
A-1 dengan suhu 57oC (secara umum antara 30-80oC). Setelah melalui A-1 selanjutya alira gas
tersebut masuk ke dalam high-pressure cold tank B-2. Aliran gas (aliran 8) yang kaya dengan
hidrogen, yang dicuci dengan aminda dan dikompres pada zona K-1 adalah aliran keluaran atas
dari tangki B-2 , dan aliran bawah dikirim ke B-3.
Aliran keluaran dari tangki B-2 kemudian melewati JT-valve dan terbentuklah fasa gas-
cair pada tangki B-3. Hidrokarbon cair yang dihasilkan pada tangki B-3 (aliran 11) kemudian
dipanaskan dengan exchanger E-2A dan E-2B, kemudian dicampurkan dengan fasa cairan dari
tangki B-1 (aliran 12).
Hidrogen hasil daur ulang pada zona K-1 secara parsial didaur pada hyrocracking reactor
(R) dan sebagian dicampur dengan penambahan hidrogen (aliran 9) untuk membentuk aliran 10.
Aliran 10 dipanaskan oleh aliran 7b pada 2 buah exchanger E-3 yang tersusun secara seri.
Selanjutnya, aliran 10b, yang kaya dengan hidrogen dicampur dengan aliran 2 (VGO) untuk
membentuk aliran 4. Aliran 11c yang keluar dari E-2A dan aliran 12 dari tangki B-1 masuk ke
dalam stripper C-1. Fraksi gas ringan dipisahkan pada puncak C-1 (aliran 13). Aliran bawah C-1
(aliran 15) dikirim ke dalam fractionator C-2 setelah dipanaskan terlebih dahulu.
Produk bawah fractionator C-2 (aliran 19b) yang keluar dari exchanger E-6 secara umum
melewati 2 exchanger lagi yang disusun secara seri. Temperatur furnace F-2 kira-kira 370oC.
(umumnya berkisar antara 350-400oC).
Fraksi bensin yang terbentuk dari puncak C-1 dan C-2 dicampur untuk membentuk aliran
14. Aliran 20, diesel circulating flux, didinginkan dengan exchanger E-4, terjadi pertukaran kalor
dengan VGO feedstock dari unit (aliran 1). Teknologi terbarukan ini terletak pada exchanger
baru E-8 dan E-4 serta exchanger E-7A/B. Aliran 18b didapatkan lebih rendah suhunya, yaitu
136oC (sebelumnya bersuhu 184oC). Hasilnya, jumlah daya yang dibutuhkan cooling tower A-2
dapat dikurangi pada proses baru ini.
33
Universitas Indonesia
Aliran 1c yang dikompres kemudian dipisahkan menjadi aliran 2 dan aliran 3. Aliran 2
dicampur dengan hidrogen (aliran 10b) dan campuran tersebut dipanaskan dengan lairan 7b
dalam exchanger baru E-9. Aliran 7b hasil dari teknologi baru ini dihasilkan lebih rendah dari
teknologi terdahulu (184oC, sedangkan sebelumnya 197oC). Alhasil daya yang dibutuhkan
cooling tower A-1 berkurang.
Energi yang dibutuhkan oleh furnace F-1 juga berkurang akibat adanya exchanger E-1.
Selain itu, aliran 15 (produk bawah C-1) pertama-tama dipanaskan di bawah fractionator C-2,
kemudian masuk ke exchanger E-6 (aliran 19b), dan terpanaskan kembali dengan E-10A dan E-
10B sehingga dihasilkan aliran yang lebih panas sebelum masuk ke furnace F-2 (355oC,
sedangkan sebelumnya 304oC). Energi pada F-2 yang dibutuhkan menurun secara drastis pada
teknologi ini. Secara ringkas dapat dilihat pada tabel 3.1 di bawah ini rentang temperatur yang
didapatkan ketika menggunakan teknologi mild hydrocracking yang baru.
Tabel 3.1. Temperatur Aliran Utama Proses Mild Hydrocracking
(Sumber: Hori,Y. 2000. In: Modern Petroleum Technology.Volume 2: Downstream A.G.
Lucas)
34
Universitas Indonesia
Kemudian tabel 3.2 di bawah ini menunjukkan besarnya penurunan daya yang
dibutuhkan oleh exchanger dari proses mild hydrocracking unit ketika menggunakan teknologi
sebelumnya dan teknologi terbaru.
Tabel 3.2. Daya Exchanger pada Unit Proses
(Sumber: Hori,Y. 2000. In: Modern Petroleum Technology.Volume 2: Downstream A.G. Lucas)
35
Universitas Indonesia
BAB 4
REGENERASI DAN PERMASALAHAN PADA UNIT HYDROCRACKING
4.1 Metode Regenerasi Katalis
Katalis yang telah terkontaminasi biasanya disebut dengan spent catalyst. Untuk
mengembalikan keaktifan katalis, maka dapat dilakukan regenerasi katalis. Regenerasi katalis
yaitu proses penghilangan karbon, nitrogen, dan sulfur dari permukaan katalis dengan cara
pembakaran. Regenerasi katalis dapat dilakukan secara in-situ (dilakukan di dalam
hydrocracking plant) atau secara ex-situ (dilakukan diluar hydrocracking plant oleh vendor
regenerasi katalis). Seiring dengan meningkatnya margin hydrocracker maka pada beberapa
tahun belakangan ini sudah tidak pernah lagi dilakukan regenerasi katalis in-situ karena
memakan waktu operasi dan biaya yang tinggi. Regenerasi katalis ex-situ menjadi pilihan utama,
karena dapat menghilangkan potential loss operasi dan biaya lebih murah serta resiko yang jauh
lebih kecil. Dengan semakin tingginya margin hydrocracker bahkan banyak kilang hydrocraker
yang sudah tidak lagi melakukan regenerasi katalis. Sebagai gantinya, kilang hydrocracker
tersebut selalu menggunakan katalis baru untuk operasinya. Pola seperti ini dapat dilakukan
untuk hydrocracker yang mengolah umpan yang tidak banyak ketidak murniannya, sehingga
umur katalis tidak dibatasi oleh pressure drop reaktor tetapi sepenuhnya disebabkan oleh
aktivitas katalis.
Regenerasi ex situ secara komersial telah dilakukan oleh beberapa perusahaan.
Perusahaan yang terkenal untuk regenerasi ex situ yaitu Eurecat dan CRI. Proses Eurecat
berdasarkan teknologi rotolouvre yang merupakan teknologi terbaik untuk kontak antara gas dan
zat padat. Katalis melewati rotolouvre secara perlahan dan bertemu dengan udara panas yang
berlawanan arah (Gambar 4.1). Homogenitas yang tinggi dan temperatur kontrol yang baik
dicapai dari kontak antara udara panas melewati ruang antara louvres dan melewati lapisan tipis
dari katalis yang berotasi perlahan didalam lapsian konikal dalam. Parameter yang paling utama
dalam proses ini yaitu suhu regenerasi.
37
36
Universitas Indonesia
Gambar 4.1. Proses Eurecat (Bagian samping dan melintang dari oven rotolouvre)
(Sumber: Abotteen, S., & Dufresne, P. (n.d.). Changing hydroprocessing environment, 1ï9)
Sedangkan, pada proses CRI atau yang sekarang dioperasikan oleh Porocel menggunakan
moving belt sebagai generator (Gambar 4.2). Katalis digerakkan dengan stainless steel belt
melewati wadah pipa pembakaran stasioner. Proses CRI ini terdiri dari bagain de-oil dan
regenerasi. Rincian proses seperti radiant tube burner, thermocouple unggun dan aliran gas
ditunjukkan pada gambar 4.3. Untuk mencapai de-oil yang efissien, suhu masuk bagian de-oil
dipertahankan pada suhu 150-300 ⁰C, sedangkan suhu keluaran dijaga pada 300-330 ° C.
Gambar 4.2. Skema proses regenerasi CRI
(Sumber: Marafi, M., Stanislaus, A., & Furimsky, E. (2010). Handbook of Spent Hydroprocessing Catalyst)
37
Universitas Indonesia
Bagian regenerasi dari proses sabuk regenerasi berbentuk terowongan tungku stasioner
rektangular dengan tinggi sekitar 3 m, lebar 3m lebar, dan panjang hampir 25 m. Sebuah fine
mesh stainless steel belt dapat terus bergerak di dalam wadah. Bagian regenerasi dibagi menjadi
empat zona yang berbeda. Setiap zona memiliki sejumlah lubang untuk media oksidasi yang
terletak di atas dan di bawah sabuk. Katalis menghabiskan ditempatkan pada sabuk yang
bergerak pada unggun dengan kedalaman bervariasi dari 0,5 sampai 5 cm. Selama katalis
bergerak melalui masing-masing zona, memiliki kadar O2 yang berbeda dan temperatur yang
berbeda. Biasanya di zona terakhir dari bagian regenerasi, katalis dikontakkan dengan udara.
Panas ke bagian regenerasi diambil dari pembakaran bahan bakar gas dengan menggunakan 4
buah furnis. Hal tersebut memberikan fleksibilitas dalam hal kontrol suhu. Suhu unggun katalis
terus dipantau di 30 titik yang berbeda. Ketebalan unggun katalis, kecepatan konveyor, pasukan
udara, dan masukan bahan bakar merupakan parameter penting untuk mengontrol suhu yang
tepat.
Gambar 4.3. Proses regenerasi dalam moving belt
(Sumber: Marafi, M., Stanislaus, A., & Furimsky, E. (2010). Handbook of Spent Hydroprocessing Catalyst)
Regenerasi katalis dari proses ex situ ini biasanya dapat menghasilkan katalis yang
teregenerasi kembali sekitar 50-90 %. Akan tetapi, tidak semua katalis dapat diregenerasi. Maka
dari itu perlunya proses separasi setelah proses regenerasi katalis (Gambar 4.4). Katalis yang
memenuhi standar akan digunakan kembali pada proses hydrocraking. Biasanya dilakukan
beberapa tes yaitu pengukuran luar area katalis dan pori katalis mengunakan, kandungan logam
berat (menggunakan XRD), kandungan sulfur, dan tingkat keasaman dari katalis tersebut.
38
Universitas Indonesia
Gambar 4.4 Proses pemilihan katalis setelah regenerasi
(Sumber: M. Guisnet, F. Ramôa Ribeiro (2011). Deactivation and Regeneration of Zeolite Catalysts)
4.2 Trouble Shooting
Permasalahan yang sering terjadi di unit hydrocracker sangat banyak karena unit
hydrocracker merupakan unit yang sangat kompleks. Beberapa contoh permasalahan, penyebab,
dan troubleshooting yang terjadi di unit Hydrocracking dapat dilihat dalam tabel 4.1.
Tabel 4.1. Contoh Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting Unit Hydrocracking
Kondisi Permasalahan Penyebab Troubleshooting
Feed Filter
Excessive Pressure
drop or excessive
backwash cycle
Malfunction in autobackwash
filter sequence
Jika terjadi excessive bachwash cycle,
manualkan operasi filter untuk menjamin
kestabilan fee (jika tidak maka akan dapat
menyebabkan unit umpan harus turun atau
bahkan shutdown). Lakukan pengecekan
filter dan cleaning jika diperlukan.
Feed supply dari unit destilasi
vakum (VDU) berubah (lebih
banyak mengandung partikel
atau minyak yang lebih berat)
Check kualitas feed, lakukan pengaturan
kondisi operasi di VDU (mungkin flash
zone temperature di kolom VDU terlalu
tinggi yang dapat menyebabkan terjadinya
coking).
Umpan dari tangki mempunyai Kurangi umpan dari tangki dan
39
Universitas Indonesia
viskositas yang lebih tinggi
sehingga pressure drop filter
meningkat.
maksimalkan straight run feed (umpan
langsung dari VDU).
Tangki umpan tidak di-cleaning
dengan benar sebelum
digunakan, yang dapat
menyebabkan scale atau
partikel di dalam tangki terikut
dengan umpan.
Jika mungkin, tarik umpan dari tangki lain
dan lakukan cleaning tangki yang
bermasalah.
Kenaikan
Temperatur
Reaktor
Pada saat normal
operasi,
temperature bed
katalis bagian atas
reactor meningkat
Perubahan hot feed (feed dari
VDU)
Lakukan pengecekan kondisi operasi upstream process. Kurangi hot feed jika
mungkin.
Feed mengandung banyak
cracked feed yang banyak
mengandung olefin dan
aromatik
Lakukan pengecakan komposisi umpan
cracked/non-cracked. Kurangi umpan cracked jika memungkinkan.
Operasi fired heater tidak stabil
sehingga menyebabkan
temperatur outlet-nya, yang
merupakan inlet temperatur
reactor, naik.
Lakukan pengecekan dan troubleshooting
terhadap operasi fired heater. Jika
temperature bed reactor tidak terkendali,
kurangi feed atau shutdown unit.
Tabel 4.1. Contoh Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting Unit Hydrocracking (continued)
Kondisi Permasalahan Penyebab Troubleshooting
Kenaikan
Temperatur
Reaktor
Pada saat operasi
normal, ȹT reaktor
katalis bed (peak
temperature ï inlet
temperature)
menurun.
Komposisi feed berubah menjadi
lebih berat atau komponen cracked
feed berkurang.
Lakukan pengecekan feedstock properties.
Untuk feed yang lebih berat, naikkan
temperature bed catalyst dalam batasan yang
aman.
Kualitas make up hidrogen
menurun, terdapat lebih banyak
CO-CO2
Jangan pernah menaikkan temperature reactor
untuk mengkompensasi menurunnya konversi
(karena jika kualitas make up hydrogen
kembali ke normal, maka akan dapat
menyebabkan temperature excursion). Lakukan
pengecekan operasi hydrogen plant.
Water carry over dalam feed (salah
satu indikasinya adalah jika operasi
feed filter fluktuasi)
Segera lakukan analisa bottom tegak tangki
feed. Jika water content tinggi, stop supply feed
dari tangki yang bermasalah. Water carry over
40
Universitas Indonesia
dalam feed dapat menyebabkan katalis rusak.
Reaktor Pressure
Drop
Pressure drop
reaktor meningkat
tajam
Differential pressure instrument
plugging atau rusak sehingga
memberikan penunjukan salah.
Jika differential pressure instrument dilengkapi
dengan purge gas, cek flow-nya.
Terdapat scale pada reactor
catalyst bed.
Cek operasi feed filter.
Umpan yang diolah diimpor yang
jika berkontak dengan udara akan
menyebabkan terbentuknya gums
yang terbentuk akibat oksidasi
olefin hydrocarbon.
Cek kandungan contaminant pada feed.
Korosi pada kolom fraksinasi
sehingga scale terikut dengan
recycle feed.
Cek strainer fractionator bottom pump.
Reactor Catalyst
Bed
Maldistribution
Profil temperatur
radial katalis bed
menunjukkan
adanya channeling
Loading katalis tidak dilakukan
dengan baik.
Pada saat plant stop lakukan unloading katalis
dan re-load dengan metode yang baik.
(Sumber: Buku Pintar Migas Indonesia Pertamina)
41
Universitas Indonesia
BAB 5
KESIMPULAN
1. Hydrocracking merupakan proses dua tahap menggabungkan catalytic cracking dan
hidrogenasi, dimana bahan baku yang lebih berat akan terpecahkan dengan adanya hydrogen
untuk menghasilkan produk yang lebih diinginkan.
2. Catalytic hydrocracking merupakan proses yang bertujuan untuk mengubah oil bernilai
rendah menjadi produk yang lebih bernilai.
3. Unit hydrocracking yang dikelola oleh pertamina terdapat di Unit Pengolahan II Dumai dan
Unit Pengolahan V Balikpapan.
4. Katalis yang digunakan pada proses catalytic hydrocraking yaitu katalis bifunctional (acid
function dan metal function). Katalis yang berfungsi sebagai support asam yang biasanya
digunakan yaitu amorphous dan zeolite, sedangkan untuk penyedia sisi logam yaitu berasal
dari logam golongan VI A dan VIIIA.
5. Penyebab deaktivasi dari katalis hydrocracking yaitu umur katalis, akumulasi senyawa
ammonia pada katalis, coke, keracunan logam, dan kandungan air pada logam.
6. Terdapat berbagai jenis proses hydrocracking konvensional yaitu single stage hydrocracking
dan once through hydrocracking.
7. Teknologi baru dalam pengembangan proses hydrocracking adalah two stage hydrocracking
dan mild hydrocracking.
8. Proses regenerasi katalis hydrocraking dapat dilakukan secara in-situ (dilakukan pada
hydrocraking plant) atau secara ex-situ (dilakukan diluar hydrocracking plant). Proses
regenerasi in-situ lebih memakan waktu dibandingkan regenerasi secara ex-situ.
9. Perlunya proses indetifikasi permasalahan dan cara mengatasinya (trouble shooting) pada
unit hydrocraking.
41
42
Universitas Indonesia
DAFTAR PUSTAKA
Abotteen, S., & Dufresne, P. (n.d.). Changing hydroprocessing environment, 1ï9. Retrieved
from http://www.eurecat.fr/eurecat/gb/technical_doc/Y40728 Paper Sharjah.pdf
Anonim. 2012. Refinery and Hydrocracking Process. http://www.scribd.com/doc/
96453380/Refinery-06-Hydrocracking-Process. Diakses tanggal 10 April 2015.
Anonim. 2014. Refinery and Hydrocracking Process. http://www.uop.com/objects/ Hycycle.pdf.
Diakses tanggal 10 April 2015.
Budhiarto, A. (2008). Buku Pintar Migas Indonesia. Engineering, 1ï30.
Colwell,R. 2009. Oil Refinery Process A Brief Overview. Process Engineering Associates.
David S. J and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing, Netherland: springer.
Gary J, Handwerk G. 2001. Petroleum Refining Technology and Economics. Marcel Dekker
Inc.
Hori,Y. 2000. In: Modern Petroleum Technology.Volume 2: Downstream A.G. Lucas (Editor).
John Wiley & Sons, New York. Chapter 2.
Jechura, J. (2014). Hydroprocessing: Hydrotreating & Hydrocracking. Colorado. Retrieved from
inside.mines.edu/.../08_Hydroprocessing.pdf
Leksminingsih, 2006, Pengaruh Pemberian Bahan Tambah Katalis Bekas (Spent Catalyst) dan
Filler Slag Terhadap Campuran Beton Semen Untuk Perkerasan Jalan. Puslitbang.
Bandung.
Marafi, M., Stanislaus, A., & Furimsky, E. (2010). Handbook of Spent Hydroprocessing
Catalyst. Amsterdam: Elsevier. http://doi.org/10.1016/B978-0-8155-2031-3.00021-1
Muklis. 2011. Plant Hydrocracking. http://muklischemicalengineer.blogspot.com/ 2011_01_01_
archive.html. Diakses tanggal 10 April 2015.
Scherzer, J., & Gruia, A. J. (1996). Hydrocracking science and technology. Chemical industries.
CRC Press. Retrieved from Publisher description
http://www.loc.gov/catdir/enhancements/fy0647/96026487-d.html
43
Universitas Indonesia
JAWAB PERTANYAAN
1. Pertanyaan oleh Aulia: Bagaimana kondisi operasi yang sesuai dan metode yang
digunakan dalam proses hidrogen separator saat melakukan catalytic hydrocracking?
Umpan dari unit hidrogen separator adalah aliran hasil dari reactor catalytic
hydrocracking. Aliran ini mengandung produk hasil hydrocracking dan gas hidrogen sisa
yang tidak bereaksi. Bila dibandingkan, gas hidrogen memiliki fasa yang jauh lebih ringan
dengan produk hasil hydrocracking, sehingga dalam proses pemisahannya bisa
menggunakan konsep knockout drum. Jadi aliran tersebut cukup dikontakan atau
dibenturkan dengan suatu dinding sehingga akan terjadi proses pemisahan dengan
sendirinya. Syarat utama dalam penggunaan konsep knockout drum adalah sangat
berbedanya fasa zat yang ingin dipisahkan, sehingga derajat pemisahannya sangatlah besar
atau dengan kata lain sangat mudah dilakukan pemisahan. Oleh karena cara pemisahan yang
dilakukan hanya dengan melakukan kontak antara aliran dengan dinding tanpa adanya
perlakuan khusus tertentu, berarti kondisi operasi dari unit hidrogen separator ini bisa
dibilang sama dengan kondisi umpan yang masuk. Aliran umpan yang masuk ke hidrogen
separator ini mempunyai suhu dengan rentang 400 ï 4200C.
2. Pertanyaan oleh Nurcahyo Adyota: Apa yang mendasari kita dalam memilih proses
once through catalytic hydrocracking dengan single stage catalytic hydrocracking?
Perbedaan yang paling utama dalam proses once through dengan single stage adalah
penggunaan aliran produk bawah dari fraksionator. Untuk proses once through aliran produk
bawah dari fraksionator akan diteruskan ke proses catalytic cracking, sedangkan untuk proses
single stage aliran produk bawahnya akan di recycle sehingga masuk kembali ke dalam
reactor hydrocracking. Seperti yang kita ketahui bahwa proses catalytic cracking digunakan
apabila kita ingin mengarahkan produk yang dihasilkan menjadi gasoline, sedangkan
hydrocracking ketika ingin menghasilkan nafta ataupun diesel. Jadi dengan kata lain
penentuan dalam penggunaan once through atau single stage hydrocracking didasarkan pada
produk yang inging kita hasilkan. Apabila produk yang ingin dihasilkan adalah lebih banyak
gasoline berarti kita memakai once through hydrocracking, karena aliran produk bawah dari
fraksionator akan diteruskan ke unit catalytic cracking sebagai umpan tambahan. Namun
apabila produk yang ingin dihasilkan adalah nafta atau diesel, maka lebih cocok
44
Universitas Indonesia
menggunakan single stage karena aliran produk bawah dari fraksionator akan di recycle
sehingga jumlah nafta atau diesel yang dihasilkan bisa lebih banyak.
3. Pertanyaan oleh Gandhi Alamsyah: Bagaimana proses pendinginan yang terjadi di
single stage catalytic hydrocracking? Pada moving belt, mengapa kadar Oksigen
berbeda?
Proses pendinginan dalam single stage hydrocracking ini terdapat 2 jenis, pertama
pendinginan reactor dan pendinginan aliran hasil hydrocracking. Seperti yang bisa dilihat
pada skema single stage hydrocracking diatas, untuk proses pendinginan reactor (kotak
berwarna merah) kita menggunakan injeksi hidrogen dingin. Jadi proses pendinginan untuk
menjaga suhu reactor agar tetap berada di rentang temperatur yang optimum terjadi di dalam
reactor itu sendiri. Lalu untuk proses pendinginan aliran hasil hydrocracking (aliran produk
dari reactor hydrocracking) dilakukan dengan menggunakan kondenser (kotak berwarna
biru). Proses pendinginan di kondenser ini menggunakan konsep heat exchanger, dengan
fluida pendingin yang digunakan adalah air. Pada proses regenerasi dengan menggunakan
moving belt, biasanya diatur dengan meningkatkan kadar oksigen dari zona 1 ke zona 4. Hal
ini bertujuan untuk mengoksidasi coke maupun pengotor secara bertahap. Sehingga proses
oksidasi pengotor tersebut lebih efektif.
4. Pertanyaan oleh Rexy Darmawan: Apa pengaruh penggunaan gas hidrogen yang
berlebih atau kurang dalam proses catalytic hydrocracking?
Penggunaan gas hidrogen dalam proses hydrocracking ini mempunyai 2 fungsi yaitu
sebagai reaktan dalam reaksi hidrogenasi dan pendingin reactor hydrocracking. Bila dilihat
45
Universitas Indonesia
dari sisi penggunaannya sebagai reaktan dalam reaksi hidrogenasi, maka penggunaan gas
hidrogen yang kurang akan mempengaruhi jalannya reaksi hidrogenasi sehingga akan
menurunkan nilai konversi dari proses hydrocracking. Namun apabila penggunaannya
berlebih juga tidak efisien karena nantinya akan makin banyak gas hidrogen sisa yang tidak
bereaksi. Nilai optimum dari banyaknya penggunaan gas hidrogen yang sesuai bisa dilihat
pada tabel di bawah berikut (bisa dilihat dalam tabel tersebut bahwa untuk setiap barrel
umpan, maka penggunaan hidrogen yang sesuai sebagai reaktan untuk reaksi hidrogenasi
sebanyak 1000 ft3.
Lalu bila dilihat dari sisi penggunaan hidrogen sebagai pendingin di reactor, maka
penggunaan gas hidrogen yang kurang akan menyebabkan suhu di reactor meningkat dengan
tajam. Akibatnya katalis akan banyak yang terdeaktivasi akibat suhu ekstrem sehingga
konversi reaksi pun akan menurun. Namun apabila gas hidrogen yang diinjeksikan sebagai
pendingin terlalu banyak, maka suhu di reactor bisa menurun secara drastis. Akibatnya laju
reaksi akan menjadi lambat sehingga konversi reaksi pun juga menurun. Dengan kata lain
kita perlu menginjeksikan hidrogen dengan jumlah tertentu (yang cukup) agar suhu reactor
bisa dijaga tetap pada rentang 320 ï 4200C. Apabila suhu reactor di bawah 3200C maka
konversi reaksi akan menurun, namun untuk suhu tinggi terdapat sedikit toleransi. Konversi
reaksi bisa tetap bernilai tinggi asalkan suhu reaktor tidak melebihi 4300C. Jadi toleransi suhu
batas atas adalah sebesar 100C.
5. Pertanyaan Irpan: Mengapa produk hasil reaksi hydrocracing dengan
menggunakan katalis acid function amorphous dan zeolite berbeda?
Produk dengan menggunakan zolit menghasilkan naphta (C6-C11) sedangkan produk
yang dihasilkan oleh katalis amorphous menghasilkan destilat berupa kerosene dan diesel
(C9-C17 & C8-C24). Walaupun secara level molekular memiliki sifat yang mirip, akan
46
Universitas Indonesia
tetapi struktur kristal dari zeolite yang membedakannya terhadap amorphous. Zeolit yang
berupa kristal memiliki aktivitas dan selektivitas yang lebih tinggi dibandingkan dengan
amorphous. Selain tiu, struktur kristalin yang dimiliki oleh zeolite lebih tahan pada suhu
yang lebih tinggi. Sehingga, dapat membantu perengkahan pada saat proses cracking
lebih baik dan dapat mengarahkan produk yang rantai karbonnya lebih pendek
dibandingkan dengan menggunakan zeolite.
6. Pertanyaan oleh Hari: Dengan regenerasi catalyst, apakah bisa didapatkan katalis
terregenerasi hingga 100% atau tidak? Setelah regenerasi, apakah aktivitas dari
katalis berubah? Berapakah umur katalis?
Setelah proses regenerasi katalis, katalis yang didapat digunakan kembali tidak mencapai
100%. Hasil konversi dari proses regenerasi katalis untuk mendapatkan katalis baru
biasanya sekitar 50-90%. Maka dari itu, diperlukan proses separasi sebelum katalis
tersebut dimasukan kembali. Proses separasi melibatkan juga proses karaktersasi terhadap
aktifitas katalis tersebut (menguji tingkat keasaman, luas permukaan katalis & pori, serta
kemurnian katalis). Katalis yang diregenerasi bisa digunakan hingga lebih dari 2 tahun.
Sedangkan, katalis yang berasal dari UOP biasanya berumur sekitar 12 hingga 18 bulan.
7. Pertanyaan Alif: Pada tabel komparasi hydrocracking dan catalytic cracking,
tujuan akhir produknya berbeda. Mengapa produk yang dihasilkan oleh catalityc
cracking kualitasnya rendah? Bagaimana proses reaksi hydrocracking
menghasilkan ion karbonium dengan radikal bebas? Dan pada teknologi mild
hydrocracking gas dikompresi/dipompa kedalam furnance?
Pada tabel komparasi hydrocracking dan calatytic cracking, kualitas produk dari
catalytic cracking lebih rendah. Hal tersebut sebenarnya ingin menyatakan bahwa produk
catalytic cracking tidak dapat menghasilkan produk destilat sebaik hydrocracking. Maka
dari itu tabel komparasi hydrocracking dan catalytic cracking telah di revisi. Sedangkan,
pada saat reaksi hydrocracking dapat terjadi pembetukan ion karbanium dan radikal
bebas. Berdasarkan gambar 1 dapat diketahui bahwa pada awal reaksi hydrocracking
terbentuk senyawa olefin yang dikatalisis oleh sisi logam. Kemudian olefin tersebut
diubah menjadi ion carbonium. Ion carbonium tersebut terisomerisasi menjadi ion
47
Universitas Indonesia
carbonium tersier yang lebih stabil. Selanjutnya terjadi perengkahan ion carbonium
tersebut pada ikatan pada posisi ɓ terhadap muatan ion carbonium tersebut menjadi
radikal bebas yang ditunjukkan pada gambar 2. Tujuan pembentukan ion carbenium
(carbocation) pada saat penambahan katalis asam yang ditunjukkan pada gambar 1
bagian C adalah agar ion carbanium terisomerisasi menjadi ion carbonium tersier yang
lebih stabil, sehingga energi yang dibutuhkan untuk proses cracking menjadi radikal
bebas lebih kecil.
Gambar 1. Tahapan hydrocracking terhadap suatu senyawa n-parafin (Muklis, 2011).
Gambar 2. Pemecahan rantai hidrokarbon oleh proses thermal cracking (Leksminingsih,
2006)
48
Universitas Indonesia
Lalu pada teknologi mild hydrocracking, feed yang dimasukkan ke dalam proses mild
hydrocracking adalah vacumm gas oil (VGO), deasphalted oil (DAO), dan desulfide oil (DSO).
Ketiga ini merupakan fraksi hidrokarbon dalam bentuk cairan, sehingga setelah dipanaskan
menggunakan tiga exchanger, maka selanjutnya dipompakan ke dalam furnace sebelum
memasuki proses reaksi di hydrocracking reactor.