5/26/2009
KELOMPOK 7: Agrian Peby (0606076085) Anindya Adiwardhana (0606076122) Falah Fakhriyah (0606076343)
OUTLINE Hydrogen Production and Purification Gas Treatment Unit Acid Gas Removal Sulfur Recovery Process Pertimbangan Ekologi dalam Refinery Waste Water Treatment Atmospheric Pollution Noise Control
1
5/26/2009
Hydrogen Production & Purification Hidrogen yang diproduksi dari catalytic reforming tidak cukup untuk memenuhi kebutuhan proses hydrotreating dan hydrocracking Diperlukan unit produksi hidrogen untuk memenuhi kebutuhan tersebut
Steam Reforming
Hydrogen Production & Purification Oksidasi Parsial
Steam Reforming
REFORMING Reaksi metana dan steam dengan g bantuan katalis,, p pada 1400 1500oF (780 – 816oC) CH4 + H2O Æ CO + 3 H2 Reaksi endotermis, katalis tersebut mengandung 25 – 40% nikel oksida yang terdeposit pada low-silica refractory base. SHIFT CONVERSION Karbon monoksida direaksikan dengan penambahan steam untuk menghasilkan lebih banyak hidrogen CO + H2O Æ CO2 + H2 Reaksi eksotermis pada 650oF (343oC) pada reaktor fixed-bed. Pada satu reaktor digunakan multi-bed katalis dengan tambahan pendingin eksternal untuk mencegah temperatur terlalu tinggi yang mempengaruhi konversi pada kesetimbangan.
2
5/26/2009
Steam Reforming
PEMURNIAN GAS Penghilangan g g CO2 dengan g absorpsi p p pelarut amine atau p potasium karbonat. Pelarut dikontakkan ke gas karbon dioksida dan hidrogen pada sebuah kolom absorber. CO2 terabsorbsi pada pelarut kemudian dialirkan ke CO2 still untuk regenerasi. METHANATION Sisa CO dan CO2 diubah ke metana CO + 3 H2 Æ CH4 + H2O CO2 + 4 H2 Æ CH4 + 2 H2O Reaksi eksotermis di reaktor fixed-bed pada temperatur sekitar 700 – 800 oF. Jika konsentrasi dari CO dan CO2>3%, dibutuhkan recycle sejumlah gas buang untuk membuang panas reaksi.
3
5/26/2009
Steam Reforming
Memiliki efisiensi tertinggi (70 - 85%), feednya memiliki rasio hidrogen per karbon terbesar. Reaksi berlangsung pada temperatur yang sangat tinggi, sehingga membutuhkan waktu lama ketika start up dan membutuhkan material khusus untuk peralatannya. Biaya investasi yang tinggi dan daya tahan dari katalis yang rendah Menghasilkan gas beracun (CO2)
Oksidasi Parsial
Pembakaran fuel bertekanan tinggi (800–1300 psia) dengan oksigen murni mengubah bahan bakar menjadi CO dan hidrogen. Steam digunakan untuk memindahkan CO menuju hidrogen pada tahap catalytic shift conversion. CO2 dari proses ini dihilangkan melalui proses absorbsi. 2 CnHm + n O2 Æ 2n CO + m H2 2n CO + 2n H2O Æ 2n CO2 + 2n H2 Terdapat hidrogen pada aliran gas dari proses hydrocracking dan hydrotreating. Diperlukan proses recovery agar hidrogen ini masih dapat dimanfaatkan.
4
5/26/2009
Difusi
Recovery Hidrogen (dari hydrocracking & hydrotreating) Separasi Fasa Kriogenik
Adsorbsi
Metode Proses Recovery
SEPARASI FASA KRIOGENIK Gas didinginkan g pada temperatur p p -200 hingga gg -250 oF dan tekanan 200 – 500 psig. CO2, H2S, dan uap air dihilangkan dari feed gas sebelum didinginkan. Keluarannya adalah uap dengan 90% mol hidrogen dan liquid hidrokarbon. Liquid terekspansi hingga 50 psig dan digunakan untuk mendinginkan feed gas. ADSORBSI Hidrokarbon teradsorbsi pada padatan adsorben, hidrogen akan keluar dalam kemurnian yang diinginkan. Metana yang teradsorbsi dan pengotor dapat dipisahkan dari adsorben dengan cara pegurangan tekanan dan purging. DIFUSI Pemisahan hidrogen dari gas hidrokarbon dengan melewatkan gas pada membran. Diperlukan pressure drop pada produk hidrogen untuk mendapat hasil recovery yang tinggi.
5
5/26/2009
Aspek Ekonomis Penentuan metode bergantung pada: Volume gas g Jumlah hidrogen Kemurnian hidrogen Tipe komponen Pada aliran gas yang jumlahnya kecil (kurang dari 2–3 MMSCFD) metode yang terbaik untuk dipilih adalah difusi, sedangkan untuk aliran yang besar (lebih dari 20 MMSFD), MMSFD) proses kriogenik adalah pilihan terbaik. Proses adsorbsi biasanya dipilih jika diinginkan hidrogen dengan kemurnian di atas 95%.
Gas Treatment Unit Fungsi dari dari unit pengolahan gas: Melakukan recovery y komponen p p propana, p , butana,, pentana, p , dan heksana pada aliran gas keluaran dari unit distilasi minyak mentah, coker, perengkahan katalitik, reformer, dan hydrocracker. Menghasilkan dry sweet gas, dengan kandungan berupa komponen metana dan etana yang cocok digunakan untuk bahan bakar (fuel gas) serta untuk feedstock pada unit produksi hidrogen.
6
5/26/2009
Deskripsi Proses
Gas dengan tekanan rendah (0–20 psig) dikompresi hingga 200 psig dan dialirkan ke kolom absorber-deethanizer. Lean oil dimasukkan untuk mengabsorbsi 85–90 % komponen propana, hampir seluruh komponen butana, komponen berat, dan uap yang dihasilkan dari stripping. Pada tray bagian atas sejumlah hidrokarbon ringan teruapkan dari lean oil dan meninggalkan kolom bersama gas residu. Komponen ini akan di-recover pada unit sponge absorber. Senyawa dengan berat molekul besar dan non-volatil digunakan sebagai sponge oil, yang merupakan produk samping dari fraksionator coker atau fraksionator catalytic cracker. Produk atas dari sponge oil absorber diproses dengan amine untuk menghilangkan CO2 dan H2S. H2S diubah menjadi sulfur murni pada unit pemisahan khusus.
7
5/26/2009
Deskripsi Proses
Reboiler di bagian bawah stripping menghilangkan C1 dan C2 yang terabsorbsi pada rich oil. Rich oil kemudian menuju kolom debutanizer pada tekanan 125–150 psig. Produk bawah debutanizer mengandung C4+ yang dialirkan ke naphta splitter. Gasoline alami atau naphta straight–run juga dimasukkan pada kolom yang sama. Spiltter menghasilkan C5 dan C6 ringan dari atas kolom dan lean absorption oil dari bagian bawah kolom. Produk bawah dengan jumlah lean oil yang berlebih sesuai persyaratan dapat menjadi feed unit hydrotreater atau reformer. Produk overhead dikondensasi dan dihilangkan kandungan sulfurnya sebelum dialirkan ke depropanizer.
Acid Gas Removal
Kandungan gas asam pada minyak dan gas bumi dibatasi sebesar 2 -3 % CO2 dan 4 ppm H2S. Tujuan penghilangan gas asam tersebut adalah: Mencegah pembentukan senyawa asam Meningkatkan nilai kalor gas alam Mencegah korosi selama transportasi dan distribusinya Mencegah polusi udara oleh SO2 yang dihasilkan selama pembakaran H2S dalam gas alam Mencegah pembekuan air dalam jalur pipa pada pendistribusian gas alam
8
5/26/2009
Teknologi Acid Gas Removal Absorbsi Kimia Distilasi Kriogenik
Absorbsi Fisika
Membran
Absorbsi Hibrida Adsorbsi
Absorbsi Kimia Absorbsi: Pemisahan gas tertentu dari campuran gas dengan pelarut cair. transfer massa ke dalam suatu p Untuk absorbsi kimia, transfer massa dilakukan dengan bantuan reaksi kimia. Suatu pelarut kimia yang berfungsi sebagai absorben akan bereaksi dengan gas asam (CO2 dan H2S), sehingga gas bumi yang dihasilkan sudah tidak lagi mengandung gas asam. Beberapa proses absorbsi kimia:
Absorbsi Amina
Proses Benfield
Proses Catacarb
9
5/26/2009
Absorbsi Amina Monoetanolamina (MEA) merupakan amina primer, lebih reaktif. CS2, SO2, dan SO3 dapat menonaktifkan MEA, diperlukan sebuah reclaimer. Tekanan uap MEA tinggi. Penggunaan MEA lebih murah dan kapasitas absorbsi tinggi. MEA bereaksi irreversible dengan senyawa karbonil sulfide dan merkaptan sehingga sulit didegradasi. MEA mudah mereduksi konsentrasi gas asam, mengandung kurang dari 6 mg H2S/Sm3 (0.25 grain per 100 Scu.ft). MEA
Dietanolamina (DEA) merupakan amina sekunder, kurang reaktif, dapat mengurangi afinitas H2S dan CO2 Mudah diregenerasi DEA dapat digunakan pada peralatan stainless steel dan carbon steel dengan penambahan inhibitor. Entalpi p reaksi untuk DEA dan CO2 adalah 151 kJ/kg CO2 (360 kcal/kg), 22% lebih sedikit dibandingkan MEA. DEA
Sistem amine cocok untuk kandungan gas CO2 kurang dari 10%.
Absorbsi Amina Diglikolamina (DGA) DGA merupakan amina primer Penguapan DGA kecil sehingga dapat lebih banyak diregenerasi DGA cenderung bereaksi dengan CO2 dari pada H2S. DGA juga mempunyai pH yang lebih tinggi sehingga dengan mudah mencapai 6 mg H2S/Sm3 gas (0.25 (0 25 grain i per 100 Scu.ft) S ft) kecuali untuk kasus dengan kandungan CO2 yang tinggi. DGA mempunyai entalpi reaksi yang tinggi dibandingkan dengan amine lainnya.
Metil dietanolamina (MDEA) MDEA lebih selektif terhadap p H2S daripada CO2 (H2S yang akan lebih dahulu diabsorb daripada CO2) Lebih stabil dibanding pelarut amine lainnya Lebih mudah diregenerasi Sesuai untuk gas bertekanan rendah
10
5/26/2009
Proses Benfield & Catacarb
Proses Benfield: gas sweetening dengan pelarut kalium karbonat (K2CO3) dan katalis dietanolamina (DEA). Proses ini tidak dapat digunakan secara mandiri untuk memisahkan H2S tanpa adanya CO2. Sistem Benfield cocok untuk kandungan CO2 antara 10–20%. Proses Catacarb: gas sweetening menggunakan garam potasium termodifikasi yang sangat aktif, stabil, dan katalis non toksik, serta inhibitor korosi. Amina borat digunakan untuk meningkatkan aktivitas hot potassium carbonate. Proses ini juga digunakan untuk menghilangkan COS, COS CS2 dan RSH.
Absorbsi Fisika
Menggunakan absorben yang dapat melarutkan gas asam sementara gas hidrokarbon tidak dapat larut. Pelarut fisika cocok untuk CO2 antara 10–50%. Proses kompetitif ketika kondisi di bawah ini terpenuhi. Tekanan parsial gas asam pada feed lebih besar dari 350 kPa Konsentrasi hidrokarbon berat pada feed gas rendah Diinginkan penghilangan gas asam yang banyak “Selective removal” terhadap H2S diinginkan Secara umum, umum solven fisika dapat menghilangkan COS, COS CS2 dan mercaptan
11
5/26/2009
Absorbsi Fisika
Proses Selexol Menggunakan gg pelarut dimetil eter dari p p polietilen g glikol. Unit operasi dasar yang digunakan adalah absorber, stripper, flash drum, compressor, cooler, reflux drum, pompa, dan heat exchanger. Proses Fluor Menggunakan pelarut propilen karbonat (C3H4CO3). Unit operasinya adalah kolom absorber, flash drum, turbin hidraulik dan ekspansi, serta pompa. Proses fluor terutama untuk penghilangan CO2 yang banyak. Proses ini tidak digunakan untuk selektivitas H2S dengan kandungan CO2 dalam aliran gas tinggi.
Absorbsi Fisika
Proses Rectisol Menggunakan gg pelarut methanol. Peralatan yyang p g digunakan g adalah absorber dua stage, refrigerant, cooler, 2 buah regenerator, heat exchanger, pompa, dan stream reboiler. Proses rectisol digunakan untuk pemurnian gas sintesis dari gasifier batu bara atau minyak berat. Proses Purisol Menggunakan pelarut n-metil-2-pyrrolidone untuk gas alam dengan kandungan tinggi dan bertekanan tinggi. Peralatan yang digunakan adalah absorber, 2 buah regenerator, cooler, heat exchanger, stream reboiler, dan pompa.
12
5/26/2009
Absorbsi Hibrida
Penggabungan pelarut kimia dan fisika agar mendapat hasil yang lebih maksimal. Pelarut yang digunakan alkanolamina Proses Sulfinol Menggunakan pelarut campuran sulfolane, alkanolamine dan air. y Solubilitas CO2 tinggi dalam larutan y Tingkat korosi rendah y Menghilangkan CO2 hingga 16 ppm y Kandungan air treated gas yang lebih rendah dari pelarut amina y Pelarut bersifat foam inhibitor y Lebih ekonomis
Absorbsi Hibrida
Proses Amisol Proses paling efisien karena menghasilkan perpindahan massa gas dan cair paling tinggi, sehingga tray absorber sedikit. Pelarut yang digunakan campuran metanol (fisika) dan etanolamina, DEA/DIPA (kimia) ditambah air. Peralatan terdiri dari 2 buah absorber, regenerator, kolom distilasi, dan 5 buah reboiler.
Cocok digunakan untuk synthesis gas dengan kandungan CO2 dan H2S rendah.
13
5/26/2009
Proses Adsorbsi Adsorpsi adalah peristiwa terserapnya suatu zat pada permukaan p p padatan Adsorbsi secara kimia menggunakan padatan ZnO, FeO, CuO, Ni, dan KOH. Adsorbsi secara non-kimia menggunakan karbon aktif, molecular sieve, silica gel, dan alumina. Untuk tujuan penghilangan CO2 dari gas alam, digunakan molecular sieve dan karbon aktif. Adsorbsi dapat digunakan untuk mereduksi H2S sampai konsentrasi yang sangat rendah
Mereduksi H2S sampai 0.01 ppm , dengan konsentrasi awal maksimal 200 ppm
Proses Adsorbsi Adsorbsi Besi Oksida Gas masuk ke kolom adsorbsi yang telah terisi Fe2O3 yang direduksi oleh hidrogen menjadi Fe3O4. H2S diadsorbsi oleh Fe3O4 menjadi FeS. Reaksi berlangsung pada suhu 350-4000C. Adsorbsi Seng Oksida Proses ini cocok untuk steam reforming. H2S dapat terikat seluruhnya oleh ZnO membentuk ZnS. ZnS dapat diregenerasi sehingga terbentuk ZnO kembali. Proses ini bertekanan 20-40 bar dan suhu sekitar 3704000C.
14
5/26/2009
Proses Membran
Pemisahan berdasarkan perbedaan permeabilitas gas dengan material membran.
Mebran yang digunakan adalah membran tak berpori yang asimetris dengan ketebalan 0,1 – 1,0 μm
Membran dapat dibuat dari polimer, metal, keramik
Sistem membran efektif digunakan untuk penghilangan CO2 dan uap air untuk memenuhi spesifikasi gas pipa untuk onshore dan offshore. offshore
Sistem membrane cocok untuk kandungan CO2 lebih dari 50%.
Proses Distilasi Kriogenik Proses bersuhu kriogenik dibawah 0oC. CO2 dapat p secara fisika dari g gas-gas g lainnya y dalam dipisahkan gas alam dengan mengkondensasikannya pada suhu rendah atau kriogenik. Produk atas berupa gas yang bebas CO2 dan produk bawah berupa CO2 cair yang siap dijual atau dibuang ke aquifier Cocok untuk feed dengan tekanan tinggi dan CO2 k konsentrasi t i tinggi ti i (> 50%). 50%)
15
5/26/2009
Sulfur Recovery Process 1.
• Claus Recovery
2.
• Amoco Oksidasi
3.
• Selectox
4.
• Stretford Process
5.
• Unisulf
6.
• Perbandingan Proses
Claus Recovery Tipe p Proses
• H2S dibakar parsial membentuk SO2. Sisa H2S bereaksi dengan SO2 berlebih dengan katalis alumina untuk membentuk sulfur.
Kondisi Operasi
• Tekanan gas umpan normal 15 - 20 psig. • Temperatur dalam flame adiabatik tungku reaksi adalah sekitar 1500-3000ºF. • Konverter katalitik beroperasi antara 400-600ºF.
Hasil
• Proses ini dapat me-recovery lebih dari 97% sulfur.
Jenis
• Straight throught clauss • Split flow (Bypass) process.
16
5/26/2009
Straight Throught Claus Process
Split Flow Process
17
5/26/2009
Claus Recovery
Amoco Oksidasi Tipe Proses
• Proses katalitik fasa gas, H2S dioksidasi d ng n udara d r menggunakan m ngg n k n katalis k t li alumina l min dengan untuk membentuk sulfur.
Kondisi Operasi
• Tekanan operasi mendekati tekanan atmosferik dengan temperatur maksimum keluaran reaktor oksidasi 800-1000 oF.
Aplikasi
• Mampu merecovery feed yang mengandung kurang dari 15% H2S.
18
5/26/2009
Diagram Proses Amoco Oksidasi
Amoco Oksidasi • Dapat memproses umpan Keuntungan gas dengan H2S kurang dari 15%
Kerugian
• hanya 90+% sulfur yang dapat direcovery
19
5/26/2009
Selectox Once-Through Selectox Process Æ Kandungan kurang dari 5 % H2S Three Stage Selectox Process dengan g Proses Recycle y Æ kandungan 5-40 % H2S BSR/Selectox Abating Claus Emission process Æ recovery sulfur dari claus tail gas
Once-Through Selectox Process
20
5/26/2009
Three Stage Selectox Process dengan Proses Recycle
BSR/Selectox Abating Claus Emission process
21
5/26/2009
Selectox Keuntungan
• Dapat memproses umpan dengan kandungan konsentrasi H2S besar • Katalis selectox dapat juga digunakan sebagai katalis untuk pembakaran katalitik. • Mampu merecovery 99% H2S
Kerugian
• Tidak dapat memproses kandungan olefin dan aromatik karena mencemari katalis. • Kecuali untuk BSR/selectox, hanya 96% sulfur yang dapat direcovery tanpa tailgas cleanup unit.
Stretford Process
22
5/26/2009
Keuntungan dan Kerugian Keuntungan
Kerugian
• Proses ini dapat memproses feed gas dengan konsentrasi H2S yang bervariasi.
• Konsumsi reagen-nya tergolong tinggi. • Potensi masalah – masalah operasional karena adanya flotasi sulfur • Impurities – Impurities minor yang berasal dari gas masukkan yang menyebabkan reaksi – reaksi samping yang tidak diinginkan • Banyak unit tidak mampu menghasilkan preforma sesuai dengan spesifikasi desainnya. • Kualitas dari sulfur yang diproduksi tergolong rendah
Unisulf Tipe Proses Kondisi Operasi Deskripsi
• Proses oksidasi fase cairan menggunakan larutan bikarbonat dan kompleks sodium karbonat karbonat, bikarbonat, vanadium sebagai katalis redoks
• Tekanan atmosferik dengan temperatur larutan antara 90 hingga 120 F
• Tidak dapat menghilangkan senyawa sulfur COS, CS2, SO2. Penghilangan dilakukan dengan metode BSR Unisulf
23
5/26/2009
Diagram Proses Unisulf
Diagram Proses BSR Unisulf
24
5/26/2009
Unisulf Keuntungan
• Dapat menghilangkan kandungan sulfur yang rendah • Tidak ada produk samping yang terbentuk
Kerugian
• Berpotensi terjadi pengapungan sulfur (Sulfur flotation).
Perbandingan Proses Sulfur Recovery No
Kriteria
Clauss
Selectox
Stretford
Unisulf
1.
Kapabilitas Recovery Sulfur
Konversi 97%
Konversi +96%
Konversi +99%
Konversi +99%
2.
Regenabilitas Katalis
Dapat
Tidak bisa
Regenerasi kontinyu,
Regenerasi
diregenerasi
diregenerasi
terdegradasi sebagian
kontinyu
Tidak ada
Perlu unit tail gas
Perlu incineration unit
Tail gas langsung
3.
Treatment gas buang
buang 4.
Konsumsi energi dalam satuan MMBtu/ton Sulfur
1,7
0,8
0,6
0,6
5.
Jumlah reaktor
4
3
6
6
6.
Bahan tahan korosi
Tidak
Tidak memerlukan
Harus dilapisi plastik
Harus dilapisi
memerlukan
material khusus
plastik
material khusus
25
5/26/2009
Aplikasi Industri Cl Claus
• dikembangkan pada tahun 1953 dan hingga saat ini sebanyak 300 pabrik dibangun g dan dioperasikan p ke seluruh dunia dengan g rentang g kapasitas p 13000 TPD
Amoco
• diaplikasikan untuk memulihkan sulfur pada unit amine tanpa gas (amine unit off-gas), dan sejak tahun 1959 telah dibangun sebanyak sembilan unit komersial.
Selectox Stretford
• lebih dari 5 unit tersebar di dunia
• lebih dari 150 unit telah digunakan diseluruh dunia dengan periode lebih dari 30 tahun.
Pertimbangan Ekologi dalam Refinery Fasilitas berbasis ekologi pada refinery: Pengolahan g air limbah Pengontrolan polusi atmosfer Pengontrolan tingkat kebisingan Untuk refinery baru, modal yang diperlukan adalah sekitar 15% hingga 20% dari investasi total. Biaya tambahan total untuk instalasi, operasi dan maintenance fasilitas ini sekitar 10 hingga 20 sen (US dollar) per gallon produk refinery. refinery
26
5/26/2009
Waste Water Treatment Sumber air buangan pada refinery: Air pembuangan dari kebocoran, aliran terbuka, dan tumpahan senyawa yang terbawa oleh air hujan Saluran air dari tangki penyimpanan minyak mentah dan produk minyak bumi Air desalter Saluran air dari atmospheric still reflux drum Saluran air dari pompa barometrik atau akumulator pada vacuum tower ejector Air dari hydraulic decoking pada coking drum Steam yang terkondensasi dari operasi coke drum purging Produk dari unit catalytic cracker, hydrotreater, unit alkilasi, light ends recovery, dan sebagainya Air dari cooling tower dan boiler
Waste Water Treatment
Primary Treatment Air dikumpulkan pada settling pond, pond padatan tersuspensi akan mengendap di bagian bawah, hidrokarbon akan mengapung di bagian atas. Oily sludge dipisahkan. Emulsi minyak-air dipanaskan agar lebih mudah dipisahkan Acidic wastewater dinetralkan oleh ammonia atau sodium karbonat Alkaline wastewater ditambahkan asam sulfat, asam hidroklorik.
27
5/26/2009
Waste Water Treatment Secondary Treatment Sisa p padatan tersuspensi p dipisahkan p dengan g filtrasi,, sedimentasi, atau air flotation. Steam stripping digunakan untuk memisahkan sulfida atau ammonia Solvent extraction digunakan untuk memisahkan fenol Tertiary Treatment Digunakan untuk memisahkan polutan spesifik (benzena dan hidrokarbon terlarut sebagian) Melibatkan ion exchange, chlorination, ozonation, reverse osmosis, atau adsorbsi pada karbon aktif.
Atmospheric Pollution Control
Sumber polusi dari hasil pembakaran boiler, process furnace, FCC g dilepaskan dari peralatan regenerator, serta uap hidrokarbon yyang proses dan tangki penyimpanan.
Tail gas diproses pada Tail Gas CleanUp Unit (TGCU) untuk mengkonversi hidrogen sulfida dan sulfur dioksida menjadi sulfur (99% recovery dari sulfur). Tail gas dibakar dan dilepaskan melalui cerobong asap tinggi.
Gas hidrokarbon digunakan sebagai bahan bakar pada refinery. Pada laju pelepasan besar, besar gas dibakar pada flare atau burn pit untuk memastikan pembakaran sempurna.
28
5/26/2009
Noise Control Melakukan insulasi pada peralatan yang bersuara g ((cooler fan,, turbine,, compressor, p , engine, g , dan bising motor) maupun suara stream akibat kecepatan fluida yang tinggi Refinery baru harus didirikan di area yang sangat luas / jauh dari pemukiman penduduk
TERIMA KASIH… Ada Pertanyaan??
29
