PROSES KERJA DELAYED COKING UNIT (DCU)

Pendahuluan

Proses perengkahan panas (thermal cracking process) adalah suatu proses pemecahan rantai hydrocarbon dari senyawa rantai panjang menjadi hydrocarbon dengan rantai yang lebih pendek dengan bantuan panas. Proses perengkahan panas bertujuan untuk mendapatkan fraksi minyak bumi dengan boiling range yang lebih rendah dari feed (umpannya). Dalam proses ini dihasilkan gas, LPG, gasoline (cracked naphtha), gas oil (cracked diesel), residue atau coke. Feed proses perengkahan panas dapat berupa gas oil atau residue.Proses Coking merupakan proses yang menjadi semakin penting dengan semakin menurunnya kualitas minyak mentah dunia (semakin berat dan semakin banyak mengandung logam dan conradson carbon). Dengan semakin meningkatnya kandungan logam dan conradson carbon dari minyak mentah, delayed coking unit (sering disebut coker) menjadi pilihan utama untuk mengolah minyak mentah dengan kandungan logam dan conradson carbon yang tinggi. 

Teori Delayed Coking Unit 

Ketika hidrokarbon ditahan pada temperatur yang tinggi selama periode waktu tertentu dapat diasumsikan akan pecah menjadi dua atau lebih radikal bebas. Radikal bebas ini kemudian masuk ke sederetan reaksi yang menghasilkan produk total dengan rentang molekul yang lebar. Rentang produk ini mulai dari hidrogen sampai bitumen dan coke. Secara teori, reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut : panas dipergunakan untuk mendisosiasikan senyawa (compound) membentuk radikal bebas.

C10H22 → C8H17* + C2H5*

Radikal reaktif yang lebih tinggi tidak muncul dalam effluent produk yang di direngkah secara thermal, tetapi tergantung pada ukuran dan lingkungan dimana mereka bereaksi dengan radikal yang lain. Senyawa-senyawa hydrocarbons terdekomposisi menjadi olefins, bergabung dengan radikal yang lain atau bereaksi dengan permukaan logam. Radikal yang besar tidak stabil dan terdekomposisi membentuk olefins serta radikal yang lebih kecil.

C6H13* → C5H10 + CH3* 

C8H17* → C4H8 + C4H9* 

C4H9* → C4H8 + H*

Reaksi rantai radikal bebas berhenti ketika dua radikal berkombinasi atau ketika terjadi reaksi radikal dengan logam atau racun (poison).

C8H17* + H* → C8H18

Reaksi polimerisasi dan kondensasi yang muncul pada kondisi perengkahan thermal (thermal cracking) dapat berlangsung dalam berbagai cara membentuk tar aromatik.

x C 4H 8 + y C4H 6 + zC3 H →

Coke dan bitumen adalah polimer terakhir (ultimate polymers). Molekul menjadi sangat besar dengan ikatan silang yang banyak. Tidak adanya hidrogen akan menurunkan kelarutannya didalam hidrokarbon. Coke mempunyai rasio hidrogen terhadap carbon kira-kira 1 : 1.

Feed dan Produk Delayed Coking Unit 

Sumber utama dari umpan Delayed Coking Unit adalah reduced crude dari Vacuum Distillation Unit. Clarified oil yang merupakan produk dari Fluid Catalytic Crackers (FCC) dan thermal cracking tars dianggap sebagai komponen umpan yang juga penting yaitu untuk meningkatkan kualitas coke. Coking yields dan sifat produk tergantung pada karakteristik umpan dan kondisi operasi. Terkait dengan operasi coking, klasifikasi yang sangat umum dipakai untuk menggambarkan unsur utama dari residu adalah asphaltenes, resins, dan aromatics.Fraksi asphaltene adalah non-volatile, zat amorf (amorphous substance) dengan berat molekul tinggi yang mengandung banyak koloid yang terdispersi di dalam minyak. Asphaltenes terutama tersusun dari carbon, hidrogen, nitrogen, oksigen, sulfur, vanadium, dan molekul nickel yang tersusun dalam gugus kompleks (complex clusters) atau lapisan (layers). 

Fraksi resin dari residu mempunyai struktur yang sama dengan asphaltenes. Resin merupakan material yang kental (viscous), yang menjelujur (tacky materials) dengan volatilitas yang rendah. Berat molekul resin sedikit lebih rendah daripada asphaltenes dan mengandung sejumlah material yang lebih terkonsentrasi dari nitrogen dan sulfur.Sedangkan aromatics adalah struktur yang sederhana yang tersusun dari enam cincin carbon polisiklis (polycyclic six carbon rings).Kandungan conradson carbon dari umpan merupakan sifat yang paling menonjol yang mempengaruhi yield coke. Carbon residue adalah carboneous material yang dibentuk dan di-pirolisa dari umpan residu dan diukur langsung dari potensi pembentukan coke dari umpan.Sifat-sifat yang ikut membantu terjadinya superior coke adalah low sulfur, low volatile matter content, low metals and ash content, low porosity, low coefficient of thermal expansion (CTE) dan konduktivitas yang baik. Sifat-sifat yang terakhir ini diukur setelah kalsinasi (calcining).Kandungan sulfur yang tinggi tidak disukai untuk pembuatan anoda. Selama proses grafitisasi (graphitization), evolusi sulfur dari kompleks carbon-sulfur akan mendorong untuk mematahkan (fracturing) anoda. Kandungan logam yang tinggi dari coke merusak kedua sifat electrical dan mechanical dari coke. 

Volatile carbon matter merupakan sifat coke yang sangat menentukan yang mempengaruhi harga jual dari green coke yang digunakan untuk industri pabrik elektroda. Material ini mengandung volatile heavy hydrocarbon yang tersimpan didalam coke matrix. Selama langkah kalsinasi dari peng-konversian green coke menjadi calcined coke untuk carbon anodes, hidrokarbon yang berat diuapkan dan secara esensial dihilangkan untuk memperbanyak hasil coke yang mempunyai nilai carbon (carbon values) melebihi 98 persen.Tiga klasifikasi yang umum dari produk coke adalah sponge (bunga karang), honeycomb (sarang madu), dan needle (jarum).

Sponge coke dihasilkan dari high resin asphaltene feedstock. Karena adanya impurities dan low electrical conductivity, sponge coke tidak cocok untuk pembuatan anoda. Penampakan fisis sponge coke adalah mengandung pori-pori yang kecil yang dipisahkan oleh dinding yang tebal. Penggunaan dari coke jenis ini adalah untuk :

1. Pembuatan electrode untuk digunakan dalam electrical furnace dalam pabrik Titanium oxide, baja. 
2. Pembuatan anode untuk cell electrolytic dipabrik alumina. 
3. Digunakan sebagai sumber carbon didalam pembuatan elemen phosphor, calcium carbide, silica carbide. 
4. Pembuatan graphite. 

Honeycomb coke dihasilkan dari low resin-asphaltene feedstock dan setelah kalsinasi dan grafitisasi dapat menghasilkan anoda dengan kualitas yang memuaskan. Pori-pori yang elipsoidal terdistribusi secara merata. Pori-porinya unidirectional dan ketika dipotong melintang minor diameter, struktur honeycomb terlihat jelas. 

Needle coke dihasilkan dari highly aromatic thermal tar atau decanted oil feedstocks. Pada penampakannya, pori-pori yang unidirectional adalah sangat kecil (very slender), berbentuk elliptical, dan dihubungkan pada major diameter. Coke dengan sekelilingnya hampa yg mudah pecah dan setelah pecah membentuk serpihan (splintery) atau bagian berbentuk jarum (needle). 

Disamping coke (typical yield 20% volume on feed) juga dihasilkan :

1. Gas 
2. LPG (typical yield : 6-7% volume on feed) 
3. Gasoline/cracked naphtha (typical yield : 15-16% volume on feed) 
4. Light Coker Gas Oil/LCGO, typical yield : 35-36% volume on feed 
5. Heavy Coker Gas Oil/HCGO, typical yield : 30-31% 

Cracked distillates Delayed Coking Unit (LCGO dan HCGO) sungguh berbeda dari distillate yang dihasilkan oleh unit lainnya. Cracked materials lebih olefinic, lebih padat (denser), kurang stabil, dan incompatible untuk blending dengan material yang murni (virgin materials). Olefins bersifat tidak stabil, dengan adanya udara yang cenderung untuk bereaksi membentuk gum. Blending dari cracked materials dengan virgin materilas pada proporsi tertentu menyebabkan perubahan pada pelarutan material yang menghasilkan peningkatan kandungan BS & W-nya, selain juga akan mem-promote terjadinya color unstability produk.

Tabel I. Typical Yield Delayed Coking Unit

Parameter	Wt %	Vol %	°API	Sulfur, wt%	N2, PPM	Metals, wt-ppm
Charge products	100.0	100.0	6.6	4.3	3.00	91
H2	0.9	-	-	-	-	-
C4	9.5	-	-	-	-	-
C5	1.0	1.6	89.0	-	-	-
C6	1.8	2.7	76.0	-	-	-
C7 - 196°C	12.2	16.2	53.4	1.0	40	-
196 - 343°C	28.5	33.0	28.6	2.5	1000	-
343°C	12.5	13.6	19.1	3.7	2200	-
Coke	33.6	-	-	5.9	7490	270

Tabel II. Typical Spesifikasi Green Coke dan Calcined Coke

Parameter	Green Coke	Calcined Coke
Ash content, %wt*	0,1-0,15	< 0,5
Fixed carbon, %wt*	85-87	> 99,5
Moisture, %wt	12-14	< 0,5
Volatile Matter, %wt*	13-15	< 0,5
Sulfur, %wt*	0,3-0,4	< 1,5
Silicon, %wt	0,02-0,03	< 0,05
Iron,%wt	0,01-0,015	< 0,05
Nikel, ppm	100-200	< 0,03
Vanadium, ppm	30-50	0,04
Vibrated Bulk Density (VBD)	0,77-0,84	0,85
Real density	-	> 2,05
Particle size > 5mm	-	35%
Resistivity, ohm-cm	-	0,08

                                  Keterangan : * = dry basis

Aliran Proses Delayed Coking Unit

Aliran proses Delayed Coking secara umum dapat digambarkan sebagai berikut :

Simplified Process Flow Diagram Delayed Coking Unit

Aliran proses dapat dikelompokkan menjadi lima seksi yang berbeda: 

1. Seksi coking 
2. Seksi fraksinasi 
3. Seksi konsentrasi gas 
4. Seksi pembangkit steam 
5. Seksi penanganan air dan blowdown (dipakai secara intermittent). 

Selain kelima seksi tersebut di atas, di dowstream Delayed Coking Unit biasanya tersedia unit calciner untuk mengubah coke yang diproduksi oleh Delayed Coking Unit (biasanya disebut green coke) menjadi calcined coke yang merupakan bahan dasar untuk membuat anode. Di calciner, coke dipanaskan hingga temperature 1100 s/d 1260 oC terutama untuk menghilangkan volatile matter. 

1. Seksi Coking 

Seksi coking terdiri dari coking heaters (2 unit jika 1 train atau 4 unit jika 2 train), coke chambers (2 unit jika 1 train atau 4 unit jika 2 train), sebuah fasilitas injeksi anti foam, dan sebuah coke chamber condensate receiver.Bottom kolom fraksinasi (yang disebut sebagai combined feed karena terdiri dari fresh feed dan recycle liquid) ditarik oleh pompa bottom fraksinasi dan dialirkan ke coking heaters. 

High Pressure Steam diinjeksikan ke heater radiant coil dengan menggunakan flow controller untuk membantu linear velocity agar tidak terbentuk coke pada bagian dalam tube heater. Sebagai tambahan, High Pressure Steam juga tersedia pada inlet tiap tube heater dengan menggunakan hand control, namun hanya digunakan dalam kondisi emergensi untuk mencegah terjadinya coking/plugging pada tube heater pada saat emergency stop. 

Heater effluent kemudian mengalir ke coke chamber. Operasi coke chamber umumnya menggunakan cycle 48 jam. Pada saat 1 unit coke chamber mengalami proses coking selama 24 jam, 1 unit coking chamber lainnya melakukan tahapan proses decoking selama 24 jam juga. Sepasang coke chamber beroperasi dengan kerangan empat arah (four way valve) pada inlet coke chamber untuk memungkinkan switching dari satu coke chamber ke coke chamber lainnya. Untuk mengetahui level coke pada coke chamber digunakan level detector radioaktif. Sebagai tambahan terhadap line proses, disediakan line untuk quench water, steam, condensate removal, dan blowdown. Material yang tidak membentuk coke (fraksi ringan) meninggalkan top coke chamber melalui vapor line dan dialirkan ke main fractionator dibawah bottom tray.Untuk mencegah kemungkinan penyumbatan (plugging) pada overhead line coke chamber, maka dialirkan HCGO quench yang diambil dari stream gas oil HCGO. 

Tahapan proses (cycle) Coking-Decoking kedua chamber dapat digambarkan sebagai berikut :

Tabel III. Tahapan Proses (Cycle) Coking-Decoking Coke Chamber

Coke Chamber A		Coke Chamber B
08:00	Start coking	08:00	Selesai proses coking; switch feed ke A.
		08:00 – 08:30 08:30 – 11:00	Steaming out (4 ton/jam steam) coke chamber; uap dialirkan ke main fractionator (karena masih banyak fraksi ringan yang dapat di-recover). Steaming out (8 ton/jam steam) coke chamber; uap dialirkan ke blow down knock out drum (blowdown system).
		11:00 – 16:00  16:00 – 18:00 17:00 18:00 – 20:00 20:00 – 24:00 00:00 – 01:00 01:00 – 03:00	Water quenching (steam = 8 ton/jam & water = 20 m3/jam). Water filling Buka top head Water draining Buka bottom head. Pasang telescopic chute. Decoking (boring & cutting) dengan menggunakan water jet (200 kg/cm2). Head up Stand by
		03:00 – 04:00	Test press (s/d 3,8 kg/cm2) & depressure
08:00	Selesai coking; switch feed ke coke chamber B.	04:00 – 08:00 08:00	Warming up Start coking

Jika diperlukan, anti foam agent diinjeksikan dengan menggunakan pompa injeksi anti foam agent ke bagian teratas dari masing-masing coke chamber untuk mencegah foam carry over. Jika level detector coke chamber tidak berfungsi maka dapat dilakukan injeksi antifoam dengan menggunakan time base. Injeksi anti foam dengan menggunakan time base biasanya mulai dilakukan 10 jam sebelum proses coking selesai/sebelum switch ke chamber lainnya hingga 1 jam setelah proses coking selesai/setelah switch ke chamber lainnya (11 jam injeksi).Condensate receiver dipersiapkan untuk menangani kondensat hidrokarbon yang terakumulasi ketika off-line coke chamber dipanaskan (intermittent basis). Air dikumpulkan di water boot dan kemudian dikirim ke wour water degassing drum di sour water stripping unit.Kondensat hidrokarbon dipompa dengan coke chamber condensate pump dengan menggunakan flow controller ke line fresh feed pada inlet main fractionator. Equalizing line diantara receiver dan main fractionator berfungsi untuk menjaga gas blanket dan mencegah build up vapors di drum.

2. Seksi Fraksinasi

Seksi fraksinasi terdiri dari main fractionator, LCGO Stripper, HCGO stripper, charge surge drum, main fractionator overhead receiver, dan tanki cracked slop.Cold feed ke DCU dipompa dari tangki umpan dengan pompa storage feed yang dikendalikan oleh flow controller yang di-cascade dengan surge drum bottom level controller. Cold feed bercampur dengan hot feed dari vacuum bottom di Vacuum Distillation Unit sebelum masuk ke feed surge drum.

Total fresh feed dari feed surge drum dipompa oleh feed pump dengan dikendalikan oleh flow controller yang di-cascade ke fractionator bottom level controller. Aliran ini kemudian dipanaskan di feed/HCGO heat exchanger, dan kemudian masuk ke main fractionator melalui distributor. Sebagai alternatif, terdapat line feed yang masuk ke bottom main fractionator melalui sebuah distributor yang berada di bawah level liquid normal (50%). Line alternatif ini biasanya dipakai selama start up atau kapan saja diperlukan untuk mempertahankan panas didalam kolom. Cracked slop oil dari tangki cracked slop juga dapat ditambahkan ke fresh feed upstream dari feed/HCGO heat exchanger yang dikendalikan oleh flow controller. 

HCGO ditarik dari HCGO accumulator dan didistribusikan sebagai berikut : 

Dipompa dengan menggunakan pompa sirkulasi dikembalikan ke main fractionator sebagai reflux.Sebagian kecil digunakan sebagai quench ke coke chamber vapor line.Mayoritas aliran HCGO dibagi menjadi 3 aliran, yaitu disirkulasi melalui debutanizer reboiler (dengan dikendalikan oleh flow controller), disirkulasi melalui feed/HCGO heat exchanger (dengan dikendalikan oleh flow controller), dan disirkulasi melalui HCGO steam generator (dengan dikendalikan oleh flow controller), untuk kemudian dikembalikan ke main fractionator melalui distributor sebagai reflux.

Net HCGO product mengalir dari HCGO accumulator ke HCGO stripper. Sebagai stripping medium digunakan Medium Pressure Steam (dikendalikan oleh flow controller). Net HCGO product kemudian dipompakan oleh pompa produk melalui HCGO product steam generator, HCGO product/BFW heat exchanger, dan HCGO product cooler sebelum dialirkan ke tangki atau ke unit downstream (Hydrocracker)).LCGO ditarik dari LCGO accumulator dan dipompakan dengan menggunakan pompa sirkulasi LCGO, dialirkan ke rich oil/lean oil heat exchanger, didinginkan di absorber lean oil cooler dan di lean oil trim cooler untuk kemudian dialirkan ke absorber sebagai lean oil (dengan menggunakan flow controller). Absorber bottom stream, yang kaya LPG disebut rich oil, mengalir mengalir melalui rich oil/lean oil heat exchanger (dengan menggunakan bottom level controller) dan kemudian dikembalikan ke main fractionator sebagai reflux.

Net LCGO product mengalir dari LCGO accumulator ke LCGO stripper. Sebagai stripping medium digunakan Medium Pressure Steam (dikendalikan oleh flow controller). Net LCGO product kemudian dipompakan melalui LCGO product cooler dan LCGO product trim cooler sebelum menuju tangki penyimpan atau ke unit downstream (distillate hydrotreater). Stripped vapor dari stripper dikembalikan ke main fractionator.Overhead vapors yang meninggalkan top main fractionator dikondensasi didalam main fractionator overhead condenser, mengalir ke trim cooler dan kemudian dikumpulkan di main fractonator overhead receiver. Liquid dari receiver sebagian dipompakan kembali ke main fractionator sebagai reflux dan sebagian lagi dipompakan ke high pressure separators cooler, high pressure separator trim cooler, dan kemudian ke high pressure separator di seksi konsentrasi gas. Net off-gas dikirim ke compressor suction drum pada seksi konsentrasi gas. Air dikumpulkan di water boot dan dipompakan ke Sour Water Stripping Unit. 

3. Seksi Konsentrasi Gas 

Seksi konsentrasi gas terdiri dari fractionator off gas compressor, high pressure separator, kolom absorber, kolom debutanizer, dan LPG splitter. 

Gas dari fractionator overhead receiver mengalir ke compressor suction drum. Condesate liquid yang terjadi di compressure suction drum dipompa dengan pompa suction drum dikembalikan ke fractionator overhead receiver. Setelah di-compress, gas dialirkan ke high pressure separator dan kemudian ke absorber dikontakkan dengan circulating HCGO (disebut juga sebagai lean oil) untuk mengambil LPG yang terkandung di dalam gas. Bottom absorber (disebut juga sebagai rich oil) kemudian mengalir kembali ke main fractionator. Lean gas dari absorber dialirkan ke fuel gas system. 

Liquid high pressure separator dipompakan ke debutanizer melalui debutanizer feed/bottom heat exchanger. Debutanizer memisahkan high pressure separator liquid untuk menghasilkan LPG (top product) dan C5+/cracked naphtha (bottom product). Bottom debutanizer sebagian dialirkan ke thermosiphon reboiler dan sebagian lagi diambil sebagai produk dialirkan tangki penyimpan atau ke unit downstream (naphtha hydrotreater) setelah melalui feed/bottom heat exchanger dan debutanizer bottom cooler.Overhead kolom dikondensasi secara parsial di debutanizer overhead condenser sebelum masuk ke debutanizer overhead receiver. Liquidnya sebagian dipompa sebagai reflux dan sebagian lagi mengalir ke LPG splitter setelah dipanaskan di LPG splitter feed/bottom heat exchanger. 

LPG splitter berfungsi untuk menghilangkan ethane dan komponen yang lebih ringan dari stream produk LPG. Bottom LPG splitter yang merupakan produk LPG sebagian dialirkan ke thermosiphon LPG splitter reboiler dan sebagian lagi diambil sebagai produk LPG dikirim ke tangki penyimpanan setelah sebelumnya melalui LPG splitter feed/bottom heat exchanger, digunakan sebagai pemanas. LPG splitter overhead vapor dikondensasi secara parsial di LPG splitter overhead condenser sebelum masuk ke LPG splitter overhead receiver. Liquid dari receiver dipompa dengan pompa LPG splitter reflux kembali ke LPG splitter digunakan sebagai reflux. Sedangkan gas dari receiver dikirim ke fuel gas system.

4. Seksi Pembangkit Steam 

Di Delayed Coking Unit, steam dibangkitkan di beberapa tempat, yaitu :

1. Di dalam common convection section dari masing-masing sepasang coking heater 
2. Di circulating HCGO steam generator. 
3. Di HCGO product steam generators. 

Seksi pembangkit steam terdiri dari sebuah steam disengaging drum, dua common convection steam generators, sebuah circulating HCGO steam generator, sebuah product HCGO steam generator, sebuah blowdown system dan sebuah chemical feed system. 

Seksi pembangkit steam menghasilkan tiga macam steam, yaitu : 

1. High Pressure Steam, dibangkitkan di coking heater common convection section steam generator. 
2. Medium Pressure Steam, dibangkitkan di circulating HCGO steam generator dan di HCGO product steam generator. 
3. Low Pressure Steam, dibangkitkan di continuous blowdown drum. 

5. Seksi Penanganan Air dan Blowdown 

Fasilitas water handling dan blowdown terdiri dari sebuah coke pit, sebuah clarifier, sebuah jet water storage tank, sebuah blowdown condenser knock out drum, sebuah blowdown condenser, dan sebuah blowodown condenser separator. Peralatan water handling dipakai untuk hydraulic decoking, water quench dari coke chambers, dan fines handling. Line blowdown coke chamber, yang dipakai secara intermittent selama cooling down dan warming up dari chamber, mengalir ke blowdown condenser knock out drum. 

Liquid yang ada di blowdown separator dan blowdown knock out drum dipompakan dengan pompa blowdown condenser knock out drum melalui blowdown condenser knockout drum cooler menuju tanki cracked slop pada seksi fraksinasi.Vapour dari blowdown knock out drum mengalir ke blowdown condenser separator. Air yang ada di blowodown condenser separator mengalir ke blowdown separator secara gravitasi.Vapor dari blowdown condenser separator mengalir ke flare header. Hidrokarbon dari blowdown separator dan blowdown knock out drum dipompa dengan pompa slop blowdown condenser separator dan dikirim ke tanki cracked slop pada seksi fraksionasi. Coke yang terbentuk di coke chamber dibor dengan menggunakan hydraulic cutting tools yang menggunakan air tekanan tinggi dari pompa jet hidrolik. Coke chamber berada diatas coke pit sehingga coke yang telah dibor langsung dapat jatuh ke coke pit. Coke dari coke pit kemudian dipindahkan ke belt conveyor dengan menggunakan travelling gantry crane. Air yang digunakan untuk membor coke yang ada di coke chamber mengalir dari sloped coke pit melalui vertical bar screen ke dalam settling basin, untuk kemudian menggunakan settling basin pump out sump pump dipompakan ke clarifier. Fines and scum pumpout pumps memompa material dari clarifier kembali ke coke pit, sedangkan air dari clarifier mengalir ke water transfer and quench pump sump untuk kemudian dikirim ke tanki penampungan jet water. Air dari tanki penampungan inilah yang digunakan untuk membor coke yang ada di coke chamber dengan menggunakan pompa jet hidrolik ke peralatan decoking.

6. Level Detector Coke Chamber

Pengukuran level coke chamber tidak dapat menggunakan level indicator konvensional yang biasa dipakai untuk mengukur separator karena level yang diukur adalah level padatan berupa coke. Alat ukur yang biasa digunakan untuk mengukur level coke chamber adalah level detector radiometric. Level detector radiometric yang sering digunakan sebagai level detector coke chamber adalah level detector sinar gamma dan sinar neutron.Secara teoritis sebenarnya ketinggi coke dalam coke chamber dapat diperkirakan (linear terhadap total flow pass coking heater), namun level detector tetap sangat diperlukan untuk :

1. Mencegah terjadinya foam over ke main fractionator.
2. Mengetahui ketinggian foam yang mungkin terjadi saat proses coking di coke chamber.
3. Optimasi penggunaan antifoam.
4. Mengetahui ketinggian coke saat selesai proses coking.

Perbedaan kedua level detector tersebut adalah sebagai berikut :

Tabel IV. Perbandingan Level Detector Sinar Gamma & Sinar Neutron

Parameter	Sinar Gamma	Sinar Neutron
Daya ionisasi	Kecil	Besar
Daya tembus	Sangat besar	Sangat besar
Penggunaan	Mendeteksi semua fluida yang melalui ruangan diantara source dan detector	Dapat di-setting hanya untuk mendeteksi foam yang melalui ruangan diantara source dan detector
Harga	Murah	Sangat Mahal
Reliability	Tinggi	Rendah
Maintenance	Mudah	Susah
Teknologi	Teknologi Lama yang masih banyak digunakan di banyak unit DCU	Teknologi baru

Tipe pengukuran level detector di coke chamber biasanya adalah point source-point detector (level switch; tidak ada trending) untuk top coke chamber dan point source-rod detector (continuous level measurement; ada trending) untuk middle dan bottom coke chamber.

Tipe Pengukuran Level Detector Coke Chamber

Keterangan gambar:

1. Point source 
2. Point detector 
3. Kabel 3 : Kabel 
4. Evaluation unit 

Berdasarkan pengalaman penulis, walaupun sinar gamma mempunyai kelemahan tidak dapat secara spesifik mengukur ketinggian foam pada permukaan coke di coke chamber melainkan mengukur semua fluida yang melalui source-detector, namun penggunaan sinar gamma sudah cukup karena mempunyai banyak keunggulan seperti telah disebutkan pada table II di atas. Mengenai kelemahan sinar gamma yang tidak dapat secara spesifik mengukur ketinggian foam sama sekali bukan masalah yang besar, karena secara teoritis pembentukan coke dapat diprediksi karena linear terhadap flow pass coking heater. 

Best practice perhitungan yield Delayed Coking Unit dapat digambarkan dalam tabel berikut :

Tabel V. Best Practice Perhitungan Yield DCU

Coke, wt%	1.6 x wt% Conradson Carbon a)
Gas (C4-) wt.%	7.8 + 0.144 (wt% Conradson Carbon a) )
Gasoline, wt.%	11.29 – 0.343 (wt% ConradsonCarbon a) )
Gas oil, wt.%	100 – wt% coke – wt% gas – wt% gasoline
Gasoline, vol.%	(186.5/(131.5 + °API) (gasoline wt%) b)
Gas oil, vol. %	(155.5/(131.5 + °API) (gas oil wt%)b)

Basis perhitungan : 

1. Coke drum pressure 35 – 45 psig a). Gunakan actual Conradson carbon bila ada 
2. Feed adalah straight run residu b). Semua °API adalah untuk fresh feed coker 
3. End point gasoil 875 – 925 °F 
4. End point gasoline 400°F 

Contoh posisi level detector coke chamber

Variabel proses delayed coking unit 

Coking unit dapat dioperasikan untuk menghasilkan high quality coke ataupun untuk memaksimumkan yield gas, gasoline, dan produk middle distillate. Yield 

Dan kualitas produk dipengaruhi oleh variabel-variabel operasi sebagai berikut : 

1.Sumber crude dan jenis umpan 

Sumber crude dan jenis umpan mempunyai pengaruh yang besar pada yield dan kualitas coke. Conradson carbon content umpan merupakan sifat yang paling menonjol yang menentukan yield dari coke. Kandungan conradson carbon yang lebih tinggi dari feed menghasilkan coke yield yang lebih tinggi. Sifat-sifat umpan, yang terdiri dari komponen-komponen asphaltenes, resin, dan aromatic serta tingkat impuritiesnya sangat mempengaruhi kualitas coke. 

Coke dibentuk dengan mekanisme reaksi yang berbeda, yaitu : 

1. Mekanisme reaksi pertama, suspensi koloidal dari senyawa asphaltene yang tinggi, coke yang dihasilkan dari senyawa resin dan asphaltene tidak dikehendaki untuk menghasilkan high grade carbon anodes. 
2. Mekanisme reaksi kedua meliputi polimerisasi dan kondensasi dari aromatics. Coke dihasilkan melalui mekanisme kedua ini mengandung konsentrasi aromatics yang tinggi dan konsentrasi impurities yang rendah, yang kemudian akan memberikan premium grade carbon anode setelah calcining dan graphitization. 

2. Temperatur Coke Chamber 

Temperatur dari coke chamber, yang diatur dengan mevariasikan temperatur transfer coking heater, mempunyai pengaruh yang penting terhadap yield maupun kualitas coke. Temperatur outlet dari heater harus dipertahankan antara 485°C s/d 510°C. Pada temperatur yang lebih rendah dari 485 oC dihasilkan coke jenis tarry coke, sedangkan pada temperatur yang lebih tinggi dari 510°C kecepatan pembentukan coke di dalam heater akan meningkat tajam. 

Untuk rentang temperatur 485°C s/d 510°C untuk jenis umpan yang sama maka kenaikan temperatur akan memperbaiki kualitas coke. Kenaikan temperatur coke chamber akan meningkatkan penguapan hidrokarbon, sehingga akan mengurangi coke volatile carbon matter content, yang kemudian akan menghasilkan coke yang lebih keras (kualitas yang diinginkan untuk anode). Namun hal ini akan menyebabkan kandungan impurities meningkat, karena hidrokarbon yang teruapkan lebih banyak mengandung hidrokarbon daripada impurities seperti logam dan sulfur yang sebagian besar tertinggal dalam coke.Temperatur optimum yang mengakomodir tingkat kecepatan pembentukan coke pada tube coking heater dan juga mengakomodir kualitas coke dapat dicapai berdasarkan pengalaman operasi. 

3. Tekanan Coke Chamber 

Secara umum reaksi thermal cracking adalah fungsi waktu dan temperatur. Namun tekanan coke chamber dapat juga berpengaruh, yaitu dalam hal menentukan derajat penguapan. Semakin rendah tekanan maka semakin keras coke yang terbentuk, dan sebaliknya semakin tinggi tekanan maka semakin lunak coke yang terbentuk. Namun biasanya tekanan coke chamber dijaga pada kondisi disain, yaitu sekitar 4 kg/cm2g. 

4. Residence Time 

Seperti dijelaskan dalam point V.3, reaksi thermal cracking salah satunya merupakan fungsi waktu, yaitu residence time. Semakin lama residence time-nya maka yield coke semakin meningkat. Namun kondisi optimum harus dicapai untuk mengakomodir yield coke dan kecepatan pembentukan coke pada tube coking heater maupun pada transfer line (antara coking heater dan switching valve). 

5. Combined Feed Ratio/CFR 

Combined Feed Ratio/CFR didefinisikan sebagai volume dari fractionator bottoms (fresh feed + recycle; atau total flow pass coking heater) dibagi dengan volume fresh feed. Jika CFR turun maka coke yang dihasilkan akan lebih keras coke volatile carbon matter content akan berkurang akibat jumlah umpan yang mengalir dalam tube coking heater berkurang (sehingga linear velocity pun berkurang yang akan mengakibatkan residence time meningkat) pada temperature coking heater yang sama. Selain itu, kandungan impurities pun akan meningkat karena hidrokarbon yang menguap tidak membawa serta logam dan sulfur.Combined feed ratio dapat divariasikan dengan mengatur kecepatan penarikan gas oil (LCGO atau HCGO). Kenaikan penarikan gas oil akan menurunkan ratio. Typical combined feed ratio Delayed Coking Unit adalah 1,2 s/d 1,4. 

Coking Heater (Tampak Samping) 

Coke Chamber, Gantry Crane, Coke Pit, Belt Conveyor 

6. Troubleshooting 

Permasalahan yang terjadi di Delayed Coking Unit bukan hanya permasalahan yang terkait dengan proses tetapi tidak jarang juga permasalahan yang terkait dengan mechanical. Beberapa contoh permasalahan, penyebab, dan troubleshooting yang terjadi di Delayed Coking Unit dapat dilihat dalam table berikut ini : 

Tabel VI. Contoh Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting Delayed Coking Unit

Permasalahan	Penyebab	Troubleshooting
Inlet pressure coking heater meningkat.	Terbentuknya coke pada bagian dalam tube coking heater karena : Flame pattern tidak bagus sehingga api menyentuh tube yang menyebabkan hot spot. Perubahan properties umpan (umpan yang lebih ringan pada temperatur yang sama akan lebih mudah membentuk coke). Penurunan CFR yang drastis tidak diimbangi penurunan temperatur coking heater.	Perbaiki flame pattern. Cek properties umpan, atur kembali komposisi umpan. Imbangi penurunan CFR dengan penurunan temperatur coking heater. Jika inlet pressure meningkat sangat tajam (dari 15 ke 19 kg/cm2) berarti pembentukan coke pada bagian dalam tube coking heater sudah sangat excessive, sehingga unit harus stop untuk melakukan SAD (Steam-Air Decoking).
Pompa bottom main fractionator loss suction	Strainer pompa bottom main fractionator penuh coke. Loss of feed. Menumpuknya coke pada bottom main fractionator.	Cleaning strainer pompa bottom fractionator; over strainer ke strainer yang stand by (strainer pompa bottom fractionator dibuat tersendiri dan dibuat memiliki spare, sedikit berbeda dengan pompa pada umumnya). Jika strainer bersih, cek flow fresh feed. Jika flow fresh feed normal maka kemungkinan besar terjadi penumpukan coke pada bottom main fractionator. Jika demikian maka unit harus distop dan main fractionator harus dibuka untuk mengeluarkan coke yang ada di bottom-nya. Coke yang menumpuk di bottom ini dapat berasal dari coke carry over dari coke chamber (bentuk coke akan seperti pasir, lunak dan berkaca-kaca karena mengandung silicon based antifoam yang diinjeksikan ke dalam coke chamber untuk mencegah foaming) atau dapat juga berasal dari coke yang rontok dari dinding main fractionator yang terbentuk selama normal operasi karena temperature main fractionator yang lebih tinggi dari pada seharusnya.
Gantry crane rusak.	Mechanical problem	Sementara gantry crane diperbaiki, pemindahan coke dari coke pit ke belt conveyor dilakukan oleh beko (alat pengangkut/pemindah semacam traktor).Jika beko tidak mampu mengimbangi kecepatan produksi coke (coke pit untuk menampung coke penuh), maka cycle coking coke chamber dapat ditambah (penambahan ini maksimum sekali 28 jam versus 24 jam normal, karena di atas 28 jam maka kemungkinan coke carry over dari coke chamber ke main fractionator semakin besar. Jika cycle sudah mencapai 28 jam namun coke pit tetap penuh, maka unit harus distop.
Belt conveyor untuk mentransfer coke dari area coke pit ke bin (penampung) rusak.	Mechanical problem	Transfer coke menggunakan truk.

Istilah-istilah

1. BS&W Basic Sediment & Water.
2. Cascade Penggabungan antara control satu dengan lainnya.
3. Cold feed Umpan dari tangki penyimpan (bukan dari unit upstream).
4. Color unstability Ketidakstabilan warna (biasanya terjadi pada produk diesel yang mengandung cracked material)
5. Cracked naphtha Naphtha yang diproduksi oleh proses thermal cracking seperti Delayed Coking Unit atau Visbraker.
6. Cracked slop Slop (sisa minyak/minyak yang terbuang atau tercampur dengan air) yang berasal dari unit proses thermal cracking seperti Delayed Coking Unit atau Visbraker.
7. Feed surge drum Vessel penampung umpan yang berfungsi untuk menjaga kestabilan penyediaan umpan.
8. Gantry crane Alat pengangkut coke untuk memindahkan coke dari coke pit ke belt conveyor.
9. HCGO Heavy Coker Gas Oil, gas oil (yang lebih berat) yang dihasilkan oleh main fractionator DCU.
10. HCGO accumulator Penampung produk HCGO di dalam main fractionator DCU.
11. Hot feed Umpan yang berasal dari unit upstream langsung (bukan dari tangki penyimpanan).
12. LCGO Light Coker Gas Oil, gas oil (yang lebih ringan) yang dihasilkan oleh main fractionator DCU.
13. LCGO accumulator Penampung produk LCGO di dalam main fractionator DCU.

Daftar Pustaka

1. “How to predict coker yield”; Castiglioni, B.P.; Hydrocarbon Processing, September 1983.
2.  Operating Manual Naphtha Hydrotreater PERTAMINA Unit Pengolahan II Dumai.