Tugas Proses Industri Kimia 2

Kelompok III

Feronika (101424012)

Miman Munandar (101324022)

Nita Apriliyani G. (101424023)

Widya Yuliarti (101424029)

UNIT NHT (NAPHTHA HYDROTREATER)

1) Tujuan Proses

Tujuan proses dari unit ini adalah untuk menghilangkan sulfur, logam berat, dan komponen

nitrogen serta senyawa oksigen agar heavy naphtha yang dihasilkan memenuhi syarat sebagai umpan

dari Unit Platformer.

2) Konsep Proses

Unit ini berfungsi untuk menghilangkan sulfur, logam berat, dan komponen nitrogen serta

senyawa oksigen. Unit Naphtha Hydrotreater untuk kilang baru Cilacap telah dirancang untuk

mengolah 2.441 ton/hari. Fraksi naphtha pada selang titik didih 80-149oC dari Unit Crude Distillate

untuk dipersiapkan sebagai umpan untuk Unit Platformer dengan kandungan belerang kurang dari

0,2-0,4 ppm agar tidak meracuni atau merusak katalis R-134 di reaktor Platformer. Proses yang

dipakai adalah proses Naphtha Hydrotreating dari Universal Oil Product (UOP). Katalis yang

digunakan adalah extrudate alumina (Al2O3) yang mengndung nikel dan molybdenum.

Tujuan utama penggunaan unit ini adalah untuk membersihkan atau mempersiapkan fraksi

naphtha dari kontaminan yang terlarut agar dapat digunakan sebagai umpan untuk Unit Platformer.

Ada 6 macam dasar reaksi yang terjadi dalam proses hydrotreating, yaitu :

Desulfurisasi

Denitrifikasi

Pemisahan oksigen

Penjenuhan olefin

Pemisahan halide

Pemisahan logam

3) Mekanisme Proses

Langkah proses yang terjadi dalam keseluruhan di Unit NHT (Naphtha Hydrotreater) adalah sebagai

berikut :

a. Feed dan Preheater

Naphtha yang diolah di unit ini ada beberapa jenis, yaitu naphtha yang langsung

diambil dari splitter coloumn yang ada dalam unit CDU II (Crude Distillation Unit II),

naphtha yang berasal dari CDU I (Crude Distillation Unit I) serta naphtha yang berasal dari

storage seperti heavy naphtha dari 36T-106 dan sweet naphtha dari 31T-4/6. Naphtha

tersebut masuk ke unit ini pada Feed Surge Drum 012V-101. Pada Feed Surge Drum 012V-

101 agar tidak terjadi overflow, maka aliran naphtha yang masuk dalam vessel ini dikontrol

berdasarkan level cairan yang ada di vessel tersebut. Sementara untuk mengatur tekanan juga

dilengkapi pressure control dengan melibatkan aliran fuel gas dan flare. Suhu vessel 55oC

dengan tekanan dijaga pada 2,5 kg/cm2. Selanjutnya oleh pompa 012P-101A/B naphtha

dipompakan bersama aliran gas yang kaya hidrogen ke Combine Feed Exchanger (CFX)

012E-101(1-8) untuk dipanaskan menggunakan reaktor effluent secara countercurrent

sehingga suhu campuran menjadi 329oC. Setelah keluar dari CFX, campuran tersebut akan

berubah fase menjadi uap yang selanjutnya dilewatkan ke dapur 012F-101 agar suhunya

sesuai dengan kondisi input reaktor NHT (Naphtha Hydrotreater), yaitu 370-371oC. Suhu

campuran keluar dikontrol dengan cara mengatur pemakaian bahan bakar.

b. Reaktor Naphtha Hydrotreater

Keluar dari dapur campuran kemudian dialirkan kedalam reaktor NHT (Naphtha

Hydrotreater) 012R-101. Reaktor ini adalah reaktor fixed bed katalitis yang didesain untuk aliran feed

secara downflow guna menghilangkan impuritas-impuritas yang ada pada naphtha, terutama sulfur,

nitrogen, oksigen, senyawa halida, dan logam, serta untuk penjenuhan olefin. Beda suhu yang terjadi

di reaktor akan sangat tergantung pada kadar olefin dan sulfur yang ada dalam feed. Produk keluaran

reaktor selanjutnya dialirkan ke Combined Feed Exchanger 012E-101(1-8) di bagian tubenya,

kemudian dibawa menuju product condenser 012E-102. Fasilitas air pencuci tersedia di pipa reaktor

effluen dari CFX yang menuju kondenser untuk menghilangkan timbunan garam yang mungkin ada

pada perpipaan. Aliran keluar dari kondenser akan mempunyai suhu yang cukup rendah yaitu 54 oC,

memungkinkan untuk memasukkan seluruh naphtha ke dalam product separator 012V-102. Vessel ini

dilengkapi dengan blanket coalescer untuk memisahkan gas, cairan hidrokarbon, dan air. Didalamnya

juga terdapat bootleg untuk menampung dan memisahkan air yang diinjeksi pada pencucian garam.

Air dari bootleg ini akan dialirkan ke Unit Sour Water Stripper (017V-101) sebelum dibuang ke

lingkungan. Untuk mensuplai gas H2 ke reaktor, biasanya dilakukan dengan menggunakan recycle gas

compressor (012K-101A/B) yang menghisap gas H2 dari top separator 012V-102 dan

mengalirkannya ke hulu CFX. Sementara aliran gas sebagai make up didapatkan dari Unit Platformer

014V-103 yang juga dialirkan ke hulu CFX.

c. Stripper

Cairan hidrokarbon di separator 012V-102 berdasarkan level kontrol yang ada, dialirkan

menuju stripper 012C-101 setelah dipanaskan di stripper feed/bottom exchanger 012E-103(1/2).

Stripper ini dilengkapi dengan stripper reboiler 012F-102 yang berfungsi untuk memberikan panas

bagi penguapan yang terjadi di stripper yang akan memisahkan H2S, air, dan hidrokarbon ringan,

serta gas H2 yang terlarut dalam feed stripper, hasil dari top stripper akan mengalir ke stripper

overhead condenser (012E-105) dan cairan yang terbentuk akan ditampung di stripper receiver

(012V-104). Reflux dipompakan oleh 012P-104 ke stripper berdasarkan receiver level kontrol, jadi

untuk menambah jumlah reflux, maka panas yang diberikan oleh stripper reboiler 012F-102 harus

ditambah untuk memperoleh kondensat yang banyak. Gas yang meninggalkan receiver dikontrol

dengan pressure control kemudian dialirkan ke fuel gas system. Stripper overhead dilengkapi dengan

sarana penambahan aditif untuk mencegah karat dengan adanya gas H2S di alirannya. Injeksi ini

langsung dilakukan pada aliran uap dari puncak stripper.

Minyak dari bottom stripper dipompakan oleh 012P-103 melalui Stripper Feed/Bottom

Exchanger (012E-103(1/2)) dan aliran inilah yang selanjutnya dibawa ke Unit Platformer untuk

diolah lebih lanjut. Kadang kala juga sebagian dari stripper bottom ini didinginkan lebih lanjut di trim

cooler (012E-104) dan disimpan di storage tank sebagai sweet naphtha.

4) Variabel Proses

Variabel-variabel proses yang mempengaruhi proses di NHT (Naphtha Hydrotreater)

adalah sebagai berikut :

(1) Tekanan

Tekanan reaktor dipilih berdasarkan umur katalis dan pertimbangan kualitas produk. Pada

tekanan tinggi, katalis akan sangat efekitf untuk jangka waktu lama dan reaksi dapat berjalan

sempurna.

Pada tekanan sistem untuk tahap tertentu dipengaruhi oleh perbandingan hidrogen dengan

feed menurut desainnya karena kedua parameter ini menentukan tekanan parsial terhadap katalis.

Kebanyakan unit-unit NHT (Naphtha Hydrotreater) telah dirancang sedemikian rupa

sehingga reaksi desulfurisasi dan denitrifikasi berjalan dengan sempurna pada suhu desain dan untuk

bahan tertentu. Variasi normal dalam tekanan dan jumlah aliran hidrogen tidak akan menyebabkan

perubahan kualitas produk yang mencolok.

(2) Suhu

Suhu mempunyai pengaruh besar untuk reaksi hydrotreating. Pada suhu dibawah 315oC

penghilangan kontaminan akan sulit dan diatas suhu ini penghilangan akan berlangsung baik. Suhu

inlet reactor minimum yang disarankan adalah 300oC. Ada dua faktor yang menentukan suhu

minimum ini :

Di bawah suhu minimum keceptan reaksi untuk penghilangan kontaminan ini sangat

lambat.

Suhu harus ditahan cukup tinggi agar sewaktu feed gabungan (recycle gas dan naphtha)

masuk dapur dalam keadaan uap.

Suhu desain reaktor normal untuk mengolah Straight Run Naphtha adalah pada selang 340oC-

385oC. Untuk bahan ini (SRN) akan terjadi sedikit. Bahan-bahan hasil cracking akan diolah pada suhu

agak tinggi 385oC-420oC untuk mencegah coking di katalis dan mencegah cracking yang akan terjadi

di atas suhu ini.

Suhu reaktor maksimal dengan katalis baru harus dijaga 14oC-40oC dibawah suhu maksimal

desain untuk mengimbangi akibat penurunan aktivitas katalis. Dengan bertambahnya umur katalis

kualitas produk akan menurun secara berangsur-angsur, dengan demikian perlu menaikkan suhu

reactor inlet secara berangsur-angsur pula utuk mengimbangi kecenderungan di atas.

(3) Kualitas Feed

Untuk operasi normal, tidak perlu merubah suhu inlet untuk menghadapi perubahan kualitas

feed. Tetapi bila akan diolah feed jenis baru yang sama sekali berbeda dengan feed yang biasanya

karena perbedaan kadar naphtha, maka perlu dilakukan penyesuaian suhu inlet reactor. Pemilihan

suhu reaktor didasarkan pada kualitas produk.

(4) Perbandingan H 2 dan Hydrokarbon

Perbandingan minimum H2 terhadap hydrocarbon yang dinyatakan dalam Nm3/m3 atau SCFB

(Standart Cubic Feet/Barrel) didasarkan pada konsumsi H2. Kecenderungan coking dari feed dan

tingkat kualitas produk yang dikendaki.

Penggunaan hidrogen berkadar rendah dibatasi dari segi ekonomis pemakaian kompresornya.

Rasio hidrogen yang rendah dapat diimbangi dengan menaikkan inlet temperature dari reaktor. Tetapi

sebaiknya dilihat kualitas produk untuk menetapkan suhu reaktor yang lebih sesuai.

(5) Kecepatan Ruang ( Space Velocity )

Jumlah katalis per satuan feed berubah sesuai dengan tingkat dan tipe reaksi yang ingin

dicapai. LHSV (Liquid Hourly Space Velocity) adalah perbandingan volume feed per jam dengan

volume katalis. LHSV (Liquid Hourly Space Velocity) awal ditetapkan berdasarkan feed, produk, dan

reaksi penghilangan sulfur serta nitrogen. Kemudian dikembangkan sesuai dengan pertimbangan

besarnya atau kapasitas unit, perubahan kadar logam pada feed, dan kebutuhan proses.

(6) Perlindungan pada Katalis dan Racun Katalis

Variabel katalis akan mempengaruhi umur katalis dalam bentuk kecepatan pengendapan

karbon pada katalis. Pada pengoperasian awal, karbon akan diendapkan secara cukup atau sedang

pada katalis kemudian makin lama makin menurun pada kondisi operasi normal. Pengontrolan bentuk

karbon ini akan dapat dicapai dengan menjaga rasio H2/HC dan menahan suhu katalis pada suhu yang

sesuai.

Suhu merupakan faktor yang kurang kritis dibandingkan dengan umur katalis. Kenaikan suhu

katalis akan meningkatkan reaksi pembentukan karbon karena itu harus diingat bahwa dengan

kombinasi suhu yang tinggi dan karbon yang kurang akan merusak katalis. Penurunan akitivitas

katalis (deaktivasi) diukur dengan penurunan efektivitasnya pada kondisi proses yang sama setelah

beberapa waktu pemakaian. Sebab-sebab utama deaktivasi katalis adalah :

Penimbunan katalis pada permukaan aktifnya.

Adanya reaksi kombinasi dari kontaminan feed stock dan komponen katalis.

(Operating Manual NHT II (Unit 012), 1997)

5) Diagram Alir Proses

Diagram alir proses Unit NHT (Naphtha Hydrotreater) dapat dilihat di bawah ini:

Diagram Alir Proses Unit Naphtha Hydrotreater