Refinery 06 - Hydrocracking Process

BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA

BAB VI HYDROCRACKING PROCESSI. Pendahuluan Hydrocracking merupakan unit proses kilang minyak bumi yang termasuk kelompok secondary processing, yaitu proses downstream kilang minyak bumi yang menggunakan reaksi kimia untuk menghasilkan produk-produknya. Walaupun menggunakan katalis dan prosesnya meng-cracking umpan, namun seringkali Hydrocracking tidak dikelompokkan ke dalam catalytic cracking. Seringkali istilah catalytic cracking hanya diperuntukkan kepada unit-unit proses Fluid Catalytic Cracking atau Residual Catalytic Cracking atau Residual Fluid Catalytic Cracking (perbedaan ketiganya terutama hanya pada jenis umpannya). Sedangkan hydrocracking dikelompokkan terpisah, berdiri sendiri sebagai Hydrocracking. Komposisi proses pengolahan minyak bumi secara katalitik yang ada di kilangkilang seluruh dunia dapat digambarkan sebagai berikut :Proses Pengolahan Minyak Bumi Secara Katalitik di Seluruh Dunia (1997)

17%

7%

52%

24% Basis : 701 kilang seluruh dunia pada tahun 1997

Hydrotreating

FCC

Hydrocracking

Catalytic Reforming

Gambar 1. Komposisi Proses Pengolahan Minyak Bumi Secara Katalitik di Seluruh Dunia Pada beberapa tahun terakhir ini, proses Catalytic Cracking (FCC - Fluid Catalytic Cracking / RCC - Residual Catalityc Cracking / RFCC - Residual Fluid Catalytic Cracking) lebih diminati terutama karena keunggulannya yang dapat mengubah minyak berat (gas oil dan bahkan residu) menjadi gasoline/bensin (maksimasi gasoline) serta dapat menghasilkan umpan untuk kilang Petrokimia (propylene).Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 1

dari 33

Kontributor : Adhi Budhiarto


Namun proses Hydrocracking tetap tidak kehilangan pamor dan tetap diminati karena keunggulannya yang dapat mengubah minyak berat (gas oil) menjadi distillate (maksimasi kerosene dan diesel). II. Teori Hydrocracking Hydrocracking merupakan proses mengubah umpan berupa minyak berat menjadi produk-produk minyak yang lebih ringan dengan kehadiran hydrogen dengan bantuan katalis dan menggunakan tekanan tinggi (hingga 100 s/d 200 kg/cm2; umumnya 175 kg/cm2) dan temperatur medium (290 s/d 454 oC). Catalyst yang digunakan berbasis silica alumina dengan kombinasi nikel, molybdenum, tungsten. Feed hydrocracking yang umum adalah heavy atmospheric gas oil, heavy vacuum gas oil, catalytically gas oil, atau thermally cracked gas oil. Feedstock ini diubah menjadi produk-produk dengan berat molekul yang lebih ringan dan biasanya dengan memaksimalkan produk naphtha atau distillates (kerosene atau diesel). Hydrocracking plant terpasang (data tahun 1997) adalah sebagai berikut :Hydrocracking Plant Terpasang di Seluruh Dunia (1997)

20%

1%

6% 15%

FSU India Timur Tengah Amerika Utara Amerika Latin Cina Negara Asia Lainnya Eropa-Afrika

14% 5%

1%

38% Basis : 701 kilang seluruh dunia pada tahun 1997

Gambar 2. Hydrocracking Plant Terpasang (1997) II.1. Reaksi Kimia Hydrocracking Reaksi yang terjadi pada proses hydrocracking adalah : Reaksi utama : Hydrogenasi PNA (Poly Nucleic Aromatic) Ring opening dan pemisahan rantai samping Reaksi cracking paraffine Reaksi lain Isomerisasi (Senyawa cincin, rantai samping, paraffine) Penjenuhan olefin Penghilangan sulfur, nitrogen, oksigen Konversi polynaphthene dan PNA Akumulasi parafin di unconverted oil/UCOTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 2

dari 33



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. Penghilangan sulfur dilakukan dengan cara mengubah senyawa sulfur organic menjadi hydrogen sulfide dan hydrocarbon. Penghilangan nitrogen dilakukan dengan cara mengubah senyawa nitrogen organic menjadi ammonia dan hydrocarbon. Penghilangan oksigen dilakukan dengan cara mengubah senyawa oksigen organic menjadi air dan hydrocarbon. Penghilangan halida dilakukan dengan cara mengubah senyawa halide menjadi chloride acid dan hydrocarbon. Penjenuhan olefin dilakukan dengan cara meng-hydrogenasi senyawa olefin menjadi parafin. Tujuan penjenuhan olefin adalah untuk peningkatan stabilitas produk saat penyimpanan (warna dan sediment). Penghilangan metal : 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). Semua reaksi di atas 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 susah) : Penghilangan logam Penjenuhan olefin Penghilangan sulfur Penghilangan nitrogen Penghilangan oksigen Penjenuhan cincin (heteroaromatic multiring aromatic monoaromatic) Cracking naphthene (multiring naphthene mono naphthene) Cracking parafin Urutan reaksi hydrocracking pada reaktor hydrocracker adalah sebagai berikut :

Gambar 3. Urutan Reaksi Hydrocracking pada Reaktor HydrocrackerTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 3

dari 33



Reaksi hydrodesulfurization (HDS) yang umum terjadi di hydrocracker adalah sebagai berikut : Merkaptan C C C C SH + H2 C C C C + H2S Sulfida C C S C C + 2 H2 2 C C + H2S Disulfida C C S S C C + 3 H2 2 C C + 2 H2S Sulfida siklik C C S Thiophene C C S C + 4 H2 C C C C + H2S C C + H2 C C C C + H2S C C C C + H2 S C C C C C + H2S

Sedangkan untuk reaksi hydrodenitrification (HDN), sebelum penghilangan nitrogen, terjadi postulated mechanism sebagai berikut :

Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi

Halaman 4

dari 33



Sedangkan reaksi penghilangan nitrogen yang umum terjadi di hydrocracker adalah sebagai berikut : Pyridine C C C N Quinoline C C C C Pyrrole CCCC C C N C C + 4 H2 C C C C + NH3 + NH3 C C N C C C + 4 H2 C C C C CCCC C + NH3 C C + 5 H2 C C C C C + NH3 C C C C C + NH3

H Reaksi penjenuhan olefin yang umum terjadi di hydrocracker adalah sebagai berikut : Olefin linier C C = C C C C + H2 C C C C C C Olefin siklik C C C C C C + 2 H2 C C C C C C

Reaksi penjenuhan aromatik yang umum terjadi di hydrocracker adalah sebagai berikut : C C C C C C + 3 H2 C C C C C CTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 5

dari 33



Reaksi penghilangan metal terjadi dengan mekanisme sebagai berikut :

Gambar 4. Mekanisme Reaksi Penghilangan Metal oleh Katalis Reaksi penghilangan oksigen yang umum terjadi di hydrocracker adalah sebagai berikut : C C C C C OH + H2 C C C C C C + C H2O

Organic halides seperti chloride dan bromide terdekomposisi di dalam reaktor hydrocracker seperti reaksi di bawah ini : C C C C HCl + NH3 NH4Cl II.2. Katalis Hydrocracking C C C - Cl C + H2 C C C C C C C + C HCl

II.2.1. Catalyst Properties Katalis yang digunakan dalam proses hydrocracking adalah bi-functional catalyst (mempunyai dua fungsi, yaitu metal function dan acid function). Metal function digunakan untuk sulfur removal, nitrogen removal, olefin saturation, dan aromatic saturation. Sedangkan acid function digunakan untuk hydrocracking. Berkaitan dengan katalis hydrocracking, dikenal istilah supports dan promoters.


Halaman 6

dari 33



Supports menyediakan acid function Amorphous Zeolite Promoters menyediakan metal function Grup VI A (Mo/Molybdenum, W/Tungsten) Grup VIII A (Co/Cobalt, Ni/Nikel, Pd/Palladium, Pt/Platinum) Biasanya promoter berupa Pd, Pt, NiW, NiMo, CoMo, dan CoW. Kekuatan hydrogenation-nya berturut-turut adalah Pt > Pd > NiW > NiMo > CoMo > CoW > PdS > PtS. Namun Pd dan Pt sangat tidak toleran terhadap sulfur dan harganya sangat mahal. Umumnya katalis hydrocracking dikelompokkan menjadi 2 tipe berdasarkan support-nya, yaitu amorphous dan zeolite. Tipe amorphous digunakan jika diinginkan maksimasi produk distilat (kerosene dan diesel), sedangkan tipe zeolite digunakan jika diinginkan maksimasi produk naphtha. Perbandingan antara tipe amorphous dan zeolite adalah sebagai berikut : Table I. Perbandingan Katalis Tipe Amorphous dan Zeolite Katalis Tipe Amorphous Pori-pori besar Moderate acidity Lower surface area Initial temperature lebih tinggi Deactivation rate tinggi Katalis Tipe Zeolite Pori-pori kecil (+) High acidity (+) Higher surface area (+) Initial temperature lebih rendah (+) Deactivation rate rendah (reaksi lebih stabil) (+) Maksimasi distilat (kerosene dan Maksimasi naphtha (dapat + atau -; diesel) tergantung jenis produk yang diinginkan) Lebih tidak tahan terhadap Lebih tahan terhadap impurities (sulfur, impurities (sulfur, nitrogen, oksigen) nitrogen, oksigen) (+) Umur katalis lebih cepat Umur katalis lebih lama (+) Design pressure lebih tinggi Design pressure lebih rendah (+) H2 consumption lebih rendah (+) H2 consumption lebih tinggi Berdasarkan tabel di atas, 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. Secara umum pemilihan katalis adalah berdasarkan pada 5 faktor utama sebagai berikut : Initial activity (temperature) Selectivity (produk yang diinginkan)Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 7

dari 33



Stability (deactivation rate) Product quality (desired specification) Regenerability (kemudahan untuk diregenerasi)

Faktor-faktor yang mempengaruhi peningkatan aktivitas katalis : Catalyst properties Meningkatkan acid site strength Meningkatkan acid site concentration Meningkatkan metal site strength Kondisi operasi Hydrogen partial pressure yang lebih tinggi CFR/Combined Feed Ratio yang lebih tinggi End point produk yang lebih tinggi LHSV/Liquid Hourly Space Velocity yang lebih rendah Feed components (Aromatic vs Parafinic) Sedangkan faktor-faktor yang mempengaruhi peningkatan selektivitas katalis : Catalyst properties Mengurahi acid site concentration Metal-acid balance yang sesuai Struktur pori yang sesuai Kondisi operasi Hydrogen partial pressure yang lebih tinggi CFR/Combined Feed Ratio yang lebih tinggi End point produk yang lebih tinggi LHSV/Liquid Hourly Space Velocity yang lebih rendah Faktor-faktor yang mempengaruhi peningkatan stabilitas katalis : Catalyst properties Metal-acid balance yang sesuai Initial metal dispersion yang tinggi

Kondisi operasi PNA/Poly Nucleic Aromatic concentration yang rendah Metal content yang rendah Salt concentration yang rendah

Mekanisme deaktivasi katalis hydrocracking dan faktor pengendalinya dapat dilihat pada tabel berikut :


Halaman 8

dari 33



Tabel II. Mekanisme Deaktivasi Katalis Hydrocracking versus Faktor Pengendalinya Mekanisme Deaktivasi Katalis Coking Metal Agglomeration Acid site poisoning Surface area loss Faktor Pengendalinya Feed composition, H2 pressure, temperature Temperature Feed contaminants, temperature Temperature, water concentration

Bentuk katalis hydrocracking bermacam-macam seperti dapat dilihat pada gambar di bawah ini :

(Inert Catalyst)

Gambar 5. Bentuk Katalis Hydrocracker II.2.2. Catalyst Sulfiding Umumnya katalis hydrocracking yang baru (fresh catalyst) dibuat berbentuk oksida. Bentuk aktif dari katalis adalah metal sufide, sehingga untuk mengaktifkan katalis yang berbentuk metal oksida tersebut, maka dilakukan proses sulfiding. Proses sulfiding adalah proses injeksi senyawa sulfide ke dalam system reactor sehingga bentuk metal oksida dari katalis akan bereaksi dengan senyawa sulfide dan berubah menjadi metal sulfide. Jumlah sulfur yang diinginkan untuk dapat diserap oleh katalis selama proses sulfiding untuk dapat mengaktifkan katalis adalah sebesar 8%wt katalis untuk katalis hydrocracking. Sedangkan untuk graded catalyst yang digunakan di hydrocracker, kebutuhan sulfur bervariasi antara 8 s/d 12%wt katalis. Kondisi operasi yang penting diperhatikan saat proses sulfiding adalah sebagai berikut : Hydrogen atmosphere (suasana hydrogen) Tekanan operasi normalTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 9

dari 33



Temperatur terkendali Aliran recycle gas maksimum Tidak ada quenching kecuali keadaan emergency Tidak ada injeksi air

Pelaksanaan proses sulfiding dapat dilakukan dengan 2 cara/metode, yaitu in-situ sulfiding atau ex-situ sulfiding. In-situ sulfiding adalah proses sulfiding yang dilakukan di hydrocracking plant setelah katalis di loading ke dalam reactor. Metode in-situ sulfiding merupakan metode yang paling sering dilakukan. Variabel operasi yang dimonitor selama pelaksanaan in-situ sulfiding adalah : Reactor bed temperatures (jangan sampai terjadi temperature runaway) Recycle gas H2S (untuk mengetahui saat sufur breakthrough) Injeksi sulfiding agent (untuk mengendalikan kenaikan reactor bed temperature) dan kecepatan penambahan sulfur (untuk mengetahui jumlah sulfur yang sudah diserap oleh katalis) Kandungan sulfur di stream yang keluar sistem Pelaksanaan in-situ sulfiding dapat dilakukan dengan 2 macam cara, yaitu fase liquid atau fase gas. Yang dimaksud dengan fase liquid atau fase gas adalah fase dari sulfiding agent yang digunakan saat diinjeksikan ke dalam sistem. Perbadingan antara cara fase liquid dan fase gas dapat dilihat pada tabel berikut : Tabel III. Perbandingan In-situ Sulfiding Fase Liquid dan Fase Gas In-situ Sulfiding Fase Liquid Jumlah waktu total yang dibutuhkan lebih sedikit daripada yang dibutuhkan untuk fase gas (+) Tidak perlu pendinginan sebelum cut in feed (+) Unit lebih cepat on-line dan produk lebih cepat diproduksi (+) Kemungkinan terjadi cracking minyak pada temperature tinggi Lebih banyak loss H2S ke seksi fraksinasi (konsumsi sulfiding agent lebih banyak) Jumlah startup oil yang diperlukan banyak (jika prosesnya once through) In-situ Sulfiding Fase Gas Jumlah waktu total yang dibutuhkan lebih lama daripada yang dibutuhkan untuk fase liquid Perlu cooling down sebelum cut in feed Unit lebih lama on-line dan produk lebih lama diproduksi Tidak ada kemungkinan terjadi cracking minyak (+) Konsumsi sulfiding agent lebih sedikit (+) Tidak diperlukan startup oil


Halaman 10

dari 33



Diantara kedua metode sulfiding ini, in-situ sulfiding fase liquid paling banyak dilakukan terutama karena waktu yang dibutuhkan lebih singkat. Prosedur in-situ sulfiding fase liquid dapat dilihat pada gambar di bawah ini :

Gambar 6. Prosedur In-situ Sulfiding Fase Liquid Prosedur in-situ sulfiding fase gas dapat dilihat pada gambar di bawah ini :

Gambar 7. Prosedur In-situ Sulfiding Fase Gas Ex-situ sulfiding adalah proses sulfiding yang dilakukan di luar hydrocracking plant sebelum katalis di loading ke dalam reactor. Ex-situ sulfiding biasanya dilaksanakan di tempat yang biasa melakukan regenerasi katalis. Prosedur yang biasa dilakukan oleh vendor untuk aktivasi dengan cara ex-situ sulfiding adalah sebagai berikut :


Halaman 11

dari 33



Pressure up dengan hydrogen Heat up hingga 150 oC Monitor kenaikan temperatur hingga temperatur tidak mengalami kenaikan lagi Heat up hingga 350 oC Tahan pada temperature 350 oC untuk meyakinkan bahwa proses sulfiding telah lengkap Kurangi temperatur Lakukan prosedur cut in feed

Keunggulan pelaksanaan ex-situ sulfiding dibandingkan in-situ sulfiding adalah waktu startup yang lebih singkat (karena dilakukan di luar hydrocracking plant), namun ex-situ mempunyai kelemahan yang cukup mendasar yaitu pelaksanaan loading harus dilakukan secara inert untuk menghindari reaksi katalis yang sudah berbentuk metal sulfide dengan udara luar. Loading secara inert membutuhkan biaya lebih banyak (karena harus menggunakan nitrogen) dan mempunyai resiko yang lebih tinggi serta waktu yang lebih lama (karena harus dilakukan dengan sangat hati-hati). Sulfur balance selama proses sulfiding adalah sebagai berikut :

Gambar 8. Sulfur Balance Selama Proses Sulfiding Senyawa sulfide yang dapat dipakai dalam proses sulfiding adalah DMDS (Dimethyl disulfide), Ethyl mercaptan, TBPS (Di-Tertiary Butyl Poly Sulfide), DMS (Dimethyl Sulfide), DMSO (Dimethyl Sulfide Oxyde), dan n-Butyl mercaptan (3 senyawa pertama adalah yang paling sering digunakan untuk proses sulfiding).Halaman 12


dari 33



Reaksi yang terjadi selama proses sulfiding adalah sebagai berikut : Ethyl Mercaptan C2H5SH + H2 DMDS CH3SSCH3 + 3H2 DMSO CH3SOCH3 + 3H2 II.2.3. Catalyst Loading Loading katalis hydrocracker dilakukan dengan 2 macam metode, yaitu dense loading dan sock loading. Dense loading dilakukan dengan menggunakan dense loading machine, sedangkan sock loading dilakukan dengan hanya mencurahkan katalis melalui sock yang dipasang menjulur dari permanent hopper ke dasar reaktor atau permukaan katalis (jarak ujung sock ke permukaan katalis tidak boleh melebihi 60 cm untuk menghindari pecahnya katalis). Dense loading method sangat mandatory dilakukan untuk katalis hydrocracker, sedangkan untuk graded catalyst dan inert catalyst dapat menggunakan sock loading terutama karena ukurannya yang cukup besar sehingga tidak memungkinkan untuk menggunakan dense loading machine untuk me-loading. Jumlah reaktor hydrocracker bervariasi tergantung kapasitas unit dan jenis hydrocracker (single stage atau two stage). Jika single stage maka jumlah reaktor biasanya dua. Reaktor pertama biasanya terdiri dari 2 bed, bed 1 terdiri dari inert catalyst dan graded catalyst yang terutama berfungsi sebagai particulate trap yang menangkap partikel-partikel yang dapat menyebabkan tingginya pressure drop reaktor atau mengakibatkan terjadinya channeling. Pada lapisan setelah inert catalyst dan graded catalyst adalah hydrotreating catalyst dan kemudian baru hydrocracking catalyst. Inert catalyst berfungsi sebagai high voidage support material untuk menahan kotoran-kotoran yang mungkin terikut bersama feed. Graded catalyst biasanya merupakan katalis yang selain fungsi utamanya sebagai particulate trap juga berfungsi sebagai demetalization catalyst dan hydrotreating catalyst (NiMo, CoMo, atau Mo). Bentuk terbaik untuk graded catalyst adalah ring karena mempunya void fraction yang tinggi. Hydrocracking catalyst berfungsi untuk hydrocracking, sering juga dilengkapi dengan kemampuan untuk hydrotreating. Sedangkan reaktor kedua berisi hydrocracking catalyst seluruhnya. Jika two stage maka jumlah reaktor biasanya tiga. Reaktor pertama dan kedua seperti pada single stage hydrocracker. Sedangkan reaktor ketiga seperti pada reaktor kedua, seluruhnya berisi hydrocracking catalyst. Reaktor ketiga ini berfungsi untuk mengolah recycle feed yang berasal dari main fractionator bottom. Quenching distributor diperlukan untuk mengontrol reactor bed temperature agar tidak terjadi temperature excursion/runaway. C2H6 + H2S 2CH4 + 2H2S 2CH4 + H2S + H2O


Halaman 13

dari 33



Reactor Inlet

Space Inert catalyst

Gas-Liquid Distributor/Chimney Distributor

Graded Catalyst/Hydrotreating Catalyst Graded Catalyst/Hydrotreating Catalyst

Hydrocracking Catalyst Thermowell Unloading spout

Quenching Distributor Catalyst Support Material/Alumina Ball 1/8 Johnsons screen Gas-Liquid Distributor/Chimney Distributor Catalyst Support Material/Alumina Ball

Catalyst Support Material/ Alumina Ball Catalyst Support Material/ Alumina Ball 3/4

Hydrocracking Catalyst

Catalyst Support Material/ Alumina Ball

Catalyst Support Material/Alumina Ball 1/8 Catalyst Support Material/Alumina Ball 3/4 Unloading spout Reactor Effluent/Outlet Outlet Collector (Basket system)

Gambar 9. Reaktor Hydrocracker no. 1Halaman 14


dari 33



Reactor Inlet

Gas-Liquid Distributor/Chimney Distributor Space Catalyst Support Material/Alumina Ball

Thermowell

Hydrocracking Catalyst


Catalyst Support Material/Alumina Ball 1/8 Catalyst Support Material/Alumina Ball 3/4 Unloading spout Johnsons screen Reactor Effluent/Outlet

Gambar 10. Reaktor Hydrocracker no. 2Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 15

dari 33



Reactor Inlet

Gas-Liquid Distributor/Chimney Distributor Catalyst Support Material/Alumina Ball 3/4 Catalyst Support Material/Alumina Ball 1/8 Catalyst Support Material/ Alumina Ball

Hydrocracking Catalyst Thermowell


Catalyst Support Material/Alumina Ball 1/8 Catalyst Support Material/Alumina Ball 3/4 Unloading spout Johnsons screen

Reactor Effluent/Outlet

Gambar 11. Reaktor Hydrocracker no. 3Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 16

dari 33



Gambar 12. Johnsons Screen Tampak Atas II.2.4. Catalyst Unloading Sebelum dilaksanakan unloading katalis, agar pelaksanaan unloading dapat dilaksanakan dengan lancar, maka saat shutdown dilakukan proses sweeping terlebih dahulu. Sweeping adalah mengalirkan recycle gas semaksimal mungkin ke dalam reactor untuk mengusir minyak yang masih tertinggal di dalam reactor setelah cut out feed. Waktu pelaksanaan sweeping disesuaikan dengan perkiraan kondisi katalis. Biasanya sweeping selama 2 s/d 4 jam sudah cukup membuat katalis di dalam reactor kering sehingga pelaksanaan unloading dapat dilakukan dengan lancar. II.2.5. Catalyst Skimming Catalyst skimming adalah mengambil sejumlah katalis bagian atas yang banyak mengandung impurities/coke. Proses catalyst skimming biasanya dilakukan untuk katalis yang performance-nya masih bagus tetapi menghadapi masalah pressure drop yang tinggi. Pelaksanaan catalyst skimming harus dilakukan secara inert dengan menggunakan nitrogen untuk mencegah terjadinya flash akibat adanya senyawa pirit akibat katalis berkontak dengan udara. Pengambilan katalis dilakukan oleh pekerja yang masuk ke dalam reactor menggunakan breathing apparatus. Pelaksanaan catalyst skimming harus dilakukan dengan sangat hatihati untuk menghindari hal-hal yang tidak diinginkan, seperti kenaikan temperature bed reactor akibat kurangnya supply nitrogen, atau terputusnya supply oksigen ke breathing apparatus yang akan mengakibatkan pekerja tidak sadarkan diri. Berdasarkan pengalaman, katalis yang di-skimming biasanya seluruh inert catalyst, seluruh graded catalyst, dan 50 cm layer hydrocracking catalyst (tergantung banyaknya kotoran yang ada pada permukaan katalis).Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 17

dari 33



II.2.6. Kinerja Katalis Kinerja katalis dapat diketahui atau diukur dengan beberapa parameter sebagai berikut : Peak temperature, yaitu temperature bed maksimum. Peak temperature biasanya dibatasi oleh desain reactor atau dibatasi oleh kecenderungan kemungkinan terjadinya temperature runaway. Reaktor yang didesain menggunakan katalis amorphous mempunyai mechanical design reactor maksimum 454 oC. T reaktor, yaitu selisih antara temperature bed reaktor tertinggi dengan temperature inlet reaktor. Untuk katalis amorphous T maksimum agar tidak terjadi temperature runaway adalah 28 oC (fresh feed reactor) dan 14 oC (recycle feed reactor). Sedangkan untuk katalis zeolite, T maksimum agar tidak terjadi temperature runaway adalah 42 oC (fresh feed reactor) dan 21 oC (recycle feed reactor). P (pressure drop) reaktor, yaitu penurunan tekanan reaktor akibat adanya impurities yang mengendap pada katalis. Jumlah produk gasoline ataupun middle distillate (kerosene atau diesel). Radial temperature difference, yaitu perbedaan temperature radial. Radial temperature difference yang tinggi dapat terjadi karena terjadi channeling, yaitu distribusi aliran dalam reaktor yang tidak merata. Channeling dapat terjadi pelaksanaan loading katalis yang tidak baik, frekuensi start-stop yang sering, frekuensi emergency stop yang sering (terutama saat depressuring reaktor), pelaksanaan prewetting yang kurang sempurna, atau perubahan komposisi feed yang mendadak yang menyebabkan temperature bed reaktor menjadi lebih tinggi daripada kebutuhan dan menyebabkan terjadinya coking pada katalis. II.2.7. Deaktivasi Katalis Deaktivasi katalis atau penurunan aktivitas katalis dapat disebabkan oleh beberapa faktor yaitu :

Umur katalis Umur katalis hydrocracker diukur berdasarkan kemampuan setiap satuan berat katalis hydrocracker untuk mengolah feed. Umur katalis hydrocracker dapat mencapai 18 m3 feed/kg katalis. Akumulasi senyawa ammonia pada katalis Reaksi hydrotreating yang terjadi di dalam reaktor hydrocracker akan mengubah senyawa nitrogen organic 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 reactor, sehingga ammonia akan larut dalam air dan tidak menjadi impurities bagi recycle gas. Ammonia bersifat racun sementara bagi katalis. Jika injeksi washHalaman 18


dari 33



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. Coke Coke dapat terjadi karena beberapa hal sebagai berikut : Terjadi reaksi kondensasi HPNA (heavy polynucleic aromatic). Temperature reaksi yang tidak sesuai (temperature terlalu tinggi atau umpan minyak terlalu ringan). Hydrogen partial pressure yang rendah (tekanan reaktor atau hydrogen purity recycle gas yang rendah). Jumlah recycle gas yang kurang (jumlah H2/HC yang kurang/lebih rendah daripada disain). 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. Keracunan logam Pada proses penghilangan logam dari umpan, senyawa logam organic terdekomposisi dan menempel pada permukaan katalis. Jenis logam yang biasanya menjadi racun katalis hydrocracker adalah nikel, vanadium, ferro, natrium, kalsium, magnesium, silica, arsenic, 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. Best practice 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. Kandungan air dalam katalis Air dapat masuk ke dalam katalis jika pemisahan air dari feed hydrocracker di dalam tangki penyimpanan tidak sempurna ataupun terjadi kerusakan steam coil pemanas tangki penyimpanan. Air dapat dicegah masuk ke dalam reactor dengan memasang filter 25 micron. Severity operasi Severity operasi yang melebihi disain akan menyebabkan laju pembentukan coke meningkat, sehingga akan meningkatkan laju deaktivasi katalis.

II.2.8. Regenerasi Katalis Seiring dengan berjalannya waktu, maka katalis akan mengalami deaktivasi karena alasan-alasan seperti yang telah disebutkan di atas. 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 in-situ catalyst regeration karenaTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 19

dari 33



memakan waktu operasi dan biaya yang tinggi. Ex-situ catalyst regeneration 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 impuritiesnya, sehingga umur katalis tidak dibatasi oleh pressure drop reactor tetapi sepenuhnya disebabkan oleh aktivitas katalis. III. Feed, Produk, dan Margin Hydrocracking Dalam aplikasinya, umpan dan produk hydrocracking adalah sebagai berikut : Table IV. Feedstocks dan Products Hydrocracking Umpan Naphtha Kerosene Straight run diesel Atmospheric gas oil Natural gas condensates Vacuum gas oil Deasphalted oils dan demetalized oils Catalytically cracked light cycle oil Catalytically cracked heavy cycle oil Coker distillate Coker heavy gas oil Produk Propane dan butane (LPG) Naphtha Naphtha dan/atau jet fuel Naphtha, jet fuel dan/atau distillates Naphtha Naptha, jet fuel, distillates, lube oils Naptha, jet fuel, distillates, lube oils Naphtha Naphtha dan/atau distillates Naphtha Naphtha dan/atau distillates

Komposisi produk hydrocracking plant di seluruh dunia dapat digambarkan :Komposisi Produk Hydrocracking Plant di Seluruh Dunia (1997)

10% 28%

41% 21% Basis : 701 kilang seluruh dunia pada tahun 1997

Naphtha

Naphtha-Distillates

Middle Distillates

Others

Gambar 13. Komposisi Produk Hydrocracking Plant di Seluruh DuniaTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 20

dari 33



Contoh yield produk hydrocracker adalah sebagai berikut : Table V. Contoh Yield Produk Hydrocracker untuk Berbagai Jenis KatalisNo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Yield, % vol C3-C4 (LPG) Light Naphtha Heavy Naphtha Light Kerosene Heavy Kerosene Diesel Middle Distillate Bottom Katalis A 2.6 4.6 9.8 9.5 15.1 63.7 88.3 4.3 Katalis B 0.46 7.69 20.74 12.05 17.68 42.82 72.55 10.28 Katalis C 3.8 8.1 8.4 10.9 21.4 55.4 87.7 2.7 Katalis D 8.5 21.3 26.5 12.3 26.14 36.7 75.14 2.8

Gross margin (dihitung berdasarkan selisih harga produk dan feed belum termasuk biaya bahan bakar/fuel) hydrocracker untuk komposisi yield produk seperti di atas adalah antara Rp 1500 s/d 2300/liter feed hydrocracker (berdasarkan harga ratarata tahun 2006; tergantung juga dari komposisi produk/jenis katalis dan kapasitas). IV. Aliran Proses Hydrocracking Proses hydrocracking dapat digambarkan dengan skema sebagai berikut : Umpan Hydrocarbon berat molekul tinggi Kandungan Sulfur, Nitrogen, Oksigen tinggi Senyawa hydrocarbon tidak jenuh Catalytic Process Hydrogenation Cracking

Produk Hydrocarbon berat molekul rendah Kandungan Sulfur, Nitrogen, Oksigen rendah Senyawa hydrocarbon jenuh (isoparaffine, naphthene) High yields (C4+ ~ 125%; C5+ ~ 110%) Gambar 14. Proses Hydrocracking


Halaman 21

dari 33



Pemilihan skema proses hydrocracking didasarkan pada beberapa hal seperti dapat dilihat pada flow chart berikut :

Gambar 15. Diagram Alir Petunjuk Pemilihan Skema Aliran Proses Hydrocracker Berbagai macam skema alir proses hydrocracking dapat digambarkan sebagai berikut :

Gambar 16. Jenis Skema Alir Proses HydrocrackingTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 22

dari 33



Typical proses hydrocracking seksi reactor (single stage) adalah sebagai berikut :

Gambar 17. Typical Proses Hydrocracking Seksi Reaktor (Single Stage) Typical proses hydrocracking seksi reactor (2 stage) adalah sebagai berikut :

Gambar 18. Typical Proses Hydrocracking Seksi Reaktor (2 stage)Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 23

dari 33



Typical hydrocracking process seksi reactor (once through) adalah sebagai berikut :

Gambar 19. Typical Proses Hydrocracking Seksi Reaktor (Once Through) Typical hydrocracking process seksi fraksinasi adalah sebagai berikut :

Gambar 20. Typical Proses Hydrocracking Seksi FraksinasiTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 24

dari 33



V. V.1.

Variabel Proses Hydrocracking Fresh Feed Quality Kualitas feed hydrocracker akan mempengaruhi : Temperatur yang dibutuhkan untuk mencapai konversi penuh Jumlah hydrogen yang dikonsumsi Umur katalis Kualitas produk Beberapa hal penting yang berkaitan dengan kualitas feed hydrocracker adalah sebagai berikut :

Boiling range (Rentang Titik Didih) Peningkatan boiling range umpan akan mengakibatkan umpan tersebut lebih susah untuk diproses, sehingga membutuhkan temperatur yang lebih tinggi yang kemudian akan menyebabkan umur katalis menjadi lebih pendek. Umpan dengan end point tinggi biasanya juga mengandung sulfur dan nitrogen lebih banyak. Initial boiling point umpan yang rendah (< 370 oC) tidak berpengaruh buruk terhadap operasi, namun akan mengurangi efisiensi operasi karena fraksi < 370 oC tidak mengalami konversi di katalis. Kandungan Sulfur dan Nitrogen 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. Kandungan Senyawa Tak Jenuh Jumlah senyawa tak jenuh seperti olefin dan aromatik yang terkandung dalam umpan akan meningkatkan kebutuhan gas hidrogen dan meningkatkan panas reaksi yang dilepas. Secara umum untuk boiling range umpan tertentu, penurunan API gravity mengindikasikan peningkatan kandungan senyawa aromatik tak jenuh. Selain itu parameter lain yang mengindikasikan peningkatan senyawa tidak jenuh adalah tingginya angka insoluble normal Heptane (n-C7). Kandungan hidrokarbon tak jenuh yang berlebihan dapat menyebabkan permasalahan kesetimbangan energi bila suatu unit tidak dirancang khusus untuk jenis umpan tersebut.


Halaman 25

dari 33



Komponen Cracked Feed Catalytically cracked feed dan thermally cracked feed biasanya memiliki kandungan sulfur, nitrogen, dan particulate yang lebih besar. Selain itu juga mengandung aromatik dan senyawa pembentuk HPNA yang lebih banyak. Hal ini menyebabkan cracked feed lebih sulit diproses dan membutuhkan hidrogen lebih banyak. Pengolahan cracked feed akan meningkatkan laju deaktivasi katalis dan juga pressure drop reaktor. Racun Katalis Permanen Pada proses penghilangan logam dari umpan, senyawa logam organic terdekomposisi dan menempel pada permukaan katalis. Jenis logam yang biasanya menjadi racun katalis hydrocracker adalah nikel, vanadium, ferro, natrium, kalsium, magnesium, silica, arsenic, 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. Best practice 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. Racun Katalis Tidak Permanen (Regenerable Catalyst Contaminant) Racum katalis tidak permanen adalah pengotor yang dapat dilepaskan dari katalis dengan cara regenerasi katalis. Contoh racun katalis tidak permanen adalah coke. Kandungan asphaltene yang tinggi akan mengakibatkan pembentukan coke di permukaan katalis dan menurunkan aktivitas katalis. Kandungan asphaltene diukur dengan menggunakan parameter insoluble normal heptane (n-C7). Batasan maksimum insoluble n-C7 dalam umpan adalah 0,05 %wt. Selain insoluble n-C7, parameter lain untuk mengetahui jumlah kandungan asphalthene adalah Conradson Carbon Ratio (CCR). Batasan maksimum CCR dalam umpan adalah 1 %wt.

V.2.

Fresh Feed Rate atau LHSV (Liquid Hourly Space Velocity) LHSV didefinisikan sebagai (fresh feed, m3/jam)/(volume katalis, m3), sehingga satuan LHSV adalah 1/jam. Kenaikan feed rate dengan volume katalis yang tetap akan menaikkan nilai LHSV. Untuk memperoleh tingkat konversi reaksi yang sama, maka sebagai kompensasinya maka temperatur reaksi (temperature inlet reactor) harus dinaikkan. Namun kenaikan temperatur catalyst akan menyebabkan peningkatan kecepatan pembentukan coke pada permukaan katalis sehingga akan mengurangi umur katalis.

V.3.

Combined Feed Ratio (CFR) CFR didefinisikan sabagai (fresh feed + recycle feed)/(fresh feed). Bottom fraksionator yang tidak terkonversi dikembalikan ke reaktor dengan tujuan untuk :


Halaman 26

dari 33



Menurunkan panas yang dilepaskan oleh reaksi, karena recycle feed tersebut telah terdesulfurisasi dan telah jenuh serta hanya membutuhkan reaksi hidrocracking. Hal ini dapat menurunkan beban katalis. Menurunkan severity reaksi. Efek langsung kenaikan CFR adalah pengurangan yield naphtha (dan kenaikan yield produk 150 oC+) dan dari kenaikan yield produk 150 oC+ yang tertinggi adalah kenaikan jumlah produksi diesel.

CFR optimum untuk operasi Hydrocracker adalah antara 1,6 s/d 1,65. CFR > 1,65 berarti unit dijalankan dengan low severity, sedangkan jika CFR < 1,6 berarti unit dijalankan dengan high severity. CFR ini bisa juga untuk mensiasati umur katalis; jika peak temperature fresh feed reactor sudah tercapai, CFR dapat dinaikkan untuk menurunkan severity operasi fresh feed reactor. V.4. Hydrogen Partial Pressure Selain digunakan untuk reaksi, hydrogen juga berfungsi untuk menjaga tingkat kecepatan pembentukan coke pada permukaan katalis. Hydrogen partial pressure yang rendah akan meningkatkan kecepatan deaktivasi katalis. Hydrogen partial pressure dikendalikan dengan cara menjaga tekanan reaktor dan purity hydrogen dalam recycle gas. Purity hydrogen dapat ditingkatkan dengan cara : Meningkatkan kandungan hydrogen dari make up compressor. Venting recycle gas dari High Pressure Separator untuk membuang impurities seperti NH3 dan H2S. Menurunkan temperatur High Pressure Separator. V.5. Hydrogen to Hydrocarbon Ratio (H2/HC Ratio)H 2 /HC = Laju Recycle Gas (SCFD) x Konsentrasi H 2 SCFB Fresh Feed (BPD)

Peningkatan laju alir recycle gas akan meningkatkan rasio H2/HC. Pengaruh perubahan H2/HC sama dengan pengaruh tekanan parsial hidrogen terhadap severity reaksi. Variabel yang dikendalikan untuk menjaga H2/HC adalah laju recycle gas, hydrogen purity dalam recycle gas, dan laju umpan. V.6. Kualitas Make up Hydrogen Seperti telah dijelaskan pada point 4 dan 5 di atas, kualitas make up hydrogen penting untuk menjaga tingkat kemurnian hydrogen dalam recycle gas. V.7. Temperatur Kenaikan temperatur akan menaikkan konversi yang kemudian akan menyebabkan kenaikan laju deaktivasi katalis. Kenaikan temperature yang mendadak dan sangat tinggi disebut dengan istilah temperature runaway atauTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 27

dari 33



temperature excursion. Temperature runaway atau temperature excursion didefinisikan sebagai berikut : o T reaktor (peak inlet temperature) > 28 C (untuk 1st stage amorphous o catalyst) atau > 14 C (untuk 2nd stage amorphous catalyst) atau > 42 oC (untuk 1st stage zeolite catalyst) atau > 21 oC (untuk 2nd stage zeolite catalyst), dan Peak temperature reaktor melebihi batasan disain (untuk amorphous catalyst > 454 oC). V.8. Katalis Telah dijelaskan pada point II.2.5. V.9. Wash Water Injection Injeksi wash water pada unit hydrocracker diperlukan untuk :

Menghilangkan ammonia dalam recycle gas Adanya ammonia dalam recycle gas walaupun dalam jumlah sangat kecil (biasanya sekitar 200-400 ppm tergantung dari jenis umpannya) akan sangat mengganggu aktivitas katalis karena ammonia akan mengisi active site katalis. NH3 + H2O NH4OH

Mencegah terjadinya fouling akibat pembentukan garam ammonia (terutama pada fin fan cooler effluent reactor, upstream high pressure separator karena pada temperatur rendah senyawa garam mudah mengendap). NH3 + H2S NH4HS

Pembentukan NH4HS adalah akibat dari reaksi senyawa ammonia anorganik (NH3) dengan senyawa sulfur anorganik (H2S). Fungsi wash water adalah melarutkan NH4HS agar tidak mengendap pada bagian dalam fin fan cooler yang akan menyebabkan plugging. Best practice jumlah injeksi wash water yang direkomendasikan biasanya antara 3 s/d 8% volume on feed hydrotreater. Atau untuk implementasi yang lebih akurat adalah dengan melihat kandungan NH4HS yang terlarut dalam sour water di high pressure separator. Kandungan NH4HS dalam sour water diusahakan sekitar 8%wt (di bawah 8%wt pelarutan oleh wash water dianggap kurang efektif sehingga injeksi wash water harus ditambah dan di atas 8%wt akan menyebabkan sour water yang dialirkan ke unit sour water stripper menjadi korosif sehingga injeksi wash water harus dikurangi. Injeksi wash water biasanya dilakukan pada inlet fin fan cooler upstream high pressure separator.Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 28

dari 33



Temperatur wash water tidak boleh terlalu tinggi. Best practice-nya, temperatur wash water harus cukup rendah sehingga minimal 20% dari injeksi wash water masih tetap berbentuk cair pada outlet fin fan cooler (inlet high pressure separator). Jika injeksi wash water terganggu dalam waktu lebih dari 30 menit maka efeknya akan langsung terasa, yaitu jumlah unconverted oil meningkat (karena konversi menurun akibat meningkatnya kandungan ammonia pada recycle gas yang berebut untuk menempati active site katalis). Oleh karena itu, jika dalam waktu 30 menit gangguan injeksi wash water tidak dapat diatasi, maka unit hydrocracker harus turun feed atau bahkan harus shutdown jika injeksi wash water sama sekali tidak ada karena ketidakadaan wash water akan menyebabkan plugging pada fin fan cooler upstream high pressure separator.


Halaman 29

dari 33



VI.

Troubleshooting 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 table VI berikut ini : Tabel VI. Contoh Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting Unit Hydrocracking Permasalahan Feed Filter Penyebab Malfunction in auto-backwash filter sequence Troubleshooting

Excessive pressure drop or excessive backwash cycle

Jika terjadi excessive backwash cycle, manualkan operasi filter untuk menjamin kestabilan feed (jika tidak maka akan dapat menyebabkan unit harus turun feed atau bahkan shutdown). Lakukan pengecekan filter dan cleaning jika diperlukan Feed supply dari Vacuum Check kualitas feed, lakukan pengaturan kondisi Distillation Unit/VDU berubah operasi di VDU (mungkin flash zone temperature di (lebih banyak mengandung partikel kolom VDU terlalu tinggi yang dapat menyebabkan atau minyak yang lebih berat) terjadinya coking). Umpan dari tangki mempunyai Kurangi umpan dari tangki dan maksimalkan straight viskositas yang lebih tinggi run feed (umpan langsung dari VDU). sehingga pressure drop filter meningkat. Tangki umpan tidak di-cleaning Jika mungkin, tarik umpan dari tangki lain dan dengan benar sebelum digunakan, lakukan cleaning tangki yang bermasalah. yang dapat menyebabkan scale atau partikel di dalam tangki terikut dengan umpan. Steam coil pada tangki umpan Segera lakukan analisa water content pada tangki bocor yang dapat menyebabkan dengan metode bottom tegak (ambil analisa feed excessive backwash. dalam tangki pada sekitar suction pompa) dan jangan lakukan analisa water content dengan metode blending top, middle, bottom.Halaman 30


dari 33



Kenaikan Temperatur Reaktor Perubahan hot feed (feed dari VDU) Feed mengandung banyak Pada saat normal cracked feed yang banyak operasi, mengandung olefin dan aromatic temperature bed Operasi fired heater tidak stabil katalis bagian atas sehingga menyebabkan reactor meningkat temperatur outlet-nya, yang merupakan inlet temperatur reactor, naik. Komposisi feed berubah menjadi lebih berat atau komponen cracked feed berkurang. Pada saat normal Kualitas make up hydrogen operasi, delta menurun, terdapat lebih banyak temperature bed CO-CO2 catalyst reactor (peak temperature inlet temperature) Water carry over dalam feed menurun. (salah satu indikasinya adalah jika operasi feed filter fluktuasi) Reactor Pressure Drop Differential pressure instrument plugging atau rusak sehingga memberikan penunjukan salah. Terdapat scale pada reactor Pressure drop catalyst bed. reactor meningkat Umpan yang diolah diimpor yang tajam jika berkontak dengan udara akan menyebabkan terbentuknya gums yang terbentuk akibat oksidasi olefin hydrocarbon.Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi Halaman 31

Lakukan pengecekan kondisi operasi upstream process. Kurangi hot feed jika mungkin. Lakukan pengecakan komposisi umpan cracked/noncracked. Kurangi umpan cracked jika memungkinkan. Lakukan pengecekan dan troubleshooting terhadap operasi fired heater. Jika temperature bed reactor tidak terkendali, kurangi feed atau shutdown unit. Lakukan pengecekan feedstock properties. Untuk feed yang lebih berat, naikkan temperature bed catalyst dalam batasan yang aman. 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. Segerak lakukan analisa bottom tegak tangki feed. Jika water content tinggi, stop supply feed dari tangki yang bermasalah. Water carry over dalam feed dapat menyebabkan katalis rusak. Jika differential pressure instrument dilengkapi dengan purge gas, cek flow-nya. Cek operasi feed filter. Cek kandungan contaminant pada feed.

dari 33



Korosi pada kolom fraksinasi sehingga scale terikut dengan recycle feed. Reactor Catalyst Bed Maldistribution Catalyst bed radial Loading katalis tidak dilakukan temperature profile dengan baik. menunjukkan adanya channeling

Cek strainer fractionator bottom pump.

Pada saat plant stop lakukan unloading katalis dan re-load dengan metode yang baik.


Halaman 32

dari 33



VII.

Istilah-istilah

Channeling didefinisikan sebagai pembentukan aliran tertentu pada reactor catalyst bed, distribusi aliran melalui reactor catalyst bed tidak merata. Cracked feed didefinisikan sebagai umpan yang sebelumnya telah mengalami pengolahan di unit thermal cracking seperti delayed coking unit atau visbraker. Demetalization catalyst adalah katalis yang berfungsi untuk menghilangkan kandungan metal dalam umpan. Graded catalyst adalah katalis yang selain fungsi utamanya sebagai particulate trap juga berfungsi sebagai demetalization catalyst dan hydrotreating catalyst (NiMo, CoMo, atau Mo). HDN (Hydrodenitrification) adalah reaksi penghilangan nitrogen dengan menggunakan hydrogen dan dengan bantuan katalis. HDS (Hydrodesulfurization) adalah reaksi penghilangan sulfur dengan menggunakan hydrogen dan dengan bantuan katalis. HPNA (Heavy Poly Nucleic Aromatic) merupakan PNAs dengan lebih dari 7 ring. Hydrotreating catalyst adalah katalis yang berfungsi untuk men-treating umpan, menghilangkan impurities yang ada dalam umpan seperti sulfur (HDS), nitrogen (HDN), maupun oxygen. Inert catalyst adalah katalis yang tidak melakukan fungsi sebgai pemercepat reaksi namun hanya berfungsi sebagai high voidage support material untuk menahan kotoran-kotoran yang mungkin terikut bersama feed. Olefin adalah senyawa tidak jenuh yang mengandung ikatan rangkap. PNA (Poly Nucleic Aromatic) adalah polycyclic hydrocarbon yang terkondensasi yang mengandung > 2 atomic rings. Secondary processing merupakan proses downstream setelah CDU (Crude Distillation Unit), yang tidak lagi menggunakan pemisahan fisika namun sudah terkait dengan kehadiran reaksi kimia. Temperature runaway atau temperature excursion adalah kenaikan temperature reaksi yang mendadak dengan peak temperature dan T (peak inlet) melebihi batasan disain. UCO (Unconverted Oil) adalah bottom kolom fraksinasi utama. Unggun catalyst atau catalyst bed adalah tumpukan katalis yang terletak dalam 1 ruangan (bed) reactor. Unloading spout adalah pipa tempat mengeluarkan katalis saat pelaksanaan unloading katalis.

VIII.

Daftar Pustaka 1. Hydrocracking Process Technology Seminar, Dumai, Juli 2000. 2. Operating Manual Hydrocracker Unibon PERTAMINA Unit Pengolahan II Dumai. 3. 1999 UOP Hydrocracking Unibon General Operating Manual.


Halaman 33

dari 33


Documents

Refinery 06 - Hydrocracking Process