MAKALAH

PENGILANGAN MINYAK BUMI DAN NABATI

NAPTHA RERUN UNIT, PLAT FORMING I, NAPTHA HYDROTREATING

UNIT DAN PLAT FORMING II

PT. PERTAMINA UP II DUMAI

Kelompok : 5Anggota : Irvaisal R Ritonga (0807135305)

Muhammad Iqbal (0807)M.Wawan Juniansyah (0807121047)Raissa Desriani (0807113425)Felycia Licka Aditya (0707112295)

JURUSAN TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS RIAU

PEKANBARU

2008

KATA PENGANTAR

Alhamdulillah, puji syukur penulis beserta anggota kelompok ucapkan

kehadirat Allah SWT. yang telah melimpahkan rahmat dan hidayah-Nya sehingga

makalah yang berjudul, “Naphtha Hidrotreater unit” telah dapat diselesaikan.Makalah

ini dibuat untuk melengkapi tugas Pengilangan Minyak Bumi dan Nabati, jurusan

Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Riau, Tahun 2008.

Untuk bisa mewujudkan makalah ini, penulis beserta anggota kelompok

menemui berbagai kendala yang harus dilalui. Namun, berkat dorongan dan bantuan

baik moril maupun materil dari berbagai pihak, akhirnya makalah ini dapat juga

diselesaikan dengan baik.

Sehubungan dengan hal diatas, penulis beserta anggota kelompok ingin

menyampaikan rasa hormat dan terima kasih kepada:

1. Ibu Nirwana HZ., dosen mata kuliah Pengilangan Minyak Bumi dan Nabati,

Jurusan Teknik Kimia, Universitas Riau tahun 2008.

2. Rekan-rekan satu angkatan yang telah berbagi informasi dalam penyelesain

makalah ini.

Dalam penulisan makalah ini, penulis dan anggota telah berusaha semaksimal

mungkin untuk menghasilkan hasil yang terbaik. Namun penulis dan anggota

mengharapkan kritik dan saran guna penyempurnaan tulisan makalah ini. Penulis dan

anggota berharap semoga makalah ini dapat bermanfaat bagi semua pihak dan

semoga ALLAH SWT senantiasa melimpahkan Rahmat dan Karunia-nya kepada kita

semua, Amin.

Pekanbaru, November 2008

Penulis

DAFTAR ISI

Kata Pengantar……………………………………………………………………. i

Daftar Isi…...…………………………………………………………………….....ii

BAB I. PENDAHULUAN.......................................................................................1

BAB II. ISI………………………………………………………...........................6

II.1 Dasar Pengertian Proses .............................................................................6

II.1.1 Reaksi Hidrogenasi..............................................................................6

II.1.2 Kecepatan Dan Panas Reaksi ..............................................................7

II.1.3 Naphta Rerun Unit...............................................................................7

II.2 Hydrobon Platforming Unit (PL 1)..............................................................8

II.3 Naptha Hydrotreating Unit (NHDT)............................................................8

II.4 Platforming II (PL II)...................................................................................8

BAB III. PENUTUP..............................................................................................19

3.1 Kesimpulan.................................................................................................19

3.2 Saran...........................................................................................................20

DAFTAR PUSTAKA............................................................................................21

LAMPIRAN……………………………………………………………………...22

BAB I

PENDAHULUAN

Kebutuhan akan energi akan terus meningkat sejalan dengan perkembangan

zaman. Oleh karena itu, bangsa Indonesia melalui UUD 45 telah mengamanatkan kepada

kita untuk mengatur, menggunakan dan memelihara kekayaan alam nasional tersebut

bagi kemakmuran rakyat. Dengan berdasarkan pada UU no. 8 tahun 1971 didirikanlah

perusahaan yang bertugas untuk mengelola minyak dan gas bumi Indonesia yaitu Preusan

Umum Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA) yang sampai saat

ini merupakan sebuah BUMN pelaksana tunggal pengusahaan minyak dan gas bumi.

Pertamina UP II Dumai didirikan pada tahun 1977 dengan nama Kilang Puteri

Tujuh, yang terletak di Propinsi Riau yang berjarak kurang lebih 180 km dari Pekan Baru

yang merupakan ibukota Propinsi Riau. UP II Dumai merupakan salah satu kilang

pengolahan minyak bumi yang mengolah minyak mentah jenis Sumatera Light Crude

(SLC) 82,5 % DAN Duri Crude 17,5% yang disuplai oleh PT. Chevron Pacific Indonesia

dengan kapasitas pada unit primarynya di Crude Distilation Unit sebesar 130.000 barel

per hari. Kilang UP II Dumai dalam pengolahannya untuk menghasilkan produk-produk

yang diinginkan, dipakai proses Physical Separation, Blending Process, Conversion

Process, Treating Process, Solvent Extraction, Absorbsi, Cracking, Reforming, Alkilasi,

Isomerisasi dan Polimerisasi. Unit-unit proses utamanya yang menghasilkan produk-

produk seperti : premium, kerosine, JP-5, Avtur, ADO, LSWR (Light Sulphur Wax

Residue), Calcined Coke, Green Coke, Naphta dan LPG (Liquid Petroleum Gas). Untuk

memudahkan koordinasi dan operasi pengilangan maka Pertamina UP II Dumai membagi

menjadi 3 kompleks yaitu : HSC (Hydroskimming Complex), HCC (Hydrocracking

Complex), HOC (Heavy Oil Complex).

Pertamina UP II Dumai dapat mensuplai kebutuhan bahan bakar nasional sebesar

22-24 %. Dan dari desain serta konstruksinya Pertamina telah menggunakan teknologi

tinggi sehingga aspek keselamatan kerja karyawan dan peralatan produksi serta unit

pengolahan limbah telah memenuhi standarisasi Internasional dan telah menuju pada ISO

14001.

Dan pada proses pengolahan minyak bumi di Crude Distilation Unit Pertamina II

Dumai, pemakaian Heat Exchanger sangatlah berperan penting karena dengan adanya

heat exchanger 100 E-7 ABC/DEF yang dapat menurunkan suhu residu dan memanaskan

crude oil diharapkan suhu outlet pada fluida yang akan dikirim ke Heater 100 H-1

berkisar 230 °C, akan mengurangi beban Heater 100 H-1 serta akan mengaitkannya pada

pemakaian fuel Oil dan efisiensinya.

BAB II

ISI

II.1 DASAR PENGERTIAN PROSES

II.1.1 Reaksi Hydrogenasi

Reaksi hydrogenasi dalam Unit Naphta Hydrotreating ialah mengusir zat-zat

yang dapat mengganggu dalam proses selanjutnya. Dalam fraksi naphta terdapat

senyawa-senyawa yang apabila tidak dilengkapkan dapat mengganggu keaktifan katalis

Platforming yang secara ekonomis merugikan.Pada umumnya ”zat racun” yang perlu

diusir dalam fraksi naphta ialah belerang, nitrogen, oksigen, olefin, halida dan logam.

Reaksi Hydrogenasi yang terjadi sebagai berikut :

A. Reaksi Pengusiran Belerang (SULFUR-REMOVAL)

Didalam umpan unit Platforming yang menggunakan ”bimetallic catalyst”

kandungan belerangnya tidak diperbolehkan melebihi 0,5 ppm. Untuk menjaga

keaktifan katalis dan operasi secara optimal. Bila kandungan belerang makin rendah

reaksi pada katalis di Platforming sangat efektif. Oleh sebab itu dianjurkan kandungan

belerang dijaga lebih kecil dari 0,5 ppm. Secara umum kandungan belerang dijaga

mantap 0,2 ppm atau lebih rendah.

Pada umumnya reaksi hydrogenasi belerang terjadi sebagai berikut :

Senyawa Mercaptan

Senyawa Sulfida

Senyawa Disulfida

Senyawa Sulfida pada Siklis

Senyawa Thiopenik.

B. Reaksi Pengusiran Nitrogen (DENITRIFIKASI)

Reaksi pengusiran nitrogen lebih sukar dibandingkan dengan pengusiran Sulfur

dalam Hydrotreating Naphta. Kecepatan reaksi denitrifikasi 1/5 dari desulfurisasi. Pada

Straight Run Naphta umumnya kandungan nitrogen lebih sedikit dibandingkan sulfur

meskipun demikian apabila katalis pada Platforming adalah bimetallic, pengusiran

nitrogen ini perlu mendapat perhatian karena jumlahnya dibatasi maksimum 0,5 ppm

bahkan dianjurkan kurang dari 0,5 ppm. Setiap senyawa nitrogen yang ikut dalam

reaktor platforming akan bereaksi membentuk amonium chlorida yang akan membentuk

deposit pada lintasan edaran gas atau pada Overhead Stabilizer. Oleh sebab itu proses

pengusiran nitrogen menjadi lebih penting terutama Unit Naphta Hydrotreating yang

mengolah Cracked Naphta. Pada umumnya Cracked Naphta lebih banyak mengandung

senyawa nitrogen dari pada Straight Run Naphta. Misalnya :

Pyridine

Quinoline

Pyrrole

Methylamine.

C. Reaksi Pengusiran Oksigen

Pada umumnya senyawa oksigen dalam senyawa organik mudah dihidrogenasi

membentuk air. Misalnya Phenol.

D. Olefin Saturation

Pada Straight Run Naphta umumnya mengandung olefin dalam jumlah yang

sangat kecil, bahkan kadang-kadang tidak ada, tetapi Cracked Naphta sangat banyak

olefin yang dikandung. Kecepatan reaksi penjenuhan olefin hampir sama dengan

desulfurisasi. Dalam pengolahan Cracked Naphta yang mengandung olefin sangat tinggi

perlu pertimbangan yang bijaksana, karena panas yang ditimbulkan sangat tinggi, perlu

pengamatan yang teliti.

E. Reaksi Pengusiran Halida

Reaksi pengusiran halida dengan hydrogen pada unit Naphta Hydrotreating

membentuk asam halida, yang kemudian akan larut ke dalam air pencuci yang

diinjeksikan atau bersama-sama ke overhead gas stripper. Reaksi pengusiran halida dari

senyawa organik halide lebih sukar jika dibandingkan dengan reaksi desulfurisasi. Pada

kondisi operasi yang biasa digunakan untuk pengusiran sulfur dan nitrogen, reaksi

pengusiran halida hanya mencapai hasil < 90 %. Sedangkan pada kondisi operasi yang

optimum maksimum mencapai hasil 90%. Hal tersebut bearti bahwa umpan Platforming

masih mengandung halida, oleh sebab itu dianjurkan untuk memeriksa kandungan halide

pada waktu tertentu, apabila kandungan halide cukup tinggi dalam umpan Platforming

(tidak memenuhi persyaratan), maka kondisi operasi harus dirubah. Perlu diketahui

bahwa menaikkan suhu operasi dengan tujuan meningkatkan reaksi pengusiran halide

sangat sukar dan hasilnya sangat korosip.

F. Reaksi Pengusiran Logam

Kandungan metal dalam naphtha pada umumnya sangat kecil (dalam ppb).

Katalis naphtha hydroterating dirangcang dapat mengurangi kandungan logam sampai

sebesar 5 ppm minimum, pada kondisi operasi yang normal. Hampir semua logam-logam

yang terusir dari naphtha mengendap pada permukaan katalis. Apabila jmlah endapan

metal makin banyak maka dapat ditandai pada reaksi desulfurisasi akan menurun. Pada

analisa endapan logam pada katalis yang usang ternyata mengandung logam-logam ;

arsen, besi, kalsium, magnesium, phaspor, timbal, silikon, tembaga naterium. Reaksi

pengusiran logam dari umpan oleh katalis umumnya terjadi pada plugflow. Endapan besi

banyak menempel pada katalis yang ditempatkan pada beds yang paling atas berupa

senyawa pirit. Logam arsen merupakan logam yagn sangat meracuni keaktifan katalis

meskipun jumlahnya pada umumnya kecil (±1ppb) tetapi merupakan racun platina yang

jahat. Endapan arsenik sebanyak 3% berat atau lebih sangat mnghambat aktifititas

terhadap desulfurisasi. Kotaminasi dari timbal dapat disebabkan oleh umpan naphtha

yang berasal dari kapal atau reprocessing slop yang mengandung timbal. Natrium,

Kalsium, dan magnesium biasanya disebabkan, oleh kontaminasi air laut atau chemical

addictive yang digunakan. Penggunaan chemical corrosion inhibitor untuk overhead

fraksional kolom atau antidfoaming atau dipertimbangkan jumlah pospat atau silikon

yang mungkin ada.Reaksi pengusiran logam berjalan sangat baik pada suhu diatas 315

°(600°F), pada kondisi ini 2-3 %berat metal mengendap pada katalis, apabila jumlah

endapan tersebut mskin bertambah maka katalis cenderung menjadi jenuh secepatnya,

dan logam akan menghalang terjadinya reaksi lebih lanjut. Hal ini dapat menimbulkan

suatu aliran yang tidak merata, sehingga menimbulkan akibat beban katalis yang tidak

sama. Bahkan mungkin sebagian katalis akan menerima posisi yang lebih, sehingga

panas yang ditimbulkan akan lebih besar.

II.1.2 KECEPATAN DAN PANAS REAKSI.

Pada reaksi hydrogenasi naphtha terdapat 3 jenis reaksi yang dianggap besar,

sedangkan reaksi yang lainnya dapat diabaikan. Reaksi tersebut adalah Desulfurisasi,

penjenuhan oleh olefein dan Denitrifikasi.

Dari ketiga jenis reaksi tersebut kecpatan dan panas reaksinya sebagai berikut :

Reaksi perbandingan panas reaksi

Kecepatan reaksi KJ/Kg Feed

1. Desulfurisasi 100 8.1

2. penjenuhan Olefin 80 40.6

3. Denitrifikasi 20 0.8

Data-data tersebut menunjukan, bahwa Desulfurisasi memegang peranan utama dalam

hal kecepatan reaksi, sedangkan penjenuhan olefin penhasil panas reaksi yang tertinggi.

Tetapi harus dipahami apabila kandungan sulfur dalam umpan naphtha

bertambah, maka panas reaksinya pun, naik pula. Patut kiranya dipahami bahwa setiap

pwngolahan umpan, panas reaksi yang timbul harus diatur sedemikian sehingga seesuai

dengan panas yang hilang. Dengan demikian proses naphtha hydrotreating harus diatur

suhu reaktor atau keluar harus selalu tetap.

Konversi senyawa organic klorida maupun oksida hampir sama sukarnya dengan

denitrifikasi. Dengan demikian apabila diduga terdapat senyawa tersebut, mak kondisi

operasi harus diatur secara ketat sehingga tetap seimbang.

Berikut adalah data-data katalis type S-16 yang digunakan untuk hydrogenasi dalam unit

naphtha hydrotreating.

Sebutan S-16

Bahan Dasar Aluminium

Bentuk Extrudate

Ukuran 1/16 inchi

A B D (gm/ml) 0.795

Logam lain Ni, Mo

Regenerasi Innert gas

Warna Hijau muda

PENJELASAN TENTANG PERENCANAAN

Basis pengolahan

Kecepatan umpan = 67.1

LHSV (HR-1) = 5

Tekanan separator = 52.7

Jumlah H2 = 200

Quench = Ya

Type Catalyst = S-16

Karakteristik umpan = Straight Run Naphtha (SRN)

Cracked naphtha

HC.unibon Naphtha

S.G = 0.725

IBP ( °C) = 64

50% = 88

EP (°C) = 152

S ppm. = 252

N ppm = 25

Bromine Number = 38.5

Naphta adalah produk hydrokarbon cair yang dihasilkan dari pengolahan minyak

bumi yang mempunyai sifat mudah menguap dan sangat mudah terbakar. Naphta

digunakan sebagai komponen pembuatan Mogas (Motor Gasoline), bahan pelarut

(solvent) dan sebagai bahan baku industri petrokimia. Naphta dihasilkan dari proses

distilasi minyak bumi dan hasil konversi (Reforming dan Cracking) produk minyak bumi

lainnya. Terdapat beberapa jenis produk naphta yang dibedakan berdasarkan density

(Specific Gravity) dan hasil analisa PONA (Parafin, Olefin, Naphtene dan Aromatic).

Tabel spesifikasi Naphta

Analisa Satuan Medium Naphta

(UP III & UP V)

Naphta

(UP IV)

Specific gravity at 60/60 °F 0,7200 min 0,65-0,74

Colour Sybolt + 22 min +20 min

Lead Content Ppb 100 maks 100 maks

Sulphur Content Ppm 300 maks 800 maks

Exitent gum mg/100 ml 4 maks 4 maks

Reid Vapour Pressure Psi 6,0 maks 13,0 maks

PONA Analysis

Parafine

Olefins

Naphtenes + Aromatic

% vol

% vol

% vol

20 min

1,0 maks

35 min

65 min

1,0 maks

NA

Distilation

Initial Boiling Point

Final Boiling Point

Residue

% vol

% vol

% vol

45 min

180 maks

2 maks

25 min

206 maks

1,5 maks

II.1.3 Naphta Rerun Unit (NRU)-102

Naphta Rerun Unit merupakan unit yang mengolah naphta dari CDU untuk

mendapatkan fraksi Light Naphta dan Heavy Naphta. Fungsi utama dari Naphta Rerun

Unit adalah memisahkan umpan naphta menjadi naphta berat dengan rentang titik didih

80-150 °C dan naphta ringan memiliki rentang titik didih 30-80 °C dengan kapasitas

9200 BPSD (60 m3 /jam).

Produknya adalah :

Gas yang dimanfaatkan sebagai fuel gas atau dibuang ke flare

Light naphta sebagai komponen blending atau pencampuran dengan heavy

naphta yang sudah ditreat,hasil dari pencampuran ini adalah premium yang

sudah siap dipasarkan.

Heavy naphta yang kemudian sebagai umpan Hydrobon Platforming 1

ALIRAN PROSES :

SRN dari CDU dipompakan (P-1AB) ke Rerun Tower Unit (T-1), yang

sebelumnya dipanaskan di E-1. SRN yang masuk ke E-1 bertemperatur 28 °C dan keluar

dengan temperature 101°C. Pada NRU, SRN didistilasi untuk memisahkan fraksi ringan

dan fraksi berat naphta. Light Naphta keluar dengan temperature 80 °C sedangkan Heavy

Naphta 130°C. Heavy Naphta dipompakan (P-2AB) ke Heat Exchanger E-1 hingga

temperature 80 °C. Pertukaran panas terjadi antara SRN umpan dengan Heavy Naphta.

Heavy Naphta didinginkan di kondensor E-6 hingga 55 °C kemudian sebagian masuk ke

unit Platforming II dan sebagian lagi di refluks ke kolom T-1. Heavy Naphta refluks

dipompakan (P-3AB) ke Heater H-1 untuk dipanaskan hingga 140°C. Bahan baker pada

H-1 menggunakan Fuel gas dan fuel oil.

Light Naphta dari kolom T-1 didinginkan oleh kondensor E-2AB yang kemudian

ditampung di accumulator drum D-1. Gas yang tidak terkondensasi dialirkan ke D-5 dan

sisanya ke flare. Kondensat dengan temperature 42 °C dari D-1 dipompakan (P-4AB) ke

rerun stabilizer (T-2) dan sebagian kembali ke kolom T-1. Sebelum masuk ke T-2 umpan

dipanaskan hingga 77 °C. Produk atas T-2 dengan temperature 94 °C dikondensasikan di

E-4AB dan masuk ke stabilizer accumulator (D-2). Gas yang tidak dikondensasikan

dialirkan flare dan kondensat (T=32 °C) dipompakan kembali (P-5AB) ke T-2. Produk

bawah T-2 yaitu Light Naphta dengan temperature 130 °C didinginkan di E-3 yang

bertukar panas dengan umpan T-2 hingga 74 °C. Light naphta didinginkan mbali

sehingga menghasilkan produk dengan temperature 35 °C. Pemanas E-5 untuk

menjalankan proses diperoleh dari steam yang berasal dari Middle Pump Arround

(MPA) dari CDU.

II.2 Hydrobon Platforming Unit (PL 1)

Hydrobon Platforming Unit terdiri dari 2 bagian, yaitu Hydrobon dan

Platforming. Hydrobon berfungsi untuk memurnikan Heavy Naphtha produk NRU dari

pengotor seperti senyawa nitrogen, belerang, oksigen, klor dan logam yang dapat

meracuni katalis di unit platforming dengan cara hidrogenasi dengan katalis UOP S-16

(NiO/MoO3/AL2O3) pada temperature 290 °C .

Platforming bertujuan untuk mengubah naphta oktan rendah (54) menjadi naphta

oktan tinggi melalui penataan ulang struktur molekul hidrokarbon menggunakan panas

dan katalis. Katalis yang digunakan adalah R-56, R-15 dan R-16 (Pt/ AL2O3) dengan

rasio H2/Hidrokarbon minimum 2,5. Reaksi utama yang terjadi adalah dehidrogenasi,

hydrocracking paraffin, isomerisasi dan dehidrosiklisasi paraffin. Katalis pengolahan

Hydrbon sebesar 6,2 MBSD. Hydrobon Platforming Unit ini memproduksi LPG yang

dikirim ke LPG Recovery Unit, Reformat (ON = 92) sebagai komponen campuran

premium, Offgas yang digunakan untuk fuel gas dan sisanya dibuang ke flare dan Gas H2

dengan kemunian 75 % digunakan sebagai recycle gas dalam proses.

1. Dehidrogenasi : C6H11CH3 C6H5CH3 + H2

2. Hydrocracking paraffin : C8H8 + H2 C5H12 +C3H8

3. Isomerisasi : C6H12 C2H5-CH(CH3)-C2H5

4. Dehidroksiklisasi parafin : C7H16 C7H14 + H2

ALIRAN PROSES :

Umpan heavy naphtha dari NRU dipompakan (P-1AB) ke heat exchanger E-1

hingga 234o C dan dipanaskan lagi di preheater H-1 hingga 444o. Produk dari R-1 yan

gbertemperatur 294o C didinginkan di E-1 hingga 135 oC. Sebelum masuk ke D-1,produk

ini didinginkan dialiri air untuk menghilangkan impurities di E-2AB hingga 42oC. Gas

yang tidak dikondensasikan di D-1 degunakn sebagai fuel gas, air di water boot dibuang

sour water stripper (SWS) dan destilat dialirkan sebagai umpan hydrobon stipper (T-1)

setelah sebelumnaya melewati E-3ABC oleh pompa P-1AB.

Produk atas T-1 didinginkan oleh E-4AB dari 101oC hingga 52oC kemudian

masuk ke D-2. gas dari D-2 digunakan sebagai fuel gas sedangakn kondensat

dikembalikan ke T-1 oleh pompa P-2AB. Produk bawah T-1 sebagian dikembalikan ke

kolom dengan pompa P-3AB dan dipanaskan oleh H-2. sebagian lagi produk T-1

didinginkan oleh E-3ABC untuk selanjutnya dialirkan ke pltformer reaktor (R-2).

Sebelum memasuki R-2, naphtha dipanaskan oleh E-5ABCD, E-11ABC dan

heater H-3 hinga temperatur 506oC secara berturut-turut, naphths direaksikan di R-2, R-3

dan R-4. sebelum masuk ke R-3 naphtha dipanaskan di H-4. reaksi di R-1 dan R-2

bersifat endotermik , sedangakan di R-4 bersifat eksotermik. Produk keluaran R-4

bertemperatur 422oC kemudian dialirkan ke bagian platformer stripper setelah

didinginkan di E-5ABCD dan E-6AB.

Di bagian stripper produk dari R-4 masuk ke D-5. Distilat dialirkan ke platformer

stripper oleh pompa P-30 dan mengalami pemanasan di E-7. di stripper ini terjadi

pemisahan naphtha menjadi gas dan reformat. Reformat dialirkan ke tangki penyimpanan

stelah sebelumnya dididnginkan di E-7 dan E-9 hingga temperatur 36oC, namun sebagian

direfluks ke T-2 melalui pompa P-8AB dan H-6 hingga 211oC. Gas dari T-2 mengalami

pemisahan di D-6 setelah didinginkan di E-16 menjadi fuel gas dan LPG. LPG sebagian

dirrefluks melalui pompa P-7AB Dan sebagian lagi dialirkan ke flatformer deathanizer

oelh pompa P-11AB.

Di platformer deathanizer T-3, LPG dikurangi kadar C2 nya dengan bantuan

medium presure (MPS). Produk gas dari bagian atas T-3 didinginkan di E-14 dan

mengalami pemisahan antara fuel gas dan distilatnya yang dikembalikan ke T-3 oleh

pompa P-12 AB. Produk LPG dialirkan ke LPG tank setelah didigninkan di E-12 dan E-

15 hingga 39oC.

II.3 Naptha Hydrotreating Unit(NHDT)

Naphta Hydrotreating Unit merupakan unit yang mengolah heavy naphta dari HC

Unibon dan Delayed Cooker dengan prinsip hydrotreating sehingga menghasilkan naphta

yang memenuhi spesifikasi untuk diproses di Platformer/CCR.

Tujuan utama dari proses ini adalah untuk menurunkan kandungan Sulfur dan

Nitrogen dalam Naptha yang akan dipakai sebagai umpan pada unit Platforming sampai

masing-masing maksimum 0,5 ppm,agar tidak meracuni katalis bimetalnya.Umpan

naptha untuk unit berasal dari: Straight Run Naptha (SRN) dari CDU,Heavy naptha dari

HC Unibon serta Crack Naptha dari DCU dengan kapasitas 10100 BPSD (70,0 m3/jam)

dan menghasilkan produk naphta beratyang sudah treated artinya sudah bebas dari bahan-

bahan yang bisa merubah atau meracuni katalis. Unit ini beroperasi pada suhu 310-350

°C dengan tekanan reactor 52,0 kg/cm 2 serta LHSV 5Hr-1 dan perbandingan antara

H2/umpan =200Nm3/ m3.

Feed setelah melewati feed surge drum (V-4) dicampur dengan gas hydrogen dan

dipanaskan dengan serangkaian alat penukar panas (E-1 A/B/C/D/E) kemudian

dipanaskan dalam dapur H-1 hingga suhunya 300 °C dan tekanan 36,6 kg/cm2. Di dalam

reactor dengan pemanasan yang cukup naphta akan dibersihkan dari racun/impurities

sehingga memenuhi persyaratan feed platformer. Hasil reaksi setelah keluar dari reactor

dikondensasikan dan didinginkan kemudian masuk drum pemisah untuk memisahkan

cairan dan gas.

Produk yang dihasilkan ini adalah :

Gas, dimanfaatkan sebagai fuel gas

Light Naphta, sebagai Low Octane Mogas component

Heavy Naphta, sebagai umpan CCR-Platforming Unit.

Unit ini berfungsi untuk mempersiapkan umpan CCR-Platforming Unit dengan

menghilangkan kontaminan seperti sulfur, nitrogen, oksigen dan penjenuhan

olevin.Persaratan kandungan maksimum sulfur dan nitrogen dalam umpan adalah 0,5

ppm untuk mencegah terjadinya keracunan katalis.Katalis yang digunakan adalah katalis

Ketjen tipe 830 (CoMo/Al2O3).Tekana reaktor 52,7 atm dengan temperatur 340 -

385oC.Reaksi yang terjadi

Penghilangan Sulfur : RSH + H2 → RH + H2S

Penghilangan Nitrogen : C5H5 +5H2 → C5H12 + NH3+

Penghilangan Oksigen : C6H5OH + H2→C6H6 +H2O

Penjenuhan Olefin : R=R + H2 → RH-RH

Penghilangan Klorida : R-Cl + H2→ RH + HCl

Kapasitas : 67 m3/jam atau 10.800 BPSD

Feed : naphtha dari HC Unibon dan DCU

Produk :

- light naphta, dialirkan ke tangki penyimpanan

- heavy naptha, merupakan umpan bagi unit PL II

- Off gas

ALIRAN PORSES

Heavy naphtha, untreated naphtha dari tangki penyimpanan, dan crack naphtha

dari delayed cooker masuk ke V-4 hingga terjadi pemisahan antara gas, air dan

naphtha.Gs menuju ke fuel gs system air menuju ke SWS, dan naphtha dialirkan ke V-1

alir pompa P-1AB setelah melalui HE E-1ABCD dan heater H-1. bahan bakar pada H-1

merupakan campuran antara steam, fuel oil, pilot gas, dan fuel gas. Temperature naphtha

masuk P-1 adalah 300oC dan keluar dengan temperature 334oC. Di V-1 tejadi

pengilangan pengotor. Naphtha kemudian masuk ke V-5.

Sebelum masuk ke V-5, naphtha didinginkan berterut-turut oleh heat exchanger

E-1, E-2 (fan) dan heat exchanger E-3 (Air laut). Di dalam V-5, naphtha dipisahkan

menjadi air dan destilat, air menuju ke SWS treating. Tekanan di V-5 cukup besar yaitu

50kg/ cm2. tekanan tersebut diperoleh melalui high dan medium preassure steam setelah

melalui kompresor C-1AB. Treated naphtha yang keluaer dari V-5 diumpnkan kan ke

kolom stripper V-2 setelah terlebih dahulu dipanaskan di E-7 dan E-6. di kolom V-2,

naphtha dipisahkan dari gas-gas. Produk atas V-2 didingkan oleh fan E-8 dan pendingin

air laut E-9 kemudian masuk ke V-6 agar terjadi pemisahan antara off gas dan LPG

dengan air yang dibuang ke SWS 3AB. Sebagian produk bawah V-2 dikembaliakan ke

V-2 oleh pompa P-2AB setelah melewati heater H-2. sebagian lagi dialirkan ke bagian

splitter di E-6.

Di dalam naphtha slitter, terjadi pemisahan antara ligh naphtha, heavy naphtha

dan off gas. Produk atas V-3 merupakan ligh naphtha yang masih mengandung gas ringan

sehingga harus dipisahkan di naphtha splitter receiver V-7 setelah didinginkan oleh fan

E-10. gas dialirkan ke flare, sedangkan ligh naphtha dialirka ke tangki peyimpan dan unit

hydrogen oleh pompa P-5AB setelah didinginkan oleh air laut E-11. produk bawah heavy

naphtha sebagian direfluk oleh pompa P-4AB setelaha dilewatkan ke splitter reboiler

heater H-3 dan sebagian lagi didingkan di E-7 untuk selanjutkan

II.4 Platforming II (PL II)

Platforming II mengubah treate naphtha dari NHDT menjadi high grade motor

fuel dengan angka oktan tinggi. Reaksi yang terjadi di unit in sama dengan ynag terjadi di

unit platforming 1. Platforming II tersebut terdiri dari tiga buah reactor yang tersusun

secara seri vertical dengan temperature operasi 5400C, tekanan 9 kg/cm2 dan rasio

minimum H2 per hydrocarbon 2,5. katalis yang digunakan adalah bimetalik UOP R-32

(Pt-Rh/Al2O3).

Reaksi yang terjadi adalah :

1. Dehidrogenasi : C6H11CH3 C6H5CH3 + H2

2. Hydrocracking paraffin : C8H8 + H2 C5H12 +C3H8

3. Isomerisasi : C6H12 C2H5-CH(CH3)-C2H5

4. Dehidroksiklisasi parafin : C7H16 C7H14 + H2

Kapasitas : 8,95 MDSD

Umpan : heavy naphtha dari NHDT

Produk :

Refornate, dengan angkan oktan 94

LPG, yang dikirim ke LPG recovery unit

Off gas, yang digunakan sebagai fuel gas sistem

Gas H2 dengan purity kurang lebih 85%, yang di kirim ke H2 plant dan unit

DHDT.

ALIRAN PROSES :

Hydrotreater Naptha dari NHDT masuk ke reaktor V-1 setelah dipanaskan di H-1

(platformer charge heater) hingga 517o. Keluarn V-1 dipanaskan di H-2 dari 493o C

hingga 515o C lalu masuk ke reaktor V-2. Keluaran V-2 dipanaskan di H-3dari 454oC

hingga 516o C kemudaian masuk ke reaktor V-3. Keluaran V-3 didinginkan di E-1

kemudian dialirkan ke LP Separator (V-4). Reaksi yang berlangsung secara endotermik.

Perbandingan jumlah katalis di V-1 : V-2 : V-3 adalah 2:3:5.Reaksi di V-1 adalah

dehidrogenasiyang berlangsung sangat cepat., reaksi di V-2 adalah isomerasi,

hydrocracking dan dehidrosiklisasi, sedangkan di V-3 merupakan reaksi lanjutan atau

penyempurnaan umpan yang belum bereaksi.

Tekanan di LP Separator adalah 8,2 kg/cm2 dan di HP Separator adalah 22

kg/cm2 .Sebagian produk atas V-4 dialirkan ke recycle kompresesor C-1,selanjutnya

kembali ke reaktor .Sebagian lagi dimasukkan ke Net Gas Booster Kompresor (C-2B)

dan masuk ke HP Separator .C1 merupakan Compresor sentrifugal,sedangkan C2 adalah

Compresor Toraks.Tekana yang dihasilkan C1 cenderung konstan ,sedangakan toraks

bias berubah-ubah bahkan melebihi spesifikasi rasio kompresinya.Di HP Separaotor

terjadi pemisahan antara gas dan reformat.Gas dialirkan ke H2 Plan,DHDT,NHDT dan

Hydrobon,sedangkan reformat dialirkan ke V-6 karena belum stabil.

Dari V-5 Reformat di pompakan oleh P-3AB melalui HE E-5 kemudian masuk ke

debutanizer V-6.Di debutanizer reformat mengalami pengurangan kadar butan.Kondisi

operasi di V-6 adalah 17,5 kg/cm2 dengan temperatur 150 oC.Gas dari V-6 di dinginkan

di fan E-6AB dan pendingin air laut E-7 lalu masuk ke V-7.Uap dan gas dari V-7

dialirkan ke Amine LPG recovery sedangkan cairan C4 sebagian di refluks ke V-6

merupakan platformat yang sebagian di refluks oleh P-3AB setelah itu melalui pemanas

H-4dan sebagian lagi dijadikan produk platformat setelah didinginkan di E-5 ,fan E-8 dan

HE air laut E-9.

BAB III

PENUTUP

III.1 Kesimpulan

1. Naphtha merupakan salah satu fraksi gas minyak bumi yang  dalam proses

penambangannya dilakukan kondensasi. Umumnya ada dua macam naphtha

antara lain naphtha ringan (light naphtha, umumnya berkisar antara C5 - C8),

naphtha berat (heavy naphtha, umumnya berkisar antara C8 - C13).

2. Pada Naphtha Rerun Unit (NRU)/Unit 102 berguna untuk memisahkan fraksi

ringan dari Straight Run Naphtha pada Topping Unit menjadi Light Naphtha

dan Heavy Naphtha serta gas untuk bahan bakar kilang (Fuel gas).

3. Light Naphtha disebut juga dengan istilah Low Octan Mogas Component

(LOMC) yang tidak mengandung olefin/banyak mengandung paraffin.

4. Heavy Naphtha digunakan sebagai umpan Hydrobon Platforming Unit.

5. Pada unit NRU Naphtha ditarik dari tangki dengan pompa NR P-1 dan di

alirkan ke Heat Exchanger(HE) ke tower T-1. Bottom produk dipompa

dengan pompa P-2 kembali ke HE dan kemudiaan dilanjutkan ke cooler

sehingga diperoleh hasil Heavy Naphtha.

6. Sebagian dari Bottom produk di kembalikan ke kolom yang sebelumnya

masuk di Boiler. Dari atas kolom, gas dimasukkan ke kondensor dan

cairannya ditampung dalam Drum D-1 kemudian dipompakan kembali ke atas

kolom dan sebagian didinginkan pada satu cooler dan hasilnya berupa Light

Naphtha.

7. Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT) berfungsi untuk menghilangkan

impurities seperti sulfur, oksigen dan nitrogen serta menjenuhkan olefin yang

terdapat dalam Stabilezer Naphtha dari Delayed Coker dan Naphtha

Hydrocricker dengan bantuan katalis S-16

III.2 Saran

1. Perawatan alat seperti Naphtha Splitter dan Naphtha Treater perlu

diperhatikan untuk mendapatkan hasil yang optimal.

2. Untuk mencegah keracunan katalis pada Naphtha Hydrotreating Unit

kandungan sulfur dan nitrogen maksimal dalam platformer masing-masing adalah 0,5

ppm.

DAFTAR PUSTAKA

Davit, ”Refinery and Processing Capasity and Demand”, Whikehart. 2007.

Nazwir. 2004. Evaluasi Kinerja Heater HCC Unibon Unit 212 H-3. Pekanbaru :

Universitas Riau.

Nevado, ”Temperature Optimization of a Naphtha Splitter Unit”, Antonio,2008.

Nur Adha, Erdha. 2004. . Evaluasi Kinerja Heater H 1 Unit 100 CDU . Pekanbaru :

Universitas Riau.

Budhiarto, ” Buku Pintar Migas Indonesia ”, Adhi, Hal 2 dan 3, 2008.

http://raz2305ans.multiply.com/journal/item/4http://www.wipo.int/pctdb/en/wo.jsp?

wo=2001074975&IA=WO2001074975&DISPLAY=DESC

Lampiran

Gambar A.1. Diagram Alir Proses Naphta Rerun Unit

Gambar A.2. Diagram Alir Proses Platforming Unit I

Gambar A.3. Diagram Alir Proses Naphta Hydro Treating Unit

Gambar A.4. Diagram Alir Proses Continuous Catalitic Regeneration-Platforming II / CCR-PLII