BAB II PEMBAHASAN
2.12 Proses Hydro Treating
Kenaikan pesat dalam proses catalitic reforming telah menimbulkan produk samping berupa gas hydrogen dalam jumlah dengan konsentrasi kemurnian serta tekanan tinggi. Kenyataan ini mendorong untuk proses desulphurisasi catalitic dan proses-proses lain yang memerlukan konsumsi gas H2. Kenaikan penggunaan proses desulphurisasi catalitic menggunakan gas H2 dengan relatif murah karena tersedia dalam proses catalitic reforming dan keperluan utama unit desulphurisasi feed stock. Proses desulphurisasi katalis dapat dibagi menjadi 2 golongan :
1. Menggunakan gas H2 bebas dan akibat suatu kelebihan konsumsi gas H2. 2. Menggunakan hasil H2 dalam prosesnya sendiri.
Naphtha Hydro Treating
Fungsi dari hydro treater adalah :
a) Menghilangkan kandungan sulphur dari unstabilizer naphtha sehingga 1 ppm. b) Untuk menghasilkan naphtha yang memenuhi syarat untuk feed stock dalam
proses catalitic reforming unit.
Metode yang dipakai adalah shell vapour fase hydro treating. Prinsip dari proses adalah reaksi hydrogenasi yang dibantu katalis. Katalis berupa Cobal
dangan Alumina sebagai pembawa. Reaksi-rekasi yang penting pada proses hydro treating yang terjadi adalah : Menghilangkan sulphur yang berbentuk H2S.
Mercapthan : RSH + H2 RH + H2S
Sulphida : R1SR2 + H2 R1H + R2H + H2S Disulphida : R1SSR2 + H2 R1H + R2H + H2S
Kehilangan sulphur dapat mencapai 90% lebih sulphur dihilangkan sebagai H2 dalam bentuk gas dan mudah dipisahkan dalam senyawa hydro carbon. Katalis dan kondisi proses umumnya dipilih dengan meminimize reaksi samping seperti hydrogenasi, hydro cracking, penjenuhan senyawa aromat pada kondisi operasi yang kuat, senyawa O2 dapat diubah menjadi air senyawa N menjadiamonia dan dalam fraksi berat sampai crude oil dapat mereduksi kandungan logam.
Flow Proses : Feed dibersihkan dulu dari kandungan airnya kemudian diinjeksi dengan gas H2 dari plat former selanjutnya dipanaskan pada furnace pada suhu 300oC. Feed masuk reaktor dari atas, hasil reaksi keluar dari bawah kemudian didinginkan dengan cooler kemudian masuk separator HPS, LPS untuk dipisahkan liquid hydro carbon, sour water dan gas. Gas dari separator untuk supply gas system sedang sour water di kirim ke sour water system. Liquid masuk stabilizer spliter untuk mendapatkan Naphtha untuk feed stock plate forming unit. Kondisi operasi umum catalyst Co, Mo dari alumina sebagai carrier :
Temperatur : 260 – 370 oC Tekanan : 20 – 60 kg/cm2 Spes. Velocity : 2 – 10
Sirkulasi H2 m3/m3ft : 60 – 400 Pengaruh proses variable :
a) Temperatur b) Tekanan c) Spes.Velocity d) Gas recycle ratio
Untuk feed stock unit hydro treater untuk fraksi ringan dapat berupa : a) Stright run Naphtha
b) Light Naphtha
Sedangkan fraksi kerosine, avtur dan gasoil distilate berat deasphalting oil dapat juga untuk minyak mentah dan residu.
Hydro Desulphurisasi
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.
b. Shell vapour hydro treating untuk prosesing distilate ringan. 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 Variable Proses variable antara lain :
Temperatur dan tekanan reaktor. Kualitas feed stock.
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.