Delayed Cooked

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 didalam 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 pengkonversian 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

1. Sponge (bunga karang)

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 :

- Pembuatan electrode untuk digunakan dalam electrical furnace dalam pabrik Titanium oxide, baja.

- Pembuatan anode untuk cell electrolytic dipabrik alumina.

- Digunakan sebagai sumber carbon didalam pembuatan elemen phosphor, calcium carbide, silica carbide.

- Pembuatan graphite.

2. Honeycomb (sarang madu)

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.

3. Needle (jarum).

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

- Gas

- LPG (typical yield : 6-7% volume on feed)

- Gasoline/cracked naphtha (typical yield : 15-16% volume on feed)

- Light Coker Gas Oil/LCGO, typical yield : 35-36% volume on feed

- 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.

Aliran Proses Delayed Coking Unit

Aliran proses Delayed Coking secara umum dapat digambarkan sebagai berikut :

Aliran proses dapat dikelompokkan menjadi lima seksi yang berbeda:

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 :

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 10jam 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

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. CGO 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 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.

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.

Seksi pembangkit steam

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

· Di dalam common convection section dari masing-masing sepasang coking heater

· Di circulating HCGO steam generator.

· 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 :

· High Pressure Steam, dibangkitkan di coking heater common convection section steam generator.

· Medium Pressure Steam, dibangkitkan di circulating HCGO steam generator dan di HCGO product steam generator.

· Low Pressure Steam, dibangkitkan di continuous blowdown drum.

Seksi penanganan air dan blowdown (dipakai secara intermittent).

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 tanki penampungan inilah yang digunakan untuk membor coke yang ada di coke chamber dengan menggunakan pompa jet hidrolik ke peralatan decoking.

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 1260oC terutama untuk menghilangkan volatile matter.

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 Mencegah terjadinya foam over ke main fractionators Mengetahui ketinggian foam yang mungkin terjadi saat proses coking di coke chamber. 

Optimasi penggunaan antifoam

Mengetahui ketinggian coke saat selesai proses coking.

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.

Keterangan gambar:

1. Point source

2. Point detector

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 :

Variabel Proses Delayed Coking Unit

Coking unit dapat dioperasikan untuk menghasilkan high quality coke ataupun untuk memaksimumkan yield gas, gasoline, dan produk middle. Yield dan kualitas produk dipengaruhi oleh variable-variabel operasi sebagai berikut:

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 dri 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 aromatik serta tingkat impuritiesnya, sangat mempengaruhi kualitas dari coke.

Coke dibentuk dengan mekanisme reaksi yang berbeda, yaitu:

· Mekanisme reaksi pertama, suspensi kolodial dari senyawa asphaltene dan resin. Disebabkan oleh sifat amorphnya dan konsentrasi impurities yang tinggi, coke yang dihasilkan dari senyawa resin dan asphaltene tidak dikehendaki untuk menghasilkan high grade carbon anodes.

· 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.

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 485oC 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.

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.

Residence Time

Seperti dijelaskan dalam point V.3, reaksi thermal cracking salah satunya merupakan fungsi waktu, yaitu residence time. Semakin lama residence timenya 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).

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.

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 VI berikut ini:

Istilah-istilah

· BS&W Basic Sediment & Water.

· Cascade Penggabungan antara control satu dengan lainnya.

· Cold feed Umpan dari tangki penyimpan (bukan dari unit upstream).

· Color unstability Ketidakstabilan warna (biasanya terjadi pada produk diesel yang mengandung cracked material)

· Cracked naphtha Naphtha yang diproduksi oleh proses thermal cracking seperti Delayed Coking Unit atau Visbraker.

· 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.

· Feed surge drum Vessel penampung umpan yang berfungsi untuk menjaga kestabilan penyediaan umpan.

· Gantry crane Alat pengangkut coke untuk memindahkan coke dari coke pit ke belt conveyor.

· HCGO Heavy Coker Gas Oil, gas oil (yang lebih berat) yang dihasilkan oleh main fractionator DCU.

· HCGO accumulator Penampung produk HCGO di dalam main fractionators DCU.

· Hot feed Umpan yang berasal dari unit upstream langsung (bukan dari tangki penyimpanan).

· LCGO Light Coker Gas Oil, gas oil (yang lebih ringan) yang dihasilkan oleh main fractionator DCU.

· LCGO accumulator Penampung produk LCGO di dalam main fractionators DCU.

Daftar Pustaka

“How to predict coker yield”; Castiglioni, B.P.; Hydrocarbon Processing, September 1983.

Operating Manual Naphtha Hydrotreater PERTAMINA Unit Pengolahan II Dumai.

http://raz2305ans.multiply.com/journal/item/4

UOP Operating Manual , “Delayed Coking Unit”

http://www.tu-harburg.de/vt2/HPChE1/7-1-Industrial%20_reactions.pdf

Bahan Kuliah pertemuan ke-3 Pengilangan Minyak Bumi dan Nabati