FCCU - HVU Sungai Gerong Rev-1_BKJT 2013

CD&L - Production

Presentasi Proses RFCCU

AGENDA

Pengantar

Sekilas tentang Bagian CD&L

HVU

FCCU

Diskusi

PENGANTAR

Refinery

Flow Crude Oil Processing

LAUTAN PASIFIK LAUT CINA SELATAN

M: 150+105 MMBO (20.241 BOPD)

G: 3.229 BCFG (1.398 BCFG)

M: 245+125 MMBO (19.165 BOPD)

G: 3.700 BCFG (1.398 BCFG)

M: 398 MMBO (74.571 BOPD)

G: 882 BCFG (237 BCFG)

G: 5.000 BCFG (300 MMSCFD)

M: 142 MMBO( 4.353 BOPD)

G: 1.500 BCFG (348 BCFG)

M: 93+64 MMBO (4.992 BOPD)

G: 1.200 BCFG (1.066 BCFG)

M: 79 MMBO (4.834 BOPD)


M: 79 MMBO (4.834 BOPD)


Kemitraan

M: 132 MMBO (4.400 BOPD) Overseas M: Reserves MMBO (Produksi BOPD) G: Reserves BCFG (Sasaran Penyediaan 03-07 BCFG)

Keterangan

M: 110+125 MMBO (2.358 BOPD)


Crude Oil Exploration

REFINERY LOCATION

UP IV - CILACAP

CAP : 348 MBSD

UNIT : FUEL COMP. I & II LUBE - OIL PLANT I, II, III ASPHALT PLANT PARAXYLENE PLANT

BALONGAN

JAWA

BALI

JAVA SEA

KALIMANTAN

SULAWESI

PAPUA

CILACAP

MUSI

S. PAKNING

DUMAI

ARUN

MEDAN BONTANG

B. PAPAN

UP VI BALONGAN

CAP : 125 MBSD UNIT : C D U

ARHDM RCC COMPLEX PROPULENE REC. LPG PLANT

PACIFIC SEAK

SINGAPURA

SOUTH CHINA SEA

PALEMBANG

JAKARTA

TOTAL CAPACITY : 1055,5 MBSD BUNYU METHANOL PLANT CAP : 330.000 T/Y

BONTANG LNG PLANT

LNG: 18.500.000 MT/Y

LPG: 1.100.000 MT/Y

UP V - BALIKPAPAN

CAP : 260 MBSD

UNIT : C D U H V U H - CRACKER PLATFORMER WAX PLANT

ARUN LNG PLANT

LNG : 12.500.000 M T/Y

LPG : 1.600.000 M T/Y

-

P. BRANDAN

UP II - DUMAI/S PAKNING

CAP : 170 MBSD UNIT : C D U

H V U H - CRACKER D. COKER PLATFORMER

UP III - MUSI

CAP : 126,2 MBSD

UNIT : C D U H V U F C C U POLY PROPYLENE

UP VII - KASIM CAP : 10 MBSD

UNIT : C D U N H D T P L F

CEPU

CAP : 3.8 MBSD

CEPU

BBM Supply in Indonesia

UP-III Operation Areas

Plaju 230 Ha

S. Gerong 154 Ha

Total 384 Ha

Plaju

Area

S.Gerong

Area

History 1904 Plaju Refinery was set up by Shell with tital capacity of

110 MBSD

1926 S. Gerong Refinery was built by Stanvac with total capacity of 70 MBSD

1965 Plaju Rfeinery was bought from Shell

1970 S. Gerong Refinery was boughr from Stanvac

Polypropylene Plant (cap. 20.000 TPY) was built

1971 Integration Project of Plaju and S. Gerong Refinery

1982 Musi Refinery Project phase-I

1994 Musi Refinery Project phase-II

2002 Musi Refinery Integration Bridge was established

Process Flow Diagram

GAS COMP. C4-POLYBB. DIST

STABILIZER

ALKYLATION

RFCCUHVU-II

C

D

U

PP PLANT POLYTAM

LPG

PROPYLENE

PREMIUM

AVIGAS

NAPHTHA

PLASOL

PERTAMAX

KEROSENE

AVTUR

LAWS

SBPX

ADO

IDO

IFO

CRUDE

Primary Process Unit

UNIT LOCATION CAPACITY

CDU II PLAJU 16.20 MBSD

CDU III PLAJU 30.00 MBSD

CDU IV PLAJU 30.00 MBSD

CDU V PLAJU 35.00 MBSD

CDU VI S. GERONG 15.00 MBSD

TOTAL CDU 126.2 MBSD

HVU II S. GERONG 54.00 MBSD

Secondary Process Unit

UNIT LOCATION CAPACITY

RFCCU S. GERONG 20.48 MBSD

C4 POLY PLAJU 2.30 MBSD

ALKYLATION PLAJU 1.80 MBSD

Polypropylene Plant

CAPACITY : 45.200 ton/annual

FEEDSTOCK : RAW PP EX RFCCU

PRODUCT : POLYPROPYLENE (pellet)

Supporting Facilities-1

Utilities System

3 UNITS POWER GENERATION ( @ 31 MW)

6 UNITS AIR COMPRESSORS

2 UNITS PROCESS & DRINKING WATER

2 UNITS COOLING TOWER

2 PACKED BOILER, 3 WHRU & 8 BOILER

2 UNITS HYDROGEN PLANT

1 UNIT NITROGEN PLANT


Storage Tank

40 CRUDE OIL TANK

73 INTERMEDIATE PRODUCT TANK

96 FUEL PRODUCT TANK

37 NON FUEL PRODUCT TANK


Port/ Jetties

9 OIL JETTIES

2 JETTIES FOR GENERAL CARGO

1 JETTIE FOR DUAL PURPOSE (LPG, etc)

OIL CATCHER/ OIL SEPARATOR

FLARING SYSTEM

INCENERATOR


Waste Control Unit

Oil Product

Fraction

Fraction Composition Range BP, oC

Gas Alam C1 C2 - 161 sd - 88

LPG C3 C4 - 42 sd 0

Solvent C5 C6 20 sd 70

Naphtha C6 C12 50 sd 200

Kerosine C12 C15 200 sd 300

Diesel C15 C16 300 sd 350

Bottom > C16 > 350

Oil Product

Fraction

Oil Product

Classification

Fuel Product.

Gas, LPG, Avgas, Gasoline, Avtur/ Jet Fuel, Kerosene, Diesel Oil, Fuel Oil.

Non Fuel Product.

Solvent, wax, lubricant oil, refrigerant, aerosol, etc.

Petrochemical Product.

Polypropylene, PX, PTA, Methanol, etc.

Products (dalam BCD)

BBM BBK GAS NBBM PETKIM (T/Y)

x 103

Premium 18.670 Avtur 3.200 LPG 4.190 LAWS 480 Polytam 46,43

Kerosene 13.170 Avgas 90 Musicool 3 SBPX 800

ADO 18.850 Pertamax 480

IDO 500 Naphtha 20.070

IFO 12.570

Oil Product

Specification

Stream specification.

Product supply specification.

Market specification.

Man Power

Status : January 31, 2008

Employee 1.200

Internal Auditor 13

Retired 289

Total 1.502

SEKILAS TENTANG BAGIAN

CD&L/PRODUKSI-I

BAGIAN CD&L (Cracking Distillation & Light-ends)

CD&L Section Head

CLE Senior Spv CD Senior Spv Lead Facility

FCCU

STAB-3

CD-6

HVU-II

Kilang di CD&L terdiri dari :

CD VI (16.6 MBSD) & Treating Unit Products :

Off-gas, Naphtha, Kerosene, ADO, Long residue

HVU-II (54 MBSD) Products :

Gas, LVGO,MVGO, HVGO, Vac.Residue

FCCU (20.5 MBSD) Products :

Dry Gas, Raw PP, LPG, Cat.Naphtha, LCGO, Slurry, Coke

TK L. RESIDUE

TK KEROSINE

S O D / FURNACE

SL

UR

RY

KE

TK

. L

SW

R

TK DIESEL OIL

RDU

3/4

CDU

6

CTU # 4

HVU

II

RFCCU

STAB-3

TK. CRUDE

OIL

TK. SLOP

TK. CRUDE

OIL

TK. SLOP

NAPTHA

KEROSINE

A D O

L. RESIDUE

S O D / FURNACE

TREATED NAPTHA

DRY GAS TO B.

LINE

DEBUT

OH

RAW PP (C3=)

L P G

ALKYFEED

H OMC

TK. LSWR

LC

GO

( I

DO

)

SHORT RESIDUE

H V G O to FCC

M V G O to FCC

L V G O ( ADO )

LONG RESIDUE 20 % TO FCC

LONG RESIDUE

DARI TK

L/ RESIDUE

DARI CD-5

L/ RESIDUE DARI CD -

2/3/4

G A S

NAPTHA

KEROSINE

A D O

L. RESIDUE

Block Diagram Proses CD&L/Prod-I G A S

HIGH VACUUM UNIT

HVU-II

Pola Operasi HVU-FCCU

HIGH VACUUM UNIT II (HVU-II)

Fungsi :

Mengolah Long Residue yang dihasilkan Unit Crude

Distiller (CD-II/III/IV/V/VI)

Prinsip Proses :

Memisahkan fraksi-fraksinya atas dasar perbedaan

titik didihnya pada tekanan vacuum (+ 70 mm Hg)

dengan bantuan tiga buah steam jet ejector

Kapasitas maksimum 54,000 BPSD

Produk-produk yang dihasilkan:

Light Vacuum Gas Oil (LVGO) digunakan sebagai

komponen ADO.

Medium Vacuum Gas Oil (MVGO) sebagai umpan ke

RFCCU

Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO) sebagai umpan ke

RFCCU

Vacuum Residue sebagai Komponen Blending Fuel

Oil.

Deskripsi Proses

Long Residue dari stream ditampung di drum (V-62-101) dengan suhu 180-190oC.

Dikontakkan pada preheater dg media HVGOmedia MVGOmedia Vac Residue. Keluar dari preheater 280-284oC

Dimasukkan ke Furnace. Keluar Furnace pada suhu 365oC.

Dimasukkan ke Flash-zone Kolom pada 400oC dan tekanan 70-100 mmHg, untuk dipisahkan menjadi fraksi off gas, LVGO, MVGO, HVGO dan Vac. Res.

Deskripsi Proses (cont)

Produk Off Gas setelah diisap oleh ejector digunakan sebagai bahan bakar di Furnace

Produk LVGO setelah didinginkan ditransfer ke tk. ADO, sebagian terkadang ditransfer ke tk. IFO sebagai flux.

Produk M/HVGO sebagian sebagi hot feed FCCU dan sebagian lagi didinginkan untuk dikirim ke tk produk sebagai cold feed FCCU.

Vac. Res. Yang keluar dari bottom kolom digunakan sebagai komponen IFO setelah didinginkan dan dicampur dengan LCGO ex FCCU.

Feed & Produk Spec

Feed :

Flash Point : Min 230oF

Rec @ 350 C : Max 10%vol

Catatan : entrainment water di feed tidak dibolehkan

Produk :

LVGO : Dist 90% max 400oC & color max 2,5

MVGO : Rec 370 max 17% vol; color max 4

HVGO : Rec 370 max 5%vol

Typical Kondisi Ops

No. Parameter Unit Average

1 Tekanan

Vapour line mmHg(abs) 65

Flash Zone mmHg(abs) 70

2 Temperatur

Temp Top C 65 Temp LVGO Draw Off C 150 Temp MVGO Draw Off C 247 Temp HVGO Draw Off C 290 Temp Flash Zone C 350 Temp Bottom Tower C 325 Temp Inlet Furnace C 260 Temp Outlet Furnace C 365

LVGO

M/HVGO

L RESIDUE

FURNACE

COLUMN

PROCESS FLOW DIAGRAM HVU-II

OFF GAS

CONDS

VAC. RES

Equipment Overview

Fluidized Catalytic Cracking Unit

FCCU

OVERVIEW RFCCU UP III

Sejarah FCCU

1. UNIT DIBANGUN PERTAMA KALI TAHUN 1957 :

Licencor : ESSO USA

Type : MODEL-IV

Des. Capacity : 11.4 MBSD

Technology : Bed reactor, U Bend, Old Conventional

Feed Injector

Feed : 60% VGO + recycle HCGO & Slurry

Catalyst : Si-Al Amorphous

2. REVAMPING 1984 (PKM I) :

Tujuan : Untuk menaikkan kapasitas Feed dari

11,4 MBSD menjadi 14,5 MBSD dengan feedstock 80%

VGO + recycle HCGO&Slurry.

Dilakukan : - Revamping Light End Unit,

- Penggantian Electric Motor

- Pemasangan Flue Gas Cooler

- Penggunaan Catalyst Semi Zeolite

Sejarah FCCU (cont)

3. REVAMPING 1993 (PKM II) : Licencor : IFP Prancis

Tujuan : Untuk menaikkan kapasitas Feed dari 14,5 MBSD

menjadi 20,5 MBSD dengan feed stock 80% VGO + Long Residu.

Dilakukan : - Perubahan Bed Cracking ke Riser Cracking

- Perubahan U Bend menjadi J Bend

- Mengganti Feed Injector menjadi venturi type

- Penggantian dan peningkatan kapasitas MAB

- Perubahan Kondisi Operasi (Temp)di Rg-Rx

- Penggunaan Catalyst Zeolite type

Kapasitas & Feed

Analisa Spec. Feed

FCCU

Spec. VGO as

Feed FCCU

Spec. LR as

Feed FCCU

Spesific Grafity (SG) Sulfur Content, %wt Nitrogen, %wt Hidrogen, %wt CCR, %wt Na, ppm wt Ni, ppm wt V, ppm wt Distilasi, ASTM-1160

IBP

10 %vol

30 %vol

50 %vol

70 %vol

90 %vol

FBP

0.888

0.1

0.1

13

1.05

2.0 max

0.8

0.3

248

378

418

440

465

-

-

0.878

0.08

-

-

0.05

-

1

0.1

248

380

419

440

456

503

536

0.931

0.2

0.11

12.6

0.42

-

10

1

328

368

415

435

501

-

-

Kapasitas : 20,5 MBSD atau 2895 TPD

Feed : Long Res.(20%) & M/HVGO (80%)

Produk

Dry Gas, digunakan sebagai Refinery Fuel Gas

Raw Propane Propylene (Raw PP), merupakan bahan baku kilang Polypropylene.

LPG, dijual sebagai LPG dan sebagai feed Alkylasi & Polymerisasi.

Catalytic Naptha sebagai komponen blending mogas (premium)

LCGO sebagai komponen blending IFO

HCGO+Slurry sebagai komponen blending IFO

Coke sebagai refenery fuel

Produk Spesifikasi

Dry Gas

Propylene content : 2.47 %vol max

H2/C1 ratio : 0.50 max

Raw Propane Propylene (Raw PP),

Propylene content : 74,9 %vol

LPG

Cu Corr : No.1

RVP : 70 psig max

C4=/iC4 : 0.833 max

Catalytic Naptha

Cu Corr , Doc Test : No.1, Neg

FBP : 215

RVP : 10 psig max

RON : 92

Yield Produk

No. Feed Typical Design,

% T/D %

1 Dry gas 105,07 3,71 3,6

2 Raw PP 273,81 9,67 6,9

3 LPG 364,57 12,88 10,0

4 Cat Naphtha 1.461,41 51,61 49,7

5 LCGO 371,80 13,13 18,4

6 HCGO 8,44 0,30 0,00

7 Slurry Oil 156,22 5,52 7,9

8 Coke 90,18 3,18 3,6

TOTAL 2.831,5 100,00 100,00

Trend yield Cat Naphtha

40%

42%

44%

46%

48%

50%

52%

54%

56%

58%

TS

D

Yield Cat.Naptha (%-wt)Linear (Yield Cat.Naptha

TREND YIELD CAT. NAPTHA (FCCU) REALISASI YIELD THN 2005 2007

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2005 2006 2007

TAHUN

TS

D

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Yie

ld (

%-w

t)

Feed FCCU

Cat. Naptha

Yield Cat.Naptha (%-w t)

FCCUs Performance

No. Feed Typical

%

Design,

%

1 Yield

Raw PP 9,67 6,9

LPG 12,88 10,0

Cat Naphtha 51,61 49,7

2 Konversi 81,05 73,75

3 Selectivity

Raw PP 11,93 9,32

LPG 15,89 13,50

Cat Naphtha 63,68 67,44

Unit RFCC berfungsi mengolah bahan baku minyak berat

berupa MVGO & HVGO + long Residue. Melalui proses

perengkahan dengan bantuan katalisator, bahan baku akan

terkonversi menjadi product product : Dry Gas, Raw PP, LPG, Catalytic Naptha, LCGO, Slurry dan Cokes.

Proses / Reaksi Cracking berlangsung di Reactor, pada suhu

510 520 oC & tekanan = 1.5 kg/cm2g. Proses Cracking (perengkahan) adalah reaksi pemutusan rantai hydrocarbon

panjang dengan berat molekul yang besar menjadi rantai hydrocarbon pendek dengan berat molekul yang kecil.

Secara sederhana, reaksi kimia cracking dapat dibedakan

menjadi 2 (dua) yaitu PRIMARY CRACKING REACTION (Reaksi Cracking Utama) dan PROGRESS REACTION (Reaksi Lanjutan)

Teori Dasar Proses FCCU

Seksi-seksi RFCCU

Secara garis besar RFCCU complex dapat

dibagi menjadi beberapa seksi proses, yaitu

sebagai berikut :

Seksi Cracking

Seksi Fraksinasi

Seksi Light End & Stabilizer

Seksi Treating

Seksi Flue Gas Cooler

SEKSI CRACKING Bahan baku (feed ) unit RFCC adalah campuran antara VGO dan Long Residue dengan

perbandingan 16.500 barrel/hari ( 2314 ton/hari) VGO dan 4000 barrel/hari (580 ton/hari ) Long residue ( Total feed = 20500 barrel/hari = 2894 ton/hari).

Hot VGO dari unit HVU dengan suhu 275 280 oC dan Hot Long Residue dari CDU-II/III/IV/V Plaju dengan suhu = 150 160 oC, dipompakan masuk ke vessel FC-D-6.

Feed cold VGO diambil dari TK-191 atau TK-192 ditarik dengan pompa FC-P-1-AB setelah dipanasi di FC-E-1 s/d suhu 70 oC juga dimasukkan ke vessel FC-D-6

Dari FC-D-6 combined feed dengan suhu = 230 oC, ditarik dengan pompa FC-P-5-A/B dan dialirkan ke heat exchanger ( HE ) FC-E-2-ABCD untuk mendapat pemanasan awal dimana sebagai media pemanasnya adalah product slurry.

Suhu combined feed keluar FC-E-2-ABCD sekitar = 320 325 oC . Untuk mencapai suhu yang sesuai untuk feed ke Reactor, maka feed tersebut perlu dipanaskan lagi di furnace (dapur) FC-F-2, sehingga diperoleh suhu outlet dapur > 331 oC.

Dari dapur feed selanjutnya diinjeksikan kedalam Riser Reactor melalui 6 (enam) buah nozzles feed injector untuk di reaksikan dengan katalis dari regenerator. Proses perengkahan berlangsung pada kondisi operasi : T = 510 520 oC & P= 1.50 kg/cm2g.

Reaksi cracking adalah reaksi Endhothermis ( membutuhkan panas ), dimana katalis dari Regenerator dengan suhu 672 oC akan kontak dengan feed di Riser Reactor, sehingga feed akan terengkah menjadi uap (vapor).

Katalis setelah digunakan meng-cracked feed akan mengandung carbon yang terdeposit di pori-pori katalis disebut dengan spent catalyst, dikembalikan lagi ke regenerator untuk dilakukan proses regenerasi. Yang dimaksud dengan proses regenerasi adalah : proses reaksi pembakaran carbon yang terdeposit di pori-pori katalis, sehingga kadar carbon dapat turun dari 1.0 1.2 %wt 0.3 0.5 %wt.

Proses reaksi regenerasi adalah Exothermis (mengeluarkan panas ). Setelah mengalami proses regenerasi, katalis akan menjadi aktip dan digunakan kembali untuk proses perengkahan di Reactor Riser.

Katalis mengalir secara kotinyu dari Reactor ke Regenerator dan sebaliknya dari Regenerator ke Reactor dengan kecepatan sirkulasi = 11.0-13.0 ton/menit.

SEKSI CRACKING (cont)

Kondisi Operasi Reactor

Suhu = 510 520 oC Tekanan = 1.5 kg/cm2g

Level Catalyst di Stripper = 57 65 % Feed Flow rate = 2894 ton/hari

Dispersion Steam = 113.4 ton/hari

Stripping steam = 66.9 ton/hari

Anticoking steam = 2.4 ton/hari

Perbandingan Cat. / Oil (C/O) = 6.6

Delta coke = 0.65 %wt

Feed inlet temperature = 331 oC

Kondisi Operasi Regenerator

Suhu Regent Bed = 672 oC

Suhu Regent stack (dilute phase)= 676 oC

Tekanan = 1.4 kg/cm2g

Level catalyst di Bed Regent = 50 55 % Level catalyst di overflowwell = 45 50 % Sirkulasi katalis = 13.27 ton/menit

Catalyst addition (make-up) = 1.5 2.0 ton/hari Supply udara dari MAB = 60.7 ton/jam

Supply udara dari CAB = 7.0 ton/jam

FCCU Process Variable

Seksi Fraksinasi Seksi fraksinasi mempunyai 2 (dua) menara pemisah yaitu FC-T-1 (Main Fractionator)

dan FC-T-20 (Secondary Fractionator ).

Cracked vapor dari reactor dengan suhu = 510 520oC, dialirkankan ke bottom menara Main Fractionator FC-T-1, selanjutnya dipisah-pisahkan menjadi fraksi-fraksi

sebagi berikut :

Hasil puncak berupa vapor dengan cutting temperature = 260 oC, dialirkan ke

menara FC-T-20

Dari tengah menara pada tray ke 6, ditarik fraksi MPA (middle pump around),

dimanfaatkan sebagai media pemanas pada reboiler reboiler di light-ends unit serta memanasi cold feed di FC-E-1.

Product bawah adalah slurry, dialirkan ke tanki LSWR (low sulphur waxy residue).

Untuk mempertajam pemisahan dan mendapatkan cutting temperature sesuai

design, pada menara fraksinasi FC-T-1 digunakan reflux ( reflux adalah : sebagian

product yang ditarik dari kolom, dikembalikan lagi ke kolom tersebut ), antara laian

: Top reflux, Midle reflux dan bottom reflux.

Slurry oil pump around sebagai bottom refluk dikontrol dengan FC-FRC-7 dan

setelah panasnya dimanfaatkan memanasi feed di FC-E-2-ABCD, dikembalikan ke

bottom main fractionator untuk mendinginkan cracked vapor dari reactor.

Slurry quench dikontrol dengan FC-FRC-2020 setelah sebagian didinginkan di trim

cooler juga dikembalikan ke bottom main fractionator untuk mencegah reaksi

lanjutan, agar tidak terbentuk coke pada bottom menara.

Seksi Fraksinasi.(cont) Middle Pump Around (MPA) setelah panasnya dimanfaatkan di

reboiler light ends, dikembalikan ke bagian tengah menara sebagai

middle reflux yang berfungsi untuk mendapatkan suhu cutting pada

MPA draw-off = 298 oC

Uap dari puncak kolom FC-T-1 dialirkan ke kolom FC-T-20, dan

dipisahkan menjadi fraksi fraksi :

Hasil puncak berupa fraksi naptha dan yang lebih ringan

Fraksi tengah berupa TPA (top pump around)

Fraksi bottom berupa product LCGO dialirkan ke FC-T-2 ( LCGO

stripper)

Dari FC-T-2 LCGO product ditarik dengan pompa FC-P-6-A/B,

discharge P-6-AB dibagi menjadi 3 yaitu :

LCGO product setelah didinginkan di cooler FC-E-3-AB

Sebagai torch oil ke regenerator

Sebagai hot & cold flushing

Sebagian fraksi bottom FC-T-20 dikontrol oleh FC-LC-2005,

dikembalikan sebagai top reflux ke puncak menara FC-T-1. sehingga

suhu top FC-T-1 dapat dipertahankan = 260oC.

Seksi Fraksinasi.(cont) Dari bagian tengah menara ditarik fraksi TPA (top pump around)

yang digunakan sebagai : - internal reflux dan sebagai media

pemanas di HE FL-E-406 dan reboiler FL-E-407 di light ends.

Vapor hasil puncak FC-T-20 di dinginkan di overhead partial

condenser FC-E-4-ABCDEF. Cairan dan gas dari E-4 ditampung di

drum FC-D-20.

Dari FC-D-20 cairan dipompakan dengan pompa FC-P-23-AB. Hasil

pendinginan dari E-20 ditampung didrum FC-D-7. Cairan dari FC-

bercampur dengan gas dari D-20 dikondensasikan kembali di

condenser FC-E-20-ABCD dan outlet E-20 ditampung di FC-D-7.

Vapor yang tidak terkondensasi dari FC-D-7 akan ditarik oleh Wet

Gas Compressor untuk di kompresi yang bertujuan merubah fase

uap ke cair.

Discharge dari wet gas compressor akan di proses di light-ends unit.

Sedangkan cairan dari FC-D-7 ditarik pompa FC-P-7-AB, sebagian

digunakan sebagai top reflux di menara FC-T-20 dan sebagian lagi

dimasukkan kemenara FL-T-401( primary absorber tower ) yang

berfungsi sebagai absorbent.

Kondisi Operasi FC-T-1 & FC-T-20

Main Fractionator ( FC-T-1 )

- Suhu top kolom = 269 oC

- Tekanan top kolom = 1.2 kg/cm2g

- Suhu bottom kolom = 365 oC max

Secondary Fractionator ( FC-T-20)



- Suhu bottom kolom = 232 oC

Seksi Light-ends

Light Ends Unit berfungsi memproses / memisahkan fraksi

hydrocarbon ringan mulai dari dry gas ( CH4 dan C2H6)

sampai dengan fraksi naptha yang mempunyai final boiling

point = 205 oC.

Umpan yang diolah di light end berasal dari discharge Wet Gas

Compressor dan cairan LPD (low pressure distillate) dari pompa

FC-P-7-AB.

Sebelum masuk ke Compressor, wet gas dari D-7 dipisahkan

kondensatnya di drum FL-D-401. Gas dari drum FL-D-401

kemudian diisap oleh Wet Gas Compressor (FL-C-101) pada

stage (tingkat) pertama.

Outlet dari stage pertama compressor dengan suhu 98oC dan

tekanan 3.8 kg/cm2g kemudian didinginkan di cooler FL-E-101-

AB yang sebelumnya dicuci dengan wash water untuk

memisahkan unsur pengotor ( impurities ) yang terlarut dalam

air dan akhirnya masuk ke drum Fl-D-402.

Seksi Light-endslanjut Sebagian gas outlet compressor stage pertama di by pass ( spill back )

ke inlet partial condenser FC-E-4-ABCDEF untuk mengatur

keseimbangan tekanan ( pressure balance ) di reactor.

Outlet dari drum FL-D-402 dengan suhu 38 oC dan tekanan 3.72

kg/cm2g kemudian diisap oleh compressor stage ke-2

Discharge compressor stage kedua dengan suhu 110 oC dan tekanan

15.0 kg/cm2g kemudian bergabung dengan aliran aliran:

Overhead menara FL T-403

Bottom menara FL-T-401

Liquid wash water dari drum FL-D-402

Gabungan keempat aliran tersebut dengan suhu 72 oC, sebelum

masuk kedrum FL-D-404 didinginkan terlebih dahulu di Air Fin Cooler (

suhu outlet = 56 oC ) dan cooler FL-E-402-AB (diperoleh suhu outlet =

38 oC ).

Gas dari vessel FL-D-404 dengan suhu 38 oC dan tekanan 14.7

kg/cm2g, kemudian diumpankan ke menara absorber FL-T-401

bersama-sama dengan naptha LPD dari drum FC-D-7.

Gas dari overhead FL-T-401 kemudian dimasukkan ke sponge

absorber FL-T-402 untuk dilakukan proses absorpsi dengan media

absorbent nya adalah fraksi TPA (top pump around )

Seksi Light-endslanjut 2

Liquid dari vessel FL-D-404 kemudian ditarik dengan pompa FL-P-404-

AB menuju menara stripper FL-T- 403.

Sebelum masuk menara, fluida tersebut dipanaskan terlebih dahulu di

HE FL-E-406 dengan media pemanas TPA, sehingga suhunya naik

menjadi 61 oC

Untuk menyempurnakan pemisahan , maka pada bottom menara FL-T-

403 dipasang dua buah reboiler yaitu FL-E-407 dan FL-E-408 yang

dipasang secara seri sehingga diperoleh suhu outlet reboiler = 122 oC

Bottom dari menara FL-T-403 berupa campuran fraksi C3 & C4 (LPG)

dan komponent naptha, dialirkan ke menara FL-T-102 ( debutanizer

kolom ) dengan suhu 122 oC dan tekanan 12.0 kg/cm2g untuk

dipisahkan antara LPG dan Cat Naptha.

Feed sebelum masuk kemenara FL-T-102 dipanaskan terlebih dahulu

di HE FL-E-106 sehingga diperoleh suhu = 126 oC

Untuk kesempurnaan pemisahan maka pada bottom menara

debutanizer dipasang reboiler FL-E-107, sehingga suhu bottom adalah

= 173 oC. Media pemanas di FL-E-107 adalah fraksi MPA (middle

pump around ).

Seksi Light-endslanjut 3 Overhead (hasil puncak) dari menara FL-T-102 dengan tekanan = 11.0

kg/cm2g & suhu = 65 oC kemudian didinginkan di partial condenser FL-E-108-

AB dan ditampung di drum FL-D-103 . Suhu bisa turun dari 65 oC 49 oC. Bila kondisi operasi memerlukan, sebelum ke FL-E-108-AB, hasil puncak tadi

didinginkan dulu di Air Fin Cooler FC-E-22.

Liquid (berupa fraksi C3 dan C4 beserta turunannya ) outlet dari D-103 ditarik

dengan pompa, dikirim sebagai umpan ke unit Stabilizer-3 dan sebagian lagi

sebagai reflux ke puncak menara FL-T-102.

Hasil bottom dari FL-T-102 adalah product Cat Naptha , panasnya dimanfaatkan

dulu di FL-E-106 , setelah itu didinginkan di naptha cooler FL-E-105 sehingga

diperoleh suhu = 38 oC.

Dari cooler E-105 , product naptha sebelum dikirim ke tanki penimbunan,

dilakukan process pencucian terlebih dahulu menggunakan caustic soda .

Proses ini bertujuan menghilangkan / menurunkan senyawa sulphur sampai

batas yang diizinkan . Process pencucian berlangsung di unit Gasoline

Merichem Treater.

Fluida dari drum D-103 ditarik dengan pompa FC-P-3-AB dan didinginkan di

cooler LS-E-3-A sehingga diperoleh suhu = 43 oC dikirim ke feed drum

Stabilizer 3 LS-D-1.

Umpan dari bottom D-1 , ditarik pompa LS-P-1-AB dan dimasukkan ke menara

stabilizer LS-T-1.

Debutanizer & Depropanizer

FL-T-102 ( Debutanizer Column )


- Suhu outlet overhead condenser = 49 oC


- Suhu outlet Reboiler = 170 oC

LS-T-1 ( Depropanizer Column )

- Suhu top kolom = 56 oc

- Suhu outlet overhead condenser = 48 oC


- Suhu outlet Reboiler = 111 oC

POLA OPERASI FCCU EXISTING

SLO

FCC

RAW PP

Gasoline

LCGO

HOT M/HVGO LPG

Excess VGO from HVU

L. RES

Cold Feed

DRY GAS

CD-II S/D VI

T-191 & 192

KEGAGALAN START UP PASCA PENGGANTIAN CYCLONE ( 27 JULI 2003)

KONDISI NORMAL OPERATION FLOW & SAAT REVERSE FLOW

Documents

FCCU - HVU Sungai Gerong Rev-1_BKJT 2013