PROSES DISTILAS
E. PROSES HYDRO TREATING
2. Hydro Desulphurisas
Dalam menghilangkan sulphur dalam senyawa hydro carbon dalam fraksi minyak, gas H2 dengan bantuan panas dan katalis akan memutus ikatan belerang dari ikatan
kimianya yaitu ikatan belerang dengan karbon. Kemudian senyawa H2S akan
memisahkan diri pada bentuk gas umumnya. Hydro Desulphurisasi merupakan proses unit menghilangkan sulphur dari produk-produk minyak bumi dan bermanfaat untuk meningkatkan mutu dari refinery stream. Prosesnya dalah merubah suatu impurities belerang jadi H2S. Karena reaksi dengan H2 dalam katalis yang tersedia,
banyak perusahaan minyak telah mengembangkan proses ini dan memilih bermacam-macam fariasi proses. Tetapi prosesnya secara fundamental adalah sama.
2 fersi shell dari proses antaranya :
a. Shell trical hydro desulphurisasi untuk prosesing dari hasil crack medium dan heavy distilate.
Reaksi kimia yang terjadi adalah reaksi dari mercapthan, sulphida, theopine disulphida dll. Hydro desulphurisasi juga memperbaiki mutu dan warna serta bau, warna yang tidak stabil disebabkan adanya senyawa N dalam minyak adanya bau disebabkan adanya senyawa asam yaitu O2 dalam minyak misal senyawa phenol,
componen-componen belerang lebih banyak terdapat pada fraksi-fraksi lebih berat oleh karena itu kondisi operasi gasoil hydro desulphurisasi lebih berat dari pada naphtha karena jumlah kadar belerang pada gasoil lebih banyak.
Untuk proses penghilangan kadar sulphur dalam gasoil misalkan dengan proses shell trical desulphurisasi dengan katalis : Co, Mo (Cobal Molideb) dengan Al3O3
sebagai carier. Dengan bantuan katalis ini dalam reaktor terjadi reaksi-reaksi desulphurisasi, denitrifikasi dan hydrogenasi. Dalam operasinya diperlukan gas H2
untuk mengikat S berasal dari plat forming unit.
a. Uraian Proses :
LGO setelah kontak dengan H2 dan recycle gas masuk ke HE kemudian
mengalir kedalam furnace selanjutnya masuk ke reaktor. Dalam reaktor terjadi reaksi kimia pengikatan belerang. Hasil reaksi keluar dari bottom reaktor mengalir ke vesel dimana terjadi pemisahan antara gas dan cairan, gas disirkulasikan sedang liquid masuk ke stripper atau dryer, sebagian masuk vesel kemudian dibuang ke flair dan produk light gasoil yang bebas belerang ditampung.
Pada umumnya proses desulphurisasi terdiri dari : a. Reaktor
b. Stripper da dryer c. Compressor.
LGO sebagai umpan diinjeksikan bersama-sama dengan gas H2 dan recycle gas
mengalami pemanasan pendahuluan di HE kemudian dipanaskan dalam dapur sehingga suhu mencapai 320oC selanjutnya masuk reaktor. Reaktor berupa
drum vertical yang berisi katalis. Produk dari reaktor melalui dasar didinginkan melalui HE kemudian masuk HPS dengan tekanan 51 kg/cm2 gauge. Gas yang kelura dari separator melalui jaringan induk diinjeksi dengan wash oil biasanya dipaka kero untuk menghilangkan senyawa carbon serta impurities yang terikut gas H2. Kemudian melalui HE dan masuk kevesel sebagian dibuang ke flair
sebagian masuk ke recycle gas drum untuk memisahkan cairan selanjutnya masuk ke gas compressor sebagai recycle gas. Cairan dari separator (HPS) masuk ke LPS. Bottom produknya dikirim ke seksi stripper sedang top produk mengalir ke vesel untuk memisahkan air, wash oil dan gas.
b. Seksi Stripper.
Cairan minyak dari LP dipanaskan dengan medium pressure stream mencapai suhu 171oC kemudian masuk ke side stripper kolom. Didalam stripper fraksi hydrocarbon didinginkan dengan fin fan kemudian masuk ke vesel untuk dipisahkan fraksi hydro carbon air dan gas. Pada stripper dilengkapi dengan injeksi steam tujuannya adalah untuk mengatur flash point. Botom produk dari stripper kemudian didinginkan lalu dialirkan ke dryer. Temperatur disini mencapai 94oC dengan tekanan vacum 68 mm Hg. Metode kevakuman dengan metode steam jet ejektor. Botom produk dari dryer dipisahkan ke strorage setelah didinginkan dengan udara.
c. Seksi Kompresor
Fungsinya menaikkan tekanan gas H2 disamping mengempa press gas juga
merecycle gas H2. Gas sebelum di kempa dilewatkan ke knock out drum untuk
memisahkan liquidnya. Gas inlet compressor tekanan 48 kg/cm2 dan tekanan discharge mencapai 56 kg/cm2 dan selanjutnya diinjeksikan kedalam light gasoil. d. Proses Varibale :
Proses variable antara lain :
2. Kualitas feed stock. 3. Viscosity
Disamping itu juga kualitas katalis ikut menyakseskan proses HDS.
Kenaikan suhu reaktor pengaruhnya kebutuhan gas H2 naik sampai maksimum
dan diikuti dengan sebagian cairan yang menguap karena sampai suhu 350oC akan terjadi hydro cracking, juga pembentukan coke pada katalis akan bertambah. Tekanan operasi yang dikehendaki sekitar 54 kg/cm2 dengan perkembangan kondisi peralatan dan pengaruh tekanan partial gas H2 cukup
tinggi. Tekanan gas tergantung dari tekanan gas dan recycle gas dan juga feed gas ratio. Pengaruh tekanan pembentukan coke dapat dicegah sehingga katalis life lebih lama. Penghilangan S dapat efektif konsumsi H2 naik dengan demikian
tekanan akan mempengaruhi mutu produk yang dihasilkan. Kualitas produk, mutu dari feed berpengaruh pada katalis life. Demikian juga banyaknya belerang dalam feed stock akan mempengaruhi jalannya operasi lebih-lebih apabila reaksi pembentukan coke lebih cepat berarti keatipan katalis akan turun.
e. Space Velocity.
Kecepatan bahan melewati katalis sangat berpengaruh jalannya reaksi, makin rendah kecepatannya maka reaksi makin sempurna karena waktu kontak makin lama demikian pula sebaliknya. Dengan kita kemukakan perbandingan sengan shell trical hydrogenasi dengan shell vapor fase hydro treating.
Jadi perbedaan vis velocity kg.ft/lb katalis 1-5 shell trical, 3-6 shell vapor.
Reaktor temperatur 320 – 380oC vapor kira-kira gas recycle rate 75 – 200, 50 – 150 vapor operating pressure kg/cm2 untuk shell trical 40 – 50 hydro treating 20 – 40.
Gambar : 4 - 5
LATIHAN SOAL :
a. Jelaskan tujuan dari proses Treating. b. Berikan contoh reaksi dari Merox Treating c. Ceriterakan proses alir dari Merox Treating