TUGAS MAKALAHPengilangan Minyak Bumi dan NabatiUnit Hydrocracking

MONIKA SHECILIA(1107114283)SANTOSO NUGROHO(1107114276)MUHAMMAD RAHMAN(1107114248)INTAN FITRA MARTIN(1107114272)PUTRA Z NUGRAHA(1107114242)SYLVIA YEMITA(1107114273)BETTRY RIFANI(1107114277)ANNA APRYANA(1107114305)TEKNIK KIMIAFAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS RIAU2013

1. PendahuluanHydrocracking 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.

2. Pengertian Hydrocracking Hydrocracking merupakan proses dua tahap menggabungkan catalytic cracking dan hidrogenasi, dimana bahan baku yang lebih berat akan terpecahkan dengan adanya hidrogen untuk menghasilkan produk yang lebih diinginkan. Proses ini menggunakan tekanan tinggi, suhu tinggi, katalis, dan hidrogen. Hydrocracking digunakan untuk bahan baku yang sulit untuk diproses, baik dengan catalytic cracking atau reformasi, karena bahan baku ini biasanya ditandai dengan kandungan aromatik polisiklik tinggi dan / atau konsentrasi tinggi dari dua racun katalis utama, sulfur dan senyawa nitrogen.Proses hydrocracking sangat tergantung pada sifat dari bahan baku dan tingkat relatif dari kedua reaksi, hidrogenasi dan cracking. Bahan baku aromatik 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 hidrogen dan katalis khusus. Ketika bahan baku memiliki kandungan parafin tinggi, fungsi utama dari hidrogen adalah untuk mencegah pembentukan senyawa aromatik polisiklik. Peran penting hidrogen dalam proses hydrocracking 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.

3. Proses HydrocrackingPada tahap pertama, bahan baku dipanaskan lalu dicampur dengan hidrogen daur ulang dan dikirim ke reaktor tahap pertama, di mana katalis mengkonversi senyawa sulfur dan nitrogen untuk menjadi hidrogen sulfida dan amonia. Setelah hidrokarbon meninggalkan tahap pertama, kemudian didinginkan hingga cair dan dijalankan melalui pemisah hidrokarbon. Hidrogen didaur ulang untuk bahan baku. Cairan dibebankan pada sebuah fractionator. Tergantung pada produk yang diinginkan (bensin komponen, bahan bakar jet, dan minyak gas), fractionator dijalankan untuk memotong beberapa bagian dari keluaran reaktor tahap pertama. Range minyak tanah material dapat diambil sebagai produk samping imbang terpisah atau termasuk dalam dasar fractionator dengan minyak gas. Bagian bawah fractionator yang dicampur lagi dengan aliran hidrogen dan dibebankan pada tahap kedua. Karena bahan ini telah mengalami beberapa hidrogenasi, cracking, dan reformasi dalam tahap pertama, operasi tahap kedua yang lebih tinggi (suhu yang lebih tinggi dan tekanan). Seperti tenaga mesin dari tahap pertama, tahap kedua produk dipisahkan dari hidrogen dan dibebankan fractionator tersebut. Berikut data umpan dan produk dari proses hydrocracking.Tabel 1. Umpan dan Produk Proses HydrocrackingUmpanProduk

NapthaPropane dan butane (LPG)

KerosinNaphtha

Straight run dieselNaphtha dan/atau jet fuel

Atmospheric gas oilNaphtha, jet fuel, dan/atau distilasi

Natural gas condensatesNaphtha

Vacuum gas oilNaphtha, jet fuel, distillates, lube oils

Deasphalted oils and demetalized oilsNaphta, jet fuel, distillates, lube oils

Catalytically cracked light cycle oilNaphtha

Coker distillateNaphtha

Coker heavy gas oilNaphtha dan/atau distillates

Proses hydrocracking dapat digambarkan dengan skema sebagai berikut :

Gambar 1. Proses Hydrocracking (Buku Pintar Migas Indonesia, 2012)

4. Reaksi kimia HydrocrackingReaksi yang terjadi pada proses hydrocracking adalah :a. Reaksi utama : Hydrogenasi PNA (Poly Nucleic Aromatic) Ring opening dan pemisahan rantai samping Reaksi cracking paraffineb. 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, sepertisenyawa 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

Berikut urutan reaksi hydrocracking pada reactor hydrocracker.

Gambar 2. Urutan reaksi hydrocracker(Buku Pintar Migas Indonesia, 2012)

5. Katalis Hydrocracking5.1 Catalyst PropertiesKatalis 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, dimana supports menyediakan acid fuction sedangkan promoters menyediakan metal function. 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 :

Tabel 2. Perbandingan Katalis Tipe Amarphous dan Zeolite

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.5.2 Catalyst SulfidingUmumnya 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. Kondisi operasi yang penting diperhatikan saat proses berikut : Hydrogen atmosphere (suasana hydrogen) Tekanan operasi normal Temperatur terkendali Aliran recycle gas maksimum Tidak ada quenching kecuali keadaan emergency Tidak ada injeksi airPelaksanaan 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. 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. 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).

5.3 Catalyst LoadingLoading 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.

5.4 Catalyst UnloadingSebelum 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.

5.5Catalyst 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 hati hati 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).

5.6 Kinerja KatalisKinerja 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 28oC (fresh feed reactor) dan 14oC(recycle feed reactor). Sedangkan untuk katalis zeolite, T maksimum agar tidak terjadi temperature runaway adalah 42 oC (fresh feed reactor) dan 21oC (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.

6. Variabel Proses Hydrocracking6.1 Fresh Feed QualityKualitas feed hydrocracker akan mempengaruhi : Temperatur yang dibutuhkan untuk mencapai konversi penuh Jumlah hydrogen yang dikonsumsi Umur katalis Kualitas produkBeberapa hal penting yang berkaitan dengan kualitas feed hydrocracker adalah sebagai berikut :a. 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 (< 370oC) tidak berpengaruh buruk terhadap operasi, namun akan mengurangi efisiensi operasi karena fraksi < 370oC tidak mengalami konversi di katalis.b. Kandungan Sulfur dan NitrogenKenaikan jumlah senyawa sulfur dan nitrogen organik akan meningkatkanseverity 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 organic 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 temperature lebih tinggi.c. Kandungan Senyawa Tak JenuhJumlah 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.d. 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 hydrogen lebih banyak. Pengolahan cracked feed akan meningkatkan laju deaktivasi katalis dan juga pressure drop reaktor.e. Racun Katalis PermanenPada 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.f. Racun Katalis Tidak Permanen (Regenerable Catalyst Contaminant)Racun 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.

6.2 Fresh Feed Rate atau LHSV (Liquid Hourly Space Velocity)LHSV didefinisikan sebagai (fresh feed, m/jam)/(volume katalis, m), 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.

6.3 Combined Feed Ratio (CFR)CFR didefinisikan sabagai (fresh feed + recycle feed)/(fresh feed). Bottom fraksionator yang tidak terkonversi dikembalikan ke reaktor dengan tujuan untuk : 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 150oC+) dan dari kenaikan yield produk 150oC+ yang tertinggiadalah 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.

6.4 Hydrogen Partial PressureSelain 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.

6.5 Hydrogen to Hydrocarbon Ratio (H2/HC ratio)

Peningkatan laju alir recycle gas akan meningkatkan rasio H2/HC. Pengaruh perubahan H2/HC sama dengan pengaruh tekanan parsial hidrogen terhadapseverity reaksi. Variabel yang dikendalikan untuk menjaga H2/HC adalah laju recycle gas, hydrogen purity dalam recycle gas, dan laju umpan.

6.6 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 atau temperature excursion. Temperature runaway atau temperature excursion didefinisikan sebagai berikut : T reaktor (peak inlet temperature) > 28oC (untuk 1st stage amorphouscatalyst) atau > 14oC (untuk 2nd stage amorphous catalyst) atau > 42oC (untuk 1st stage zeolite catalyst) atau > 21oC (untuk 2nd stage zeolite catalyst), dan Peak temperature reaktor melebihi batasan disain (untuk amorphous catalyst > 454oC).

6.7 Wash Water InjectionInjeksi 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.

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).

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.

Temperatur wash water tidak boleh terlalu tinggi. Best practice-nya, temperature 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.7. TrobleshootingPermasalahan 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 3. Penyebab, Permasalahan dan Troubleshooting pada Unit Hydrocracker PermasalahanPenyebabTroubleshooting

Feed filter

Excessive pressuredrop or excessivebackwash cycleMalfunction in auto-backwash filter sequenceJika 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 Distillation Unit/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 viskositas yang lebih tinggi sehingga pressure drop filter meningkat.Kurangi umpan dari tangki dan maksimalkan straight run feed (umpan langsung dari VDU).

Tangki umpan tidak dicleaning 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.

Steam coil pada tangki umpan bocor yang dapat menyebabkan excessive backwash.Segera lakukan analisa water content pada tangki dengan metode bottom tegak (ambil analisa feed dalam tangki pada sekitar suction pompa) dan janganlakukan analisa water content dengan metode blending top, middle, bottom.

Kenaikan temperature reactor

Pada saat normaloperasi,temperature bedkatalis bagian atasreactor meningkatPerubahan 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 aromaticLakukan pengecakan komposisi umpan cracked / noncracked. Kurangi umpan cracked jika memungkinkan.

Operasi fired heater tidak stabil sehingga menyebabkantemperatur outlet-nya, yang merupakan inlet temperature reactor, naik.Lakukan pengecekan dan troubleshooting terhadap operasi fired heater. Jika temperature bed reactor tidak terkendali, kurangi feed atau shutdown unit.

Pada saat normaloperasi, deltatemperature bedcatalyst reactor(peak temperature 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 hydrogen menurun, terdapat lebih banyak CO-CO2Jangan 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)Segerak lakukan analisa bottom tegak tangki feed. Jika water content tinggi, stop supply feed dari tangki yang bermasalah. Water carry over dalam feed dapatmenyebabkan katalis rusak.

Reactor pressure drop

Pressure dropreactor meningkattajamDifferential 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 yangjika berkontak dengan udara akan menyebabkan terbentuknya gumsyang terbentuk akibat oksidasi olefin hydrocarbon.Cek kandungan contaminant pada feed.

Korosi pada kolom fraksinasisehingga scale terikut dengan recycle feed.Cek strainer fractionator bottom pump.

Reactor Catalyst Bed Maldistribution

Catalyst bed radial temperature profile menunjukkan adanya channeling.Loading katalis tidak dilakukandengan baik.Pada saat plant stop lakukan unloading katalis dan re-load dengan metode yang baik.